特低渗透油田注水开发技术

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1、特低渗透油田注水开发技术。王道富李忠兴杨克文史成恩李恕军赵继勇吴志宇(长庆油田分公司)摘要本文根据鄂尔多斯盆地成功开发的特低渗油田——安塞、靖安、华池油田长6、长3油层的储层特征及开发实践，总结、提出了特低渗油田注水开发的主要技术，即油藏综合评价技术，优化布井技术，精细注水工艺技术，超前注水技术，注采参数、注水方式优化及调整技术，加密调整技术等，从而提高单井产量及最终采收率，提高整体开发效益。众所周知，低渗、特低渗透油田只是个相对概念，且随时间、资源状况、技术经济条件的变化而变化。根据中国石油天然气集团公司有关标准及李道品等专家的

2、研究成果，现有条件下低渗透油田分类的物性标准为：第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为：10×10。um2≤K<50×10‘3um2：第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为：1×lO-3um2<。K<10×l矿1．1m2；第三类为超低渗透油田，油层平均渗透率为：置<1．OXl0。弘／1．12。这一分类标准目前已在国内广泛应用。随着勘探程度的逐步深入及油层改造工艺技术的不断提高，低渗油田发现的个数及规模不断扩大，从长庆油区2000年底石油储量现状看(表1)，探明储量中低渗以下储量占79．3％，其中特低渗油田储量占57％；未动用储量

3、中低渗以下储量高达96．0％，其中特低渗油田储量占72．7％。、而且根据石油资源评价结果来看，今后提交的探明石油地质储量也将以特低渗储量为主。衰1长庆油田探明石油地质储量构成衰l物性分类中高{奎低洛特低渗超低渣I(％)(％)(％)(％)l探明石汕地质储量2n7J7857045I未动朋地质储量4014672787o向参加本报告编写及提供资料的熊维亮、何永宏、张钊、裳#、王永康、靳文奇、李字征等同志表示感谢由此可见，低渗、特低渗油田储量的开发已成为长庆油田稳定发展的主要潜力；但其物性差、产量低，多属岩性油藏，天然能量匮乏，故搞好此类油

4、田的注水开发，提高其开发水平和经济效益，是长庆油田持续发展的关键技术。本文根据鄂尔多斯盆地目前开发的主要特低渗油田——安塞、靖安、华池油田长6、长3油层的地质特点及开发实践，总结、提出了特低渗油田注水开发的主要技术，对同类油田提高整体开发效益具有一定的指导意义。一、油藏地质特征1．构造背景平缓长庆特低渗油田位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中部，区域构造背景为一平缓西倾单斜，地层倾角仅半度左右。局部地区发育着近东西向的低缓鼻状隆起带，隆起幅度一般lO～30m，轴长2～12km，轴宽0．5～3km。这些鼻状隆起与三角洲砂体配合，对

5、油气的聚集起到一定作用。2．三角洲前缘沉积体系，油层分布稳定该地区长6、长3地层属内陆淡水湖泊三角洲沉积体系，由于主要含油小层多以三角洲前缘水下分流河道、河口沙坝为主，各小层叠加，同时每个小层又由数目不等(2～6个)的单砂体叠置而成(单旋回厚2．5～5m，偶见薄泥质粉砂岩隔层，厚0．2～1．Om的钙质夹层发育)，因此一般含油范围较大(单层含油面积14．6～114．9km2)，油层分布稳定。3．天然微裂缝发育，但在地层条件下里闭合状态根据取心井岩心观察资料，有1／3的井见到天然微裂缝。按成因分类，有构造应力缝和水平成岩缝。构造应力缝

6、一般倾角87。左右，有时可见到两组以上相互平行的垂直裂缝，裂缝大多数被方解石充填，充填厚度在0．5mm以下或无充填物，一般缝长O．1～4m，缝间距0．01～3m。成岩缝多近水平状态，个别井呈密集带分布，如ZJ33井岩心中有9段见到密集分布的裂缝，平均间距为1．4cm。一般岩心出筒后原油顺层理面呈串珠状外渗，层理越发育，原油外渗越多。应用古地磁测试、构造裂缝三维数值模拟等方法，分析认为靖安一安塞地区长6油层中主要发育近东西向和近南北向的天然微裂缝，次为北东向、北西向，这与延长县张家滩一呼家川剖面、佳县西梁峁剖面观察结果一致。另外，根

7、据数值模拟结果，靖安五里湾一区长6层裂缝线密度在O．2～0．6条／m，裂缝间距为1．6～5m，一般为2～3m。美国CER公司对安塞油田长6油层试井资料分析和NIPER研究所的岩心室内试验结果均表明，在原始地层压力条件下，上述微裂缝一般呈闭合状态，对初期油气渗流影响不大。4．岩石颗粒细小，加之成岩后生作用，储层孔喉细微，物性差储层属成岩型为主的沉积一成岩型硬砂质长石细砂岩。根据岩矿薄片资料分析，长石含量49．8％～51．2％，石英含量20．1％～22．2％，岩屑含量8．6％～15％，杂基含量低(O～2．83％)。岩石颗粒分选较好(分

8、选系数0．43)，粒径细(平均粒径O．138～0．18mm)，粒度类型以细砂为主(细砂含量72％左右)。据分析，储层最初沉积物中的胶结物含量极少(小于2％)，推测原始孔隙度为35％～40％。经过绿泥石粘土膜的析出沉淀、压实和淋滤作用所引起的浊沸石等