低渗透油藏开发对策

低渗透油藏开发对策（精选10篇）

低渗透油藏开发对策 篇1

一、概况

滨南低渗透油藏主要分布在滨南、平方王和利津油田3个油田21个开发单元上。目前油区低渗油藏探明储量5005.1万吨, 占全厂总量的11.8%;动用储量4369万吨, 占全厂总量的10.3%;而剩余可采储量349.3万吨占全厂剩余可采储量2517.37万吨总量的13.9%。

(一) 、开发形势

目前滨南动用低渗透油藏地质储量4369万吨, 标定可采储量634.1万吨, 平均采收率14.5%。年产油17.19万吨, 采油速度0.39%, 累积产油284.79万吨, 综合含水56.1%, 采出程度6.5%, 剩余可采储量采油速度2.94%。渗透油藏单井日液8.4t/d, 单井日油2.7t/d, 综合含水56.1%, 动液面1175m, 单井日注21m3/d生产压差8.2Mpa。

(二) 、递减规律分析

根据滨南油田低渗透油藏单元递减规律, 初期年递减率22.7%, 目前自然递减率为4.7-6.5%。

二、存在问题

通过多年对低渗透油藏的勘探开发, 滨南低渗透油藏主要暴露出以下问题:

(一) 、油藏认识有待进一步深化

1、对地质模型认识程度不足

近两年以来, 已进行精细油藏描述单元13个, 地质储量3652.99万t, 仍有8个单元地质储量1352.1万t, 占低渗透储量的27.1%未进行精细油藏描述。

例如滨南油田滨363-14井, 1998年转注后日注水量23m3d, 对应油井滨363-N3井一直不受效, 日产液量1.3t/d, 日产油量0.8t/d, 动液面一直大于1300m。原因是构造认识程度较低, 对断块内低级序断层认识不到位。精细油藏描述后, 发现原来注采之间存在一条落差35m的北东东向断层。

2、对裂缝及地应力方向研究不够

低渗透油藏裂缝及地应力分布方向, 对油藏注水开发及采收率具有的重要影响。典型如滨657块, 由于过去对滨657块S3X4-5组低渗透油藏地应力认识不清楚, 注采过程中形成了沿北东60度地应力方向水线推动快, 油井水淹严重。

目前在滨660、利853等13个单元开展过这方面的研究, 尚有8个单元欠缺这方面的研究, 占低渗储量的38%。

(二) 、水驱控制储量和动用储量程度低

由于低渗透油藏地质特点和油藏开采规律, 给开发带来许多困难。主要体现在水驱控制储量和动用储量程度低。主要表现在以下几个方面:

1、多数单元油砂体分布零散, 纵向分布不均匀, 造成水驱控制储量程度更低。

例如:滨南油田滨5块:整个沙三、沙四段共划分49个小层 (含油小层46个) 。原300m注采井距时, 井网水驱控制程度仅有62%。

2、井网井距不合理, 不适应低渗透油藏的开发。

室内模拟实验, 低渗透油藏150-200m井距效果比较理想, 油井见效在180天左右, 供液充足。而目前滨南油田平均井网井距在300-350m。油田注水十分困难, 地层压降大, 油井见效差, 供液严重不足, 造成水井注不进、油井采不出的局面, 平均单井日注水21m3/d, 日产液量仅有5.2t/d, 日产油量仅有2.9t/d, 含水45.1%, 开发效果较差。

(三) 、注水井吸水能力低, 注水见效差

滨南油田低渗透油藏由于井距大, 导致注水井压力传递慢, 注水压力高, 吸水指数下降, 导致注水量逐年下降。

1、欠注井数逐年增多, 严重影响了低渗油藏注水开发效果

滨南低渗油藏总注水井开井数453口, 欠注井总数110口, 欠注层数170层, 日欠注3425m3/d。近年欠注井数和欠注水量均呈上升趋势, 欠注井数从2006年的53口上升到2012年的110口, 欠注水量从2006年的1676m3/d上升到2012年的3425m3/d。

欠注的原因是干压低、地层低渗和油层出砂严重等多方面原因, 其中干压低72层占42.3%, 地层低渗48层2占28.2%, 出砂严重20层占11.8%。干压低和地层低渗导致的欠注是主导因素。

(四) 、精细水处理工作仍需进一步加强

目前滨南水质基本能满足中高渗油藏注水需要, 但对低渗透油藏, 在两项重要指标:悬浮物含量、粒径中值方面仍不能完全满足需要, 这两项指标的处理目前主要依靠精细过滤实现。下步将针对滨南低渗透区块进行污水精细过滤处理, 满足低渗透注水的要求。

三、潜力分析及对策方向

(一) 、完善注采井网的潜力

有8个单元具有完善注采井网, 提高地层能量的潜力。动用面积15.75km2, 地质储量1710万吨, 注采井数比1:2.3, 注采对应率低 (75.9%) , 动液面深 (806m) , 地层压降大 (5.9MPa) 。

今年, 针对低渗透油藏开发特点, 滨南油区主要开展以下4项工作, 进一步提高油藏采油速度和采收率。

1、加大“三项”研究力度, 为高效开发低渗透油藏奠定基础

(1) 深化精细油藏描述及剩余油分布的系统研究。

“2013-2014”三年, 规划低渗透油藏老区开展油藏描述研究6个单元, 覆盖含油面积13.5km2, 地质储量1316.0万吨。重点开展微构造、沉积微相、油砂体描述、剩余油分布规律研究。

(2) 开展合理井距技术研究。

滨南油区平均空气渗透率39×10-3μm2, 地下原油粘度2.5mpa.s, 极限控制半径应为75m左右, 易流动控制半径为25m左右, 以此计算技术极限井距为150m左右, 而目前实际井距为300-350m。因此, 有必要开展合理井距技术研究, 研究最佳适合低渗透油藏开采井网井距。

(3) 继续做好欠注单元的攻欠增注工作, 提高水驱效果

因地层堵塞欠注井, 2013年将加大成熟解堵工艺振荡解堵、分层酸化、降压增注的推广力度。计划年平均实施增注措施15口, 平均单井增注20m3/d, 达到配注要求, 平均有效期180天以上。

主要采用2013年成熟配套的酸化工艺技术, 配套技术电脉冲解堵技术。

2、进一步提高注入水水质, 达到低渗透油藏行业标准要求

针对水质改性后酸化效果变差的问题, 开展解堵除垢技术研究, 内容包括井筒防垢技术研究、地层解堵工艺技术研究, 可有效解决分注井井筒和地层结垢、防垢问题, 有效提高注水量和全厂分层注水的分注率和层段合格率, 提高低渗油藏的水驱开

摘要：针对低渗单元因油层渗透性低, 构造复杂, 储层连通差低, 压力传导较慢, 从而使注水井启动压力不断增加, 注水难度增加的现状, 通过加强低渗油藏分析, 强化注采井网完善, 加大攻欠增注配套技术应用, 提高水驱储量控制及动用程度, 提高地层能量, 实现低渗透油田的高效开发。

关键词：注采完善,攻欠增注,同期注水

低渗透油藏开发对策 篇2

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.

作者简介：

低渗透油藏开发对策 篇3

鲁明公司作为胜利油区的油公司, 主营难动用储量开发业务, 而随着中石化“东部硬稳定, 西部快上产, 非常规大发展”的提出, 需要有持续稳定的储量投入, 为公司下步产能接替提供资源保障, 因此迫切要求加大未动用储量的动用力度。

截止到2011年底, 鲁明公司实际未动用储量1582万吨, 占总探明储量的20.7%, 以低渗透油藏为主, 占未动用储量的92.4%。深入分析目前制约未动用储量有效开发的关键因素, 有针对性的提出开发政策及攻关方向, 对保持鲁明公司的持续稳定发展具有重要意义。

2 油藏特点

2.1 储量规模小, 丰度低

从储量规模看, 以小规模储量为主, 储量小于300×104t的单元6个, 其中小于100×104t单元4个。从储量丰度来看, 6个单元丰度都小于100×104t/km2, 属于特低丰度单元。

2.2 探明时间跨度大

未动用储量的探明时间从20世纪90年代到目前均有分布, 其中2000年前的4个, 2000年后的2个。

2.3 未动用储量分类

按照储量落实程度, 将鲁明公司未动用储量划分为待核销储量、无井控储量和落实储量。待核销储量是指经勘探开发资料证实, 储量计算参数发生了变化, 重新核算储量后, 确实不存在的储量 (即:核算后储量与原上报探明储量的差值为待核销储量) ;落实储量是指达到“石油储量规范”要求, 并且含油面积为已生产井周围外推一个井距, 也就是单井控制含油面积在1.5倍开发井距范围内的未开发储量。低渗开发井距一般取200米, 稠油150-200米, 中高渗断块300米, 另外, 按动用状况, 落实储量又分为实际已动、试采和落实未动;无井控储量是指已有生产井1.5倍井距以外的探明储量, 储量面积内无井控制, 需进一步做工作才能落实的储量。落实储量占52.2%, 无井控储量占44.5%, 待核销储量占3.3%。无井控储量将逐步成为我们下一步油藏评价、工艺攻关的方向和产能建设的重点, 渗透率小于10×10-3μm2, 主要集中在特低渗透油藏和超低渗透油藏, 要实现其经济有效动用, 需对其进行经济界限评价及开发方式优选。

2.4 潜力分析

2.4.1 经济界限评价

根据盈亏平衡原理, 油井的经济界限初产计算公式及参数如下:

在油价60美元/桶 (2760元/吨) 时单井经济极限初产为4.5t/d, 比采油指数0.0687t/d.m.mpa, 生产压差11.0MPa, 折算动用有效厚度应大于6.0m, 而部分未动用区块平均有效厚度5.1米, 不具备经济开采条件, 评价为落实未动中的暂无效益储量。

2.4.2 开发方式优选

根据公式

计算, 当渗透率小于3×10-3μm2时, 注水开发的作用距离短, 不适宜注水开发。

当渗透率小于1.0×10-3μm2时, 注气开发的作用距离短, 不适宜注气开发。

2.5 开发对策及下步调整方向

通过上述评价, 下步将在未动用区块进行三方面:一是深化区块构造应力场与天然裂缝发育研究, 开展“矢量开发”等新理论在低渗透油藏开发中的应用;二是针对滩坝砂油藏油层储层发育偏干及油层厚度薄等因素影响, 计划采用非常规致密砂岩油藏长水平井方式开发, 从而提升经济效益, 变落实未动储量为落实可动储量;三是进一步加强低渗透油藏渗流机理研究, 对部分区块依据储层物性的差异进行针对性较强的差异化开发方式, 渗透率大于3×10-3μm2的区域采用注水开发, 补充地层能量, 渗透率1～3×10-3μm2的区域气驱开发 (注CO2) , 渗透率小于3×10-3μm2的区域水平井分段压裂弹性开发, 探索低渗透油藏高效、经济的开发模式, 提高未动用低渗透油藏的开发效果。

2.6 结论

低渗透、特低渗透油藏高效开发动用一直是油田开发界面临的重大难题, 鲁明公司未动用储量地质情况复杂, 认识难度大, 虽然面临“油藏埋藏深、储量丰度低、储层物性差、能量补充困难”的局面, 但是也蕴藏着巨大的增产潜力, 困难与机遇并存, 只要我们继续不断解放思想、努力探索, 采取针对性的开发技术和革命性的措施, 攻关完善“储层预测、精细地质、井网部署、油层保护、储层改造以及能量保持”等配套技术, 一定能够实现低渗透油藏高效开发。

参考文献

[1]李丕龙.胜利油区勘探及展望.油气地质及采收率[J], 2009, 9 (1) :9-12

[2]尹忠祥.李浩.尚明忠.胜利油区陆上油田未动用储量开发对策及潜力分析.油气地质及采收率[J], 2003.8 (4) :47-50

浅析低渗透油藏整体压裂采油设计 篇4

文献标识码：B文章编号：1008-925X(2012)07-0095-02

摘要:

在低渗透油田的开发过程中，压裂技术成为低渗透油气田开采的主导工艺，在设计思想上也由单井增产措施的优化向区块压裂方案的优化、整体改造开发方案的优化发展。本文就整体压裂的基本特征和设计原则，谈谈整体压裂采油技术的设计内容和方法。

关键词:低渗透；整体压裂；优化设计

随着我国石油勘探和开发程度的深入，低渗透油田储量所占比例愈来愈大。低渗透油田的高效开发对迎接石油工业面临着严峻的挑战、缓解石油供需矛盾有着重要的作用。在低渗透油田开发方面，相当多的油井采不出、注入井注不进，形成低产低效的半瘫痪状态。同时相当多的低渗透油田储量仍然难以动用。油藏整体压裂的工作对象是从全油藏出发，就是将压裂缝长、缝宽、导流能力与一定延伸方位的水力裂缝置于给定的油藏地质条件和注采井网之中，然后反馈到油藏工程和油田开发方案中，从而优化井网、井距、井数及布井方位，以取得好的开发效果和效益。

1整体压裂采油技术概述

与单井压裂比较，油藏整体压裂具有如下特征：它立足于油藏地质、开发现状与开发要求，从宏观上对全油藏压裂作出规划部署，用来指导规范每一单井压裂的优化设计与现场施工；它以获得全油藏最大的开发与经济效益为目标，强调水力裂縫必须与注采井网达到最佳的匹配关系，在注水开发条件下提高全油藏的最终采收率。它是一项系统工程。需由多学科的渗透融合并与工程上各项配套技术进步相辅相成。它由研究、设计、实施与评价四个主要环节组成。四个环节不断循环深化。

2整体压裂采油技术的设计

油藏整体压裂经十余年的发展应用，至今已经形成了一套较为完善的技术体系。可表述为：压前油藏综合评价；压裂材料的评价优选；整体压裂方案的优化设计；水力裂缝的测试诊断；压后的效益评价。

2.1压前油藏综合评价。

水力压裂作为一项低渗透油藏改造措施，其直接对象是油藏。因此，整体压裂设计的第一项工作便是全面了解油藏地质特征，建立整体压裂的地质模型，使整体压裂设计建立在较为可靠的地质基础上。通过对油藏地质，就地应力场、开发与完井条件的综合分析研究，为方案设计提供必需的油藏背景材料，采集并确认准确可靠的设计参数，为制定方案做好准备，列出不同参数组合的数组，使其能够覆盖油藏的整体特征。

压前油藏综合评价的主要评价方法有：常规静态资料分析；岩心实验室试验；非常规的专项测试；现场试井、试油与试采。

2.2压裂材料的评价优选。

压裂材料的选择主要为选择适合所要压裂的地层和压裂施工的压裂液与支撑剂而进行的优化研究工作。对压裂液优选的基本准则平衡压裂液的流变性、滤湿性与压裂液伤害等诸因素的关系，达到能按设计安全施工和最大限度地减少对支撑裂缝与储集层的伤害，使压后获得最大净现值。压裂支撑剂优选的目的是取得与低渗油层优化匹配的支撑缝导流能力。利用典型曲线或在油藏模拟上计算压后增产量与采收率，然后用经济模型确定支撑剂及其导流能力的选择。

2.3整体压裂方案的优化设计。

依据压前油藏综合评价和压裂材料的评价优选两项研究结果，进行油藏整体压裂方案的设计工作。将具有一定支撑缝长、导流能力与方位的水力裂缝置于给定的油藏地质条件和开发井网（井网型式、井距、井数与布井方位）之中，借助水力裂缝、油藏和经济模型，使它们达到最佳的优化组合，并提出经努力可以实现的工艺措施，以保证油藏经整体压裂之后能够获得最大的开发和经济效益。对开发井网的优化结果要反馈给油藏工程方案和油田开发方案。

为了充分评价油藏储层的供给与产出能力、方案实施中应遵循的技术指标以及检验压后开发与经济效益，一个完整、优化的油藏整体压裂发难设计需要一套齐全、准确的设计参数。这些参数可归纳为四类：油气井参数，决定了压裂的施工条件；油层气参数，决定了整体压裂方案实施前后油藏的生产反映；压裂参数，决定了产生裂缝的几何尺寸与裂缝的导流能力；压裂经济参数，决定了投入与产出的关系。

2.4水力裂缝诊断。

水力裂缝诊断旨在使用多种测试技术确认方案实施后实际产生的裂缝的几何尺寸、导流能力与裂缝延伸方位与方案设计的符合程度。目的是为评价压裂效益，提高完善方案设计提供依据。需要注意，至今裂缝诊断技术虽有多种方法，但无一被公认为是最准确可靠的。因此，这项工作需在同一井层上，为同一目的进行不同方法的测试，经比较分析，确认它们的一致性与可信度。

确定裂缝高度是确定缝长和预测压后产量的关键。测试方法有井温测井、同位素测井、三维井下微地震波监测等。井下声波电视、地层微扫描、噪声测井及转子流量计测量等方法用于裸眼井，有一定的局限性。在这些测试方法中，井温测井法因其简单有效而得到普遍应用。也由于不可能每口压裂井都进行井温测井，因此，往往使用常规自然伽马测井资料来判断裂缝高度，同时，结合地应力剖面、三维数值模拟等方法来综合分析确定。

其一，压裂施工压力监测。压裂施工中使用压力监测装置测试井底净压力与时间的关系，可以定性得判断水力裂缝在储层中的延伸状况，可保证施工的顺利进行。

其二，压后压降曲线分析。根据压后压力降落与时间的关系，以典型图版拟合停泵压力至闭合压力这段的压降曲线，解出拟合压力，进而解出水力裂缝的全长、缝宽、压裂液综合滤失系数、压裂液效率、裂缝闭合时间与闭合压力等压裂参数；同时，结合地质资料可进一步求取储层的弹性模量、泊松比和断裂韧性等参数。以这些参数修正方案设计值，并作为压后评价的依据。

其三，实时模拟技术。实时模拟技术是指将压裂现场实时采集的压力数据与数值模拟预测的压力变化进行拟合，如两者基本一致，则说明方案设计的裂缝几何尺寸与实际产生的十分接近。

2.5压后评估。

压后评估是检验、分析方案实施后实际产生的效益与方案设计预计结果的符合程度。因此，应研究如何以更少的投入换取同一效果，或如何以同一投入获得更大的效益。如果方案设计与实际结果相差较大，则必须再次从油藏综合评价出发，逐段逐项地找出症结所在，并修正完善。

压后评估的一般研究方法是将压后不稳定试井资料与油藏模拟生产历史拟合来取得支撑缝半长、支撑缝导流能力以及油层有效渗透率；依据缝长与导流能力通过油藏模拟进行压后生产动态评估；将优化设计的预测结果、实际的生产效果与依据实际的缝长与导流能力再用油藏模拟计算的结果进行三者的比较，可以对已进行的压裂进行经济效益评估。

3结束语

一个完整而优化的油藏整体压裂方案由研究、设计、实施与评价四个主要环节并含有油藏综合评价、压裂材料的评价优选、方案的优化设计、方案实施与水力裂缝诊断以及压后效益评价等五项基本内容组成。在充分认识地质和开发条件的基础上，通过成熟的现代压裂技术，制定优化的整体压裂方案设计；在这一优化方案设计的指导下进行优化的压裂实施；并检验和评价设计与实施效果，以此，作为制定开发方案和改进后续压裂工作的依据。这样，在以上环节的不断循环深化的过程中，油藏整体压裂技术亦在不断地提高完善，并更好地完成各阶段中的开发任务。

参考文献

［1］万仁溥. 采油工程方案设计［M］. 北京：石油工业出版社，2012：210-241

［2］李道品. 低渗透油田高效开发决策论［M］. 北京：石油工业出版社，2010：191-196

［3］赵金洲. G43断块油藏整体压裂技术研究与应用［J］. 断块油气田，2010，17(5)：611-613

低渗透油藏开发方式浅析 篇5

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.

浅析低渗透油藏开发技术 篇6

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.

低渗透油藏改善注水开发策略研究 篇7

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.

低渗透油藏的开发技术和发展趋势 篇8

关键词：T128,低渗透油藏,开发技术,发展趋势

1 前言

坨128块位于东营市垦利县胜坨镇境内, 构造上位于济阳坳陷东营凹陷坨-胜-永断裂带胜北断层上升盘。主要含油层位沙四5-8砂组, 是一个受岩性控制的构造-岩性砂砾岩扇体油藏, 常温常压的稀油油藏。该区块构造相对简单, 南部以胜北断层为界, 东部以两条南北向断层为界, 内部断层不发育, 整体呈现出以坨128-4井区为构造高点, 向四周倾没的继承性背斜形态, 地层倾角在10°左右, 构造圈闭幅度300m。坨128断块储层属于无速敏和酸敏, 为中等弱水敏、弱盐敏、弱碱敏的低渗储层。

2 低渗透油藏的特点

2.1 低渗透的概念

严格来讲, 低渗透是针对储层的概念, 一般是指渗透性能低的储层, 国外一般将低渗透储层称之为致密储层。而进一步延伸和概念拓展, 低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源的概念, 现在讲到低渗透一词, 其普遍的含义是指低渗透油气藏。具体来说低渗透油气田是指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低, 通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油气田。目前低渗透储层的岩石类型包括砂岩、粉砂岩、砂质碳酸岩、灰岩、白云岩以及白垩等, 但主要以致密砂岩储层为主。

2.2 低渗透油气开发地质理论

矿物成熟度和结构成熟度低, 长石和岩屑含量高, 粘土或碳酸岩胶结物多, 一般为长石砂岩和岩屑砂岩, 石英砂岩少。原生粒间孔和次生溶孔发育, 微孔隙多, 孔径细小, 微孔隙喉道发育, 孔隙结构差。基质孔隙具有低孔隙度和低渗透率。储层裂缝发育, 严重影响开发效果。储层非均质性强, 使含油性差异大。具有压力敏感性, 随着压力增大, 孔隙和裂缝的渗透率呈负指数函数递减, 并具有一定的不可恢复性。含油饱和度低, 可动流体饱和度更低, 原因为粘土矿物和毛细管的吸附作用, 裂缝和溶蚀孔洞提高可动流体饱和度。由于物源较远碎屑物质经过长距离搬运以后颗粒变细沉积以后形成细粒、孔隙半径小、泥质或钙质含量高的低孔低渗储层。沉积后的成岩作用和后生作业 (包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用) 使岩石随埋藏深度增大孔隙体积明显减小岩石颗粒排列变紧使储层物性变差岩石变得致密低渗。在低孔低渗储层常形成次生溶蚀空隙对改善储层的孔渗性有积极作用。裂缝提供了储层基本的孔隙度和渗透率裂缝造成储层强烈的非均质性。

2.3 低渗透油藏开发的基本情况

最近20年来, 低渗透油气产量持续增长, 其在产量中的地位越来越重要。2008年, 中国低渗透原油产量0.71×108t (包括低渗透稠油) , 占全国总产量的37.6%。低渗透产量比例逐年上升, 近三年分别为34.8%, 36%, 37.6%。低渗透资源在油气田开发中的地位越来越重要, 正在成为开发的主体。

2.4 低渗透油气田开发所面临的主要难题

(1) 流体流动在渗流力学上表现为“非达西流”, 从本质上影响采收率的提高。

(2) 低压储层导致投产初期过后, 采液、采油指数下降, 一般常规注水很难恢复。

(3) “低渗、低压、低丰度”, 造就了“多井低产”, 给资本投资和运行成本造成了巨大的压力。

(4) 低渗透水平井水平段规模压裂改造提产始终是一大难题, 现在仍在探索规模化实施。

3 低渗透油气资源勘探开发技术发展趋势

3.1 压裂技术

水力压裂是低渗透油藏开发中最早使用也是目前最常使用的技术。水力压裂处理的目的是建立能提供很大表面积的长而窄的裂缝。。水力压裂的首要目的是改善储层与井眼之间的流体连通。近年来取得的进展包括:粘弹性表面活性剂压裂液、限流压裂完井等。除水力压裂技术外, 连续油管分层压裂技术、相渗调节压裂液 (RPM) 增产工艺技术、多裂缝压裂技术、重复压裂技术、水平井压裂技术等也是近期压裂工艺技术发展的重要方向。

3.2 水平井和多分支井技术

水平井作为开发低渗透油气田的一项成熟技术已在各国油田中得到广泛应用。从低渗透油田开发的角度来讲, 水平井水平段在油层中的位置、延伸长度和延伸方向是决定水平井产能的关键因素, 因此在水平井的建井过程中必须应用能保证水平井以最佳井身轨迹钻进的新工艺。多分支井钻井技术是利用单一井眼 (主井筒) 钻出若干个支井的钻井新技术。。目前, 国外常用的多分支系统主要有非重入多分支系统、双管柱多分支系统、分支重入系统和分支回接系统等。

3.3 小井眼钻井技术

使用小井眼钻井技术可以大幅度降低钻井投资, 提高低渗透油田的经济效益。小井眼钻井技术采用的抽油机、油管、抽油杆、抽油泵和简易防盗采油树都比常规的采油设备小, 因此称为“五小”采油技术。除小眼井技术之外, 无油管采油技术、车载抽油技术等也是近年来发展起来的节约钻采成本的技术。

3.4 超前注水技术

超前注水是指注水井在采油井投产前投注, 油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度, 地层压力高于原始地层压力并建立起有效驱替系统的一种注采方式。早注水可以使地层压力保持在较高的水平, 相应可使油田在一个较高的水平上稳产。超前注水技术开发有如下特点:

(1) 可建立有效的压力驱替系统, 单井获得较高的产量;

(2) 降低因地层压力下降造成的渗透率伤害;

(3) 有利于提高油相相对渗透率;

(4) 超前注水有利于提高最终采收率。

3.5 层内爆炸增产技术

在低渗透油藏的增产方面, 已发展的技术很多, 如井内爆炸技术、核爆炸技术、高能气体压裂、爆炸松动等, 但目前应用前景较广的为层内爆炸增产技术。层内爆炸增产技术就是利用水力压裂技术将适当的炸药压入岩石裂缝, 点燃那里的炸药, 从而在主裂缝周围产生大量裂缝, 达到提高地层渗透率的目的。炸药释放能量有3种形式:爆轰、爆燃 (二者统称为爆炸) 和燃烧。深部地层造缝的特征是压力高、能量大、加载空间狭窄, 同时, 根据力学原理可知静水压力再大也不能压裂岩石, 只有偏应力足够大才能压裂岩石。水力压裂技术满足这些特征, 爆破工程经验表明, 炸药爆炸也能满足这些基本特征。

4 结论

低渗透油藏开发对策 篇9

不饱和油藏；介质变形；压力梯度；IPR曲线；产量

1.低渗不饱和油藏产能公式推导验证及因素分析

A.低渗不饱和油藏产能公式验证

a.井底流压大于饱和压力时不饱和油藏

已知一口井的数据K=3.9€?03 m2，Pe=14.26MPa，Rw= 0.5m，Re=200m， =0.01，G=0.005MPa/m，H=26.6m。

把数据带入公式中做IPR曲线，可知随井底流压的增大，产油量逐渐减小。

b.井底流压小于饱和压力时不饱和油藏

某区块是一个低渗透不饱和油藏，选其中一口井W36025的数据进行验证，已知：

H=26.6m，K=0.39 m2， =0.1，pe=9.5MPa，pb=6.85MPa，Re=200m，Rw=0.5m，fw=0.2538，Z=1.2，T=323.15K，a=5.762m3/(m3·MPa)，Bb=7.8m3/m3， o=0.85kg/m3，b=0.00098MPa1。

此類IPR曲线存在拐点，拐点处的压力为3.8MPa，产量为7.783m3/d。

井W36025的现场数据基本上和理论曲线吻合，证明所推导的公式比较适用于这类油藏。

B.低渗不饱和油藏产能因素分析

a.井底流压大于饱和压力时的不饱和油藏

变形系数为 =0.01时改变启动压力梯度G得到IPR曲线：在相同井底流压下产油量随着启动压力梯度G的增大而减小。启动压力梯度G近似于阻力因素，其值越大，克服它所做的功越大，所以产量越小。

启动压力梯度G=0.005MPa/m时改变变形系数得到IPR曲线：在相同井底流压下产油量随着变形系数 的增大而减小，并且随着变形系数的增大有出现拐点的趋势。相同生产压差下，地层变形系数越大，油井产量越低。这是由于变形介质油藏的变形系数越大，地层的压敏效应越明显，相同生产压差下，地层渗透率下降幅度越大造成的。

b.井底流压小于饱和压力时的不饱和油藏

产油量随着启动压力梯度G的增大而减小，拐点压力随着启动压力梯度G的增大而减小。

变形系数G=0.0001MPa/m时改变变形系数 得到IPR曲线：在产油量随着变形系数 的增大而减小，并且变形系数越大，拐点位置越高。变形系数的大小对产能曲线的影响非常敏感， 的微小变化即可对产能曲线特别是大生产压差下的产能造成较大影响。

变形系数 =0.1，启动压力梯度G=0.0001MPa/m，改变含水率得到IPR曲线：

2.不饱和油藏的IPR曲线方程

A.曲线方程推导

流动压力高于饱和压力。当油藏压力、流动压力高于饱和压力，水相以束缚水的形式存在时，油层只存在原油单向流动。一般在此条件下，符合达西公式的流体为牛顿流体，而实际流体是可压缩的、粘度也并非为一常数。但由于b2值很小，因此在实际油田运用中常常将上述产量方程近似简化为达西公式：

流动压力低于饱和压力。当油藏压力高于饱和压力，流动压力低于饱和压力时，油井附近存在油气水3相，其中油气两相参与流动，而水相以束缚水得形式存在。

B.一点法确定油井IPR曲线

基于Vogel方程，对于不饱和油藏，其油井IPR方程可由下式描述：

=

=

式中qo—油井的产量，t/d；

qb——井底流动压力等于饱和压力时的油井产量，t/d；

——采油指数，t/(d·MPa)；

PR——地层压力,MPa；Pwf——油井的井底流动压力，MPa；Pb——饱和压力，MPa。

对于测点井底流动压力高于或低于饱和压力的两种情况，确定qb和qmax的方法，分别推导如下。

当测点井底流动压力高于饱和压力时：

当测点井底流动压力低于饱和压力时：

不饱和油藏也会出现拐点。由于脱气的影响，具体说来是当井底压力低于饱和压力后，气体从液相中分离出来，由于气体的流动能力远大于液体的流动能力，所以当井底压力降低至泡点压力以下时，产油量可能不升反降。

C.低渗不饱和油藏产能公式的研究

低渗透油藏的主要特征就是渗透率低，地层流体的流动通道很微细，渗流阻力大，液固界面和液体界面的相互作用力显著，因而其渗流规律产生一定的变化而偏离达西定律。低渗油藏的渗流为非达西流，存在启动压力梯度梯度[20]。

a.单相液体渗流的流入动态

渗流方程的建立。低渗透油藏单相原油渗流过程中存在启动压力梯度。实线abc为实测曲线，其中ab段为上凹的曲线，b段为直线，其延长线与压力梯度轴交于d。对应a点的压力梯度称为实际启动压力梯度梯度，对应d点的压力梯度称为拟启动压力梯度梯度。对于上述渗流规律，比较精确的数学描述是：a段用幂律关系来描述，而oa段和bc段都用直线关系描述。

平面径向流的产量计算公式。对于稳定的平面径向流，可改写成

式中qoi为油井产量，m3/d；h为油层有效厚度，m；Bo为原油体积系数，无因次；为径向驱动压力梯度，MPa/m。

最后可以得到径向流公式：

当启动压力梯度梯度d=0时，即启动压力梯度Pst=0时，有pre=pe，即为由达西公式推出的产量公式，因此达西流只是非达西流的一个特例。

b.油气两相渗流的流入动态

溶解气驱油藏中存在油气两相渗流。假设流动稳定、地层均质且各向同性，忽略重力和毛管力的作用，对于圆形地层中心一口井，无因次产量为：=

式中的pre为有效地层压力，可由式计算得到。

3.结论

井底流压大于饱和压力时的不饱和油藏，在相同井底流压下产油量随着启动压力梯度的增大而减小，随着变形系数的增大而减小，并且随着变形系数的增大有出现拐点的趋势。

井底流压小于饱和压力时的不饱和油藏，IPR曲线存在最大产量点。在相同条件下，启动压力梯度越大、变形系数越大，产油量越低；相同条件下启动压力梯度越小、变形系数越大，最大产量点对应的井底流压越高。含水率变化对最大产量点位置影响不大。

建立了考虑启动压力梯度，介质变形的低渗透不饱和油藏的产能公式。

绘制的理论IPR曲线与矿场实际数据吻合，证明该产能公式适用于低渗透不饱和油藏。

[1]冉 立，张烈辉，周 明.低渗透油藏相对渗透率曲线计算方法研究[J]特种油气藏.2006.10

[2]王厉强，李 彦，杜洪荣等.启动压力梯度变化下低渗透油藏IPR影响因素的探讨

低渗透油藏开发对策 篇10

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, 发挥示范引领作用, 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。

摘要：低渗透油田具有油层薄、渗透率低、原油物性差、单井产量低、断层多等诸多特点, 导致新增可采储量少, 开采难度不断增大, 油田采收率低, 产量递减速度快, 随着油田开采时间的延长, 特低渗透油田的特点逐步显现出来, 必须通过创新油藏管理, 不断探索新方法来实现油田的长期稳产。

关键词：辽河油田,低渗透,油藏,开发,采收率

参考文献