低渗透油藏注水开发

低渗透油藏注水开发（通用10篇）

低渗透油藏注水开发 篇1

王场油田王广、东区、西区和黄场油田下第三系潜江组潜41、42、43油层, 其中潜43油层分布广、连片性好, 为油藏的主要产层。这些开发单元均为低渗、特低渗透油藏。低渗油气藏开发特征与常规油气田不同, 总结了不少低渗油气藏开发的经验[1,2,3,4] 。利用已有的开发经验, 结合本区含水上升和地层能量不足等因素、油层平面和层间矛盾突出、注入水的方向性强、见水后含水上升快、稳产期短等特点, 对该区注水开发策略进行了研究, 通过调整提高了注水开发效率。

1 注采井网

根据前人经验公式测算, 王场油田潜江组注采井间的距离应在180m ~200m之间。根据原有井网基础和滚动开发特点, 实施了调整和滚动布井, 使实际井距达到了200~250m。1995~1998年期间在王广油田采用200~250m井距加密井网提高采油速度, 采油速度从1.06%提高到1.51%, 采收率提高9个百分点, 说明该区以250m左右井网是可以较大幅度提高采油速度和最终采收率, 并且在经济上是有效益的。

黄场油田是滚动扩边油田, 不规则面积注水。油田早期投入开发的井区, 如黄22井区黄22~15井组, 黄16井区黄16~3井组, 黄35井区黄35~2井组, 注水初期都见效, 但随着注水量的增加, 部分井在注水一月左右就出现水淹, 另一部分井因注水波及体积下降而出现低能低产。究其原因, 除地层非均质性外, 另一个重要的因素是井距过小。这些井区油水井井距在300米左右, 而注水井裂缝长约200~400m左右, 注水沿裂缝推进后扫油面积过小。而王广、黄场油田油层薄, 油层单一, 一旦油水井形成注水水窜通道, 剩余油难以采出。因此该区采用450~550m井距布井, 有利于避免暴性水淹, 水驱效果较好。

2 注水时机

研究表明, 低渗透性油藏除实施必要的整体压裂措施外, 及时注水补充能量也很关键。因为随着低渗透油层的开发, 人工裂缝和天然微裂缝将随地层压力的下降而闭合, 而这种裂缝的闭合可能是永久性的, 油井产量下降后难以复产。大庆油田对低渗透油藏, 一般都先钻注水井, 先排液, 或者不排液同步投产、投注, 把地层压力下降造成的不利影响降到最低程度, 使油井生产能力可以保持在原始水平的80%左右。王广区块潜43边水不活跃, 天然能量补给不足, 每采出1%地质储量, 地层压力下降4.75Mpa。因此整体开发过程中, 基本上保证了注水井与采油井同步进行。目前油水井比例保持3:1。如史1井的高产来源于注水井广11~3注水补充能量。

3 注水方式

低渗透油藏注水开发中存在的主要矛盾是存在启动压力梯度, 注水井启动压力高, 注水井周围极易形成高压区, 致使注水压力迅速上升, 甚至达到极限, 其后果是水注不进, 油采不出。为解决这一矛盾, 在西区、王广区从一开始就强化了注水工作, 通过措施改善地层吸水能力, 提高注水压力, 实施高压或超高压增注措施 (低于破裂压力) , 提高注水强度。目前本区主要开展了以下工作:

(1) 保持合理的注采比

低渗透油藏由于一部分水未参加有效驱动, 要用比中、高渗透油田高得多的注采比才能保持油田稳产, 国内外开发经验表明初期用1.3~1.6注采比, 中后期用1.2注采比才能达到较好的效果。

王广区块7口注水井注水资料统计平均注水压力22.5MPa, 注水强度8.3m3/d·m, 平均单井注入量55m3/d, 没有超过破裂压力, 月注采比2.26, 保证了初期见效。当井组内油井见效见水后, 为避免注采强度过大导致油井暴性水淹, 适时调整了注采比, 如区块整体完善的第一年底月注采比降为1.66, 1999年又调为1.11, 2000年又随着新的井组完善, 月注采比又上调为1.65, 2001年底在区块基本完善的情况下, 月注采比控制在0.96, 目前累积注采比1.05。

(2) 高压、超高压注水

对于微裂缝不发育的油层单元, 在不超过油层破裂压力的前提下, 通过提高水井注水压力, 增加地层吸水能力来改善和提高开发效果。如王场王广区的王西斜7~3B井组, 注水井王西斜7-3B在系统注水压力下不吸水, 通过对该井压裂增注并装增压泵后, 注水压力由16 MPa提高到30 MPa, 注水量提高到60m3/d, 三个月后, 对应油井见效显著, 产液由39.1t/d上升到67.3t/d, 产油由30.5t/d上升到57.6t/d, 其中王西斜6-2井产量从7.6t/d上升到25.5t/d。目前实施超高压注水8井次, 压力最高达40Mpa以上, 确保了地层能量稳定。如黄10斜-15井在难注的情况下将压提高到40Mpa, 使对应的物性较差的油井黄12-15井由压裂投产时初期产量2t/d提高到目前的5t/d左右。

4 结论

合理的注采井网、早期注水和合理的注采比是低渗油藏保持注水开发效果的关键。

摘要：王广、西区、东区、黄场油田低渗透油藏, 发育北东和北西两个方向的自然裂缝和人工裂缝, 影响了注入水的推进规律, 使得在裂缝不同部位的油水井呈现出不同的注水开发特征, 产生了不同的开发效果。通过早期注水, 掌握合理的注采比及不稳定注水、高压注水等工艺, 提高了油藏的产量和采收率, 收到较好的开发效果。

关键词：低渗透,裂缝,注水,水线

参考文献

[1]李道品.低渗透油田高效开发决策论.北京:石油工业出版社, 2003.

[2]韩耀萍.国外低渗透油田开发[A].低渗透油田开发技术—全国低渗透油田开发技术座谈会论文选[C].北京:石油工业出版社, 1994

[3]李道品.论低渗透油藏开发的主要矛盾和改善途径[J].世界石油工业, 1998, 5 (10) :44-48.

[4]季静, 等.高温高压低渗透油藏高效开发的一个实列.大庆石油地质与开发, 2004, 23 (3) :49-51.

低渗透油藏注水开发 篇2

针对低渗透油藏河148块在弹性能量开采过程中出现地层能量下降快、产量递减大、弹性采收率低的问题,本文从恢复油层压力、提高采收率的角度出发,对河148断块实施水驱开发的`可行性及注水开发方式进行了分析与探讨,认为河148块可沿地应力方向先采用反九点法后转八五点法的注水开发方式进行注水开发,从而提高该区块整体开发水平.

作 者：刘金梅 罗杨 白昕 作者单位：刘金梅(胜利油田现河采油厂)

罗杨,白昕(油田分公司采油工艺研究院)

低渗透油藏注水开发 篇3

关键词：辽河油田；低渗透；油藏；开发；采收率

1 概述

辽河油田低渗透油藏很多，主要表现在以下几个方面。

一是低效井、长期不出油井增多，已占到油田油井的三分之一，降低油田产量。

二是举升系统效率低，浪费大量电能。

三是原有的集输工艺流程、供电系统能源消耗大，已不适合油田发展的需要。

四是油田新增可采储量跟不上递减速度，导致油田年产油量逐年减少。

五是注水系统不精细，导致注采系统不平衡。以上原因致使油田开发形势面临严重的考验，需要三大系统联动，挖掘油田开发潜能，细化油田开发管理，摸清地下剩余油情况，不断采取新的措施手段，提高油田采收率及系统效率，实现油田稳产。

2 特低渗透油田开发精细管理模式内涵

根据油田开发形势的变化，不断细化油田开发管理，精细化管理的内涵为：以转变油田开发思路为指导，以油藏工程细化为基础，以三大系统工程细化为重点，以科研攻关为支撑，以细化生产管理为手段，以人员素质及激励机制为保障，转变思路求发展，从精细管理要效益，从科研攻关求深入，从深入挖潜找出路。坚持“三个结合”，既地下与地面相结合，技术与管理相结合，投资与效益相结合，形成横向联动、纵向不断深入的局面，不断推进油田开发精细化管理进程，降低油田递减速度，提高油田采收率，以经济效益为中心，使油田开发与管理水平同步提高，实现特低渗透油田的可持续发展。油藏工程是油田开发的基础，实施精细化管理，努力改善油田开发效果；在油田管理方面创新生产管理方法，推进精细化管理进程；以统筹油藏工程、采油工程、地面工程三大系统联动，拓宽精细化管理范围；从技术上加强科技攻关力度，引领精细化管理深入；同时强化人才培养机制，健全考核激励机制，保证精细化管理实施。

3 特低渗透油田开发精细管理的主要做法

3.1 转变油田开发战略， 指明精细化管理方向

以细化单元分析思路为指导，实现油田水驱精细挖潜，可以摸索实施“以储层裂缝为核心的油藏描述”、“两早、三高、一适时”的注水开发政策、“水井排油井转注，形成延裂缝向两侧驱油”的线性注水开发对策，积极探索改善油田开发效果的方法与途径，根据油藏按照构造位置、储层渗透性、原油物性及裂缝发育程度等主要指标将油田划分为一、二、三类区块，积极采取针对性的治理对策，形成并完善了区块分类管理、分类研究、分类治理的“三分”开发思路。一类区块：治理对策：优化周期注水技术参数，确定合理间注方式、间注周期、年注水量，积极开展加密调整技术、二次开发等采油技术来提高采收率技术研究工作。二类区块：治理对策：积极开展加密调整技术研究与应用，优选确定了“对角线加密”、“三角形重心加密”等加密井网，完善水淹层解释、密井网注水调整等配套技术，保证加密调整效果。三类区块：治理对策：积极开展小井距加密试验与应用工作，采用“井间加井、排间加排”的加密方式。

对区块进一步细化油藏描述，通过新的技术及手段重新进行小层对比，摸清剩余油情况，逐步实现精细化注水，夯实油田开发基础，指导采油工程及地面工程全面实施精细化管理，实现科学开采，提高油田采收率。

3.2 采取四个精细方法， 搞好精细化管理基础

油藏工程是油田开发的基础，实施“四个精细”，努力改善油田开发效果。采用更先进的技术，实施多学科交叉研究，摸清地下形势及剩余油分布情况，以精细地质研究为基础，加强精细注水研究，细化注采系统调整。合理进行加密，建立示范区为平台，完善技术应用标准和管理模式，發挥示范引领作用，指导油田水驱开发调整，努力控制油田含水上升及产量递减，从而达到提高油田开发水平。

精细油藏描述工作以“深化技术研究，扩大应用规模，满足水驱精细调整”为指导思想，结合水驱精细挖潜及产能区块方案编制的要求，以“井震结合、动静结合、建模数模结合”为手段，开展多学科精细油藏描述，进行区块的研究工作。“

井震结合精细构造描述技术，提高水驱控制程度，以储层的细分为核心的河道砂体储层细分技术，含水上升速度得到控制。精细水驱常规调整，积极开展针对性的调整，量化了精细分层、周期注水、浅调剖、深度调剖等四项技术的实施标准和应用界限，定了精细分层注水的技术标准。结合精细地质研究成果与周期注水技术应用效果统计分析，优化了周期注水技术参数。确定合理的间注方式，确定合理的间注周期，确定合理的年注水量，对目前不能进行细分调整的注水井，通过实施浅调剖缓解层间矛盾。根据调剖的主要机理及现场施工要求，确定了调剖的选井原则。针对油井水淹程度高，水驱效率低的状况，开展深度调剖技术研究与现场试验。认真分析各类区块开发现状、各类储层的动用状况和剩余油分布特征，明确了各类区块的加密潜力。一类区块通过加密调整提高开发效果；二类区块主体区块已完成规模加密调整，下步要以砂体发育规模相对较大的井组为单元进行加密；三类区块砂体发育规模小、水驱控制程度低，储层物性差，要通过深化合理井网加密研究，结合储层整体压裂改造技术，改善区块开发效果。

4 实施效果

一是储层动用状况得到改善，二是产量递减速度得到控制，日产油水平保持稳定，三是含水上升速度有所控制，四是地层能量保持水平更加合理，五是可采储量增加，预测采收率提高，六是区块开发效益提高。

参考文献：

[1]肖建华.低渗透油藏采收率预测方法研究[D].中国石油大学，2011.

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低渗透油藏注水开发 篇4

随着科技的进步, 我国的石油勘探开发技术也在不断的完善和发展。目前, 新开发的地质中, 低渗透油藏占的比例越来越大大约占到了70%左右。对于我们文203块区域来说, 油藏又具备有埋藏深、高温、高压、高饱和、高油气比、高矿比度、低密度、低粘度、低渗透、等特点。针对这个区域的特点, 立足现有的井网通过打调整井、油井压裂、补孔、水井分注、酸化增注等技术手段, 进一步完善注采关系, 改善两个剖面, 提高水驱动用程度, 提高油藏的最终采收率。低渗透油藏主要的开发方式就是注水开发, 而低渗透油藏注水开发又存在一定的问题。

2注水问题

采油井的地层压力比较大, 油藏渗透率降低, 油的产量下降较快, 这样的话就会导致采油率急剧的下降。有时在采用其他措施不理想的条件下, 一般多是采用提高注水压力的方法, 以便更好的提高注水量和注采压差。虽然高压注水能在很大程度上提高注水量, 但是却不能改变注水量降低和产液量降低这样一个事实。当注水压力很大的时候, 地层就会产生裂缝, 裂缝在很大程度上就会对泥岩层和盐岩层产生一定的影响, 久而久之, 会导致对泥岩层的蠕变和对盐岩层的腐蚀。由于受地引力的影响, 地层会相对来说发生移动, 这样的话就会导致注水井的套管发生变形, 时间长了甚至会出现断裂这种情况。

众所周知, 如果注水的井套发生损坏要比油井损坏严重的多。这就说明注水压力同样会受到一定条件的限制的, 一般情况下, 以不导致地层裂缝为宜。但是在实际的操作过程中, 这个问题还是经常出现的, 一些油田为了增加注水量, 水的压力已经大大超过了地层破裂的压力, 所以说油田的注水问题也显得十分的重要和严峻。

3解决方法

低渗透储层的孔隙和孔道非常的小, 流体流体通过多孔介质时, 固液界面存在固体分子和流体分子之间作用力。在其作用下, 多孔介质孔隙的表面形成一个流体吸附滞留层。吸附滞留层对流体的影响比较大, 一般情况下, 只有能量足够大的时候才能冲破固液之间的分子作用力, 才能保证吸附滞留层的流体流动。低渗透储层是由很多小孔隙和小孔道组成的。其中流动的流体都具有启动压力, 孔径越大启动压力越小, 反之越大。

在石油的地质开发中, 不同储层的压力梯度是不同的。对于注水井来说, 离注水井较近的储层的压力较大, 压力梯度就较大, 视渗透率也会越高, 渗流能力就会较强, 反之就较小。对于生产井来说离生产井越近压力就会越低, 压力梯度就会较小, 视渗透率也会越小, 渗流能力就会较弱, 反之就较强。所以, 一般情况下, 离生产井较近的地层就会形成低压区, 就会出现产业量不足, 产量减少的快速, 产量减低等况的存在。为了改善这种情况的存在, 一般采用压裂改造进行全面的注水, 是注水能够进入到地层的深处, 增加地层流体的供应量, 以便增加注水量和采液量。比如文203块区域从1993年初产量迅速下降, 为扭转这一局面, 1993-1994年实施压裂改造, 并逐步转入全面注水开发阶段。油井压裂效果显著, 注水开发见到成效, 区块年采油速度保持在1.4%以上。到阶段末共有油水井26口, 其中油井15口, 水井11口, 注采井数比1:1.4, 地质采出程度11.25%, 综合含水63.23%。

低渗透油藏压裂后, 裂缝与基质的油水渗流之间就会存在一定的能力差异。裂缝由于具备有孔隙体积小, 渗透率好的特点, 所以, 当低渗透油藏压裂过度的时候, 注入水就会沿裂缝流出, 这样的话就会导致大量的油聚集在基质中, 给开采带来了一定的困难, 开采基质中的油必须用水驱后再用渗吸作用来开采, 开采出的原油不但质量, 而且开采的时间长, 效率低。油藏在开发前, 地层压力和地层上覆压力处于平衡状态。储层具有一定的孔隙度和一定的渗透率。但随着开发的不断进行, 储层的孔隙度和渗透率都受到了一定程度的影响, 地层压力逐渐降低, 储层岩石骨架就会承受额外的压力, 在这种压力下, 储层岩石骨架骨架就会发生变形, 进而导致储层岩石孔隙发生结构性的变化, 储层的孔隙度和渗透率都受到了一定程度的影响。当有效压力逐渐增大时, 渗透率将随之变小, 随着有效压力的越来越大, 渗透率降低的幅度也会相应的会减小, 最后变得越来越稳定。由此, 要获得加好的油藏采集率就要把有效压力控制在一个合适的范围内。

入井流体中所含的机械杂质及与储层的不配所生成的沉淀物质, 会减小或者堵塞储层孔隙孔道, 使储层渗透率降低, 造成伤害。注水开发过程中, 入井流体所造成的伤害主要发生在注水井附近地层, 这也是注水压力升高, 注水量减小的重要原因。在开采的过程中, 首先要注意注采的速度, 保持体层的能量, 减少由于储层速敏和应力敏感引起的低渗透储层伤害。另外低渗透油藏应采用合理的压裂方案, 尽量减由于压裂过度而引起的注水窜流现象的发生, 这样就能有效地开采基质中的剩余油。

参考文献

[1]许建红.低渗透油藏产能主要影响因素分析与评价.西南石油大学学报, 2012, 03[1]许建红.低渗透油藏产能主要影响因素分析与评价.西南石油大学学报, 2012, 03

低渗透油藏注水开发 篇5

关键词：特低渗透 仿水平井 开发

樊142沙三下构造位置位于东营凹陷南斜坡西段、樊家鼻状构造带东北翼，四周被正理庄、大芦湖、博兴油田包围。地面位置位于高青县城东15Km唐坊镇驻地。沙三下埋深为2800-2900m ，砂厚5-16m，剖面上呈典型透镜状，上下被大套油页岩所夹，为三角洲前缘-侧缘滑塌浊积沉积。储层孔隙度12-23%，平均17.1%；渗透率0.11-6.01×10-3μm2，平均1.5×10-3μm2。原始地层压力为44Mpa，原始压力系数1.49，为典型的中孔特低渗高压浊积岩油藏。区块平面呈扇形，由东、西两扇构成，整个扇体含油面积12.34Km2，储量440万吨，储量丰度35.66×104t/km2，其中西扇为产能建设区主体，含油面积8.73平方千米，地质储量353万吨，平均厚度5.4m，储量丰度40.41×104t/km2，属典型的低丰度、低品位油藏。

1 仿水平井开发技术概念

仿水平井开发技术重在一个“仿”字，即特低渗透油藏通过油水井大型压裂改造，在井间形成类似水平井筒的长裂缝渗流通道，称为“仿水平井渗流通道”，以此布置注采渗流井网，以达到提高采收率的目的。该项技术要求裂缝要足够长，且裂缝闭合程度低，能够长时间保持渗流通道作用。

其技术优势有以下4个方面：①单井上，用“直井+定向定量压裂”技术组合达到水平井技术效果。②井排上，有效拉大井距，减少钻井数，单控储量有效增加。③井排间，建立起有效的驱替压差，形成有效注采关系。④整个井网范围内储量控制完善，采收率最高。

2 核心关键技术

2.1 仿水平井开发适应性评价技术

根据特低渗透油藏特点，研究仿水平井开发技术的适用条件，进行油藏环境和地应力环境两种适应性评价。

2.1.1 地应力环境适应性評价

①地应力垂向剖面评价：仿水平井的垂直裂缝要求主缝“高度”受控，“定长”延伸。地应力的垂向剖面对裂缝的垂向延伸起主控作用。缝高延伸受隔层的最小水平主应力影响，比较有利的地应力垂向剖面模式为油层最小水平主应力低于上下隔层，简称为夹心饼式，其隔层最小主应力高于油层5-7MPa，或上下隔层≥5m，可能将缝高控制在油层内；隔层与油层应力差为缝高主控因素，当差值≥5MPa时，隔层厚度下限5m；当差值＜5MPa时，上隔层厚度下限取50m，下隔层取20m。

②地应力平面环境评价，要求主缝“定向”形成。裂缝沿最大水平主应力延伸，方向受水平主应力的差值影响，两者的差值越大，越有利于裂缝的定向延伸。差值过小，裂缝的定向性将受到影响。确定：△σh≥20MPa。

2.1.2 油藏适应性评价

①油藏纵向剖面评价，裂缝影响范围内要求无水层，适用层系单一且被厚层围岩包裹油藏，上覆围岩厚度至少60m以上，下伏围岩厚度至少20-30m以上；对于多层油藏，适应非油即干。

②储层展布评价，仿水平井强调整体开发，能够形成“井网”，要求储层连通较好，具备一定规模，含油面积≥1.0km2，布井厚度下限一般要求为4m。

2.2 井网优化技术

2.2.1 井排方向优化：对于排状注水井网，井排方向沿地应力方向布置能够最有效延长无水采油期，有效控制中后期含水上升速度，减缓或防止水窜水淹；

2.2.2 井网方式优化：高压特低渗油藏可采取菱形反九点井网试注，充分发挥高压油藏天然弹性能量充足优势，在确定注水见效后，通过角井转注，转化为五点法井网实施排状切割注水。

2.2.3 排距和井距设计技术：排距确定主要参考有效渗流半径。根据低渗透油藏基本理论计算油藏渗流半径为90-100m。因此排间要形成有效驱替，距离应控制在2倍的渗流半径之内。

井距由经济合理井距计算得到。根据最终采收率和井网密度计算公式，结合工业经济学原理，确定油价60＄/bbl时油井的经济合理井网密度为5.6口/km2，据此计算在既定180m排距下，井距应为500m。

2.3 仿水平井压裂完井技术

仿水平井压裂完井技术的核心目标是方位、缝长、缝高等三方面控制，以“三控”目标为主导，进行射孔、压裂工艺配套优化。

2.3.1 定向控制：采用多相位（60o）射孔，避免裂缝的弯曲效应，迫使主裂缝沿地应力方向有效开启并有效延伸，实现造长缝的目的。

2.3.2 缝高控制：采用“窄段”射孔技术，即油层中部只射2-4m，能够有效抑制缝高，又抑制多裂缝产生。

2.3.3 缝长控制：为确保施工成功并达到有效缝长，需对压裂液、施工工艺进行配套优化。

①压裂液优选，保障施工：优选具有延迟交联功能的Viking-D压裂液，该压裂液具有可控制交联时间、减小地面施工压力、实现大排量施工的需要；

②采用大排量施工（6m3/min）防砂堵技术，并提高前置液的用量，适当降低砂比等措施防止砂堵。

3 开发方案及应用效果

3.1 “仿水平井开发”方案部署

设计井排沿NE76°部署，油、水排排距180m，排上油、水井井距均500m。油水井压裂半缝长200m。设计总井38口（其中油井22口，水井16口），新钻井34口（其中油井18口，水井16口），利用老井4口（老井转注1口）。设计单井产能10t/d，新建产能6.6万吨。

3.2 应用效果

樊142仿水平井产能建设共完钻新井34口(油井18口、水井16口)，完成设计工作量的100%。新井投产33口，取得较好的产能建设效果。

3.2.1 新井产能效果:投产井33口(包括16口排液井)，初期30口井自喷，平均单井20.2t/d，目前自喷井1口，平均单井日油5.9t/d，平均单井累油2866t。

3.2.2 单元实施效果：目前单元日油能力达到213t/d，单元累产12.5897×104t，其中新井累产8.8901×104t，采油速度3.06%，采出程度4.69%，初步实现了产能建设阶段高产高效开发。

4 结论

4.1 樊142块低渗油藏应用仿水平井开发关键技术集成，取得了较好的效果。可以为该类型单一厚层油藏开发动用提供思路借鉴。

低渗透油藏注水开发 篇6

一、油田的概况

其中在油田中储层岩中的成分主要是以细砂岩为主要构成,并且存在着中值粒度、储层物性较差的特点。其中低渗透层中有一个非常明显的特征就是次生孔隙的发育。一般情况下这些孔隙度为10% 到20%,有着较好的储层含油气性, 并且存在着30%—50% 的石油饱和度。在这些含油层当中特征为低电阻特征,具有这种特征的就是低阻油气层,但是却因为在油田中的渗流阻力过大就造成了压力传导能力的不足,最终也就会导致在油田中的自然产能过低。如果在进行油田的开采的话就会造成油田底层的压力快速下降,最终就会造成石油产量的飞速下降并且这种现象是难以恢复的。为了有效的解决这一难题,就会采取超前注水技术来针对低渗透油藏开发这方面的研究和实践,并且取得了不错的效果。

二、基本原理

超前注水技术是在油田开采之间运用注水井进行水量的投注,这种方法的运用就是通过将泄油面积中的含有饱和度高于原来的石油含油饱和度,从而增加底层的压力,使得其比原来地层的压力高,在最后有效的建立起哟中驱替系统来对石油进行开采。

在低渗透油田当中最明显的特点就是启动压力梯度以及非呈线性。但是在实际的开采过程中发现在低渗透油田中, 一单其储层的渗透率过低,就会使得石油的渗透方式就不在符合达西定律的特点。简单来说,石油当中的驱动压力过小导致其流体不能够进行很好的流动,如果想要其恢复正常的流动方式就必须要使得驱动压力的梯度要达到一定的高度, 这样才能有效的恢复流体流动的驱动压力梯度。

在石油当中的得非达西定律指的就是直线段中的延长线不经过原始的起点。如果储层中的压力梯度一旦超过原始的标准值后就会使得梯度和流苏出现线性关系。在低渗透油田当中有效的使用超前注水方式可以使得油田中的油层具有弹塑性的特点,使得其储层中的石油渗透率得到明显的提升。

三、具体应用措施

(1)准确合理把握好超强注水的时机

在渗透油藏的开采过程中,超前注水时机的把握是十分重要的,如何可以更好的把握时机进行超强注水使得油藏的开采更为有利这一点是十分重要的。在进行超前注水的时候, 一旦使得注水时间过长,就会使得其注水量高于标准值,从而引起了地层的压力的增高,这时如果在地层下原先就储存了大量的水,就可能会引起油田在开采过程后出现问题。如果超前注水的时间过短,就会造成地层的压力没有达到标准值,在开采的过程中就会导致石油出现喉道系统以及隐形的裂缝、渗透率降低或者是人工压裂缝的闭合或者堵塞等不可逆转的问题。

(2)准确的把握超前注水量和强度

在对超前注水当中的时间进行准确把握之后,就要对其技术的注水量以及注水强度进行把控。对其注水量以及注水强度的把控是对后期的石油开采工作的难易程度和能否保持稳定的产量都会造成影响。

结束语:在进行对低渗透油藏的开发中,有效的运用超前注水技术可以使得地层压力得到明显的增加,从而在很大的程度上改善了石油渗透率的降低的问题并且有效的对启动压力梯度的流速进行加强。超注水技术在我国低渗透油藏开发中是一项非常具有实用性和可用性的技术,为我国以后的经济发展提供了有效的保证。

摘要：在现代科学技术的不断发展中,关于油田的各项技术也是在不断的完善和发展。超前注水技术是用在低渗透油藏开发方面的一项新技术。它可以有效地解决低渗透油田启动压力与节制定形等缺点。从而达到提高石油开采效率。本文章就是根据某一油田的低渗透油藏开发为例,分析并且讨论了超前注水技术的应用。

关键词：超前注水技术,低渗透油藏开发,应用

参考文献

[1]陈家晓.西峰特低渗油藏超前注水渗流机理及开发技术政策研究[D].西南石油大学,2007.

[2]范小军,孙涛,高文学.解析某油田低渗透油藏开发中超前注水技术的应用[J].化工管理,2014,27:73.

[3]陈磊,王志伟,任艳子,古志英.超前注水技术在吴旗油田低渗透油藏开发中的应用[J].内蒙古石油化工,2008,12:80-82.

低渗透油藏注水开发 篇7

采用低渗透油藏开发技术是为了尽可能的提高我国石油开采总量以及总体开采效益。随着近年来的实践可知, 油田生产的系统主要包含地面开发、油储开发、钻井开发与低渗透油藏开发, 这四部分是油田生产系统必不可缺的。同时, 在这基础之上还需要进行科学合理的分层开采, 最大程度上保证开采出多油田层、非均质的砂岩油。建立该生产系统既能有效的避免可能出现的技术性问题, 又能最大限度地保证油田开采效率达到一个满意值, 同时, 还能提高我国油田的开采量、增加油田的采收率, 为不同目标产量提供可靠保障。当然, 进行开采时除了技术上的问题需要考虑之外, 还需要合理有效的科学控制, 降低举升能和各项作业的费用, 都能为我国油田可持续发展提供可靠条件。

二、当前我国特高注水水质在低渗透油藏开发的指标影响

在我国现行的特高注水水质油田的低渗透油藏开发的发展指标中依旧存在我国特高注水水质雨天低渗透油藏开发中遇到的一些技术难题。我国油田多为特高注水水质油田, 随着开采的进度, 油田和水的比例在逐渐增加, 使得控水变得更加困难。正是这些问题的产生, 导致我国油田开采量极低, 并且老井中的油田套管随着时间的变化, 损耗量也在不断增加, 老设备产能下降, 老化, 致使对石油开采的能耗增加, 与之前相比, 产油成本得到了增加。

三、特高注水水质的低渗透油藏开发在技术方面的发展研究

陆地是一个非均质, 是由多油层的砂岩组成的, 不同层间存在着极为明显的不同。进行未来油层的开发与发展, 我们必须选择细分开采道路, 我国目前正在进行的油田技术研究中, 已经有适用于我国地质的油田开采技术——全套的损井修复技术, 利用此技术对油管进行修复, 从而提高我国油水井的指标利用率。

长时间的油田开采对套管的损耗极大, 我国现阶段大部分油田的套管都已进入套损高峰期, 钻孔、标准层部位已有了不同程度的损害, 甚至有些已经严重到变形、错断。有些套层已经出现了严重错段现象, 在较大弯曲的部分已经出现了变形与吐砂。这种种现象都说明了套损为我国油水井产生的影响是极为巨大的, 甚至造成了巨大的破坏, 导致采收率大幅下降。目前, 通过我国的老井进行修复, 年均的油量大概可以达到31*104吨, 每年修复的注水量一般可达达到20*435m, 此产量数据主要表现在大庆油田。即便我国油田目前的套损情况比之前变得更加严重, 但是随着技术的进步, 目前套损井的修复率也在逐年增加, 老井的修复率已达90%, 基本上达成了了注采平衡的目的, 同时也减少了成片套损的继续扩大的可能性, 这对于未来继续完善注采关系, 增加经济效益, 为有效提高油田的采收率提供了一个很好的条件。

四、结束语

近几年, 随着我国综合国力的不断增强, 经济飞速增长的同时, 科学技术也发生了巨大变化。低渗透油藏开发将成为未来油田生产以及发展的最关键的一个环节, 很多的生产技术的问题解决都要依靠未来低渗透油藏开发技术的改善和进步来完成。当前的特高注水水质的油田仍然面临着很多比较复杂的问题。我们只有依靠科学技术的力量, 才可以将保证产量以及节约成本两者高效的结合在一起。当然, 我们还应该对我国有限的资源进行合理有效的开发利用, 避免造成不必要的浪费, 加强对科学技术的研究, 以期利用更先进的技术为未来社会创造更多的效益。

摘要：随着对油田开发力度的不断加大, 我国一大批油田已经进入了高含水这一特殊时期。这一时期的到来致使我国油田即将面临许多严重的问题, 其中最为突出的就是采储不平衡以及套管损耗严重。这两个突出问题对于石油的采收率产生了极为严重的阻碍作用, 造成了我国的资源在开采效果方面巨大的负面影响, 极大程度上浪费了我国有限的石油资源。然而, 造成这种种问题的关键在于我国大渗透油藏开发技术的不成熟。本篇文章的作者针对当前我国的特高注水水质所面临的一些技术方面的问题作了详细的叙述, 并把我国的一些在油田中存在的一些问题作了一一的列举, 同时也提出了相应的解决措施。

关键词：油田特高注水,水质低渗透,油藏开发

参考文献

[1]工德民, 陈朝.油田分层开采[M].北京:石油工业出版社, 1985.

[2]周望, 谢朝阳.大庆油田科技论文精选 (续) [M].北京:石油工业出版社, 1999.

低渗透油藏注水开发 篇8

欢26块杜家台油藏位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段南部, 是欢北杜家台油层欢12块的一个四级断块, 自上而下发育杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ油层组。含油面积2.8k m2, 油层平均有效厚度16m, 石油地质储量313×104t。

1.1 构造特征

欢26块杜家台油藏是在斜坡背景下周边被4条断层所遮挡的北倾断鼻构造。构造高点位于欢33井附近, 埋深2435m, 构造幅度350m左右, 油藏埋深-2435m~-2650m。

1.2 沉积特征

欢26块杜家台油层沉积时受古地貌影响形成了向潜山超覆的充填式沉积。沉积类型为扇三角洲相沉积, 主要沉积了扇三角洲前缘亚相。根据该区岩性组合、沉积构造、古生物特征、砂体性质及测井曲线形态等综合划相标志, 将扇三角洲前缘亚相进一步划分为四个微相, 即:辫状分流河道微相、河口砂坝微相、分流间微相和前缘薄层砂微相。

1.3 储层物性

欢26块杜家台油层储层物性较差, 储层平均孔隙度为12.6%, 渗透率为55.0×10-3μm-2, 泥质含量与碳酸盐含量较高, 分别为8~15%和3~20%。属中~低孔隙度、低渗透率的范畴。

1.4 油藏类型

该块油水分布受构造和沉积相带双重因素控制, 为层状岩性-构造油藏。平面上, 西南为构造高部位, 受潜山顶面影响, 油层逐渐变薄, 最薄处小于5m;中南部储层发育, 油层最厚, 有效厚度在30m以上;北部为构造低部位, 受边水影响油层逐渐变薄;纵向上, 单层厚度小, 最厚12.8m, 最薄0.6m, 一般在2m左右。该块油层主要受构造和岩性控制, 小层都呈条带状分布, 分为三套油水组合。按油水分布关系分类, 杜Ⅰ组为边水油藏, 油水界面-2630m;杜Ⅱ组局部存在边水, 油水界面-2775m, 杜Ⅲ组主要受岩性控制, 无统一油水界面

1.5 流体性质

欢26块杜家台油层原油性质较好, 地面原油密度为0.8750g/cm3, 粘度为2.05mpa.s, 凝固点16℃, 含蜡量7%, 胶质+沥青质含量10%。地层水型为NaHCO3型, 矿化度为3000mg/L~5400mg/L。

1.6 地层压力与温度

该块的原始地层压力25.67M P a, 饱和压力16.74M P a, 压力系数0.9809, 地层温度90℃。

2 开发历程及开采现状

2.1 开发历程

欢26杜1975年开始勘探, 1978年试采, 1979年正式投入开发。到1983年底, 按500m井距投产油井7口, 初期日产油178t, 当年产油1.25×104t;在油藏的边部投转注水井5口, 初期全部常压注水, 日注水96m3, 实现了油藏的早期注水开发。

1993年以后, 按200m井距陆续在该块进行了5次大的调整。期间, 早期转注的5口水井由于不吸水或无效注水相继转油井生产或报废。

2008年6月区块全面注水开发, 区块东部先期试验井组4口, 进行A级水质精细注水试验。2009年继续转注7口, 实现了油藏内部全面注水开发。

到2009年, 该块历经多次调整, 共部署调整井37口, 井距从最初的500m缩小到现在的200m, 连通系数由最初的50%提高到目前的72%。

2.2 开采现状

目前共有油井33口, 开井18口, 日产液93t/d, 日产油51t/d, 综合含水45.4%。累产油45.1291×104t, 累产气6645.49×104t, 累产水14.0207×104t, 采油速度0.55%, 采出程度14.42%;注水井总井12口, 开井8口, 日注水240m3, 累积注水33.3092×104t, 月注采比2.43, 累积注采比0.39。

3 开发中存在的问题

3.1 天然能量不足, 油井压力下降快, 单位压降产量低

由于断块没有能量补充, 油井投产后, 虽然初期产量在10~55t, 压力在21.0M P a以上, 但下降快。但平均单井单位压降产量658t/MPa。

3.2 注采井网不完善, 油层连通状况差

欢26杜块在500m井距基础井网时投转注水井5口, 但由于投产初期4口均分布于油藏边部, 井距过大, 油层连通系数只有50%, 油藏内部采用天然能量开发, 注采严重不平衡, 导致基础井网油井未见到注水效果。该块投产近30年, 采出程度仅13.7%。

3.3 受水质或增注泵等原因, 影响注水效果

早期回注欢一联未经过严格处理的污水, 导致油层堵塞, 虽然2002年8月对欢2-11-5117C井注清水试验, 周围油井虽然产量没有明显的上升, 但稳产时间变长, 见到一定注水效果。但是由于清水矿化度 (563.4m g/L) 小于临界盐度 (2500m g/L) , 与地层中矿物发生“盐敏效应”, 使油层中粘土矿物膨胀, 阻塞油层孔道, 导致注水井吸水能力变差, 注水压力不断上升, 最终达到增注泵临界压力, 注不进被迫关井, 累注水量31421m3。

4 精细注水开发中的主要做法

4.1 注采井别的确定

2008年6月在该块采用一套层系、五点法面积注水开发方式注水, 整体规划规划注水井15口, 油井总井30口, 注采井数比约1:2, 一向受效井9口, 二向受效井11口, 多向受效井10口, 水驱控制储量260×104t。

4.2 注入水质及水量的要求

由于低渗透油藏油水两相相对渗透率相对较低, 尤其是油相渗透率见水后急剧下降, 为避免油井见水后含水急剧上升的现象发生, 注水井单井初期注水量控制在30~50m3。

针对欢26块杜家台油层喉道细, 胶结物中粘土矿物易使孔喉迂回曲折, 容易堵塞, 影响驱油效率的问题。2008年利用新7#注水站A1类水质实施注水开发, 注水矿化度达到2500mg/l (临界矿化度) 。

4.3 注水压力及工艺要求

采取“单井单泵”高压增压, 最高注水压力35.0MPa。并且欢26杜块油层粘土含量较高 (8~15%) , 注水后易发生水化膨胀, 所以对油层定期进行防膨预处理, 增加注水量。

4.4 实施步骤

4.4.1 完善注采井网

该块主体部位有16口井上补过兴隆台或大凌河油层。到2009年12月已完成6口井大修归位。

4.4.2 分批转注, 为区块全面实施注水开发探索经验

2008年注水试验优先在区块东部实施4个井组, 在试验中加强资料录取、动态跟踪和效果分析, 为区块全面实施注水开发探索经验。在先期注水井组取得效果后, 2009年相继实现了7个注水井组的转注工作, 实现了油藏内部全面注水开发。截止到目前阶段注水量达到11.9709×104t。

5 精细注水开发效果分析

区块随着累计注水量的增加, 注水受效油井数不断增加, 注入水主要沿沉积主相带推进, 处于构造低部位的油井见效快, 先后有9个井组受效明显, 日产油从11.1t上升到目前26.9t, 累计增油2344t。

5.1 先期试验井组取得较好的注水效果

(1) 欢2-11-5017井组

欢2-11-5017井于2008年6月28日转注, 日注水40m3, 对应油井二口:欢2-11-17、欢2-11-517。在该井转注1年后, 对停产井欢2-11-17井进行了测压, 测试结果为33.07Mpa。2009年5月29日该井放喷, 初期日产液8.5t, 日产油8.2t, 2009年9月15日下泵生产, 目前日产液11.5t, 日产油3.8t, 含水66.7%, 已累计增油400t。

(2) 欢2-11-16井组

欢2-11-16井组对应油井3口 (欢2-11-5116、欢2-11-516、欢2-11-5216) , 日注水30m3。该井转注后, 井组油井欢2-11-5116、欢-11-516井产量保持稳定, 欢2-11-5116井转注前日产液8.0t, 日产油1.4t, 目前日产液6.7t, 日产油2.5t。

5.2 见效油井数逐步增加

随着注水井注水量的增加, 区块见效油井数逐步增加。

(1) 欢2-13-5114井组

受注水井欢2-13-5114、欢2-12-5013井影响, 注入水向构造低部位欢2-13-514、欢2-13-5213推进, 欢2-13-514井从09年5月见效, 日产液从1.5吨上升到目前9.4t, 日产油由1.3t上升到7.7t;欢2-13-5213井09年7月检泵后日产液从1.8t上升到6.4t, 日产油由1.7t上升到5.4t。目前该井日产液4.6t, 日产油4.3t。

(2) 欢2-13-5315井组

欢2-13-15井正常时日产液2.7t, 日产油1.9t, 含水28.3%。该井受欢2-13-5315井注水影响, 产量一直比较稳定。自2009年8月检泵后受效明显, 日产液上升到7.0t, 日产油2.5t, 含水63%。目前日产液5.9t, 日产油2.4t。

6 经济效益评价

欢26杜家台精细注水开发以来, 产量逐渐回稳。预计下步通过部署新井, 完善注采井网等措施, 年最高采油速度可达到0.85%, 并稳产5年。预计10年后采出程度达到21.99%, 与天然能量开发采出程度17.6%相比, 提高4.39%, 预测增油13.74×104吨。

7 结论与认识

(1) 目前从注水井纵向吸水情况来看, 杜Ⅱ吸水好, 其次杜Ⅰ, 杜Ⅲ最差。建议下步可针对油井杜Ⅰ油层组实施压裂引效, 提高油层吸水能力。如11-5016井。

从2010年6月以来注水井吸水剖面显示, 注水井纵向吸水层数占总注水层数的32.9%, 吸水厚度占总注水厚度的38.4%。其中杜Ⅱ动用程度相对最高, 吸水层厚度占Ⅱ油组总注水厚度的21.0%, 杜Ⅲ次之, 占总注水厚度的10.4%, 杜Ⅰ纵向动用程度最低, 吸水层厚度占油层组总注水厚度的7.0%。

(2) 欢26杜实施精细注水开发取得的成果说明适时调整低渗透油藏开发方式, 对提高区块产能具有重要意义, 也为欢北地区同类型油藏开发提供宝贵经验。下步可对欢8杜、欢23杜块油藏优选井组实施注水开发。

摘要：欢喜岭油田开发31年, 已经步入油田开发中后期, 部分油区油井含水较高, 油井采收率部分达60%, 而与之相对性的部分低渗透油藏普遍存在注水效果差、油井采收率的特点, 如何有效提高低渗透油藏从而增强老区块采收率, 成为欢喜岭油田人的首要攻关课题, 欢喜岭采油厂采油作业二区与采油厂地质大队积极协调, 在欢26杜创新实现了低渗透油藏的精细注水开发, 使老区块重新焕发青春, 区块产量由措施前29吨/日, 提高到109吨/日, 为低渗透油藏的再利用提供了重要论据。

关键词：欢喜岭油田,低渗透油藏,精细注水,欢26杜,典型

参考文献

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[6]杨午阳, 邓央, 等.地震综合反演及油气检测系统[J].天然气工业, 2005;25 (增刊B) :116～120.

低渗透油藏注水开发 篇9

1影响低渗透油藏注水开发效果的因素

经过实践调查研究发现,影响低渗透油藏注水开发效果的因素可以分为两大类,第一类是包含孔隙结构、砂体内部结构、 夹层频率在内的地质因素,另一类是包括压敏、贾敏以及渗流特性在内的开发因素。

1.1地质因素

第一,在众多影响低渗透油藏注水开发效果的因素中,最不容忽视的一个因素就是孔隙结构。孔隙半径尺寸、几何形态和连通状况等均会对低渗透油藏的渗透率产生一定的影响。 吸附滞留层中存在的流体在一般情况下是处于不流动的状态中,但如果需要流体改变为流动状态,就要人为对其施加压力梯度,只有在压力梯度比储层流体的启动压力高的情况下,储层流体才会在流动力的作用下转变为流动状态。相关研究发现,启动压力梯度会受到很多因素的影响,主要包括储层孔厚以及孔径大小的影响。如果在孔厚、孔径两者都比较小的情况下,启动压力梯度就要比较大,也就是说启动压力梯度会增加, 而启动压力梯度郑家之后,注水开发效果也会随之变差。与此同时,孔隙结构越复杂、孔隙非均质性,都会对低渗透油藏注水开发效果产生不利影响。

第二,砂体内部结构也会对低渗透油藏的注水开发效果产生一定的影响,近年来,砂体内部结构对低渗透油藏开发效果的影响引起了业内的高度重视。低渗透油藏的低渗透层、河道砂体切割界面以及低渗透油藏内部非渗透层等均会对流动流体造成一定的阻碍。当层次相同的情况下,不同期次的、纵向的单砂体往往不会受到渗透隔层所产生的影响,从而造成某些单砂体的注采关系不能相匹配,这就对低渗透油藏的注水开发效果产生了不利影响。与此同时,由于受到砂体切割界面所产生的影响,大大降低了两侧砂体在渗透层中的连通性,甚至会造成流体无法流动。

第三,在低渗透油藏中,大多数夹层属于斜交层面,往往会有一定的倾向、倾角,特别是在渗透性比较差的情况下,会严重阻碍砂体的流通性。与此同时,在夹层比较多的情况下,这些夹层就会分割厚层砂体,将其分为若干个薄砂体,从而导致储层的流动性被大大降低,特别是在低渗透砂岩出现这种现象时,进一步增加了注水开发难度。

1.2开发因素

压敏、贾敏以及渗流特性等开发因素均会对低渗透油藏的注水开发效果产生一定的影响,具体体现在以下几个方面:第一,低渗透油藏存在的压敏效应较为严重,特别是在周围压力迅速增加的情况下,储层孔隙会出现变形,使渗透率大大降低。而且随着低渗透油藏的深入注水开发,底层压力变得越来减小,渗透率也会逐渐下降,从而会对注水开发效果造成一定的影响。第二,随着生产压力梯度的增加,低渗透油藏的产液量也会有所提高,得到较为良好的开发效果。但是,由于受到低渗透特点产生的影响,所有流动孔隙流体的区域半径比较小,导致了井间压力梯度逐渐减小,在小孔隙中的流体相对处于未流动状态,对低渗透油藏注水的开发效果带来了不利影响。

2改善措施

2.1水平井开发

相关研究发现,在低渗透油藏的开发方面,应用水平井有着非常明显的优势,例如可以在一定程度上增加单井控制面积,也可以将相互切割的河道砂体、不渗透夹层打穿,从而降低河道切割界面、非渗透夹层对注水开发造成的影响。此外,适当放大生产压差,有利于降低启动压力梯度对注水开发造成的影响,可以进一步增加油水井的控制范围。可以通过增加注水压力、压裂以及降低井底流压等方法实现生产压差的放大。

2.2单砂体合注合采

对低渗透油藏的开发层系进行进一步细化,基本操作单位为小层,基本单元为单砂体,以基本单元单砂体当作操作对象, 进行合注合采,在纵向上加大采用程度,进行逐层推进,以改善低渗透油藏的开发效果。

2.3注采井距缩短

将注采井距缩短之后,有利于提升低渗透油藏的开发效果,明显增加流动孔隙数量与控制面积。但是,考虑到打井成本问题,需要在确定井距的时候综合分析经济投入、开发效果、 启动压力梯度等因素。与此同时,早期注水也有利于提升开发效果。

3结语

综上所述,孔隙结构、砂体内部结构、夹层频率等地质因素,压敏、贾敏以及渗流特性等开发因素,都会对低渗透油藏的注水开发效果产生一定的影响。为使低渗透油藏的注水开发效果得到有效提高,需要结合实际情况,采取水平井开发、单砂体合注合采以及缩短注采井距等措施改善开发效果。

摘要：我国国土面积十分辽阔,各种资源、能源也非常丰富,在我国现有的油气资源中,低渗透油藏占据着非常大的比例。若可以对低渗透油藏进行高效开发、利用,不仅可以缓解能源短缺危机,还有利于促进我国经济的进一步发展。但就现阶段而言,我国在对低渗透油藏的开发方面,并没有取得较为理想的效果。本篇论文主要对影响低渗透油藏注水开发效果的因素及改善措施进行了分析。

关键词：低渗透油藏,注水开发效果,因素,改善措施

参考文献

[1]李志鹏,林承焰,董波,卜丽侠,崔玲.影响低渗透油藏注水开发效果的因素及改善措施[J].地学前缘,2012,02:171-175.

低渗透油藏注水开发 篇10

1 低渗透油藏的基本特征

1.1 油藏类型单一

低渗透油田属于常规油藏类型, 主要以岩性油藏和构造岩性油藏为主, 我国有60%的低渗透油藏为这两种油藏类型。

1.2 储层物性差, 孔隙度和渗透率低, 且水动力连通差

我国低渗透油藏油层砂泥交融在一起, 非均质性严重;储层以中孔和小孔为主, 并且孔喉细小, 溶蚀孔发育;存在裂缝发育, 大多为构造裂缝, 分不规则, 以成组出现;渗透率低, 我国有50%左右的低渗透油藏空隙度小于10%, 并且有50%以上的藏储量存在于渗透率小于10x10-3μm2的特低渗透油藏中;水动力连通性差, 单井控制的泻油面积小[1]。

1.3 油层原始含水饱和度高, 原油性质好

低渗透油藏油层含水饱和度通常在30%-50%左右, 有些高达60%, 并且油层密度小、粘度小、含胶质以及沥青质少, 有利于低渗透油藏注水开发。

1.4 储层敏感度高

低渗透油藏储层碎屑分选差, 粘土矿物质以及基质含量高, 易导致储层各种损害, 并且裂缝发育, 导致储层应力敏感度高。

1.5 固液界面作用显著, 油层流动呈非达西渗流

由于低渗透油藏孔喉细小, 比表面积大, 所以受固液界面作用显著, 孔隙内表面出现液体边界层, 多孔介质呈不同的润湿性, 油层流动具有启动压力梯度, 表现为非达西渗流。

2 低渗透油藏注水井堵塞的主要因素

2.1 低渗透油藏“三高”“四低”

由于储层物性差, 孔隙度和渗透率低, 导致注水压力高、注水井数量高以及地层亏空高以及低渗透、低产能、低液面以及低日注水量, 这“三高”“四低”的现象, 从而造成低渗透油藏的堵塞[2]。

2.2 低渗透油藏地层连通性差, 开采泄压快

低渗透油藏地层连通性差, 导致油藏开采时泄压过快, 使注水井注水量跟不上, 造成地层能量得不到及时的补充, 进而导致低渗透油藏的堵塞, 影响油藏开采效果。

2.3 低渗透油藏的孔隙为堵塞主要场所

由于低渗透油藏渗透率低, 孔隙存在的地方为原油存在的地方, 然而也是注入水和地层水充分接触, 污垢存在的主要场所。油田长期受到回注污水、作业修井以及开采次数不断增多的影响, 造成地层悬固物相互侵蚀, 粘土水化膨胀以及细菌、胶体等污染物质堵塞注水井。

3 针对低渗透油藏堵塞的情况提供有效的解堵整注技术

3.1 物理解堵增注技术

物理解堵技术主要有振动解堵、脉冲解堵、高压水射流解堵、强磁解堵以及超声波解堵等。物理解堵技术主要根据油藏储层物性差, 孔隙度和渗透率低, 且水动力连通差等基本特征, 采用双重振动仪、脉冲解堵仪、可控制的高压旋转射流工具、强磁处理以及超声波等物理方法产生压力波, 使油藏地层介质岩石产生裂缝, 改善孔隙的连通性, 提高流体的导通能力, 同时抑制粘土的膨胀, 提高注水井的吸水量, 并解除孔隙中细菌、胶体等污染物质堵塞注水井的情况, 提高油层的渗透率, 进而达到解堵增注的目的。

3.2 化学解堵增注技术

化学解堵增注技术主要有酸化解堵、表面活性剂解堵、氧化解堵、缩彭解堵、热化学解堵、纳米聚硅增注以及复合化学解堵等。化学解堵增注技术是采用酸化油藏地层物质、表面活性剂解堵剂、二氧化氯等氧化性杀菌剂、阳离子高分子聚合物缩膨剂、热化学解堵剂、纳米聚硅增注剂以及采用复合化学剂等多种化学物质, 酸化油藏地层, 改善出油剖面以及出水剖面, 消灭孔隙细菌, 收缩膨胀粘土, 解除注水井液滤失水、胶物质以及沥青物质引起的污染和堵塞, 从而提高注水量, 降低压力损失, 增强流体的流动性, 实现注水井的解堵增注, 提高油田资源的使用率。

3.3 生物解堵增注技术

生物解堵增注技术主要有生物酶解堵、微生物解堵等。生物解堵增注技术主要是采用生物酶稠油解堵剂以及微生物等生物方法, 针对残存油等造成的低效注水井以及三次开采油田过程中油井和注入井的解堵增注, 同时利用微生物产生的大量有机酸、有机溶剂、表面活性剂与活性细胞体结合产生的强力表面活性剂体系, 改善油藏岩石表面的性质, 降低启动压差, 改善流体在油藏孔隙的流动受到的阻力, 进而实现解堵增注的目的。生物解堵增注技术操作简单容易, 并且菌剂费用低, 不污染环境, 单井操作可重复使用, 能有效缓解油藏注水问题, 具有明显优势[3]。

3.4 物理化学复合解堵增注技术

物理化学复合解堵增注技术主要有双重振动源-酸化解堵增注技术, 高压脉冲射流-酸化解堵技术、新型无壳体弹高能气体压裂解堵技术以及复合型混气解堵等。物理化学复合解堵增注技术是采用物理解堵增注技术与化学解堵增注技术相结合的方法, 根据油藏实际堵塞情况而复合采用, 从而提高注水井开采过程的高效性。

4 结束语

低渗透油藏具有储层物性差, 孔隙度和渗透率低, 水动力连通差, 储层敏感度高等特点, 容易造成注水井堵塞, 为注水井开采过程带来严重的危害以及很多不安全的因素。目前, 低渗透油藏注水井解堵增注技术有物理、化学、生物以及物理化学复合等各种解堵增注技术, 对于油藏堵塞原因选择合适有效的解堵增注技术, 避免新堵塞的产生, 提高油藏资源使用率。

参考文献

[1]李积祥, 侯洪涛, 张丽, 田波, 毛美丽.低渗油藏注水井解堵增注技术研究[J].特种油气藏, 2011, 03 (02) :106-108

[2]庞启强, 刘培培, 黄冬雪, 王举.低渗透油藏注水井解堵增注技术研究进展[J].石油石化节能, 2011, 04 (03) :10-12