油藏开发

油藏开发（精选12篇）

油藏开发 篇1

针对老油田油藏类型多、井距大、井站区域广、低能井、报废井、长关井多、注水油藏少 (非注水油藏12个) , 稳产难度大的特点。我作业区立足老区, 充分挖掘油藏潜力, 实施精细化油藏管理, 以“稳定并提高单井产量和注水开发基础年为基础”, 依托“一井一策”精细管理模式, 加强注水区块注水管理, 优化措施选井, 努力提高低能井、长关井开采效益, 合理调控开发指标, 取得一定效果。

1 主要做法

1.1 加强注水区块注水井管理, 油藏确保地层能量

以开展“注水基础年”活动为契机, 以“注好水、注够水、精细注水、有效注水”为核心, 根据作业区油藏开发形势及压力变化情况, 实施动态调水、间注、变水量相结合的多种注水方式。确保注好水、注够水, 保持地层能量。2014年水井维修20口, 增注7口。重点抓好股份公司重大实验“530八道湾组注水专项治理”研究, 上调水量39井次, 下调水量14井次, 油井逐渐见效, 井组增油1501t, 含水由80.3%下降至78.5%。

对油井含水实行分类, 对部分高含水井实施控关、堵水、补层等措施, 控制无效水采出, 提高注入水利用率, 除530克下组油藏因物性差注水不满足地层压力下降外, 530八道湾、乌尔禾组等主力油藏地层压力均保持稳定或上升, 油藏整体含水稳定并呈下降趋势。

1.2 以劳动竞赛为载体, 充分挖掘油井潜力

积极开展群众性活动中, 实施了调参、低能和高含水井定期捣开、加密调开时率、控制套压、长停水井捞浮油、低能不出改进单罐等一系列管理上产会战措施, 工作量180井次, 实现会战老井超产856t。

作业区通过以历年挖潜上产思路为基础, 以劳动竞赛为载体, 针对“低能井、报废井、长关井”多特点, 开展“一井一策”综合挖潜, 制定详细的挖潜上产思路, 并及时与各部分沟通、协商, 加快措施进度。2014年实施管理上产231口, 增油1830t。实施定期捣开共103口, 增油600t;加密开井时率13口井, 增油150t。对长关水井放压捞油4口, 共捞油30t;低能调开井进单罐生产96口井, 增油900t。合理控制套压15口, 增油150t。2014年作业区实施检泵270口, 累计恢复油量81000吨。通过各项上产措施全面展开, 有效的保证了作业区原油产量稳定, 递减速度明显减缓, 实现增油8.47万吨, 绝对递减率递减3.6%。

1.2.1 加强低能井挖潜、复产。

对九区、八区、446井区等低效层块长期停产潜力井进行复产。累积检泵复产48口 (主要在2013.9-11月长关井扶正) , 增油1540吨。

1.2.2 加大捣开井上产挖潜力度。

月均捣开挖潜生产低能井28口, 累积增油600吨;月均11口低能井进罐捣开、放压生产, 降低原油生产阻力, 提高油井出油率, 增油900吨。

1.2.3 加大高含水控关、低能井增产措施挖潜。

对高含水控关井捞浮油月均14井次、低能井压裂提高油层动用7井次, 累计增油2130吨。

1.2.4 变“冬关井”为“冬管井”。

作业区低能井较多, 其中2013年申报冬关井93口, 作业区提前做好低能井保温工作, 制定详细调开计划, 1-3月实现稳定开井54口, 做到冬关井不关, 变“冬关井”为“冬管井”。累积增油830吨。

1.2.5 加大部分油藏提排潜力。

主要针对530八道湾组油藏供液能力较强, 实施换大泵以及地面调参16口, 累积增油1060吨。

1.3 重点组织, 加强跟踪, 优化上产措施, 提高成功率

在优化注水的基础上, 采取动态与静态结合、平面与剖面结合、理论与实际结合、工艺技术与地质需求结合的“四结合”方法油井实施综合措施, 摸清家底, 分析潜力, 优化上产措施, 跟踪分析措施效果, 2014年实施增产措施58口, 有效48口, 对比2013年同期分别增加17、13口, 年措施增产量1.72万吨, 对比2013年同期增产5000吨左右。措施增产量以压裂、补返、挤液为主, 酸化效果差。其中压裂27口、挤液17口、补返层9口、酸化5口, 压裂措施主要集中在530乌尔禾组油藏、挤液主要为530八道湾组组油藏、酸化主要为530克下组油藏。

1.4 狠抓异常井管理, 为异常井早发现、早诊断提供保障

加强抽油井异常诊断、处理、跟踪及信息反馈, 对液量增减幅度大于30%或日产油增减幅度大于3.5吨的油井当日进行现场校产、校样、诊断、处理;对地层能量低、供液不足的井及时摸规律、优化工作制度;对沉没度低的井摸索规律控制合理的套压值等, 2014年共跟踪处理异常井646井次。特别是自2014年3月底, 作业区对所管理的抽油井实施“计量、憋泵同步制”管理办法, 为异常井早发现、早诊断、早处理赢得了时间, 确保异常井及时恢复生产、油井实现稳产、措施组织迅速、减少躺井占产、节约生产成本。

1.5 完善地质资料A2系统录入前移, 加快异常井处理和上产进度

自2013年10月地质资料A2系统录入前移试点, 后期不断完善, 实现地质资料A2系统录入前移合理化, 加快了异常井处理进度及上产步伐。地质资料录入前移对比实现了“5个及时”录取资料及时、发现异常及时、现场落实及时、现场处理及时、跟踪分析及时。使异常占产时间缩短24小时, 平均单井减少异常占产1.0t。

2 实施效果

油井开井时率80.7%, 高于要求标准4.7%;绝对年油量递减率3.4%, 低于要求标准3.6%;综合含水上升率-1.0%, 低于要求标准2.2%, 以上开发指标均在要求标准内。

3 取得的认识和结论

3.1 通过油藏优化注水、加强水井维修、水井日常管理, 确保注好水、注够水, 使油藏能有效保持地层能量, 并采用合理开采手段提高油井产能, 是提高油藏的开发效果的关键。

3.2 科学的组织生产、加强基础管理水平、精细的生产运行, 有效的改善了油田开发指标。

3.3 作业区管理的油藏开发时间长, 低产、低效井较多, 通过“抓落实, 重细节, 强基础”的管理手段, 运用积极探讨分析、制定对应措施, 实现了作业区多年稳产, 形成了一套作业区管理稳产技术。

3.4 立足老区, 精细化油藏管理, 以“稳定并提高单井产量”为重点, 深入开展“一井一策”精细管理模式, 通过提高基础管理水平, 可改善油藏开发效果。

3.5 强化精细注水, 提高注水利用率, 改善注采关系, 控制含水上升速度, 夯实稳产基础。

3.6 要广泛开展“向管理要油、向潜力要油、向责任要油”的活动, 落实岗位责任, 强化日常管理, 精心组织各项增效挖潜措施, 踏实做好各项上产工作。

摘要：针对老油田诸多特点, 文章立足老区, 充分挖掘油藏潜力, 实施精细化油藏管理, 以“稳定并提高单井产量和注水开发基础年为基础”, 依托“一井一策”精细管理模式, 加强管理, 合理调控开发指标, 摸索了切合油田实际的现场管理方法。

关键词：老油田管理,精细管理,稳产,开发指标

油藏开发 篇2

生产测井在复杂断块油藏开发中的应用

Y油区的许多开发单元已处于高含水、中高采出程度、剩余油分布十分复杂的.开发阶段,在动态监测的基础上加强了多种测井方法的应用与研究,与生产动态认识相结合,提出了各种注采调整方案和单井措施增油方案,实施效果明显,改善了油田开发效果.

作 者：杨波 吴传旺 崔梅红 唐建清 作者单位：江苏油田分公司试采一厂,江苏,江都,225265刊 名：断块油气田 PKU英文刊名：FAULT-BLOCK OIL AND GAS FIELD年，卷(期)：15(5)分类号：P631关键词：剩余油饱和度 水淹级别 产液剖面 油藏管理

油藏开发 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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低渗透油藏开发方式浅析 篇4

1低渗透致密油藏注气开发

在石油巨大的需求驱使下, 我国对石油勘探和开发的投入比重逐年增大, 油田的勘探和开发程度、开发技术也得到很大提高。在其中, 目前已逐渐发现的低渗透油田占到新发现油气田的一半以上, 可见低渗透油田的开发已经在油气开发建设中占领主要的地位。

随着勘探开发的不断深入和发展, 我国低渗透油藏所占的比例正不断增加, 如何高效开发这类油藏是未来面临的一项重要任务。注天然气可更好保持地层压力, 避免水敏, 对开发注水困难的强水敏和低渗透油藏具有良好的效果。举例而言, 六间房油田沙三中油层属低孔低渗储层, 注水开发时就存在水驱注入压力过高、水驱效率过低等棘手的问题, 导致其开发效果较差。通过建立符合地质特征的地质模型详细反复对其进行数值模拟研究, 在不断地模拟现场情况中获得接近现实的数据, 将其实行对比, 从而提高该类油藏的动用水平, 改善开发的实际效果。首先在室内反复实验以确定目的层的混相压力值, 然后用数值模拟研究注气开发效果, 以不同注入方式、不同注入速度及不同注入方案下尽可能精确预测区块生产情况, 并进行对比研究分析。结果表明, 通过注气可提高该低渗透油层动用程度, 随着注入量的不断增大, 阶段采出程度相应增加, 在研究区域内可实现混相驱。最后, 根据现场气源的实际情况和现场周边环境的评估进行方案设计, 用数值模拟优选出最优方案, 为注气开发提供理论指导。

2低渗透致密油藏注水开发

注水方式对提高低渗透油田采收率是经济并有效的, 但由于各油田地质条件的差别, 到底采用何种井型开采方式或者如何注水才能达到最佳开发效果始终是目前国内外最为关注并亟待解决的问题。因此, 研究低渗透致密油藏注水开发对于我国现代经济发展具有十分重要的意义。

低渗透油藏因为其有低渗透这个特性, 所以在进行产能建设时应该采取整体部署, 分批实施, 及时调整三项原则。要优先选取富集区块开发, 同时考虑到部分油井在开发初期不压裂就没有自然产能这个因素。因此水力压力技术在低渗透油田开发过程中得到了广泛的应用。总体优化压裂技术对于低渗透油藏开发而言已经发展成为一种比较成熟的压裂工艺技术, 并且在内外油田得到了普遍的推广。低渗透油田的开发往往需要提供一些压力, 目前普遍采用的手段主要是注气和注水两种。注气分为注天然气和注空气, 注天然气开采低渗透油田, 采收率最高但往往会出现气源不足这个问题。注空气开采虽然最终采收率不高但气源充足也能收获不错效益。再者注气开发地面管线复杂并且一次性投产比较大, 所以在我国油田开发过程中使用注气方式还是比较少的。综合利弊注水开采低渗透油藏的方式在我国得到大范围的推广。超前注水最终采收率最高, 早期注水次之, 晚期注水最差。

通过不断地总结低渗油气藏开发的理论成果和实践经验, 再结合区块含水上升和地层能量不足、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, 实施注水井网研究和开发调整, 从而能够提高注水效率。

因为低渗透油田的最终采收率普遍较低且风险较大, 因此开发层系及井网密度的选择是低渗透油藏开发的关键。开发者要根据开发方案的原则, 选取合理的开发层系布置合适的井网密度。因此井网密度的选择往往介于经济效益最佳与产能最佳之间。选择各方面最佳的方案对于我国油田的开发至关重要。

综上所述, 我国在低渗透油藏开发方式主要有注气和注水两种方式。而注气因为其一次性投入比重较大, 在具体实施上有所缺陷。所以通常情况下采用注水方式较多。我们要在现有的开发条件和技术水平下, 强化管理创新、技术创新、理念创新、方式创新, 在准确对信息录取分析的基础上实施精细方案更加优化、精细系统节点管理、精细工艺配方, 实现低渗透油藏开发效益最大化, 通过运用现代化企业管理手段, 充分利用人才, 实行科学有效的管理。我国在油田开发方面的研究还有很大的提升空间, 需要继续在这方面进行不懈努力, 并且加大财力投入和对这方面人才的培养。

参考文献

[1]吴婷婷.低渗透致密油藏注水开发方式研究.[J].西南石油大学, 2015.

[2]朱红云, 张津, 吴淑艳, 张瀛.低渗透油藏气驱开发方式研究[J].非常规油气.2014, (3) :43-46.

[3]吴柏志编著.低渗透油藏高效开发理论与应用[M].北京:石油工业出版社.2009.

油藏开发 篇5

水平井技术在埕东西区稠油底水油藏开发中的应用

埕东油田西区Ng44为一个典型的底水稠油油藏,是采油厂的新建产能区块.试油试采表明该块常规生产油井初期产能较低,直井生产含水上升较快,水平井热采开发效果较好,因此产能方案设计采用水平井整体动用.本文介绍了埕东西区Ng44稠油底水油藏产能建设中水平井的应用情况,通过水平井防砂筛管完井技术、酸洗技术、注汽热采技术和并筒举升技术等配套技术的综合应用,取得了较好的`效果,实现了埕东西区Ng44稠油底水储量的高效开发.

作 者：李月胜 严丽晓 李灵  作者单位：李月胜(中国石油大学<华东>石油工程学院;中石化胜利油田分公司河口采油厂)

严丽晓,李灵(中石化胜利油田分公司河口采油厂)

刊 名：内江科技 英文刊名：NEIJIANG KEJI 年，卷(期)： 30(7) 分类号：P61 关键词：水平井   防砂筛管   热采   底水   稠油  

油藏裂缝特征及对注水开发的影响 篇6

关键词：油藏；裂缝；特征；注水

1 概述

我国低渗透油资源占总资源量的22.4%，其中40%以上的燃气资源赋予在致密砂岩储层中，给资源的开采和利用造成了很大困难。这主要是因为该类储层属于不同程度的发育构造裂缝，结构分布复杂，所以至今还未得到高效的开发和利用。低渗透裂缝性储层是陆相油气田的主要特征之一，也是开发该类油气资源所必须解决的课题之一，开展对低渗透储层裂缝的特征研究，对于提高油气资源开采率具有重要的指导意义。

2 油藏裂缝特征识别

2.1 岩芯观察法识别裂缝特征 油藏裂缝最直接有效的预测和观察方法是岩芯观察法，通过对岩芯宏观和微观的观察，可获取岩芯裂缝多项参数，为裂缝特征研究提供基础数据；另外，岩芯观察法还可作为其他方法的辅助手段，检验预测结果的准确性。

以A油田为例，对该油田的6口油井的岩芯取样观察，发现其中的5口油井有垂直裂缝，这充分说明该地区油层裂缝的发育较为充分，且以高角度裂缝为主，斜交缝偏少。据此，可预测储层裂缝方位主要为垂直缝和高角度裂缝。野外地质露头表明该地区裂缝发育主要有东西向和南北向两组，且东西向裂缝发育程度较高，两组裂缝间距大、延伸远、涉及范围较广，属于稳定的区域裂缝；同时局部地区有北东向和北西向共轭裂缝，但发育程度和规模较小。

2.2 示踪剂测试技术识别裂缝特征 示踪剂测试技术是将示踪剂注入到注水井中，然后监测周围油井示踪剂浓度情况，再绘制出浓度——时间曲线图，对该曲线进行数值分析后获取地层有关的物理性质参数，从而为油藏地质特征的预测、堵剂用量的确定提供参考；同时还可对油层是否存在高渗透层或大孔道提供必要的辅助数据。利用示踪剂测试技术时，应根据监测井组的动静态资料设计合适的检测方案，并以此作为选择、制备示踪剂的主要依据；注入示踪剂后，在周围生产油井中进行取样、制样，通过专业的实验分析，检测样品中示踪剂的含量，为绘制示踪剂浓度变化曲线提供数据，再结合地质油田的动静态资料，最终确定示踪剂的流动方向、速度、波及情况等各类信息。若油田所在区域地质为裂缝性砂岩，可将其看作若干组导流能力相同的裂缝组成，示踪剂注入后首先沿各组裂缝突入生产井，随着裂缝组数的增加，示踪剂的产出曲线峰值也将增加，各组裂缝浓度之和可通过示踪剂产出浓度之和进行模拟计算，最后通过数学模型求得各组裂缝的体积和渗透率。

在实际生产中，常用的示踪剂为同位素示踪剂，利用该类示踪剂可获取油田井的如下信息：①井组中油井与水井之间的连同情况；②是否存在高渗透带或裂缝；③对井组各井方向高渗透水层的地质参数进行定量分析；④判断井组的流动能力。通过以上四方面信息的获取，可对地质裂缝或高渗透通道的平面或纵向分布情况进行精确判断；利用示踪剂水推速度的差异，确定地质高低；利用同一井组，不同井距油井间示踪剂的时间、峰值浓度、流动能力的不同，判断井组裂缝的分布特征。

2.3 水驱前缘测试识别裂缝特征 油气藏自身活动可诱发轻微地震，如流体在孔隙、裂隙内的流动；天然气聚集或运移过程中引发应力积累和释放；火驱采集时加热诱发岩石破裂；流体排出时地层下沉等。当地震发生时，可通过震源的确定描述地下渗透状况，从而为油气资源的开发提供指导。根据摩尔——库伦准则，孔隙压力升高时也会诱发微地震，因此，向油气田井组注水，可诱发微地震，对其进行监测即可获取重要的地质参数信息，这就是水驱前缘测试技术识别地质裂缝特征的原理。

以B油田为例，该油田对8个注采井组进行了水驱前缘测试，各井组所得水驱波及面积均不相同，这为解释该地区地质特征提供了重要参考。测试结果表明，压力升高之前，裂缝方向主要为北东走向；压力升高后，北西走向出现了新的裂缝；西部地区多数井平面矛盾比较明显，而中、东部地区大部分井组则表现出纵向非均质性较强的特征；这说明地层压力对裂缝发育影响较大，应在油藏开采过程中谨慎对待。

3 裂缝对注水的影响

3.1 裂缝对油藏开发的作用 裂缝的存在及其发育程度对低渗透砂岩油藏的注水开发有双重作用，一方面油藏储层裂缝的存在相当于高渗透通道，可大大增加基质渗透率，提高油井的采出率，有利于油田的开发利用；另一方面裂缝的存在还会加强储层的非均质性，一定程度上会造成油水井间的方向性水窜，进而降低注入水的波及系数。若在注水过程中没有进行严格的控制，还可能会使采油井过早见水甚至水淹，降低油田的开发效率。因此，了解裂缝对油田注水的不利影响，可为油田的安全开采和高效开采提供重要指导。

3.2 裂缝对注水的影响 在对裂缝特征、井组注水开发动态分析的基础上，裂缝对油田注水的负面影响主要表现为：产量递减速度快。层内矛盾突出以及平面矛盾突出三个方面。首先，产量方面。油井在裂缝的影响下，会出现过早见水问题，水量上升快，调整难度大。在对储层裂缝特征分析中可知，高含水油井产量下降的主要原因是裂缝性见水和见效见水；超前注水时，注水压力过大导致裂缝发育；而油井投产后仍保持原有的高强度注水，导致油井见效即见水。其次，层内矛盾。油井裂缝见水后，导致见水层压力升高；低含水层难以再动用。若不对注水压力进行控制，则容易导致注水单层突进，使尚未处于开启状态的裂缝突然开启，造成油井迅速水淹。最后，油井见水后，低含水井供液能力迅速下降，增加平面矛盾。

4 结语

裂缝对低渗透油藏开发具有双重作用，一方面可改善储层的渗透性，提高油井的开采率；另一方面还可能增强油层的非均质性，造成水淹、水窜等事件，不利于油井的开发。因此，我们在开采低渗透油气田时，应利用岩芯观察法、示踪剂测试技术和水驱前缘测试技术识别油层裂缝特征，制定科学、安全的开采方案，充分发挥裂缝的积极作用，抑制其消极作用，提高低渗透油气藏的开采率。

参考文献：

[1]孟选刚.郑庄长6油藏裂缝特征及对注水开发影响研究[D].西安石油大学，2010.

[2]谢景彬，龙国清，田昌炳，侯建锋，李军诗，王友净.特低渗透砂岩油藏动态裂缝成因及对注水开发的影响——以安塞油田王窑区长6油组为例[J].油气地质与采收率，2015，03：106-110.

[3]赵良金，黄新文，王军.文东油田沙河街组三段中亚段油藏裂缝发育规律及其对注水开发的影响[J].石油与天然气地质，2009，01.

砂岩油藏开发技术难点分析 篇7

关键词：砂岩油藏,开发,技术,难点,应用

0 引言

油气勘探工作的不断向前推进,我国的油气勘探工作已经进入了一个新的形势,由于很多油区已经实施了密集的钻探工作,再发掘大规模油藏是一个非常困难的工作,这时候,小规模的油藏就占据了重要的地位,所谓的小规模油藏就是指储量较小,开发难度和风险较大的油藏类型,其中砂岩油藏就是其中一种,由于地震属性分布没有较好的规律,油水系统分布复杂,所以在开采过程中需要克服多方面的难点才能顺利进行。

1 砂岩油藏的特点

砂岩油藏是一类岩性油藏形式,主要是储集层的岩性关系所以被称为砂岩油藏,这类油藏具有圈闭特点,圈闭条件是由储油层的岩石性质决定的,在储油层中由于岩性、物性的变化也能够形成圈闭油气的条件,根据岩性油藏的岩性的不同又可以分为砂岩油藏、砾岩油藏、变质岩油藏、粘土岩油藏和碳酸盐岩油藏等。

2 砂岩油藏开发的技术难点

2.1 认识的局限性在油田开发工作中,从油田的发现到投入开

发具有未知性,对于油藏的具体特点没有清楚的了解,只有经过了开发之后才能够提高对油藏的认识程度,在勘探过程中往往会发现油藏特点与最初的预测大有不同,这就造成了地质研究工作的局限性,由于对油藏认识的不完整就制约了油藏开发的进行。

2.2 砂岩油藏的特殊性

由于砂岩油藏的特殊性,我们针对此做了很多方面的研究,国内外科研人员通过实验和数据分析总结了砂岩的特点以及油层中水、油非线性渗流特征和规律,目前来说取得了一定的成果,但是由于发展时间的问题以及地质的多样性,一定程度上还是阻碍了砂岩油藏的开发。在砂岩油藏开发中的矛盾主要表现在主力砂岩油藏开发单元已进入中高含水期,注水井吸水能力低,注水见效差。低渗透油层一般吸水能力低,加之油层中黏土矿物遇水膨胀和注入水的水质与油层不配伍等因素导致的油层伤害,致使注水井附近形成高压区,造成注水量迅速递减。油井见水后产量递减快。砂岩油藏的油水黏度比一般小于5,见水后,采油指数连续大幅度下降,虽在高含水期采液指数回升,但最终也不能恢复到原始采液指数。裂缝性低渗透砂岩油藏注水水窜严重。低渗透砂岩油藏往往有天然裂缝,这类油藏一旦注水压力超过破裂压力或裂缝开启压力,裂缝即处于开启状况,导致注水井的吸水能力急剧增大。另外,又有砂岩油藏的测井响应特征与常见油田形式和常规油层差异较大,所以在砂岩油藏的不断开发和开发工艺的不断提高,逐渐发现有些油井具有更大的潜力。因此有必要对砂岩油藏进行重新的研究和认识,从而更好地提高开采率。

2.3 设备要求较高对开发配套工艺提出了更高要求。在砂岩油

藏开发中由于砂岩油藏的特殊性这就需要开发系统工程技术必须有一个完善的配套系统,这样才能够完成高效的开采过程,在超深层开采中砂岩油藏的开发效益较差,由于砂岩油藏开发中会由于矿物质的存在造成开发的难度较大,例如盐的强腐蚀性会造成套管的损坏,并且由于盐类的可溶性进入套管之后会形成结晶造成地层的变化,进而影响到井况的问题,造成开发的困难,这种情况可以采用掺水解盐对盐的结晶造成的卡堵问题进行改善,由于油井的作业本身的复杂性和频繁,这将会造成设备的维护更为困难,甚至造成油井的大修影响到正常的生产问题,所以说目前我国的开发情况处于整体含水开发期,普遍存在储量利用程度低、单井产量低、采油速度较低的开采特征。

2.4 技术要求高

为了提高砂岩油藏的采收率,重要的一条措施就是对注采井网进行优化和完善,对于注采井网的完善首先要对砂岩油藏的开发情况和现状进行一个基本的了解和研究,虽然我国的低渗油田的开发得到了一定的发展,但是与发达国家相比还是存在一定的差距,这就需要我们不断地总结经验吸收先进理念,更好的完善低渗透油藏的开发,目前来说我国存在的问题主要表现如下:一是注采井网部署较为笼统,没有对沉积微相特征以及分布特征进行有效的分析和研究,沉积微相的研究作为净网部署的依据没有充分考虑到井网部署当中就会造成开发方针的问题,整体性不足,没有一个完善的开发系统。二是在注采井网应用中没有充分考虑到裂缝的问题,目前来说我国对于裂缝没有充分的认识,还是具有局限性,在注来过程中对于裂缝考虑不周的情况就会造成注水开发过程中水流进入裂缝造成突进现象,从而影响到油井产量,另外还会造成侧向油井见效差,甚至注水不见效,长期低产低液。三是部分开发单元局部注采失衡,在油田的开发过程中,注采井网在初期还是较为完善的,但是随着开发的进程不断延伸通常会出现油水井的套损现象,这种情况下还会造成油井高含水转注或关井,导致不同开发单元之中,注水井相对集中,形成多注少采的格局,且注入水显示出方向性,从而导致部分开发单元局部注采失衡。

3 结语

油藏的分类有不同的标准,根据我们的实际需要,将油藏按适当的因素划分具有重要意义,为了提高石油开采的效率和程度,要综合各种因素和分类方法对油藏进行分类,从中找到最优的分类标准,为油田开发提供最优方案。

参考文献

[1]田锦.大跨度非均质砂岩油藏开发实践与认识[J].内蒙古石油化工,2013(22):46-47.

浅析低渗透油藏开发技术 篇8

关键词：低渗透,油藏,开发技术,基本对策,工艺技术

1 中低渗透油藏的储层特征

中低渗透储层有四方面的特征, 一是物性较差, 砂岩粒度分布较广。颗粒不易于分选, 砂砾混杂, 圆球度差, 含有大量的胶结物。二是孔隙表层较粗糙, 其次孔隙半径小, 喉道细导致了孔隙的曲折性变大。三是由于储层的流体和、与岩石接触, 所以会发生一些物理和化学作用。四是油层束缚水饱和度高比高渗透层原始含水饱和度偏高, 通常为3O~5O, 有的甚至高达6O。

2 低渗透油藏的开发特点

低渗透油藏的开发特点主要有五个, 其一是启动压力与渗透率成反比。其二是采收率与渗透率成正比。其三是天然裂缝也是地层非均质性的原因之一。其四是采油速度通常都在1.5%以下。其五是由于储层水动力连通性较差也限制了单井的控制泄油范围。

3 低渗透油藏开发方法

3.1 研究裂缝、地应力场分布、合理布置井网

3.1.1 地应力的研究

研究地应力分布规律是研究储层流体动态的基础。通常研究地应力以井壁崩落法、声发射法、水力压裂法、井斜统计法等方法为主。

3.1.2 压裂造缝的研究

压裂裂缝有两种成情况, 其中有一部分是追踪天然裂缝, 另一部分则是岩石产生的新生裂缝, 走向与应力场最大主应力方向平行, 最好能够形成水平的裂缝, 这样可以提高泄油面积增大油井产能。

3.1.3 油藏数值模拟技术的作用

通过采集和分析大量的数据, 建立油藏的数学模型, 再通过已知的油藏动态加以适当调整, 以及进行拟合油藏历史, 我们就可预测到油藏动态, 最终提高了开发的经济效益。

3.2 早期注水

由于我国低渗透油田弹性采收率和溶解气驱采收率非常低, 所以应采取早期注水的开发方式, 获得较理想的开采速度和采收率。但是对于一些弹性能较大的, 异常高的压油田, 建议推迟注水的时间, 达到提高油田的开发效果。

3.3 压裂改造技术能够提高低渗透油藏的产能

低渗透油藏通常都达不到工业油流标准, 必须进行压裂改造。因此, 压裂改造也就成为了低渗透油田开发的关键技术。如今针对低渗透油藏的压裂工艺技术有很多种, 目前“整体压裂”优化设计技术已经成为开发低渗透油藏了储集流体的压力和方向的改变, 完善了井网注呆关系, 使油气井产量有很大幅度的提高。研究表明, 影响填砂裂缝的有三种因素:储集流体渗流机理, 压裂串通作用机制和化堵作用。

3.4 运用酸化改造技术能够改善低渗透油藏产能

酸化技术也是能够起到提高油井产能作用的一种技术手段。此技术改善其地储渗透性可以分为三类:常规酸化, 酸洗和压裂酸化。酸化就是利用酸液的化学性质去溶蚀地层堵塞物, 来扩大地层缝洞或在地层中制造有导流能力的裂缝, 致使提高了地层渗透性和注水井的驱动能力。

3.5 增压注水调剖技术可提高储层渗透性

中低渗透油气藏注水是很困难的, 这是因为除了在深层钻井中的污染物以及水质等因素外, 还有两个因素:其一是地层的渗透性低, 孔隙通道和喉道半径都较小;其二是异常高压性质的油藏, 由于其能量和压力大, 打开油层是可能会引起地层结构的“塑变”, 不利于注水。

3.6 气动力深穿透增油增注技术可改善储层渗透性

3.6.1 作用原理

将装有诸多种化学药剂放入到一个密封的容器中, 然后将这个密封容器下置到油水井的目的层, 这些药剂相遇就会产生十分剧烈的反应, 从而产生高温高压气体, 这些气体会把地层压开裂缝, 由于裂缝的产生就可改善地层渗透性, 还可解除地层污染。

3.6.2 地层特性的改善

此方法适用于中低渗透性油藏的地层, 具有热解堵、酸化解堵和压裂等多种机理的综合效果, 还可解除井底附近的油层污染, 最终实现增产增注, 有效的改善地层渗透性。

3.7 通过井距试验, 寻找低渗透油藏合理开发方式

低渗透油田普遍存在着注水井注不进水的情况, 这样就会形成高压区;从而导致采油井变为低压区, 不能顺利采出油。解决这一问题的关键所在就是适当缩小井距, 适当增加井网密度。通过这些调整, 就能构建起有效的驱动体系, 达到我们想要的效果, 提高采收率。

3.8 主要的工艺技术

在开发早期, 地层压力较高, 通常以弹性开采为主, 也能获得较理想的效益。然而开发中后期, 由于地层压力不断的下降, 油井平均动液面变低, 就应该用深抽工艺来采油。

3.8.1 抽油杆的配套工艺

抽油杆配套工艺分为柔性抽油杆超深抽技术和HY级高强度杆深抽工艺, 前者的特点为柔性抽油杆重量轻、强度高, 下泵深度能够达到3000米至4000米;在同一深度还能有效减少抽油机的负荷, 从而节约成本。而后者特点为能替代大规格的D级抽油杆, 减少了抽油杆柱的重量, 降低了抽油机悬点载荷以及功率消耗。

3.8.2 深井泵配套工艺

深井泵配套工艺分为杆式泵深抽工艺和长冲程泵深抽工艺, 其中前者运用了调速电机, 能够在生产过程中依据动液面的变化调节冲次, 得到有效合理的工作制度。而长冲程泵能够有效提高冲程, 降低冲次, 稳定生产压差。

3.8.3 抽油机配套方案

大12型游梁机或者大型链条机适用于低渗透油田, 应配置调速电机, 达到超深抽的效果。

3.8.4 管柱的配套优化

油管为~62mm加厚×~62mm的平式两级组合比较适合在深抽油井中, 而抽油杆为~25mm×O22mm×O19mm×~25mm的四级组合就不如前者的效果理想了。

4 结论

通过以上实例和理论分析, 我们不难得结论, 即到储层的保护和井网的合理设计是成功开发低渗透油藏的前提;合理的配套工艺能够有效保证产量;藏整体压裂、酸化以及其它措施是目前开发中低渗透性油气藏主要措施;开发时, 气藏压裂、酸化、等技术应用能有效使油气田资源得到合理利用。

5 结束语

本文以实际出发, 较全面清晰的介绍了如今在中低渗透油气藏开发领域运用的开发技术, 并希望本文能够对一些同学有所帮助。但是由于本人的水平有限, 文章也有一些不足之处, 也希望能够得到老师的建议。最后我还会不断努力, 继续前进, 争取为祖国的石油事业做出一点贡献。

参考文献

[1]裘怿楠.低渗透砂岩油藏开发模式.北京:石油工业出版社, 1998.[1]裘怿楠.低渗透砂岩油藏开发模式.北京:石油工业出版社, 1998.

[2]李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社, 1997.[2]李道品.低渗透砂岩油田开发[M].北京:石油工业出版社, 1997.

[3]张增虎.如何有效的开发低渗透油藏.胜利油田纯梁采油厂.[3]张增虎.如何有效的开发低渗透油藏.胜利油田纯梁采油厂.

[4]李剑.改善中低渗透性油藏开发技术研究与应用.中原油田分公司采油一厂.[4]李剑.改善中低渗透性油藏开发技术研究与应用.中原油田分公司采油一厂.

浅析如何提高低渗透油藏开发效果 篇9

1. 低渗透油田的概念

所谓低渗透油田是一个相对的概念, 因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定, 变化范围较大。国际上把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。根据我国生产实践和理论研究, 对于低渗透油层的范围和界限已经有了比较一致的认识。

2. 低渗透油藏的主要特征

低渗透油藏的主要特征, 不言而喻, 就是其渗透率很低、油气水赖以流动的通道很微细、渗流的阻力很大、液固界面及液液界面的相互作用力显著。它导致渗流规律产生某种程度的变化而偏离达西定律。这些内在的因素反映在油田生产上往往表现为单井日产量小, 甚至不压裂就无生产能力, 稳产状况差, 产量下降快, 注水井吸水能力差;注水压力高, 而采油井难以见到注水效果;油田见水后, 随着含水上升, 采液指数和采油指数急剧下降, 对油田稳产造成很大困难。

二、低渗透油藏在开发中存在的主要问题

1. 注水井启动压力高, 地层和注水压力上升快

低渗透油藏注水井在注水较低时不能吸水, 只有当注水压力提高到一定界限后才开始吸水。启动压力可高到10Mpa以上, 大大降低了注水井的注水压差和实际吸水能力。

此外, 低渗透油藏容易在注水井周围憋成高压区, 致使注水压力很快上升, 达到极限 (地层破裂压力) , 不能正常工作。例如, 平方王油田矛盾十分突出, 该油田1987年投产, 到1995年, 单井日注水量从74m3降至46m3, 减少28 m3, 注水压力 (井口) 由8.2Mpa升到12.2Mpa, 提高了4.0Mpa, 启动压力从7.7Mpa升至10.8Mpa, 增加3.5Mpa。视吸水指数由9m3/d·Mpa降低为3.8m3/d·Mpa, 降低了58%。

有的油田由于憋压的结果, 使注水井地层压力大大超过原始地层压力。如安塞油田王窖和坪桥区不少注水井地层压力超过原始地层压力达7.4~10.2Mpa。

注水井地层压力升高, 有效注水压差减少, 使注水量满足不了油藏开发需要。注水压力升高, 超过界限, 还会造成油、水井套管变形损害。如新立油田套管变形损坏井达到总井数的50%~60%, 严重威胁油田正常注水开发。

2. 生产井的注水效果差, 地层压力和产量下降快

低渗透油藏生产井一般在注水半年后才开始见到注水效果, 而且注水效果远不如中高渗透油藏那样明显, 压力和产量只能稳定不降或小幅度恢复, 大大低于投产初期水平。

3. 油井见水后产量递减快

低渗透油藏的油水黏度比一般小于5, 见水后, 采油指数连续大幅度下降, 采液指数急剧下降, 虽在高含水期采液指数慢慢回升, 但最终也不能恢复到原始采液指数。此外, 由于低渗透油层渗流阻力大, 通常采用较大的生产压差投产, 见水后通过加大生产压差来提高产量的可能性较小。加之地层压力水平低, 产液量很难提高, 这样就造成了低渗透油井见水后产油量加剧递减的严重被动局面。

4. 低渗透油藏注水水窜严重。

低渗透油藏往往有天然裂缝, 由于需压裂投产, 还存在人工压裂裂缝。这类油藏一旦注水压力超过破裂压力或裂缝开启压力, 裂缝即处于开启状况, 导致注水井的吸水能力急剧增大。当井网与裂缝分布规律及方向不相适应时, 沿注入水主流线方向的油井水窜严重, 有的甚至注水几天就使油井暴性水淹。

综上所述, 集中起来讲, 低渗透油藏注水开发的主要矛盾就是注水井地层和注水压力上升快, 生产井压力和产量下降快, 最后注水量、产油量、开采速度和采收率都非常低, 也就是人们通常所讲的, 低渗透油藏最后是“注不进、采不出”。

三、提高低渗透油藏的方法

1. 加强低渗透储集层精细研究及其渗流机理研究。

低渗透油藏与其他类型油藏的主要差异是储集层特征, 包括其沉积、物性及含油性、非均质性和敏感性的特征, 因此, 要实现高效开发低渗透油藏, 加强低渗透储集层精细研究及其渗流机理研究是基础。

2. 合理加密井网是改善低渗透油藏开发效果的重要途径。

低渗透油藏需要更高的井网密度。如果按照所谓的经济技术合理井网密度测算得出的井网密度往往偏低, 在现场应用很差, 难以建立起有效的注采压差, 导致压力水平恢复很慢。前苏联及北京勘探开发院建立了流度、水驱控制程度与井网密度的图版及关系式, 这个更能与实践吻合。油田开发实践证明, 要实现有效注水开发, 必须达到一定的井网密度, 井网密度加大到一个界限值后, 低渗透油藏开发效果大幅度改善。低渗透油藏一般都发育微裂缝或潜裂缝, 在一定注水压力下可能张开, 导致严重的水窜。最好的控制手段是井网部署采取矩形或菱形井网, 即水驱方向垂直于裂缝发育方向。裂缝方向采取较大井距, 而垂直裂缝方向采取较小排距。

3. 精细注水是改善低渗透油藏开发效果的重要保证。

如果多数开发单元合注合采, 而各层吸水能力差异大, 则只有极少数油层吸水, 水驱动用储量程度低。根据低渗透油藏的地质特征、油水运动规律, 细分开发层系, 调整好注采井网的匹配关系和单井注采强度, 做到多向、细分、适压、平衡注水, 确保油井多向受效, 努力追求平面动用的均衡性, 是提高储量动用程度和油井产能的重要保证。在此基础上, 应完善发展高压分注技术, 尤其要提高分注有效期, 使高压注水井层间注水量可控可调, 从而提高注入水波及体积。与此同时, 要强化提高注入水水质, 保证注水站、管线、井口、井底水质一致。

层系安排

4. 采用整体压裂改造和井筒提升技术实现高效开发。

在油藏现代构造应力场研究的基础上, 优化整体压裂规模及参数, 对压裂施工程序、压裂缝支撑剂、现场监督以及生产系统进行优化设计, 选择有注水井对应且地层压力保持较高的井层优先进行压裂, 通过整体压裂改造低渗透储集层。

5. 注水方式

超前注水、周期注水都是可行的办法, 但一定要注意保持压力, 否则渗透率极易受不可逆的伤害。超前注水一般保持地层压力不宜超过1.2的压力水平, 一般在开发前3个月开始注水, 周期注水一定要能建立起压力扰动。

结束语:

关于油藏地质特征及开发对策研究 篇10

某油田地处南部海域, 四周有3处油田, 并且都在陆地上, 该油田的油藏开发工作受到诸多外界因素的阻碍, 比如:有海流、风暴、潮汐等非常恶劣的海域自然环境。油藏的显著特征是具有高饱和、高渗透, 储油层具有良好的物性, 孔隙度之间的平均值达到29.8%。该油田的油藏埋藏位置相对比较浅, 并且压实度不强, 在油田的开发初期阶段很容易产生出砂现象;纵向上的含油量要大很多, 不过对于数量比较多、井段又长, 每层的厚度相对较薄的油层, 其横向上的油藏储层不怎么稳定, 连通性不好, 存在着诸多的变化因素, 地层总体的饱和差较低, 缺少天然能量, 获得的产量让人不满意。

2 有效开发油田的若干种对策

相比较其他油田的开发而言, 该油田的开发划分层系具有一定的基础条件, 由于所在油田的自身特征较为明显, 需要结合开发油田的具体情况, 根据不同的低渗油藏, 启动最小压力梯度, 对该油藏的注水压力进行确定, 在完善注采井网的基础上, 改善渗流的条件, 对水驱动程度进行提高, 在缩小注采井距后, 控制注水强度, 此外需要加强对储层的改造工作, 提高油井的产能, 在满足一定的标准和经济范围内, 制定开发对策, 在对注采井网进行部署时, 一定要做到注水井排方向, 从而避免油井暴性水淹, 从而符合油田的发展要求, 最大限度地提高水驱采收率, 以该油田开发的具体地质条件为前提, 可以选择的开发对策有以下几种。

2.1 最优井网井距的开发对策

该油田在开发过程中, 需要对相关的数据进行模拟计算, 通常可以使用反四点法、五点法和九点法注采井网形式来进行分析。并评估所采集数据的经济指标, 相应的评估结果显示, 频率最高的是采用四点法施行注采井网, 油井的数量也是最多的, 在此情况下, 油藏的开发效率大大的提高, 给企业带来的经济效益也尤为显著。当然, 需要针对该油田的具体情况, 相关的技术人员应该遵循稀井高产的原则对开发井网进行合理部署, 在进行评价的末尾阶段, 井距数值较小可以获得较高的油藏采出量。

2.2 划分层系的开发对策

根据主体区域的油藏储存显示, 油田的储存比陆上要多很多, 不过海上的油田开发需要投入大量的成本, 并且涉及的风险也比较大, 对单井产量的要求上也提出更为严格的要求。因此, 在通常情况下, 不会选择划分层系的开发对策。根据最近几年的油田开发数据分析可以发现, 海上油层的发育比较好, 油藏的储存条件也较为理想, 不过却没有采取相应的开发对策, 为此, 需要结合所在油田的实际情况, 加强企业技术人员的开发和创新力度。

2.3 开发对策和压力维持在水平状态

将该油田组建三维地质模型, 接着按照相关的模型数值进行分析, 三种井距的设计深度在三百至六百之间, 根据黑油模型, 对油田开采中所获得的特征进行评估预测, 结合相关的数据情况, 该油田的底层压力呈不断下降趋势, 在一定时间内没有办法获得满意的净现值, 经济效率不太明显, 与此同时, 对该油田进行注水, 对相关的数据进行计算分析, 从分析结果可以看出, 在注水期间和水平压力条件下, 获得的开发效果较为明显, 具有较高的经济效益。

3 结语

通过以上的研究分析可以看出, 油藏地质特征的了解对油气勘察和开发工作具有重要的指导作用, 本文结合沉积学、构造地质学等相关理论和分析方法, 对油田的油层分布和储层、流体等特征进行分析, 只有使用有效的开发对策才能获得理想的经济效益, 此外, 需要结合油田开发的具体实际情况, 将科研成果转变成为实际应用能力, 采用相关的技术, 对先进的设计形式进行创新使用, 在充分了解油藏地质特征的基础上, 考虑各个方面的因素, 强化横向联合、使油藏得到全面完整的发展, 从而降低投资和管理成本, 油田企业在油藏开采过程中, 应结合油田开发的需求, 研究具体的开发对策, 制定合理有效的开发对策方案, 避免资金的浪费, 企业应该培养一些复合型人才参与到实际的油藏开发中来, 这样才能提高整体的开发速度和效率, 切实提升开发对策的操作性、针对性及可行性, 争取获得能源的高效利用率。

参考文献

[1]夏宏南, 刘小利, 陶谦, 张旭, 彭明旺.油田防砂与采油工艺技术研究[J].特种油气藏.2007 (01) :44-45.

[2]龚良平.埕岛海域自然地质环境对海上构筑物的响应分析研究[D].中国海洋大学.2009 (7) :35-36.

[3]任允鹏, 李秀生, 吴晓东.油田馆陶组提液时机及技术界限研究——以埕北11井区为例[J].油气地质与采收率.2009 (02) :75-76.

油藏开发 篇11

【关键词】古潜山油藏；开发技术；开采方式；优化设计

一、区域油藏特征

（一）构造特征

1、构造复杂：该区处于埕北、沙南、渤中、桩东、孤北等多个生油洼陷之间，呈众洼环山之格局，成藏非常有利。构造挤压、剪切、拉张等多期构造转换作用，造成潜山断裂裂缝发育，利于油气输导成藏。

2、地层剥蚀严重、地层断缺多：由于构造运动的差异升降，造成古潜山顶面差异剥蚀严重，地层保留状况不一，给研究古潜山储层发育状况带来较大困难。断层也是导致各断块地层差别较大的另一个重要原因，特别是潜山内幕断层发育，给地层对比带来了很大的挑战。

（二）储层特征：埕岛油田古潜山埕北地区发育巨厚的区域变质岩，其中以碎裂状混合岩化黑云母二长片麻岩裂缝最为发育，物性最好，产能最高，在Pt-Art不整面以下约250m范围内一般均为有效储层，储层厚度在100～150m之间。储集空间类型多，绝大部分为次生储集空间，按形态可分为孔、洞和裂缝3类。3类储集空间，大小悬殊，分布不均，其中以角砾间（溶）孔洞、晶间（溶）孔洞、构造缝（含溶蚀缝）为主，既可以单独储集油气，也可以两种或三种类型组合在一起，形成相互交错、相连的网络状的复合储集空间。

二、区块的开发特征

（一）区块间油藏天然能量及开发效果差异性较大：CB30潜山并不是一个具有统一油水界面的简单块状油藏，而是一个纵向上非均质极强、平面上因地层层位差异及断层阻隔互不连通的极其复杂的潜山油藏，各井区构造单元相对独立，天然能量差异较大。CB302井区弹性产率2.72-5.3×104 t /MPa，弹性产率较大，天然能量较充足。投产初期每采出1%地质储量压降0.6-1.8MPa。2004年3月CB30潜山整体投产，油井数增加，采油速度由0.25%增大到2.6%，地层压降速度增大，每采出1%地质储量压降3.8MPa，当压降扩大到一定范围后，发生边底水入侵补充能量而使压降速度有所减缓，每采出1%地质储量压降减小到0.5-0.7MPa。

（二）初期产量高，递减速度快，稳产难度：CB302井区天然能量充足，油井产量变化受含水影响较大。油井见水前同一油嘴条件下产量基本保持稳定或递减较慢，平均递减率16%。油井一旦见水，随着含水上升，油井产量迅速递减。低含水期（0-20%）含水每上升1%，产量下降1.4%，中含水期（20-70%）含水每上升1%，产量下降4.12%，高含水期（70-90%）含水上升1%，产量下降4.0%，说明油井在低含水阶段产量递减慢，中高含水阶段产量递减快，到高含水后期（>90%），含水上升和产量下降速度都明显减缓。

（三）油水界面变化形态复杂，油井见水时间及含水上升规律不同：CB30A-1、-5井投产即见水且含水上升较快，累积产油仅4.1×104t、0.13×104t时，油井因高含水停喷关井，而CB30A-C3井在累积产油7.33×104t时见水、CB30A-2井目前累积产油已达31.8×104t，含水60.4%。通过相关数据，分析认为潜山油井主要产层为一类储层，二、三类储层基本不出液，底水锥进或油水界面推进至一类储层底界时油井即见水，一类层底界越低，油井见水越快。

三、古潜山油藏开发技术应用及分析

（一）储层描述技术：利用FMI、CMR测井技术定量描述储层。成像测井（FMI）资料在进行地质构造分析，确定裂缝类型，定量计算裂缝孔隙度、裂缝宽度和裂缝的发育方向及分布规律、确定井旁的地质构造特征、裂缝的有效性和延伸情况以致确定地应力方向和井眼稳定性评价方面发挥了重要作用。

（二）油层保护技术

1、近平衡或欠平衡钻井技术：由于储层裂缝发育，钻井过程中，当钻井液的循环压力大于地层压力时，在正压差的作用下会造成大量工作液漏失，伤害储层，同时，正应力作用还会对储层造成应力敏感损害。

2、完井技术：对裂缝型油藏，完井方式不当往往会造成严重的储层伤害，为了保护油层，依据钻井过程中的油气显示及地层岩性特征，埕岛古潜山油井选择了两种完井方式。一种是裸眼完井工艺.主要优点是工艺简单、建井周期短、成本低、可以降低完井过程的油层污染程度，油井完善程度高，油层完全裸露，渗油面积大，产能较高。裸眼完井工艺的缺点是不利于油层改造、分层测试和注水且裸眼段中的地层容易坍塌。

（三）储层改造技术：部分井在钻井、作业过程中造成的污染或由于储层相对较差而产能低，达不到经济技术指标，针对油层深、井段长、地层温度高等困难，通过优化酸液配方，优化施工参数，实施酸压、酸化改造，提高单井产能。

（四）动态监测技术：引进毛细钢管测压系统，取得了准确的压力资料，有利于及时掌握地下动态，合理开发油藏。压力恢复、干扰试井资料与生产动态资料相结合，判断地层能量状况及井间、块间、层间连通状况。

（五）合理的开发方式及管理方法

1、开发初期，以油井工作制度的合理化为主，优化生产参数，延长油井无水采油期：对于有底水裂缝性潜山油藏，由于储层纵向和平面上的非均质性较强，绝大部分产量是在无水采油期和中低含水期采出的，因而如何有效控制水锥上升速度，延长油井无水采油期和中低含水期十分重要。因此油井投产初期，油井应控制在极限产量以下生产，延长油井无水采油期，油井一旦见水，采取压锥措施控制水锥进一步上升。

2、油井高含水阶段，对高含水井实施卡封堵水措施：对于裂缝比较发育的潜山油藏，随着油井生产时间的增长，油水界面不断上升。当底水锥井到井底时，油井即见水。随着含水上升，出水的大裂缝干扰上部出油层，油井产量不断下降。卡封底部出水层段，能排除下部出水裂缝对上部纯油带出油裂缝的干扰，发挥上部纯油层潜力。

四、认识及建议

（一）对于底水裂缝性潜山油藏，储层改造、控水堵水是保障油井稳产的重要手段。

（二）复杂古潜山油藏油井深度大，裸眼井段长，油层温度高，难以有选择性地针对目的层段进行改造，笼统酸压效果往往受到很大影响。建议在裂缝较发育的储层采取筛管完井，避免储层改造过程中造成井壁坍塌砂埋等问题，利于后期开发调整。

（三）油井开发初期产量尽量控制在极限产量以下，制定油井合理的工作制度，保持合理的压差开采，优化生产参数，减缓底水锥进速度，一旦出现底水上升甚至水淹时，建议采取间开的生产制度。

【参考文献】

[1]孔凡仙，林会喜.埕岛油田潜山油气藏特征.成都理工学院学报，2000

[2]袁静等.埕北30潜山带太古界储层特征及其影响因素.中国石油大学，2004

低渗透油藏改善注水开发策略研究 篇12

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.