低渗透油藏开发技术电子教案

低渗透油藏开发技术纯梁厂动用储量分类图单位：万吨低渗油藏是我厂勘探开发的主要阵地纯梁厂2015年年产油量分布图已动用低渗透地质储量13456.5万吨，占58.1%,2015年年产油量55.5万吨，占58.4%，剩余可采储量450.9万吨，占52.1%。13456.58232.4

1471.855.525.9

13.673.9341.4450.958.1%35.5%

6.4%58.4%27.2%14.4%8.5%39.4%52.1%单位：万吨单位：万吨纯梁厂剩余可采储量分布图前言纯梁低渗透油藏开发现状表采油速度（0.41%）、采出程度（15.5%）、采收率（18.9%)，处于中高含水、低速、低采出程度阶段。目前现状前言低渗透油藏平均单井指标变化规律单井日液单井日油含水液面单井日注稳稳升稳稳一升四稳前言吨油折旧费用(元/吨)吨油人工成本(元/吨)吨油操作成本(元/吨)吨油政策性费用(元/吨)吨油折耗费用(元/吨)(13.3$/bbl)折耗率(%)2008年以来采油厂低渗透油藏开发成本变化曲线前言采油厂低渗透油藏操作成本保持相对稳定，2015年为559元/吨，占完全成本的16.7%，比分公司操作成本低（572元/吨），占总成本的25.9%。吨油完全费用(元/吨)目录一、低渗油藏存在问题及潜力分析二、改善低渗油藏开发效益的主要做法三、下步攻关方向及展望（一）十二五低渗油藏取得的主要成果纯103-3块构造井位图新区：推广仿水平井技术，建立有效驱替仿水平井技术——建立裂缝适配井网，提高水驱波及体积；实施同步注水——提升地层能量，提高单井产能。低渗透新区新增产能情况低渗透新区产能建设开发成本变化情况新区：集成技术，致密油藏实现有效动用序号井号压裂级数投产日期初期生产目前生产情况(2016.1)累油t日液t日油t含水%液面m日液t日油t含水%1樊154-平1122011/6/2179.976.857.31508155.861.6187152樊154-平2202012/3/850.126.347.6118619.710.944.8171553樊154-平3102012/2/2030.51647.615037.94.542.5102284樊154-平4112012/3/2069.23549.414767.34.242.2121425樊154-平5172012/12/2731.31649160113.98.142107826樊154-6HF172012/6/3010.55.646.7157773.451.779417樊154-平7132012/5/110.15.446.517873.92.24357948樊154-8HF112012/7/1638.716.357.9187884.643.773389樊154-9HF112013/1/2426.713.94816048.34.941.7687310樊154-10HF112013/1/2430.315.84816649.55.144.59068平均

47.722.752.41578.4105.446.110603樊154块非常规井单井生产数据表樊154块沙三中二砂组顶面构造图樊154-平1井身结构示意图利用长井段多级分段压裂水平井弹性开发，实现了樊154块、樊116块的有效动用，目前单井累油超过1万吨，预计单井可采储量为2.1万吨，开发成本为44$/bbl。（一）十二五低渗油藏取得的主要成果老区：推广差异开发技术，建立均衡驱替。在剩余油分布规律研究的基础上，以经济有效提高储量动用率为目的，通过细分层系和适配井网，结合差异化储层改造和分层注水，实现均衡有效驱替。（一）十二五低渗油藏取得的主要成果层间差异细分调整层系细分层系重组平面矢量适配部署井网井距优化水力径向射流储层差异改造分层酸化分层压裂层系与渗流阻力适配井网、钻孔与平面非均质适配改造参数与纵向非均质适配差异注采调整注采耦合分层注水注采参数适配低渗油藏差异开发技术实现流体均衡有效驱替纯17-1纯7纯17纯2纯69纯6纯12-7纯32-3纯75纯化油田沙四上构造井位图纯东新区纯69块纯75块纯17西区：2013年先导：2012年纯7块：2010-2014年纯6块：2014年纯2块：2012年老区：推广差异开发技术，建立均衡驱替。纯化油田自2010年以来，开展差异调整，覆盖地质储量4408×104t，新钻井178口，进尺45.4×104m，增建产能13.4×104t，新增可采储量228.4×104t

，提高采收率5.1%。（一）十二五低渗油藏取得的主要成果（一）十二五低渗油藏取得的主要成果高油价下，通过高投入保持了产量稳定年产液(104t)年均含水(%)年产油(104t)低渗油藏主要指标变化规律年注水(104m3)油井总/开井数口（二）存在的主要问题难建立有效驱替，水井欠注严重分类总井物性差后期堵塞泵压低欠注井数（口）108573813日欠注水量（m3）23701180973217采油厂低渗透油藏欠注井统计表油压日注39m321MPa20MPa22MPa24MPa70m325MPa43m325m324MPa66m321MPa65m315MPa18m352m321.5MPa19m324MPa50m315MPa15m321MPa纯东新区渗透率等值线图1号断块2号断块5号断块非均质严重，见效方向性强北部物性好的区域吸水能力强；

物性较好区域见效特征明显。平面上1、储层品位低，非均质性严重，开发矛盾突出梁24块53+61砂组井网分布图注水不见效区注水不见效区注水不见效区注水不见效区完成配注欠注欠注欠注完成配注纯17块小层渗透率柱状图纯17块纵向吸水剖面纯化油田C1-3组吸水指示曲线纯化油田C4-5组吸水指示曲线C1组粉砂岩C2-3组鲕粒灰岩、灰质砂岩C4-5组泥灰质砂岩启动压力9.5MPa，米吸水指数0.95m3/（MPa.m）；启动压力14.6MPa，米吸水指数0.55m3/（MPa.m）；启动压力22.16MPa，米吸水指数0.51m3/（MPa.m）。C6-9C17-19C17-53C17-22C6-10C17-64C17-31C17-3C7N19C3纯17块纯6-9——纯7N19井剩余油饱和度分布图储层物性差异大、动用不均衡层间启动压差大、分注难度大纵向上1、储层品位低、非均质性严重，开发矛盾突出（二）存在的主要问题低渗油藏2015年单井日油能力分级单井日油（t/d）开井数（口）占比例（%）单井日油（t/d）单井日液（t/d）含水（%）动液面（m）<0.510912.90.23.293.816380.5-117020.10.7586.016551-342750.51.87.576.01613>314016.54.41160.01514合计8461001.777.274.71605低渗油藏2015年单井日液能力分级单井日液（t/d）开井数（口）占比例（%）单井日油（t/d）单井日液（t/d）含水（%）动液面（m）<546555.01.22.245.518055-1019523.02.47.266.71555>1018622.02.518.986.81142合计8461001.777.274.7160533%78%279口660口低渗透油藏注水情况统计表油压（MPa）开井数（口）占比例（%）单井日注（t/d）≤1613732.221.716-2511827.816.725-3211326.618.3＞325713.49.5合计42510019.4不同注水压力等级的水井分布2、油井低产、水井欠注现象突出（二）存在的主要问题3、折旧折耗高采油厂低渗透油藏完全成本构成图分公司完全成本构成图折旧折耗上升幅度快，十二五期间吨油增长了382元；折旧折耗成本占比高达41%，比分公司高11%。完全成本：3203元/吨完全成本：2159元/吨采油厂十二五折旧变化图采油厂十二五折耗变化图采油厂十二五资产净值与折耗变化图元/吨元/吨折耗率18.6%（分公司平均为13.1%）；（二）存在的主要问题万元（三）开发效益评价无效单元低效单元有效单元减亏区运行成本亏损区运行成本>产出效益操作成本>产出效益操作成本内部收益率<12%操作成本>产出效益操作成本内部收益率>12%纯梁采油厂减亏模板37个35个9个低渗透油藏效益分类统计表创新运用三线四区经济评价模式，对全厂所有低渗基础单元进行效益评价。操作成本内部收益=12%减亏区效益分类单元数（个）单元数百分比（%）

动用储量(104t)

储量百分数（%）可采储量(104t)可采储量百分数（%）井数（口）井数百分数（%）年产油(104t)

年产油百分数（%）

采收率(%)有效3745.7656348.4123848.446058.335.463.718.9低效3543.2569942.1113544.326134.718.333.019.9无效911.112859.51877.31257.01.83.214.6总计81100.013547100.02560100.084610055.5100.018.9含水-可采储量采出程度分布图低效类型一：高液量高含水低效类型二：低液量低能量单井日液-动液面图单井日液-综合含水关系曲线低效单元：低液量低能量、高液量高含水2种类型有效单元无效+低效单元高液量高含水单元：注采失衡，液量处理费用高低液量低能量：地层压力低，作业频次高（三）开发效益评价低效类型一：低渗透油藏低效单元高液量高含水原因原因单元数（个）储量(104t)标定

采收率（%）采出

程度（%）采油速度（%）单井日液（t/d)单井日油（t/d）含水(%)井网不完善102082.318.3616.60.1410.41.387.8注水方向性强71684.219.617.10.3210.31.585.2层系适应性差101326.226.923.90.213.81.886.5总计275092.82118.70.21111.586.3低效类型二：低渗透油藏低效单元低液量低能量原因原因单元数（个）储量(104t)标定采收率（%）采出程度（%）采油速度（%）单井日液（t/d)单井日油（t/d）含水(%)注采不见效6460.18.56.30.12.90.5182.6物性差、注水难度大6392.014.412.80.226.41.1182.6储层堵塞5964.819.813.30.386.31.5478.5总计171816.915.111.40.275.61.2277.9（三）开发效益评价低液低能物性差、注水难度大注采井距大储层堵塞协调供排关系精细注水管理储层改造樊31；纯19梁4；樊23纯41；樊124井网不完善层系适应性差注水方向性强高液高含水单层突进明显低成本调剖封堵技术分层酸化分层注水适配井网协调注采关系精细注采调配井网重构纯75、樊15纯69；纯5沙四樊12；梁20樊29；樊128

纯26；纯6纯东新区；纯2问题对策典型单元低效变高效、无效变有效有效再提效保持井网完善注采比优化能量保持水平优化+++供排关系优化纯2、纯26等低渗油藏提质增效潜力分析（三）开发效益评价目录一、低渗油藏存在问题及潜力分析二、改善低渗油藏开发效益的主要做法三、下步攻关方向及展望（一）更加注重适配井网，建立有效驱替（二）更加注重井网重建，增加水驱控制储量（三）更加注重油藏动态分析，精细注采调配（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系（一）更加注重适配井网，建立有效驱替樊144块沙四上构造井位图孔隙度：12%渗透率：5×10-3μm2

粘度：1.26mPa.S递减25.1%平均单控可采1.4万吨递减10.9%平均单控可采2.0万吨樊144小井距开发单控可采标定樊144大井距（适配井网）开发单控可采标定注采井距：200m半缝长：150m注采井距：250-320m半缝长：200m大型压裂缩小井距注入压力水质管理适配井网高油价建立有效驱替方式更加注重低油价提质量

增效益1、建立适配井网，完善注采结构以建立有效驱替、提高水驱波及系数为目的，优化井网井距，强化剩余油的量化研究，合理优化投产层位和投产方式，结合变密度射孔、分层酸化、分层注水等技术，建立起适配井网，改善低渗油藏的开发效果和效益。井排方向优化砂体展布研究储层物性研究非均质性研究技术井距研究经济井距研究分层压裂分层注水量化剩余油水淹层识别优化射孔方式确保有效驱替井网形式优化低渗透油藏适配井网以砂体展布定井网井距以导流能力定工艺措施以剩余饱和度定投产层位以应力方向定井排走向分层酸化低渗透油藏适配井网调整思路利用数模技术对三种转注方式下的开发指标进行对比，当转注井排方向与地应力方向保持一致时效果最好。不同井排与地应力方向夹角下日油对比曲线以应力方向定井排走向与地应力夹角90°与地应力夹角45°与地应力夹角0°基础井网1、建立适配井网，完善注采结构纯17-1块C3-5层系井网适配部署图二O一一年十一月纯17-1块C1-2井网形式部署图以砂体展布定井网井距01002003004000102030405060空气渗透率，10-3μm2极限控制井距，m(30,215)(10,112)纯化油田技术极限井距计算图版纯化油田经济极限井距计算图版1、建立适配井网，完善注采结构更加注重剩余油量化研究加大了主力单元模型化，64个开发单元95%已有完成地质模型，利用数模量化剩余油分布。加大了动态监测力度，饱和度测井15口/年，吸水剖面50-60口/年，压力测试60-80口/年；建立了不同油藏水淹层识别图版；量化剩余油分布油组小层砂层层段0.460.480.520.54纯26块含水率模型纯6块精细地质模型纯26块各小层剩余油分布图以剩余饱和度定投产层位剩余油饱和度1、建立适配井网，完善注采结构电阻率（Ω.m）AC(μs/ft)电阻率（Ω.m）AC(μs/ft)C1组长石粉砂岩水淹层识别图版C4组泥灰岩水淹层识别图版1492m4642m1490m1587m1765m1576m1724m1601m1642m累油1462吨纯11-斜87井开发曲线纯11-斜87井测井曲线图电阻率Ω.mC1S3X34按照C1组砂岩标准为特强水淹；从岩性上看为灰质粉砂岩，重新解释为油层。建立了不同岩性水淹层的评价图版指导油井投产以剩余饱和度定投产层位1、建立适配井网，完善注采结构以剩余饱和度定投产层位纯32-26测井图C2-H1C1纯12-纯32-18井含油饱和度分布图纯12-纯32-18井渗透率分布图C12C12-124C12-121C32-18C12C12-124C12-121C32-18纯32-26井开发曲线208m563m856m通过变密度射孔均衡层间物性、含水差异高含水淹层避射；低动用层、物性差层增加射孔密度。C1组水淹程度高，射孔C2-H1,C3-5组物性差，增加射孔密度。1、建立适配井网，完善注采结构纯25块地层压力分布图C25X13C25X18C25X13-C25X18导流系数分布图C1C2C3C4C5以导流能力定工艺措施纯25块沙四上储层渗透率分布图

多层合采时总的产液量为：层数物性生产压差根据储层物性、地层能量保持状况、含水状况制定投产措施。1、建立适配井网，完善注采结构纯25块注采开发曲线+7+45+35-47%+3+74纯25块平均新井产量情况部署新井7口，日增油35吨，综合含水下降47%，区块开发效果得到明显提升。通过精细注采完善，实现了边际区块的高效开发。注采对应率变化曲线开发指标明显变好典型区块纯25块构造井位图1、建立适配井网，完善注采结构保持油水比例不变,以不同总流速驱替油水驱替速率比1:1油水驱替速率比1:10油水驱替速率比1:20相同的流速下，油相需要更高的启动压力。2、提高注入压力，确保按需注水随着驱替速率的增加，启动压力梯度逐渐降低，开发初期通过提高泵压保证注水效果。岩心号气测K(毫达西)油水驱替比例1：11：101：20残余油下水驱实验结果83-3-20.556含水饱和度0.54780.63050.66530.7011启动压力梯度(MPa/cm)0.008410.00710.00600.004683-5-121.762含水饱和度0.52240.59290.66060.7217启动压力梯度(MPa/cm)0.006240.00510.00430.003683-5-72.302含水饱和度0.53170.61820.67380.7352启动压力梯度(MPa/cm)0.004440.00390.00320.002389-3-114.1229含水饱和度0.55210.64140.68420.7411启动压力梯度(MPa/cm)0.001840.00150.00140.001383-4-57.396含水饱和度0.50370.62010.67110.7502启动压力梯度(MPa/cm)0.001370.00120.00110.0009不同驱替速率两相启动压力实验结果汇总表（高89）2、提高注入压力，确保按需注水

假设在注水井周围形成稳定的流动区域，水井注入量为Q，注水井和生产井距为2R，考虑启动压力梯度，计算井口注入压力：利用考虑启动压力注水压力计算公式确定室内实验结果：井控半径地层系数启动压力纯111井区构造图纯103井区构造图增压注水见效油井生产情况统计表计算纯103块井口注入压力为30.5MPa，将系统压力提高到32MPa，实现按需注水。2、提高注入压力，确保按需注水低渗油藏存在边界层，有效孔喉半径小，液相渗透率只有空气渗透率的1/10，必须确保注优质水。3、强化水质管理，确保注合格水粘土矿物含量与边界层厚度关系低渗透典型单井孔喉特征参数统计表纯梁低渗透油藏分油藏类型水质标准油藏类型渗透率分级动用地质储量区块水质标准固体颗粒直径一般低渗透10mD～50mD6680纯6、纯17、纯7、纯32、纯2、纯69等A2≤1.5特低渗透3mD～10mD4615纯103、樊151、樊144、樊147、高890、梁24、纯107等A1≤1致密油≤3mD1197樊154、樊128等A1≤0.5水源供往油田供往注水站精细过滤装置过滤方式水质标准是否达标首站纯化纯化及小营油田纯一注、纯二注、纯三注、纯四注、纯五注、纯六注、纯九注、纯75注、小营注、纯七注、纯八注、纯十注纯一注、纯五注、纯七注、纯八注、小营注两级沉降（改性）+钛金属膜过滤A2√樊家输油站污水大芦湖油田樊一注樊一注沉降除油+SSF+金属膜过滤A1√就地分离污水+清水F41块樊五樊41沉降除油+金刚砂+金属膜过滤A1√明化镇清水纯化外围、梁家楼外围、大芦湖、乔庄、正理庄、高青梁24、纯107、梁228注、樊120、樊120-3

无A2√樊147注、高890注、樊二注、樊128注、樊147、高890、樊二注、樊128钛金属膜过滤A1√樊154注、梁203注、梁四注、樊六注、乔二注樊六注钛金属膜过滤A2√纯梁低渗透精细过滤装置开展水质大调查，确定水质标准3、强化水质管理，确保注合格水源头抓水质优化首站污水加药方案改造樊家站污水处理系统1×500m3一次除油罐新建1×100m3缓冲罐改造2×200m3混凝沉降罐改造金属膜新建200m3外输水罐新建樊1注提升泵新建核桃壳新建樊2注金刚砂新建减少污泥量28.9吨/天方水费用降低0.5

元序号加药位置药剂名称投加浓度

（mg/l)加药量

（t/d)加药方式1混合反应罐30%NaOH溶液100020.5连续2混合反应罐助凝剂4.00.08连续3二次罐进口杀菌剂350.74每三天冲击4过滤罐进口清洗剂1.10.75连续调整药剂配方3、强化水质管理，确保注合格水优化首站污水药剂配方

30%NaOH溶液替代碱度

调节剂(Ca(OH)2+NaOH)加强现场药剂质量检测确保关键设备运行时率100%污水站健全沿程水质监控系统健全监控网络，建立预警机制沿程控水质建立三级水质分析制度建立月度考核兑现制度5座污水处理站，17座注水站，35座配水间，38口注水井监控系统加大注水站及管线清洗力度2015年下半年采油厂储水罐清洗53座，占采油厂总罐数76座的70%。3、强化水质管理，确保注合格水对纯五注、纯一注、高890注、樊147注、纯七注等4座注水站精细过滤装置滤芯进行清洗。对樊一注、樊147注、高890注水管网系统采用表活剂+杀菌剂进行了化学方式清理。对纯一注、纯二注、纯八注等10座注水站管网系统采用“高压气脉冲”物理法清洗。实行采油厂月度分析、三级单位旬度分析、水处理站（班组）日分析制度井口保水质井口水质达标率固定洗井流程可回收式方池子活动罐车组3、强化水质管理，确保注合格水定期洗井与按需洗井相结合根据每一口水井的具体情况，

配套了固定洗井流程、可回收

式方池子、活动罐车组等洗井方式采用大排量洗井、氮气助排一是二是三是强化洗井（mg/L）（mg/L）

樊29块属于低渗透油藏，今年通过水质改性，并加强水质管理，定期清罐、冲洗管线、水井洗井，有效改善了注水水质，目前井口水质A1级，满足油藏需求。注水站出口水质化验指标注水井井口水质化验指标（樊8-14）樊29块吸水指数、启动压力变化曲线注污水注水站改造后注清水（污改清）注污水注水站改造后注清水（污改清）樊29块自然递减变化图自然递减（%）3、强化水质管理，确保注合格水樊29块构造井位图1、加大水井工作量，建立有效水驱井网一是明确欠注原因，攻欠增注层内差异：层内非均质性和含水饱和度有差异，机械分层无法实现层间差异：不同层系岩性、物性、非均质性有差异，需分层系改造岩性差异：岩性差异对酸液体系选择要求高

机械分层酸化工艺化学分层酸化工艺优选酸液体系：复合酸解除近井污染，多氢酸基质深部酸化）泵压低升压储层物性差酸化增注油层堵塞储层改造分层欠注欠注层增注炮眼堵塞氮气返排增注对策酸化增注工艺优化（二）更加注重井网重建，增加水驱控制储量2015年实施增注井34口，措施有效率88.2%，日增注水量995m3，2015年单井增注费用由18万元降到12万元，对应20个油井见效，日增油18.5吨，累增油2622吨。分酸分注一体化管柱问题增注方法二是加强分层注水，减轻层间干扰细化层间矛盾,利用补偿锚定技术、分酸分注一体化技术改善层间吸水差异。1、加大水井工作量，建立有效水驱井网C26-68井渗透率柱状图C26-68井组日度注采曲线1245m1201m1258m1236m+0.8t75%分注前分注前C26-68合注吸水剖面三率示范区（纯26块）自然递减率（%）C26-68分注吸水剖面C26-68井区构造图C26-68井分注管柱全力加大水井工作力度低渗油藏注采对应率低渗油藏分注率低渗油藏层段合格率%%%

2015年实施水井93口（投转注17口），增加日注水量1711m3，日增油26.6吨，增加/恢复水驱储量233.5万吨。水井工作量柱状图（m3）井次（口）增加日注水量柱状图1、加大水井工作量，建立有效水驱井网采油厂低渗透油藏停产油井统计表采油厂低渗透油藏停注水井统计表井网完善是保证低渗透油藏高效开发的关键，低油价下，停产井恢复重建井网是提高开发效益的有效手段。2、加强停产井治理，恢复水驱控制井网停产原因井网是否需要井数影响日油（吨)损失储量（万吨）损失可采储量

（万吨）套坏停产是2614.3106.612.7否42.2182小计3016.5124.614.7低产低液是3612.212611.2否12444.43小计4816.2170.414.2高含水停产是3311.9158.412.5否51.717.51.9小计3813.5175.914.4地面限制是271497.210.8否31.611.71.2小计3015.6108.912其他是5410.8818.1否12024.018018小计17434.826126.1小计是17663.2569.255.3否14433.5271.626.1合计32096.7840.881.4停注原因井网是否需要井数影响日注（立方米)损失水驱储量（万吨）套坏停产是14183.4102.2否0

小计14183.4102.2欠注是2496115.2否154.6小计25101119.8地面限制是662.432.4否

小计662.432.4无功注水是2721656.7否3186小计3023462.7其他是147735否2011050小计443.212.8小计是85634.8341.5否2413360.6合计109767.8402.1酸化补孔卡封纯梁采油厂措施增油界限图版停产井治理思路分析停产停注原因，按照“效益优先”、“恢复失控储量”的原则，强化挖潜潜力评价，注重层系井网的重建，加强工艺适应性评价，制定合理的技术对策，深挖停产井增效潜力。扶停原则统筹考虑井网完善优先考虑经济效益单井经济评价井组潜力评价单井技术对策综合考虑工艺适应性提前落实地面可行性工农关系处理治理思路有恢复潜力的停产油井106口，影响日油46.6吨，损失储量417万吨，损失可采储量41.3万吨，资产净值为

2.67亿元；

有恢复潜力的停注水井45口，影响日注水量374m3，损失水驱储量209.5万吨，资产净值为0.37亿元。

停产井恢复潜力2、加强停产井治理，恢复水驱控制井网治理对策挖潜重点方向技术对策纵向挖潜高渗层水淹状况主水淹、主流线高液高含水低液高含水低液低含水泥质堵塞、污染卡封、补孔，释放非主力层潜力完善注采井网、非主流线方向、非主力层挖潜酸化引效、防砂低液原因、非主力层挖潜主力层水淹状况储层连通性作业污染、出砂停产原因水质差储层物性差改善源头沿程水质，酸化解堵欠注井况差套损酸化改造、单体增压泵系统升压泵压低换套、大修、水泥封堵、膨胀管补贴地面原因井口刺漏换井口主要矛盾技术对策关停原因停产油井治理对策停注水井治理对策2、加强停产井治理，恢复水驱控制井网低渗透油藏扶停油井潜力统计表(50$/bbl)低渗透油藏扶停水井潜力统计表(50$/bbl)措施类别井次（口）日增油（吨)平均单井日增油（吨）恢复动用储量（万吨）恢复水驱储量（万吨）恢复可采储量（万吨）卡封11224.493.293.28.6套损治理7103.452.852.85.8检泵恢复1118.43.686.686.69.4补孔7175.657576.4小计3667.417289.6289.630.2项目井次日增注（口）恢复水驱储量（万吨）恢复可采储量（万吨）预计对应油井（口）

初增油（吨）累增油（吨）检管增注123601025.810.41768检管分注412032.82.61.4238大修封堵412026.631.4238转注2602143510其它824057.262.2374小计30900239.621.418.43128采油厂2015年停产井恢复效果统计初期日增油实施油井16口38吨目前平均单井日油1.5吨恢复动用储量102.8万吨恢复可采储量23.2吨当年利润592万元纯63-斜8井开发曲线图打捞酸化恢复C71-6井日度生产曲线层位C1-51457m1638m1544m1462m按照油水井一体治理思路完善井网日液（t）日油（t）含水（%）注水（m3

）2、加强停产井治理，恢复水驱控制井网实施水井15口恢复水驱储量112.5万吨液面（m）C71-39C71-6C63X8C63-4纯69块构造井位图低渗透油藏调配原则（三）更加注重油藏动态分析，精细注采调配（%）含水与含水上升率、采出程度关系曲线含水上升率采出程度含水在40％左右时采出程度增速变缓。无因次采油指数大幅度下降。可采储量大部分都在低含水期采出。延长低含水采油期或无水采油期至关重要。无因次采油指数、无因次采液指数曲线（%）含水上升率采出程度低渗油藏渗透率低、提液难度大中低含水阶段采出程度高平面注水方向性强、纵向单层突进严重，注水利用率低控含水扩波及调配原则储层改造进一步加剧了低渗透油藏非均质性，波及面积减小。不同渗透率极差下波及系数改造前级差5.6级差22.7改造后樊147块压裂前渗透率分布直方图樊147块压裂后渗透率分布直方图综合含水（%）年产油量（万吨）樊12块含水与采出程度关系曲线采出程度（%）开发实践表明超过60%的可采储量在低含水期采出。（三）更加注重油藏动态分析，精细注采调配C6-9C17-19C17-53C17-22C6-10C17-64C17-31C17-3C7N19C375.8%42.2%纯17西区C1-3组含水率分布图纯17西区C4-5组含水率分布图中强淹中等水淹纯17块纯6-9——纯7N19井剩余油饱和度图纯化油田西区沙四上平面物性分布图

K>30×10-3

m2

K<10×10-3

m2

K=10-30×10-3

m2

（三）更加注重油藏动态分析，精细注采调配调配原则：分层系矢量调配，控制高渗层单层突进，扩大层间波及系数（1）薄互层分层系矢量调配原则H1H3H4H5井网较完善温和波动注水，注采比保持在1.2见效井区不见效井区高部位温和注水，低部位加强注水，提高注采比2.2高注采比，边部加强注水中含水阶段，含水上升快控制注采比1.0，周期注水H52、H53层单一、相对较厚控制注采比0.95，油水井联动层系特点2015调配原则纯26块红三组构造井位图纯26块红四组构造井位图边低部加强注水不见效区高注采比2.9见效井区注采比2.2，水井周期注水C26X01C26-42C26-10C26X11C26-17C26X06水井周期注水同一排水井同周期相邻井排高低注不同期高低高低（三）更加注重油藏动态分析，精细注采调配调配原则：分层系矢量调配，控制高渗层单层突进，扩大层间波及系数（1）薄互层裂缝方向井网不完善樊29块43小层剩余油分布8-188-148-128-5098-88-108-51142434445剩余油主要在油藏的顶部富集排状波动注水机理稳定注水时的水驱示意图波动注水时的水驱示意图水井水井强注弱注水井井排水井井排弱注强注水井井排水井井排剩余油分布示意图调配原则：变井排波动注水，控制主流线方向水线推进速度，扩大井排间波及。（三）更加注重油藏动态分析，精细注采调配（2）厚层低渗序号模式累采油(104m3)采出程度(%)含水(%)1平行裂缝139.2929.7952垂直裂缝142.1130.3953平行垂直交替144.4530.895不同井排波动下采出程度统计表升升降+4.6t升+39m3樊29块月度开发曲线（三）更加注重油藏动态分析，精细注采调配调配原则：变井排波动注水，控制主流线方向水线推进速度，扩大井排间波及。（2）厚层低渗调配原则：分井组均衡驱替，扩大非主应力方向波及，延长低含水采油期。樊147-樊151块有效厚度等值图压裂裂缝产状对水驱油效果影响的模拟曲线樊147-樊151块渗透率等值图裂缝窜通暴性水淹樊144-20井组注采曲线（三）更加注重油藏动态分析，精细注采调配（3）特低渗透高890-22吸水剖面高890-21小层渗透率水窜井组注采耦合常规井组波动注水（三）更加注重油藏动态分析，精细注采调配调配原则：分井组均衡驱替，扩大非主应力方向波及，延长低含水采油期。（3）特低渗透稳升井组指标稳升单元指标自然递减指标含水上升率

水驱指数存水率低渗透油藏开发形势得到有效改善（三）更加注重油藏动态分析，精细注采调配（1）释放非主力层产能纯6块各小层渗透率分布图纯6块各小层砂体厚度分布图（mD）（m）纯6块纯1-2组非主力层砂体分布图纯6块纯1-2组非主力层剩余油饱和度分布图在效益评价的基础上，剖析低效井的原因，加强非主力层潜力论证，优化剩余油富集、具有较好增油效果的层进行补孔，释放油井产能，使无效变有效。纯6块纯非主力层剩余油丰度分布图挖潜对策：加强论证（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜补孔、封堵、调剖剩余油分布状况隔夹层分布产能论证压力保持水平C6NX31纯6-更斜31井测井图C6-39C6-26C6NX31C6-7C11C12C21C24C6NX31井组C23+4小层剩余油饱和度图C6-39——C6-7井剩余油剖面图主力层C11、C12小层特强水淹，补孔C13、C21、C22、C23、C24等非主力层。纯6-更斜31井生产曲线累油：1095吨累水：6684吨598m867m972m550m1018m1017m1330m1298m1414m1385m2.62.3年增油

（t）油价（＄/bbl）不同油价下补孔措施极限年增油2015年低渗油藏补孔挖潜21口，40$/bbl时，18口井在利润区以上，当年累增油0.98万吨，实现利润738.4万元。（1）释放非主力层产能C13C24C21C22C23ML1/ML2R4主力层非主力层（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜存在问题岩性复杂层间非均质性强常规酸化增产效益差对策分层酸化提效果改进施工管柱降费用纯25块各小层渗透率分布纯25块各小层隔层厚度分布图（m）（mD）（2）利用分层酸化缩小层间差异深部酸化：潜在酸能发生多级反应，逐步生产酸再与岩石作用，释放H+离子的速度比盐酸直接释放H+离子慢，因而酸岩反应慢，实现深部处理。6CH20+4NH4XC6H12N4+4HX+6H2O高渗层处理低渗层处理时间压力（MPa）转向分层：施工中酸液优先进入高渗层，因稠化作用提高储层注入压力，迫使酸液进入低渗层。层多、层薄、地层压力差异大水淹级别差异大连通阀+水力锚+K344封隔器节流开关1K344封隔器节流开关2酸化球座酸化施工管柱图连通阀+水力锚+1、2级Y341封隔器开关13级Y341封隔器开关2酸化球座优化改进（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜自主研发稠化潜在酸纯35-12井酸化实时施工参数图盐酸下层施工上层施工盐酸复合酸稠化潜在酸下层表皮系数变化上层表皮系数变化酸化过程中表皮系数变化趋势

2015年实施老井酸化9井次，措施有效率88.9%，累计增油1780吨，实施补孔酸化井23井次，措施有效率78.8%，累计增油6650吨。同去年相比，平均单井降低成本10.2万元。酸化井吨油成本变化图补孔酸化井吨油成本变化图吨油措施成本（元/吨）吨油措施成本（元/吨）325元/吨281元/吨提高了储层改造效果，增加了开发效益（2）利用分层酸化缩小层间差异（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜C25X18井测井图分层酸化C2C3C4C5纯25-斜18井各小层渗透率分布图1592m884m1600m1722m1023m1587m10.5t6.6t累油2408吨C2-3C4-5（mD）（2）利用分层酸化缩小层间差异第一层第二层纯25块构造井位图（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜纯2-36测井图C1C2C3C5C4S3X-C1封堵S3X-C2纯2-36井构造井位图96.1%65.2%纯2-36井生产曲线（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜封堵炮眼：利用超细水泥封堵，挖潜层间剩余油（3）推广低成本封堵技术封堵强水淹层，酸化非主力层，日增油5.8吨。（4）推广低成本水井调剖技术（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜针对纯化油田含水小层多、层间压差的问题，优化堵调工艺，降低层间压差，实现均衡水驱，有效注水。协调层间差异封堵高渗层微球调剖封堵炮眼微球调剖（1）微球调剖（2）不同油价下封堵措施极限年增油年增油

（t）油价（＄/bbl）C25-3纯17块西区C1-3构造井位图纯25-3调后吸水剖面纯25-3调前吸水剖面C25-3井日度注采曲线C17X241863m1383m1017m1063m3.22.5对应井组年增油215吨拟渗流阻力系数纯25-3井区拟渗流阻力分布图为实现层间吸水差异，通过微球调剖减少拟渗流阻力系数差异。（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜微球调剖优点缺点主吸层仍需注水，隔层无法满足层间分注，层内调堵可不动管作业、原材料价格适中（4-7万/口）封堵程度不好控制（4）推广低成本水井调剖技术微球调剖（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜（4）推广低成本水井调剖技术封堵炮眼机理：用悬浮液携带表面涂有树脂的颗粒小球注入油井射孔井段，悬浮液进入地层，涂树脂的颗粒小球由于直径较大不能进入地层而过滤堆积在炮眼处，高压下形成致密滤饼，在地层温度和井筒与地层之间的高压差作用下，经压实固化作用，形成耐温耐压的坚硬栓塞，从而将炮眼有效封堵。优点：不需要钻塞，施工候凝24～48小时后，用原封堵管柱将套管中的堵剂冲出。减少了钻塞、刮管等工序，若一次封堵失败，可不动管柱，利用原封堵管柱进行二次封堵。可降低作业费用30%～50%，减少1/3～1/2的作业时间封堵层封堵层封堵层示意图（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜（4）推广低成本水井调剖技术封堵炮眼CNX2井施工前后注水曲线CNX2井区构造井位图(C3-5)CNX2井测井图C1C2C3C4C5CNX2相对吸水量（前）纯2块分小层渗透率柱状图CNX2吸水指数变化曲线注水量（m3/d）注水压力（MPa油井卡封封堵井次油井卡封封堵初增油油井卡封封堵年增油水井调剖封堵井次水井调剖封堵对应油井初增油油井卡封封堵年增油

水井封堵调剖11井次，对应油井初期增加日油能力19.4吨，年增1915吨，平均单井年增油174吨，实现利润321.5万元。

油井卡封封堵井次10口，平均单井出增油2.0吨，单井年增油276吨，40$/bbl时，全部为效益产量，实现利润738.4万元。（四）更加注重低成本技术应用，精细层间效益挖潜低渗透油井生产特点2015年纯梁厂供排不协调井统计（2014.12）（口）（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系1、加强低效井治理低渗透油田部分单井液量低有三个方面的因素：油井结垢严重、存在层间干扰和部分井生产压差不合理。对全厂低液井进行分类，从机理上进行低效原因剖析。液量（t）油井结垢层间干扰生产压差不合理炮眼结垢储层砂埋泥质堵塞高能量、大沉没度高能量、高含水流动系数差异大压力不均衡含水级别差异不同表皮系数下IPR曲线流压（MPa）碳酸钙Ksp=3.36×10-9碳酸镁Ksp=6.82×10-6污水中碳酸钙和碳酸镁的预测结垢量均为为0.81mg/L，B＞0说明有结垢趋势。温度对碳酸钙、硫酸盐溶解度的影响储层结垢测算依据：样品酸不溶物氧化铁碳酸钙碳酸镁三氧化硫注水井水表垢样19.8%28.0%25.1%2.0%0加药井水表垢样24.6%14.0%27.9%3.0%0纯17块现场垢物分析结果酸溶实验结果显示，垢物的主要成分是碳酸钙和氧化铁。式中：B--水质稳定后水中碳酸钙的结垢量，mol／L；

m,a--初始条件下水中Ca2+,CO32-的浓度，mol／L；

Ksp—CaCO3的溶度积；（1）油井结垢现象突出（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系以纯41块为例，

2014年检泵作业33井次，作业频次高达0.8，平均检泵周期197天，2015年腐蚀结垢治理后检泵周期增加至412天，延长了215天。（2）多层开发层间干扰严重15mD10mD6mD2mD1mD概念模型设计K=15mDK=10mDK=2mD多层合采各小层产量多层合采各小层产量所占比例纯化油田比采液指数与有效厚度关系曲线单采合采纯23-4井测井图改层C11-C52合采SPCONDR4ACML1/ML2C23-4井生产数据表C1C2C4C3C5（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系2015年实施层间干扰治理14口，初期日增油19.6吨，年累增油3943吨。（3）生产压差不合理在低渗透油藏中，考虑启动压力梯度和介质变形的产量公式为：常规低渗透采油指数随生产压差变化曲线C17X67井组生产曲线泵加深、上调冲次1476m1398m1060m921m1023m冲次2.8，泵深1560m冲次2.8，泵深1800m冲次3.5△P(MPa）Q/△P（m3．d．MPa-1）（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系低渗透油藏采油指数随生产压差变化是先上升后下降，说明低渗透油井存在合理的生产压差。在低含水期，适当放大生产压差；在中高含水期，适当控制生产压差。（3）生产压差不合理区块整体提液与注采完善相结合增加注水量协调供排单井液量（t）单井日油（t）纯6-3单元开发曲线完善注采井网提高注采比优化供排关系注采耦合控含水单井沉没度（m）恢复地层能量（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系纯6-3构造井位图效益提升单井产量增加1.7吨无效低效2.2吨有效高效8.9万元维护投入增加实施后6.2万元实施前+2.7万元+0.5吨实施后实施前实施后实施前提高单井产能技术对策表利用检泵时机，对低效井进行维护性措施处理，提高单井产能。磨铣酸化冲/捞砂酸洗助排小泵深抽调整参数换大泵卡封封堵不协调表象治理对策14口7口25口5口22口9口6口4口油井结垢层间干扰生产压差不合理平均单井累增油105吨，实现利润648万元。2015年实施92口（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系利用低渗透渗吸作用指导间开2、实施间歇采油创效采收率/%050100150200250渗透率/mD453525155岩心渗透率对渗吸驱油效果的影响渗吸速度渗吸速率变化曲线影响渗吸作用的因素（1）渗吸速度受渗透率、毛管力、压差、粘度等因素的影响；（2）基质渗透率越低、毛管半径越小，毛管力越大渗吸速度越大；原油粘度越小，渗吸速度越大；压差越大，渗吸速度越大。（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系间开测试汇总连续测试汇总井号测试日期测试时长(h)产液量(t)动液面（m）电量(kwh)间开制度测试日期测试时长(h)产液量(t)动液面（m）电量(kwh)T81-5111月20日141.28174698.420:00-10:001月21日241.441753159.36F21-221月24日182.0771721

6:00-12:001月25日242.9617371023月24日1.365

3月28日241.25

F231月24日205.1721737

6:00-10:001月25日245.38218641363月23日3.751750

3月30日

3.698

测不出91.23月25日3.968

3月31日3.83

F23-24月15日218.803测不出10218:30-21:304月19日2410.96测不出116.64月16日9.573

4月20日8.67

4月17日10.73

4月15日241.639测不出85.2F20-7184月11日205.856测不出7118:30-22:304月16日4.307

4月13日4.598

5月23日247.04

4月14日4.482

5月24日6.89

C16X45月19日226.31

19:00-21:005月25日7.03

5月20日5.60

5月26日6.77

5月21日6.32

5月27日6.63

5月22日6.06

5月28日6.8

间开井产液量测试表2、实施间歇采油创效一是制定合理的间开制度Q液<5吨间开不影响液量（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系Q液>10吨间开井液量下降5<Q液<10吨间开基本不影响液量，影响幅度小于6%2、实施间歇采油创效T81N3基础信息表日液（t/d）1.2日油（t/d）0.7含水（%）38.5动液面（m）1712泵深（m）1787.93泵径（mm）44油层中深（m）2660.45混合液密度(g/cm3)0.91267冲程（m）4.3冲次（次）1.2泵效（%）30利用连续测液面确定停井时间利用合理沉没度确定开井时间D:泵径S:冲程ηo：泵效qo：间歇前产液量T开=10.1小时Atc：油套环空面积T81N3井液面恢复曲线（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系液面恢复曲线公式设为：所以

推得T停=X：液面y：泵深渗透率

（10-3um2）液量范围（吨）地面情况井数（口）采油方式平均日液（吨）日油（吨）含水（%）液面（米）K>10>10进流程或单井拉油距离近186连续采油18.92.586.811425<=K<105<=Q<10195长开短停间歇采油7.22.466.715553<=K<5Q<5305对称半周期间歇采油3.11.453.51765K<3Q<5115短开长停间歇采油1.80.759.41861K<3Q<5单井拉油、边远井45长周期间歇采油1.30.748.41856合计

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7.21.875.01605采油厂油井生产情况统计表2、实施间歇采油创效对液量小于10吨的井优化间开制度。（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系二是由单井间开升级到区块整体间开陆续全部实施间开高89地区构造井位图大芦湖管理区流量计变化曲线单井间开区块间开日油（吨）（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系类别时段电费单价低谷时段23点-7点0.286平峰时段7点-8点，11点-15点，22点-23点0.7151高峰时段8-11点、15-19点1.1446

尖峰时段19点-22点1.21567根据山东省“削峰平谷电”政策，2015年对263口间开井进行自动启停改造，利用电价波谷开井，实现降低职工劳动强度的同时降低电费。

2015年实施间开井492口，节约用22.1×104kw.h，与去年同期相比节约电费400万元。三是智能化提升智能装置（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系已改造水套炉升温降压效果对比井号日液t日油t含水%实施前实施后效果出口温度回压MPa出口温度回压MPa回压下降CHC17-4X25.41.768410.8570.50.3CHC17-4X37.31.777400.8550.50.3CHC17X802.82.416401530.80.2CHC17X9321.525390.7560.450.25CHC17X6827.22.690.5340.9430.70.2LLC47P1229.116.344381450.80.2单井升温效果普遍提高10℃以上！引射式预混燃烧器结构示意图产液量与回压关系公式：实施6口井提高管输日油1.4吨，经济效益23万元。冬防保温难点：单井液量低、管线长，管输磨阻大3、加强技术革新升温降压提效扩散式概念：燃气与助燃剂（空气）燃烧前不预先混合。特点：燃烧速度慢，燃烧强度低，火焰发黄温度低；易形成“黑烟”污染大气。燃气加热炉预混式概念：燃烧前，燃气与助燃剂（空气）进行预先混合。特点：燃烧速度快，燃烧强度高，火焰发蓝温度高；燃烧较完全，不会形成黑烟污染大气。创新（五）更加注重单井细胞管理，协调供排关系效益得到改善不同效益单元分类不同效益油井分类2015年纯梁厂限亏指标完成情况2015年纯梁厂吨油完全成本（口）（元/吨

）（亿元

）（个）（口）目录一、低渗油藏存在问题及潜力分析二、改善低渗油藏开发效益的主要做法三、下步攻关方向及展望1、特低渗透油藏增注技术结合孔喉形态特征及参数研究，开展超滤膜水质处理+复合降压增注（小分子表活剂）。一是攻关梁24块超滤网膜增注技术注不进注不进欠注注不进注不进注不进梁24块4砂组井网分布图梁24块5-6砂组井网分布图欠注区完成配注区欠注区完成配注区注不进欠注区精细的过滤精度：0.03um超滤膜的海绵状结构图超滤膜过滤颗粒直径正态分布图（一）下步攻关方向注不进欠注注不进注不进注不进注不进注不进-215纯41-62井压力统计二是攻关酸化解堵+表活剂增注技术纯41块早期水质与地层配伍性差，造成后期地层堵塞严重，启动压力逐年上升，水井欠注严重，下步在酸化解堵的基础上，优选表活剂开展增注试验。1、特低渗透油藏增注技术目前应分而不能分注的原因：注水压力超过3