《低渗透油藏提高采收率潜力及方向》由会员分享，可在线阅读，更多相关《低渗透油藏提高采收率潜力及方向（34页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、低渗透油藏提高采收率潜力及方向,汇 报 提 纲,一、低渗透油田基本特征二、低渗透油田提高采收率的途径 三、提高低渗透油田采收率的方向,前 言,长庆油田是陆上典型的低渗透油藏，目前低渗透储量已占80%以上，绝大多数是渗透率在1.010-3m2左右的特低渗储层，常规开发难度大、效益差、采收率低。近年来针对这类特殊储层，开展了诸如裂缝性油藏井网优化研究、超前注水攻关、三次采油试验、注气驱油实践、水平井开发、高含水调控治理等一系列提高采收率的技术偿试，有些已不同程度地见到效果，有些取得了一定的经验或认识，对同类型低渗透油田的开发具有一定的借鉴或指导作用。,低渗透油田一般储层构造平缓，岩矿成份混杂，孔隙
2、结构复杂，岩石物性较差，油藏类型较多，单井产能较低。长庆油区油藏多为低渗、特低渗致密砂岩储层，以特低渗为主；含油层系为侏罗系和三迭系，以三迭系为主；侏罗系油层属河流相沉积，受岩性构造控制，为岩性-构造油藏，以细粗石英砂岩为主，岩性变化大，成岩作用强，物性较差，储集空间以粒间孔为主，喉道细，平均喉道半径2.3m，分选差，油层润湿性以亲水为主，以马岭、吴旗油田为主。,一、低渗透油田基本特征,1、储层特征,三迭系油层属三角洲前缘相沉积，多为岩性圈闭油藏，以中细粒长石石英砂岩为主，物性差，渗透率一般小于5.010-3m2，孔隙度13.0%以下，储集空间孔隙结构混杂，为溶孔粒间孔微孔混合型，喉道细，喉道
3、中值半径仅0.21m，分选较差，油层润湿性呈中性弱亲水型，以安塞、靖安、西峰油田为主，储量占80.6%。,一、低渗透油田基本特征,1、储层特征,长庆低渗透油田由于储层的特殊性，一般原油性质较好。具有低比重、低粘度、低含硫、较高含蜡和较高凝固点的特点 地面原油相对密度: 0.83640.8949 原油地下粘度: 2.269.0mPa.s，原油地面粘度: 4.382.7mPa.s 含蜡: 6.620.5%，含硫: 0.030.23% 凝固点: -6.323，初馏点4068 饱和压力0.777.22MPa，气油比为12.0107m3/t 油田地层水水型多样，以CaCl2为主，其次为Na2SO4和 N
4、aHCO3型，总矿化度为9621108000mg/L，对套管腐蚀、结垢较严重。,一、低渗透油田基本特征,2、流体性质, 油井普遍产能较低； 大多数油藏自然能量微弱，需要注水补充能量开发； 由于油藏低渗低产，大部分可采储量在中高含水期采出； 边底水油藏开采多年，继续保持高效开发； 三迭系油藏天然微裂缝发育，增加了注水开发的难度； 油藏注水后见效见水差异大。,一、低渗透油田基本特征,3、开发特点,汇 报 提 纲,一、低渗透油田基本特征二、低渗透油田提高采收率的途径 三、提高低渗透油田采收率的方向,（1）井网优化 针对长庆特低渗透油藏物性差、产能低、储层具有裂缝等地质特征，充分利用微裂缝增加储层渗流
5、通道的特点，抑制裂缝水窜，提高最终采收率开展了一系列井网优化试验。 通过采用古地磁、地层倾角测试、微地震声发射测试、野外露头观察等方法，确定了三迭系主力油层天然微裂缝的主方位、人工缝方位，一般在北东70左右。,二、低渗透油田提高采收率的途径,1、提高水驱储量动用程度的技术途径,（1）井网优化 针对储层物性差、产能低、天然裂缝发育、吸水能力低等特点，优选井网，开展了室内及现场试验。 安塞油田长6油层启动压力梯度为0.05Mpa/m左右，当与注水井距离小于180m时，油层中任一位置其驱动压力梯度均大于启动压力梯度，即裂缝侧向排距小于180m。,二、低渗透油田提高采收率的途径,1、提高水驱储量动用程
6、度的技术途径,不同排距下压力梯度曲线（k=1.5md）,（1）井网优化 考虑储层中人工裂缝、渗透率各向异性，建立地质模型，进行数值模拟。从模拟结果表明，菱形反九点井网优于正方形反九点井网，矩形井网又优于其它井网，而井排与裂缝夹角45开发指标优于夹角0，而且合理井距为500m左右，排距130-180m。,二、低渗透油田提高采收率的途径,1、提高水驱储量动用程度的技术途径,不同井网下效果对比曲线（k=1.5md）,（1）井网优化 菱形反九点是长庆油田在特低渗油藏中应用较广的一种注水井网。靖安、安塞等油田使用菱形反九点井网开采的油井比邻区正方形反九点井网同期的见效程度高出10.4%，单井产量高出0.
7、5t/d，水驱储量动用程度达70%以上，井网优化效果较好。,二、低渗透油田提高采收率的途径,1、提高水驱储量动用程度的技术途径,试验区与邻区产能对曲线（k=1.5md）,（2）超前注水 特低渗透油田普遍存在启动压力梯度和驱动压差均较大、渗流和传导慢等特点，加之长庆特低渗透油田一般为低饱和油藏，油层压力系数仅为0.8，如果不提前注水保持地层压力开采，油层就会消耗大量能量，易造成油层内部岩石格架变形、孔隙结构变差、渗流能力降低、原油性质变化等，最终会导致油藏开发效果差和采收率低等情形。因此，针对特低渗透油藏采用了超前注水，不仅能在油层内部建立有效的驱替压力系统，而且还能提高油井单井产量和油藏最终采
8、收率。,二、低渗透油田提高采收率的途径,1、提高水驱储量动用程度的技术途径,（2）超前注水 超前注水时间越长，地层压力上升越高，且在排距130-180m范围内，地层压力可达到原始压力的105-130%，当油井以同一采油指数和流压生产时，则会获得较高的产量。,二、低渗透油田提高采收率的途径,1、提高水驱储量动用程度的技术途径,超前注水不同时机地层压力剖面图,（2）超前注水 通过对不同注水时机的单井产量统计对比，超前注水开发的油井，初期产量递减小，稳产期长，产量较高，一般保持在6.0t/d以上；注采同步的油井，初期产量递减相对较大，稳产期单井产量在5.0t/d左右；滞后注水的油井，初期产量递减大，
9、递减期长，注水见效后产量上升幅度较小，单井产量一般在4.0t/d左右。,二、低渗透油田提高采收率的途径,1、提高水驱储量动用程度的技术途径,五里湾区不同注水时机开采单井产量曲线,（3）注采调控 剖面调控 由于特低渗透油藏油层致密，物性差，存在天然微细裂，大部分注水井油层段出现不吸水、吸水差或尖峰状吸水等情况，对应采油井存在不见效或见效少或过早见水等问题。通过多年的开发实践，一方面对注水井实施细分层注水、补孔调层、解堵增注、裂缝堵水等综合措施，调整吸水剖面；另一方面，对采油井采用堵水调剖、复压引效、酸化解堵、补孔压裂、套损井治理等挖潜措施，调整产液剖面。通过双向调剖有效地改善了特低渗油层吸水产液
10、结构，提高了油层水驱储量动用程度，单井产量保持平稳。如安塞油田水驱储量动用程度已达72.7%，王窑区为78.0%，综合递减5.6%，含水平稳。,二、低渗透油田提高采收率的途径,1、提高水驱储量动用程度的技术途径,（3）注采调控 平面调控 针对特低渗透长6储层物性差，平面压力分布不均衡，油井见效程度差异较大的特点，积极采取“平衡、加强、控制”的注水思路，调整注采比。对油层物性较好、水驱较均匀、油井见效程度较高的井区进行平衡注水，对未见效而又未见水的井组适当加强注水，对已见水井组则控制注水。通过平面注采比调整，油田压力保持水平上升，达90%以上，平面分布趋向合理。,二、低渗透油田提高采收率的途径,
11、1、提高水驱储量动用程度的技术途径,（3）注采调控 加密调整 依据检查井取芯状况，地层内存在较多的低驱替压力梯度段，即死油区。通过油藏数值模拟研究表明，在裂缝侧向120m加密并转注裂缝线上水淹井，将有效地提高裂缝侧向储量动用程度。近年来在安塞油田钻加密调整井95口，建产能12.5104t，初期单井日产油4.5t，含水26.6%，新增可采储量72104t，取得较好的效果。,二、低渗透油田提高采收率的途径,1、提高水驱储量动用程度的技术途径,（1）注聚合物驱油 、试验区概况 试验井组新岭266井组位于马岭油田中一区，该区是七十年代初投入开发，开采层位是侏罗系延安组，油藏埋深1500m，地层温度50
12、，主力层延10油层渗透率66.75543 10-3m2，地层原油粘度3mPa.s，地层水矿化度105700mg/L，其中Ca2+、Mg2+离子总量1100mg/L9200mg/L，水型为CaCl2；截止1995年该区年产油10104t,采油速度0.5%，累积产油431104t, 采出程度22.4%，综合含水已达79.1%。 试验井组试注前井日注水量100m3，井口压力9MPa，视吸水指数11.33m3/ (MPa.d)。1996年7月开始注入630mg/L1130mg/L非交联聚丙烯酰胺溶液。随着注入压力的稳步上升，视吸水指数逐渐降低，同时对应采油井的日产液量也持续下降。到2000年初共注入聚
13、合物溶液8.73104m3，占井组总孔隙体积的19.26%，井口压力上升到16.8 MPa，视吸水指数降低到6.13m3/(MPa.d)。,二、低渗透油田提高采收率的途径,2、三次采油提高采收率的潜力,（1）注聚合物驱油 、试注及效果 现场试验表明，虽然每吨聚合物仅增产原油84吨，但是，它比较成功地解决了在严重非均质和高矿化度地质条件下聚合物的抗盐性和稳定性等技术问题，滞留于地层深部的聚合物一直发挥着封堵大孔道的作用，为低渗油藏在高含水阶段控水稳油提高采收率探索出了一条路。,二、低渗透油田提高采收率的途径,2、三次采油提高采收率的潜力,（2）注稠化水驱油 、试验区块概况 试验区块南一区直3油藏
14、，含油面积4.4Km2，地质储量265104t，油层物性好且均匀，平均有效孔隙度18.7%，空气渗透率44810-3um2，地层原油粘度11.1mPas，1997年投入开发，由于采油强度大，注水开发仅5年油藏采出程度就高达25.0%，含水77.0%，开发矛盾突出。 2002年5月开始对直3油藏5口注水井进行稠化水试注，半年共注稠化水21190m3，平均单井注4238m3，平均段塞半径为23.0m，注入稠化水粘度1028 mPas。2002年11月到2004年1月为正式注入阶段，选定3口井连续注入，阶段累计注稠化水66266m3，平均单井累计16566m3，注入稠化水浓度8001250mg/L。
15、,二、低渗透油田提高采收率的途径,2、三次采油提高采收率的潜力,（2）注稠化水驱油 、注稠化水效果 a、通过注稠化水，直3油藏吸水剖面得到了有效的改善。 b、通过注稠化水，直3油藏的含水上升得到了控制，油藏的开发趋势好转。,二、低渗透油田提高采收率的途径,2、三次采油提高采收率的潜力,(3) 注微生物驱油 1998年11月1999年1月，长庆油田采用美国NPC公司的微生物菌液在陇东地区城壕油田玄马区进行驱油试验。玄马区为侏罗系延9油藏，物性较好，油层孔隙度16.3%，渗透率269.810-3m2，原始地层压力11.17MPa，饱和压力2.67MPa，润湿性属弱亲水；地层水矿化度28.4435.
16、8g/L，水型为NaHCO3型。试验前有生产井13口，注水井5口，油井产量3.7t/d，采出程度为21.7%，综合含水达到62.7%，累积注水39.41104m3，累积注采比0.83。,二、低渗透油田提高采收率的途径,2、三次采油提高采收率的潜力,(3) 注微生物驱油 试验在该区5口注水井上按正常配注量进行，采用段塞方式注入，第一个段塞注入微生物菌液浓度为 0.5%，第二和第三段塞为0.3%，全部试验共注入微生物菌液6600m3，其中微生物24.0t，注入过程保持压力稳定（14.7MPa）。 注入微生物75天后，对应油井已有微生物细菌陆续产出，细菌经生长繁殖后总数增加，虽然原油物性暂无根本变化，但对应油井已见到增产效果。,
