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时间:2019-02-08
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1、低渗透油藏治理技术汇报内容一、低渗透油藏特点及开发现状三、胜利油田低渗透油藏开发的主要矛盾及对策二、低渗透油藏主要配套技术(一)低渗透油田的储量分布特点(二)低渗透油田地质特征及开采规律(三)国内外低渗透油田的开发现状一、低渗透油藏特点及开发现状1、低渗透油田广泛分布于全国各个油区这些油区共动用低渗透地质储量22亿吨,占全国的80%以上。2、目前发现的低渗透储量储层以中、深埋藏深度为主小于10001000-20002000-3000大于3000埋藏深度m占%5.243.136.215.5低渗透油田地质特征油藏类型
2、较单一以岩性油藏、构造岩性油藏为主储层物性差孔隙度小、渗透率低孔喉细小、溶蚀孔发育储层非均质性严重油层原始含水饱和度高储层敏感性强裂缝发育原油性质好原油密度小、粘度小(1)自然产能低,一般需要进行储层改造(2)天然能量不足,地层压力下降快(3)低含水期含水上升慢,中低含水期是可采储量的主要开采期(4)低渗透油田见水后无因次采液指数、采油指数随含水上升大幅度下降,稳产难度大(5)注水井吸水能力低,启动压力和注水压力高低渗透油田开采规律目前低渗透油田主要采取注水的开采方式。在注水时机、井网部署、井距优化等方面取得了许
3、多成功的经验。对于注气,只是处在室内室验和小型先导试验的初步研究阶段。目前对低渗透油田主要采取注气或水气混合驱油开采技术。国内国外汇报内容一、低渗透油藏开发现状二、低渗透油藏主要治理技术三、胜利油田低渗透油藏开发的主要矛盾及对策1、井网部署2、注水4、整体压裂改造和酸化技术5、利用水平井技术1、井网部署(二)低渗透油田主要治理技术3、油层保护技术6、聚能射孔技术不同井网与裂缝方向最佳匹配示意图矩形井网目前认为矩形井网更适合于低渗透油藏开发。井网部署目前低渗透油田普遍存在着注水井蹩成高压区,注不进水;采油井降为低压
4、区,采不出油,油田生产形势被动,甚至走向瘫痪。解决这一矛盾的重点是适当缩小井距,合理增大井网密度。只有这样才能建立起有效的驱动体系,使油井见到注水效果,保持产量稳定和提高采收率。合理井距靖安油田矩形井网先导试验长庆靖安油田南部ZJ60区块的特低渗透油田已经实施了矩形井网开发试验,井排距分别为960m×480m×165m。从ZJ60区块试验区的实施结果来看,由于压裂缝长度加大,新井单井试油日产量为18.6~37.5m3,平均25.7m3,是以前反九点井网单井产量的1.75倍,预计第20年采出程度提高7%左右。为什么
5、注水井排井距大于油井排井距由于注水井压裂后裂缝受注水压力支撑难以闭合(甚至还要延长、扩张),而油井流动压力低,压裂后裂缝仍会缓慢闭合,因此注水井吸水能力将大大高于油井排液能力,这样就可抽稀注水井排注水井。2、注水时机1、井网部署3、油层保护技术4、整体压裂改造和酸化技术(二)低渗透油田主要配套技术5、利用水平井技术6、聚能射孔技术2、注水注水时机前苏联早期注水保持地层压力,可以获得较长时期的高产稳产,从而缩短开采年限。美国晚期注水先利用天然能量开采,当地层压力降到饱和压力附近时开始注水。在饱和压力附近,地下原油流
6、动条件最好;对地下油层特征认识较清楚,开发较主动;国内低渗透油田一般天然能量小,弹性采收率和溶解气驱采收率都非常低国内一般认为,应该立足于早期注水,最好是超前注水。早期注水上覆压力与岩心渗透率和孔隙度关系曲线(榆树林油田)低渗透油层渗透率和孔隙度在压力的作用下,其变化过程为一不可逆过程。因此,低渗透油田必须早注水,以保持较高的地层压力,防止油层孔隙度和渗透率大幅度下降,保持良好的渗流条件。地质特点:构造岩性油藏,砂体规模小,分布零散,油层薄,渗透率低,天然能量不足。大庆永乐油田肇291地区超前注水实例目的:为提高
7、开发效果,摸索经验,在整个区块实现同步注水的基础上,在州184井区进行超前两个月注水的试验,经过一年的生产证明,超前注水取得了较好的开发效果。(1)州184投产初期产量较高,采油强度大,虽有产量递减过程,但递减幅度不大。(2)州184油井受效后,单井产量的恢复程度较高。油井产油量对比表提前6个月提前1个月同步注水(3)超前注水时间越长,前几年的累积产量越高,越有利于早日收回投资。立足超前注水数值模拟结果表明,超前注水比同步注水可提高采收率3%5%,投资回收期比同步、滞后注水提前1年,且内部收益率高出45个百分
8、点。油田现场试验也得到同样的结果。超前注水优于同步注水和滞后注水。所以高效开发低渗透油田一定要保证早注水,最好争取超前注水。2、注水1、井网部署4、整体压裂改造和酸化技术(二)低渗透油田主要配套技术3、合理井距5、利用水平井技术6、聚能射孔技术3、油层保护技术注水:美国、俄罗斯等国的低渗透油田,根据地质情况及所处的地理环境不同确定注入水质射孔:打开油层时采用良好的入井液保
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