低渗油田

关键词： 注水 油藏 油田 开发

低渗油田（精选八篇）

低渗油田 篇1

在低渗透油藏开发方面, 我国石油地质科技人员经过长期的探索与研究, 形成了地层裂缝描述、全过程油层保护、高孔密射孔、整体压裂改造、小井距加密井网等一系列技术。但在裂缝描述、渗流机理研究、开发技术政策界限研究、配套工艺技术研究等方面, 还不能完全适应低渗透油藏高效开发的需要, 低渗透油藏储量动用程度、水驱采收率还比较低。因此, 进一步探索动用低渗透油藏, 提高低渗透油藏采收率, 依然任重而道远。

1 低渗透油田开发中存的技术问题

1.1 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, 油层吸水能力不断降低, 注水压力不断上升, 致使注水井附近形成高压区, 降低了有效注水压差, 造成注水量迅速递减。

1.2 剩余油分布规律认识不清。

低渗透油藏孔隙系统的孔道很微细, 固液界面上分子力作用显著增强, 导致流体产生非规律的渗流。因此低渗透油藏的开发与中、高渗砂岩油藏油水渗流特征有很大差异, 注水开发过程中油水运动更加复杂。

1.3 部分开发单元局部注采失衡。

应当说, 油田开发初期, 注采井网是相对完善的, 但经过长期开发后, 一般都会出现油水井套损, 同时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。

1.4 注采井网部署未考虑沉积微相类型和分布特征。

沉积微相研究是井网部署的地质依据。但由于初期人为划分开发单元, 沉积微相研究也以人为划分的油田或开发单元展开, 导致编制开发方案针对各开发单元主体部位, 缺乏整体考虑。

1.5 注采井网未考虑裂缝分布。

由于目前对裂缝分布认识的局限性, 对油田注入水流线推进规律认识不清, 注采调整过程中, 注采井网部署未考虑裂缝分布, 油田注水开发后, 注入水沿裂缝突进, 造成主线上油井含水上升快, 甚至暴性水淹, 油井产量下降快。同时, 侧向油井见效差, 甚至注水不见效, 长期低产低液。

1.6 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, 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, 导致注永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。

2 低渗透油田开发的合理井网

我国目前已开发的低渗透油田, 有些开发效果很不错, 也有一些开发效果不够理想。其原因就是因为低渗透油田开发有其特殊性, 低渗透油田最大的特点是与裂缝有关, 或者是有天然裂缝, 或者是水力压裂造成的人工裂缝。由于裂缝的存在, 低渗透油田对注水开发井网的部署就极为敏感。如果注采井网布置合理, 使注水驱油时的面积扫油系统处于优化的状态, 就可以取得好的开发效果。如果注采井网布置不合理.注入水就会沿裂缝系统快速推进, 使油井很快见水和水淹。可以说确定合理的井网部署是低渗透油田开发成败与否的关键。

2.1 为尽量避免油水井发生水窜, 首先

必须要考虑沿裂缝线状注水, 即井排与裂缝走向一致.这样可不必顾忌因裂缝过长造成注水井之间会很快形成水线。这是因为注水井之间沿裂缝拉成水线后。随着注水量的不断增加, 在压力梯度的作用下, 注入水会逐渐形成水墙而把基质里的油驱替到油井中去。这样可防止油井发生暴性水淹, 并获得较大的波及体积。

2.2 注水井井距一般应大于油井井距, 也应大于注水井与油井之间的排距。

这是因为在线状注水情况下, 若注水压力稍高于岩石破裂压力, 裂缝可保持开启状态。这样在强烈的渗透率级差和各向异性作用下, 注水井排会很快拉成水线, 若井距排距差异不大, 则注水能力富余而油井见效又不明显。若采用注水井井距大于油井井距和排距的不等距井网, 则注水井能充分发挥注水能力, 油井可以比较明显地见到注水效果, 从而使压裂后所形成的产能得以保持。至于具体的井排距应在压裂优化设计的基础上, 根据裂缝与基质渗透率差异的大小, 用数值模拟来优化确定, 但一般基质渗透率与裂缝渗透率的比值越小, 则井距与排距之比应越大。根据以上分析, 低渗透油田开发的合理注采井网应该是不等井距的沿裂缝线状注水井网。采用这种井网 (与压裂相结合) 不仅可以使低渗透油田获得较高的产量, 同时由于注水井距加大可使总的井数比正方形井网减少25%左右, 使低渗透油田开发获得较好的经济效益。

3 开发井网的新发展

以上探讨的低渗透油田开发的合理井网是从直井的角度来论证的。随着水平井等钻井工艺技术的发展, 为低渗透油田的开发提供了更加有效的手段。水平井加压裂可大大提高单井产量, 使低渗透油田开发取得更好的经济效益。水平井对于厚度达5—10m以上的单油层最为适合, 对于多个单层达到5—10m以上厚度的多油层油藏则可采用多底水平井。目前初步认为合理的井网应该是生产井采用水平井, 其水平段应垂直最大地应力方向以与压裂裂缝直交, 并以多段压裂形成多条垂直于水平井段的裂缝, 以求得最大的产能。注水井可以以直井为主, 沿主应力方向布井, 压裂投注后形成线状注水。

4 结论

4.1 到目前为止, 国内低渗透油田开发

井网型式的演化虽然大体上经历过三个阶段, 但其基础井网型式都是正方形注采井网, 只是注水井排方向与裂缝方向错开角度不同。但这种方形井网不管方向怎样旋转, 其井距和排距差异都不大.因此很难适应低渗透油田存在的很低的基质渗透率和大型压裂后很高的裂缝渗透率之间强烈的渗透率级差和各向异性。

4.2 低渗透油田开发合理的注采井网应

该是不等井距线状注水井网, 其注水井井距一般应大于油井井距, 也应大于注水井与油井之间的排距。其具体的井排距大小应在压裂优化设计的基础上, 根据裂缝与基质渗透率差异的大小确定。

4.3 水平井、多底水平井为低渗透油田

开发提供了更有效的手段, 但其合理的注采井网部署尚需要进一步深入研究。

4.4 低渗透油田开发往往与裂缝有关 (天

然的或人工压裂的) , 因此对注水开发的井网部署是低渗透油田开发的关键。

浅谈如何加强低渗油田的效益开发 篇2

【关键词】低渗油田；开发；井网

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。随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。

在低渗透油藏开发方面，我国石油地质科技人员经过长期的探索与研究，形成了地层裂缝描述、全过程油层保护、高孔密射孔、整体压裂改造、小井距加密井网等一系列技术。但在裂缝描述、渗流机理研究、开发技术政策界限研究、配套工艺技术研究等方面，还不能完全适应低渗透油藏高效开发的需要，低渗透油藏储量动用程度、水驱采收率还比较低。因此，进一步探索动用低渗透油藏，提高低渗透油藏采收率，依然任重而道远。

1.低渗透油田开发中存的技术问题

1.1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，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，致使注水井附近形成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量迅速递减。

1.2剩余油分布规律认识不清

低渗透油藏孔隙系统的孔道很微细，固液界面上分子力作用显著增强，导致流体产生非规律的渗流。因此低渗透油藏的开发与中、高渗砂岩油藏油水渗流特征有很大差异，注水开发过程中油水运动更加复杂。

1.3部分开发单元局部注采失衡

应当说，油田开发初期，注采井网是相对完善的，但经过长期开发后，一般都会出现油水井套损，同时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。

1.4注采井网部署未考虑沉积微相类型和分布特征

沉积微相研究是井网部署的地质依据。但由于初期人为划分开发单元，沉积微相研究也以人为划分的油田或开发单元展开，导致编制开发方案针对各开发单元主体部位，缺乏整体考虑。

1.5注采井网未考虑裂缝分布

由于目前对裂缝分布认识的局限性，对油田注入水流线推进规律认识不清，注采调整过程中，注采井网部署未考虑裂缝分布，油田注水开发后，注入水沿裂缝突进，造成主线上油井含水上升快，甚至暴性水淹，油井产量下降快。同时，侧向油井见效差，甚至注水不见效，长期低产低液。

1.6绝大部分低渗透油藏天然能量不足且消耗快

低渗透油藏依靠弹性能量开发的采收率一般低于5%，油井自然产能很低，一般只有1-8吨，甚至没有自然产能。经压裂后，平均单井日产油量可达到3.6-27.7吨。

1.7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。

1.8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，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，导致注永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。

2.低渗透油田开发的合理井网

我国目前已开发的低渗透油田，有些开发效果很不错，也有一些开发效果不够理想。其原因就是因为低渗透油田开发有其特殊性，低渗透油田最大的特点是与裂缝有关，或者是有天然裂缝，或者是水力压裂造成的人工裂缝。由于裂缝的存在，低渗透油田对注水开发井网的部署就极为敏感。如果注采井网布置合理，使注水驱油时的面积扫油系统处于优化的状态，就可以取得好的开发效果。如果注采井网布置不合理.注入水就会沿裂缝系统快速推进，使油井很快见水和水淹。可以说确定合理的井网部署是低渗透油田开发成败与否的关键。

（1）为尽量避免油水井发生水窜，首先必须要考虑沿裂缝线状注水，即井排与裂缝走向一致.这样可不必顾忌因裂缝过长造成注水井之间会很快形成水线。这是因为注水井之间沿裂缝拉成水线后。随着注水量的不断增加，在压力梯度的作用下，注入水会逐渐形成水墙而把基质里的油驱替到油井中去。这样可防止油井发生暴性水淹，并获得较大的波及体积。

（2）注水井井距一般应大于油井井距，也应大于注水井与油井之间的排距。这是因为在线状注水情况下，若注水压力稍高于岩石破裂压力，裂缝可保持开启状态。这样在强烈的渗透率级差和各向异性作用下，注水井排会很快拉成水线，若井距排距差异不大，则注水能力富余而油井见效又不明显。若采用注水井井距大于油井井距和排距的不等距井网，则注水井能充分发挥注水能力，油井可以比较明显地见到注水效果，从而使压裂后所形成的产能得以保持。至于具体的井排距应在压裂优化设计的基础上，根据裂缝与基质渗透率差异的大小，用数值模拟来优化确定，但一般基质渗透率与裂缝渗透率的比值越小，则井距与排距之比应越大。根据以上分析，低渗透油田开发的合理注采井网应该是不等井距的沿裂缝线状注水井网。采用这种井网（与压裂相结合）不仅可以使低渗透油田获得较高的产量，同时由于注水井距加大可使总的井数比正方形井网减少25%左右，使低渗透油田开发获得较好的经济效益。

3.开发井网的新发展

以上探讨的低渗透油田开发的合理井网是从直井的角度来论证的。随着水平井等钻井工艺技术的发展，为低渗透油田的开发提供了更加有效的手段。水平井加压裂可大大提高单井产量，使低渗透油田开发取得更好的经济效益。水平井对于厚度达5-10m以上的单油层最为适合，对于多个单层达到5-10m以上厚度的多油层油藏则可采用多底水平井。目前初步认为合理的井网应该是生产井采用水平井，其水平段应垂直最大地应力方向以与压裂裂缝直交，并以多段压裂形成多条垂直于水平井段的裂缝，以求得最大的产能。注水井可以以直井为主，沿主应力方向布井，压裂投注后形成线状注水。

4.结论

（1）到目前为止，国内低渗透油田开发井网型式的演化虽然大体上经历过三个阶段，但其基础井网型式都是正方形注采井网，只是注水井排方向与裂缝方向错开角度不同。但这种方形井网不管方向怎样旋转，其井距和排距差异都不大.因此很难适应低渗透油田存在的很低的基质渗透率和大型压裂后很高的裂缝渗透率之间强烈的渗透率级差和各向异性。

（2）低渗透油田开发合理的注采井网应该是不等井距线状注水井网，其注水井井距一般应大于油井井距，也应大于注水井与油井之间的排距。其具体的井排距大小应在压裂优化设计的基础上，根据裂缝与基质渗透率差异的大小确定。

（3）水平井、多底水平井为低渗透油田开发提供了更有效的手段，但其合理的注采井网部署尚需要进一步深入研究。

（4）低渗透油田开发往往与裂缝有关（天然的或人工压裂的），因此对注水开发的井网部署是低渗透油田开发的关键。

低渗油田注水开发技术研究 篇3

新探明的石油品质随着石油勘探技术的提高越来越差。低渗透油藏产量占的比重越来越大, 大部分都处于低产、低采收率状态。虽然油田注水开发中运用了许多新技术、新工艺、新材料、新方法等, 但还是有很多不足的地方。这种油藏的开发、开采技术如何提高, 开发效果、经济效益如何, 对我国石油工业持续稳定发展有着举足轻重的意义。在大量使用石油资源的今天, 油田产量是关乎居民生活质量的重大问题, 研究低渗油田注水开发如何才能更好的提高作业效率是急需解决的问题。

2 低渗油田注水开发的特点

低渗透油田为油层平均渗透率在10×10-3u m2以下的油田。低渗透性油气藏的储层性质比较差, 单井产量比较低, 成本比较高, 产油量不稳定。低渗油田注水开发存在以下几个问题:

(1) 注水的有一定的方向性, 存在微裂缝, 注水主线上及裂缝线上的油井容易造成水淹。注水主线及裂缝两侧油井见效较慢, 水驱程度低, 影响注水开发效果。

(2) 油田的剩余可采储量已经不多, 可采储量采出程度高, 但最终采收率较低, 应及时采取增加产油量的措施。

(3) 自然产能低, 能量递减快, 采收率低。由于油层渗透率低, 自然产能低。一般油井须经压裂改造方可获得工业油流。由于油藏以岩性控制为主, 仅局部有边水, 但不活跃, 所以缺乏天然能量补给。采用自然能量开发, 以弹性溶解气驱为主, 油层供液能力不足, 脱气严重, 油层产能低且递减大。

(4) 启动压力差和驱替压力梯度大。低渗透油田一般呈非达西渗流特征, 即存在启动压差。这种储层在驱动压差较低时, 液体不能流动, 只有当驱动压差达到一定临界值时, 液体才开始流动。

3 对低渗油田产油量造成影响的主要原因

(1) 砂体分布范围较小, 油层连续性较差, 采收率受井网密度影响较大。

(2) 低渗透油层存在流体渗流的“启动压力梯度”, 渗流阻力大压力消耗很大。

(3) 低渗透油田见水后, 采液采油指数随之急剧下降, 稳定油田产量的难度加大。

(4) 低渗透油田呈现裂缝发育, 注入水沿裂缝窜进现象非常严重。

4 保持或提高低渗油田产量的措施

(1) 合理选井, 有效注水效果的好坏, 关键是选井, 我们应该首选层位全, 物性好, 与生产井连通率高, 控制油井多的井点作注水井

(2) 运用压裂技术改造注水井的渗透性, 降低注水压力针对低渗透油藏储层物性差, 泥质含量高, 注水井转注前应先压裂排液, 增加近井地带的渗透率, 增加地层的导流能力, 然后挤防膨剂防止粘土膨胀转注, 从而增加水驱波及面积, 一定程度上延缓了注水压力的升高。完善增注工艺, 为“注够水”创造条件针对低渗透油藏的注水压力高, 注够水难度大的问题。

(3) 精细过滤, 提高注入的水质质量, 为“注好水”奠定基础。水质好坏, 直接影响注水效果, 特别是低渗透油藏影响更大。在注水时, 不仅要求较高的启动压力, 而且很容易被注水杂质堵塞。为了提高注入水质, 可以在井下运用周期间断加药的化学防腐方法, 缓蚀率可达50%~70%, 对回注的污水采用过滤装置, 进行粗、精、井口三级过滤把关, 采用综合处理措施, 经水质监测, 注入水达到了要求, 为“注好水”奠定了基础。

(4) 使钻井泥浆比重降低, 降低对油层的污染, 保持油层最初的渗透率;改用新型射孔抢, 提高对地层穿透能力;油水井均采用压裂投产, 造大裂缝长度;固井质量合格, 使油水井能承受多次压裂改造, 从而保证油水井的措施效果;采用全陶粒充填, 有效的提高了井的完善程度, 增加了油层的导流能力, 解放了生产层。

(5) 在注水压力小于油层破裂压力的前提下, 通过提高注水压力来提高注水量, 使油藏保持稳产。坚持油藏早注水, 补充地层能量, 在注水开发过程中, 注意及时调整工作制度。

(6) 搞好压裂引效工作, 把压裂与注水相结合, 实行注水井、采油井分层对应配套压裂, 调整层间和平面矛盾, 挖掘油层潜力, 充分发挥注水效果。

(7) 进行注水平面调整, 促使见水方向及裂缝两侧油井见效。砂体具有平面上的非均质性的特点, 沿砂体的长轴方向 (水流方向) 的渗透率比其它方向的渗透率要高, 见水方向和裂缝方位与砂体展布方向一致, 注入水沿砂体长轴方向推进较快, 易过早水窜, 使波及系数降低。因此生产井不宜位于长轴位置上, 应及时调整采井位置, 使水流方向与砂体的长轴方向垂直, 即关闭来水方向及裂缝线上的油井, 或在来水方向控制注水, 对来水方向两侧加强注水, 提高来水方向两侧油井产量, 同时也使见水方向上的部分高压油井压力下降, 含水降低。

(8) 采用停采、停注的方法, 减少油井含水。油井中见水只是其中一个方向上含水饱和度较高, 其它方向可能出现未见水或较低的现象, 故对含水90%以上的油井采取长周期关井, 改变渗流方向的方法, 使注水井向其它含水饱和度较低的方向驱油, 提高井组产油量及注入水存水率, 降低油井含水量, 提高注水效率及水驱效率。

5 结语

综上所述, 低渗油田开发在油田开发中占很大比重, 在低渗透油田开发过程中, 我们要采取措施对能有效提高油田产量的措施进行优化配置。尤其是注水技术是油田开发中的一项重要工作, 改进注水开发技术, 保证油田稳步增产, 对满足当今时代大量需要石油资源这一现状有重大意义。

参考文献

[1]赵冰, 顾晓敏, 邓海蓉.超前注水技术改善低渗透油田开发机理的研究[J].石油化工应用, 2009, 28 (1) [1]赵冰, 顾晓敏, 邓海蓉.超前注水技术改善低渗透油田开发机理的研究[J].石油化工应用, 2009, 28 (1)

[2]习传学.江汉油田低渗透油藏注水开发技术研究[J].江汉石油学院学报.2003, 25 (3) [2]习传学.江汉油田低渗透油藏注水开发技术研究[J].江汉石油学院学报.2003, 25 (3)

[3]赵国瑜, 宫伟.安塞特低渗油田注水开发效果分析[J].油气采收率技术.1999, 6 (4) [3]赵国瑜, 宫伟.安塞特低渗油田注水开发效果分析[J].油气采收率技术.1999, 6 (4)

[4]孙国杰, 陶先高, 赵靖康, 张俊茹.濮城油田特低渗油藏注水开发技术研究[J].内蒙古石油化工, 2001, 27:37-40[4]孙国杰, 陶先高, 赵靖康, 张俊茹.濮城油田特低渗油藏注水开发技术研究[J].内蒙古石油化工, 2001, 27:37-40

[5]房育金.鄯善油田低渗透油藏注水开发技术研究[D].东北石油大学, 2011[5]房育金.鄯善油田低渗透油藏注水开发技术研究[D].东北石油大学, 2011

[6]高军.低渗透油田有效注水工艺技术研究[D].东北石油大学, 2012[6]高军.低渗透油田有效注水工艺技术研究[D].东北石油大学, 2012

低渗油田 篇4

所谓泡沫排水采油就是从井口向井底注入某种能够遇水起泡的表面活性剂 (即起泡剂) , 井底积水与起泡剂接触后, 借助气液流的搅动, 生成大量低密度水泡沫, 随气液流携带到地面。

泡沫排水剂组成:泡沫排水剂由表面活性剂、稳定剂、缓蚀剂等复配而成。其主要成分是表面活性剂, 一般含量为30%~40%。较多采用的是多种非离子表面活性剂 (分子式:R-O- (CH2CH2O) n H) 和两性表面活性剂 (分子式R-N (CH3) 2-CH2COO-) 复配而成。表面活性剂只要有少量存在, 就能大大降低液体的表面张力, 表面张力是促使水滴表面积收缩, 抵抗水滴表面积伸张的一种力。

表面活性剂加到带水能力差的井之后, 对排水有以下作用:

1. 降低了水的表面张力, 使水在气流的扰动下容易分散、发泡, 把密度较大的水变成密度小的泡沫。

2. 表面活性剂有助于油管中气水流态的转变, 把举升效果差的流态, 转变成举升效果好的流态。

3. 表面活性剂还可提高鼓泡高度 (理想状态下可提高50倍) 。鼓泡高度是指油气流通过一定高度的静水柱而形成气泡时水柱升高的高度。

4. 减少了气流的滑脱损失。

二、起泡剂的性能要求及适用条件

目前泡沫排水技术大量地应用于泡沫排水采气, 技术相对较为成熟;而泡沫排水采油在现场应用很少, 没有成熟的经验可循, 需靠自己摸索。

1. 泡沫排水采气技术经过改进成功地应用于泡沫排水采油, 井内流体性质不同, 采用的起泡剂也不同。

常用的表面活性剂有离子型、非离子型、两性表面活性剂及高分子聚合物表面活性剂。一般气水井主要采用阴离子型起泡剂, 如磺酸盐、硫酸脂盐等, 单独使用就能获得较好的效果;含油、气、水井, 由于油本身是一种消泡剂, 会使起泡剂性能变差, 应采用多组分的复合起泡剂 (常将几种起泡剂同时配入一个体系中使用) , 也可采用两性或聚合物表面活性剂。

2.

地层水中大量的无机盐、井下温度、原油都对起泡和稳泡产生负面作用, 采油井选择泡沫排水剂必须经过改进和实验评价;难动用储量开发部油层埋藏深, 油层温度高, 地层水矿化度高, 针对这一特点, 泡沫排水采油所用起泡剂, 除具备表面活性剂一般性能外, 还要求具有起泡能力强、泡沫携液量大及良好的耐盐耐高温耐油性。

3.

泡沫排水剂的用法及用量:进行泡沫排水采油作业时, 考虑到地层水中大量的无机盐、井下温度、原油都对起泡和稳泡产生负面作用, 泡排剂的使用为气水两相采气井所用浓度400ppm (0.4‰) 的6-7倍, 泡排剂的用量应在准确计算井筒积水量的前提下, 还要考自喷过程中地层出液的维持排液问题。

三、现场应用效果分析

中原油田胡96块沙三段属高压低渗油层, 由于地层能量补充慢, 抽油机采油产量并不高, 平均在1吨以下。后经研究采用天然能量开始自喷生产, 但由于井底产生积液对生产影响比较大, 必须定期进行排水作业。实施泡沫排水采油试验后, 增产效果显著, 年累计增油3000吨。

油井井底积水及泡排见效特征:油井井底积水特征是油压下降、套压上升、产量下降;见效特征是油压上升、套压下降、产量上升、含水上升 (见效初期) 。

泡沫排水措施效果评价方法:只要将油井井底积水给于及时排出既达到措施目的, 其效果主要体现在两个方面:

1.

有一定的增油效果, 增油主要建立在由于井底积水造成的产能下降, 然后通过泡排措施加以改善, 会见到明显的增油效果。

2.

泡排措施实施及时, 能够较好地让油井保持在合适的生产状况 (高套压、高油压、产量稳定递减慢) 既便是没有明显的增油也应视为达到了措施效果, 泡沫排水措施从本质上讲应是维护性措施。

四、对泡沫排水措施的几点认识

1. 泡排措施简单易行, 效益显著, 值得推广。

2. 不是任何井均适合泡沫排水采油, 具一定选井条件:低含水、高油气比的井较为适合泡排措施。

3. 各井因含水不同措施周期不同, 因井而异, 要摸索。

4. 措施时机的选择宜早不宜晚。

五、措施效益分析

低渗油田 篇5

关键词：低渗透油田,压裂,压裂液

瓦窑堡油田属典型低孔、低渗、低压“三低”油田, 主力开发层系为三叠系C2、C4+5和C6油层组, 水力压裂作为低渗油田开发过程中一项重要且非常有效的增产措施之一[1]。但是随着开发时间的延长, 二次采油面积的扩大, 薄差层的开发及油藏自身地质特征的限制, 常规水力压裂措施效果受到一定的影响, 需要对常规压裂工艺技术进行改进, 以提高低渗油田压裂措施效果, 达到油田高效开发。

1 压裂液的改进

(1) 压裂液破胶性能的改进。 (1) 前置液中添加破胶剂成分。在前置液活性水中加入一定浓度的破胶剂APS和HRS复合解堵剂, 由于破胶剂总量的增加使得压裂液破胶彻底和及时, 在排液时, 残渣越小, 地层伤害越小。 (2) 由于压裂液进入地层是一个降低流经地层温度的过程。进入地层液体越多, 地层温度下降越低, 特别是缝口处, 温度最低。现场采用在携砂液中逐渐改变破胶剂浓度的方法, 提高破胶速度, 以达到降低对低温对破胶、返排及残渣的影响。

(2) 运用低温破胶剂。瓦窑堡油田三叠纪延长组油层地层的温度低 (34—38℃左右) , 常规压裂液破胶效果较差, 直接影响到措施效果[2]。为此加入低温破胶激活剂, 使压裂液在低温情况下破胶水化更彻底。

(3) 调整胍胶浓度。根据试验将原胍胶液浓度由0.35%降低至0.3%胍胶浓度, 即可降低残渣形成的机率, 又可降低成本。

2压裂方式的改进

2.1两级加砂压裂

(1) 工艺改进: (1) 第一级加砂稳定排量和砂比, 加砂量为加入总砂量的1/3, 第二级加砂逐渐提高到设计最高排量, 同时砂比渐提至携砂液结束的最高值, 加砂量为加入总砂量的2/3。两级加砂之间停泵, 压力恢复至一级加砂停泵压力的30%时二次起泵完成作业。 (2) 二级加砂要求排量递增时砂比以10%的幅度逐级递增, 加砂至最后3m3时要求砂比提高至35%～45%。 (3) 针对三叠系油藏泥质含量普遍偏高的问题, 为降低流敏和速敏对地层的伤害, 压裂液中C2油层组采用加2.0%KCl, C4+5和C6采用加0.2%WN-200粘土稳定剂。

(2) 现场应用效果分析2004～2005年在油田共实施两级加砂压裂57口井, 有效井49口, 成功率86%。措施后较同类压裂平均单井日多增油0.21t, 两年效果井共增油1749.3t。

2.2暂堵压裂

(1) 工艺改进2004～2005年对暂堵压裂工艺进行试验: (1) 堵剂将裂缝前端暂堵, 迫使裂缝内压力突升, 产生新的裂缝。 (2) 疏通老裂缝的加砂量由总砂量的30%, 暂堵使用量为28～40kg之间。

(2) 现场应用效果分析2004～2005年共实施25口井, 有效24口, 有效率96.0%, 平均单井日增油0.175t, 阶段累计增油726.6t。

3 压裂工艺配套技术

(1) 在压裂过程中根据不同油层, 不同区域破裂压力, 尽可能减少前置液的使用量[3], 减少地表水于地层水不配伍对地层的伤害。

(2) 压后控制放喷, 强制裂缝闭合。一是压后直接大排量放喷将引起裂缝大量吐砂, 降低裂缝缝口部的导流能力[4];二是压后关井过长会造成支撑剂下沉长, 裂缝中填砂浓度差异大。三是压裂液不及时返排出, 对地层的伤害变大。因此索, 优化出更合理、更适应不同时期油井变化的需求。前置液增加破乳剂和使用适量的HRS, 对能量低、渗透性低油藏开发有很好的效果。

(2) 通过对压裂液的改进, 使用低温激活剂, 提高了低温下的破胶速度, 降低压裂液残渣, 减轻压裂液对地层的伤害, 提高压裂效果。

(3) 暂堵压裂能够产生新缝, 增加新的供油体积, 扩大泄油面积;两级加砂压裂能增加支撑缝长、控制下切缝及缝内支撑剂分布浓度, 从而提高裂缝导流能力, 是瓦窑堡油田油藏压裂挖潜的工艺方向。

(4) 三叠系延长统油层重复压裂时多采用两级加砂、暂堵压裂工艺, 施工参数以控制排量和高砂比为主, 减少入井液, 控制裂缝长, 提高导流能力。

参考文献

[1]李道品1, 低渗透油田开发[M]1北京:石油工业出版社, 19991

[2]大港油田科技丛书编委会, 编.压裂与酸化工艺技术.石油工业出版社, 1999年

[3][美]J.L.吉德利, 等.水力压裂技术新近展.蒋阗, 等, 译.石油工业出版社, 1995年

低渗油田 篇6

在A油田开展的葡萄花油层属于低渗透油田, 具有产量低 (平均产液3.4 t) 、井深 (油层中深1520 m) 特点, 供排关系矛盾突出, 流压低于2.0MPa井占到35%以上, 地面参数调整到最小后流压仍然在2.0 MPa以下, 多数低流压井地面参数调整已不能实现控制流压的目的。因此, 可通过上提泵挂深度来控制流压, 实现机采井在合理流压下生产的目的。

1 低产低渗油田合理流压确定

1.1 投产初期

针对新井, 在投产初期, 如果井底流压过低, 会有以下影响:过大的生产压差使流体流速过快, 多孔介质中的颗粒在运移过程中易堵塞油层;因地层压力未及时补充 (同步注水井) , 造成近井带地层压力迅速降低, 附近岩石在重压下易发生塑性破坏, 造成渗透率伤害, 且不可恢复。

从岩石发生形变角度分析, 分为3个阶段:弹性变形阶段、弹塑性形变阶段和塑性形变阶段, 到弹塑性形变阶段后期, 已开始发生不可逆变化, 到塑性变形阶段, 将造成不可恢复的应力伤害[2]。

考虑到岩心压缩后便发生不可逆变化, 故选取9块在长度、气测渗透率、孔隙度等物性参数相近的岩心进行室内实验。其中岩心1—3渗透率在175m D左右 (图1) , 岩心4—6渗透率在50 m D左右 (图2) , 岩心7—9渗透率在5 m D左右 (图3) 。其中6块研究渗透率损失和恢复规律, 另3块做弹塑性形变比对实验。

假设岩石的三个形变过程是直线变化过程, 即三个形变过程随着压力的变化, 相互不交叉, 这样岩石到弹塑性形变阶段后期和塑性形变时期, 渗透率发生了不可逆转的变化。根据9块岩心的室内实验数据分析, 初步认为在地层压力未及时得到补充时, 初期井底流压控制在发生不可逆形变过程之上。研究表明:当渗透率为1~10 m D时, 最低井底流压约为6.5 MPa;当渗透率为10~100 m D时, 最低井底流压约为4.5 MPa;当渗透率为100 m D以上时, 最低井底流压约为3.0 MPa。从3条渗透率恢复曲线上可以看出, 渗透率越高, 恢复越好, 影响越小;渗透率越低, 恢复越差, 影响越大。

A油田的葡萄花油层多集中在渗透率为10~100 m D的范围内, 在投产初期生产时井底流压应控制在4.5 MPa以上为合理;因此, 选取合理的泵挂深度对合理流压的控制至关重要。

1.2 投产生产稳定时期

考虑启动压力梯度和应力敏感性[3], 利用岩心压缩和恢复规律, 同时通过数值模拟, 得出A油田4大区块不同含水阶段的合理流压控制图版 (表1) 。在此合理流压下, 只需确定日常单井可控的沉没度, 即可确定合理的泵挂深度。

2 新井泵挂深度优化调整试验

2.1优化选择

以往A油田新投产井的泵挂深度多下在油层中部深度以上70~100 m位置, 2013年选取区块一中的1个小区块的8口井进行泵挂优化调整试验, 下入深度为油层中部深度以上220 m位置。初步调整的优点有:根据区块一的合理流压范围, 不同含水情况在4.1~2.0 MPa进行变化, 220 m的深度保证了2.0 MPa的井底流压。同时区块一的平均沉没度约为200 m, 则投产注水受效后初期井底流压控制在4.0 MPa左右是可行的;初期生产, 在注水未受效前, 需保持4.5 MPa左右生产, 这样的泵挂深度使井底流压较以前更易控制, 同时对该区块的另5口井做对比试验。

2.2 调整效果分析

2.2.1 产量保持率较高

泵挂深度在油层中部深度以上220 m井与70 m井对比, 投产4个月后 (即注水受效时) , 试验井的产量保持率较高, 达到88.0%, 高于非试验井6.8个百分点, 产量下降速度慢于非试验井 (表2) 。

持续跟踪生产数据18个月, 从产量保持率曲线 (图4) 可以看出, 试验的8口井产量保持率始终大于非试验的5口井, 且两者的差距越来越大, 由4个月的6.8%增加到18个月的9.3%, 进一步说明产量下降速度慢于非试验井, 整体运行平稳。

2.2.2 杆应力减少、上载荷下降

8口试验井平均泵挂深度为1217 m (油层中部深度以上220 m) , 按目前的运行载荷情况, 折算到泵挂深度1367 m时 (油层中部深度以上70 m) , 预计上载荷上升6.2 k N, 杆应力上升8.1 N/mm2 (表3) 。

与5口非试验井 (平均泵挂深度为1384 m) 对比, 上载荷下降9.0 k N, 杆应力下降12.1 N/mm2。由此说明上提泵挂深度, 可为机采井提供一个良好的运行环境 (表4) 。

3 老井泵挂深度优化调整试验

老井因投产时间过长, 部分井因长期处于低流压井状态, 岩石已发生塑性变形, 渗透率已发生了不可逆的变化, 为验证这一理论, 选取4个含水级别, 进行泵挂深度上提调整。

4个区块的可控沉没度在50~150 m之间, 根据不同的含水级别, 确定不同的上提泵高度 (表5) 。由表5可知, 含水率越低, 上提泵高度越高, 含水率越高, 上提泵高度越低。共进行泵挂优化调整20口井, 这20口井均为地面参数已调到最小、无法利用地面参数来解决低流压问题, 20口井平均上提调整158.1 m。

3.1产量运行稳定

上提后, 平均流压由1.9 MPa上升到3.3 MPa, 流压趋向合理水平, 调整前后产量基本稳定在50 t/d左右, 并未依据IPR曲线原理, 实现增加产量的预期效果 (表6) 。说明当渗透率一旦受到伤害后, 便产生了不可逆的伤害, 即使调整到合理流压范围内, 产量恢复到最佳情况较困难, 证明了低流压井对储层的伤害是较严重的。后期对低流压井进行治理, 用泵挂深度来控制流压是完全必要的。

3.2 杆应力减少, 上载荷下降

与上提前相比, 杆载荷下降5.2 k N, 杆应力下降6.8 N/mm2, 见到较好的效果。针对低流压井, 上提泵高度, 有利于机采井运行工况的改善 (表7) 。

3.3 能耗减少

因所用抽油杆减少, 受力减少, 使实际运行消耗功率下降0.6 k W, 日耗电下降14.4 k Wh, 能耗明显降低 (表8) , 通过老井泵挂深度调整, 虽然不能实现增产目标, 但可实现节电目的。

因随着含水的增加, 合理流压值降低, A油田4个区块中除区块三以外, 其他3个区块在含水率到90%时, 合理流压值在2.0 MPa左右, 说明含水率越高, 泵挂调整的余地越小, 实施效果越不明显。建议在随检泵实施泵挂调整时, 依据沉没度情况, 优先对含水率70%以下井实施泵挂调整。

4 效益分析

1) 对低流压井依据合理流压实施泵挂调整, 按单井少用150 m杆管、油管价格78元/m、抽油杆价格25元/m计算, 预计单井节省投资15 450元, 按2年检泵1次计算, 年可节省成本7725元。

2) 按单井日耗电节省14.4 k Wh测算, 年节电5256 k Wh, 按0.6元/k Wh计算, 年节省成本3 153.6元。

以上合计单井年节省成本1万元以上, 具有较好的经济效益和广阔的应用前景。

5 结论

1) 在合理流压范围内上提泵高度, 节电效果明显, 上提150 m可节电14.4 k Wh。

2) 针对新投产井, 通过泵挂深度优化, 保证合理流压生产, 可减少渗透率伤害, 有利于产量的稳定生产, 产量保持率可提高6%以上。

3) 老井通过泵高度调整到合理流压范围, 产量并未增加, 主要是因为渗透率破坏后, 已不可恢复;但泵挂深度调整可减少作业成本和系统能耗。

4) 上提泵高度后, 杆应力减少, 有利于改善机采运行工况, 为检泵周期的延长提供了一个良好的运行环境, 优先选择含水率低于70%井进行泵挂深度调整。

参考文献

[1]牛彩云, 黎晓茸, 郭方元, 等.低渗透油藏油井合理流压确定方法探讨[J].江汉石油学院学报, 2009, 31 (1) :289-291.

[2]巩明月.考虑岩石弹塑性低渗透油藏合理流压确定方法研究[D].东北石油大学硕士研究生论文, 2013:16-17.

低渗油田 篇7

1.1 低渗透、特地渗透油田在当前开发背景中的地位

随着经济社会的不断发展进步, 石油资源越来越成为促进国民经济发展, 提升政治军事实力及综合国力的重要支撑和战略保证。

我国石油资源总量为940×108t, 低渗透及特低渗透资源量为210.7×108t, 占22.41%;常规储量为530.6×108t, 占56.45%;重油198.7×108t, 占21.14%.可见, 低渗及特低渗油气田在我国油气资源中占有十分重要的地位。随着未来石油勘探开发程度的加深, 低渗、特低渗储量所占的比例还将持续增加。近年来, 我国探明和开发了大量特低渗透油气储量 (鄂尔多斯盆地的长庆油田和延长油田) , 特地渗透储层在当前和今后相当一段时间内无疑是我国石油勘探与开发的主战场, 因而如何经济有效且高质量地开发低渗和特低渗油气资源对我国石油工业乃至整个国民经济的发展具有重要意义。

1.2 低渗、特低渗油田的特点

我国的低渗、特低渗油田的典型特征是具有启动压力梯度, 呈现出非达西渗流特征。

本文以我国发现最早、动用和投入开发最早的低渗、特地渗透的延长油田为例, 其在开发管理中的特点表现为:首先延长油田属于罕见的低渗、特地渗透油田, 其油藏具有“低孔、低渗、低丰度”的三低特征, 渗透率主要分布在10×10-3µm2, 且集中分布于5×10-3µm2左右, 初始投产一般无自然产能, 需大型压裂后投产;其次人力资源结构矛盾突出, 科技人才比例小。

1.3 全面质量管理内涵

全面质量管理是指在全面社会的推动下, 企业中所有部门、所有组织、所有人员都以产品质量为核心, 把专业技术, 管理技术, 数理统计技术集合在一起, 建立起一套科学严密高效的质量保证体系, 控制生产过程中影响质量的因素, 以优质的工作最经济的办法提供满足用户需要的产品的全部活动。

1.4 低渗、特低渗油田管理现状 (以延长油田为例)

延长油田所属鄂尔多斯盆地延长组, 属于低渗细砂岩油层, 规模开发难度大。油层埋藏浅, 油井靠自然能量开采, 油井产液量低。在开发过程中逐渐形成了低投资、低风险的“捞油、吊油、抽油、井口集油与车辆集运的特有开采方式”, 因此不能一味的照搬大油田的开采和管理模式。应该根据特点, 发挥优势, “大处着眼、小处着手”选择适合自身发展的生产管理模式。

2 低渗、特低渗油田全面质量管理内容与方法

以上通过几个方面介绍了低渗、特地渗透油田全面质量管理理念的提出, 在全面质量管理理念的影响, 以下从内容、方法两部分对低渗、特低渗透油田全面质量管理进行分析。

2.1 低渗、特低渗油田全面质量管理内容

人力资源管理:对于低渗、特低渗透油田的开发管理上, 调整人力资源结构, 组织各单

位统计人员进行责任落实, 尤其是对函授学院进行不定期的检查, 了解和掌握其学习动态, 学习效果, 切实的纠正混学历混文凭的现象, 真正使职工教育培训变成职工提高自身素质和能力的平台;把专业技术人员的粘度考评纳入正常的工作计划;每类工作相近或者项目相似的技术人员实行定期的交流。制定合理的薪酬分配和奖励制度。

科学技术管理:科学技术是第一生产力。低渗、特低渗透油田的特点决定了其开采的复

杂性。对于这类难度系数较大的油田, 科学技术就显得尤为重要, 所以要严把钻井、测井、固井、射孔、压裂、安装各个环境的质量把关;进一步强化油井测试和计算工作, 开展工艺技术攻关;此外要大力的推行油田注水工艺等技术, 切实的提高油田的产量。

企业文化发展管理:在企业中, 弘扬“埋头苦干、开拓创新”的企业精神, 形成企业核心理念, 完善企业文化体系, 树立百年企业形象。

2.2 低渗、特低渗油田全面质量管理的方法

低渗、特低渗油田全面质量管理的方法主要是用于控制和改进质量水平, 要使用科学、实用的方法, 对相关数据进行准确的分析和确定。

2.3 统计分析表发和措施计划表法

低渗、特低渗透油质量管理科学性的体现, 就在于数据。因此对于油田的开采过程中的原始矢量数据的同居分析是十分重要的, 为此, 必须根据各部门、各单位, 班组, 本岗位的工作特点设计出相应的表格, 一目了然的对油田的出油量、开采比等进行表示。

2.4 因果分析图法

因果分析图法主要是寻找质量问题产生原因的一种有效方法。其因果法的分析图的应该注意:一般情况下, 影响低渗、特低渗透油田开采效果的主要原因分析的角度有:人、机器、工艺、加工方法和地质环境等。每个大原因在具体花城若干个中小原因, 越细越好, 指导可以采取有效措施为止。

2.5 分层法

分层法主要是分析影响油田开采效果的袁勇的方法, 把收集到的数据按照不同的目的加以分类, 把性质相同, 在同一条件下收集的数据归为一类。这样使得数据反映的事实更加的明显、突出, 这样也是为了便于找到问题, 对症下药。

低渗、特低渗透油田开采中的各种数据进行分类:按操作人员分:技术工人、普通工人等;按操作方法分:注水开采;压裂技术;按时间分:不同的班组, 不同的日期等。

3 主要认识

通过以上对我国低渗、特低渗透油田全面质量管理理念的提出和主要内容、方法的介绍, 可以得出以下认识:

(1) 全面质量管理具有全面性、控制油田开采各个环节、各个阶段的效果, 是全员参与的质量管理。

(2) 在低渗、特低渗透油田全面质量管理中, 其人力资源的管理是保证、科学技术管理是关键、企业文化发展管理是动力, 提高质量是目的。

4 总结

综上所述, 在我国石油资源日益匮乏的今天, 加大对低渗、特低渗透油田的开采, 是提高我国石油产量的重要途径之一, 对低渗、特低渗透油田实施全面质量管理, 对于提高开采过程顺利进行、提高石油产量等具有十分重要的意义。

摘要：我国大型油田在经过长期开采后, 含水量升高, 出油量降低, 使我国石油资源的储备量急剧下降。为了“弥补”我国石油资源的短缺, 国有大型石油企业把开采目标转向了低渗、特地渗透油田, 这类油田蕴藏丰富的石油资源, 但是其形成多为河流相沉积, 砂岩的厚度较大, 油层的连片性差等特点决定了其开发的高难度系数, 复杂的开发过程决定了实施全面质量管理的必要性。因此, 低渗透、特低渗透油田的开发过程, 需要全面质量管理的“保驾护航”。

关键词：低渗透油田,特低渗透油田,质量管理

参考文献

[1]杨小云, 姜全兵, 李防震.加强油田企业成本管理的有效途径[J].石油天然气学报, 2006, (04) [1]杨小云, 姜全兵, 李防震.加强油田企业成本管理的有效途径[J].石油天然气学报, 2006, (04)

低渗油田 篇8

关键词：低渗透油气田,水平井,增产措施

0 引言

利用水平井提高油井产量的尝试可以追溯到20世纪20年代, 国内“八五”以来各油田也开展了水平井采油的研究, 随着水平井开采效益的逐渐显现, 今后钻水平井的数量还将进一步增多。水平井压裂作为提高水平井开发效果的一项新技术, 是高效开采低渗透油藏的有效措施, 在开发低渗透油气田过程中有着很好的效果和广阔的前景。

1 水平井应用现状

1.1 水平井

水平井通常指最大井斜角达以及产层井段为水平或近似水平段的油气井。我国石油天然气总公司规定, 井斜角以上 (含) 的井, 并在生产层内延伸一定长度的井定义为水平井。水平井除了具有普通定向井用途外, 还有其他的特殊用途。诸如, 开发低渗透油层、裂缝油藏、薄油层、减少水锥和气锥和热采稠油等。

水平井的缺点是其成本较高, 但与直井相比, 有5个优点:增加泄油面积;提高采收率;降低粘度;减少举升成本;减少后勤费用。

1.2 水平井完井技术发展

现今完井的最新技术包括:机械防砂完井新技术、砾石充填技术和水泥浆充填多封隔器完井新技术。

1.2.1 机械防砂完井新技术

该技术结合应用了先进的激光割缝技术、利用牺牲阳极保护的原理和膨胀筛管技术。

先进的激光割缝技术激光技术加工割逢管已经能够满足完井施工的要求。

膨胀筛管技术。膨胀管分为实体膨胀管和膨胀筛管, 都是使管体在井下直径变大的一种技术。实体膨胀管最大的优势是能够改变井身结构, 使石油工业在深井经济地达到预定目标, 膨胀筛管是三层管体结构, 内外层是割缝的支撑保护层, 中间层是由金属丝编制的多层重叠的筛网组成。这种筛管能膨胀至其下井直径的150%左右, 膨胀后牢固结实地支撑住井壁, 有防止井壁坍塌、抑制砂砾流动从而达到更好的防砂效果。如果管体外配置上胶筒, 膨胀后就起到封隔器的作用。所以, 膨胀筛管是完井技术特别是防砂完井的一次革命, 预测认为将来的油井防砂主要使用膨胀筛管。

采用这种先进的完井技术, 较大幅度地节省了作业时间与费用;提高了油层的完井质量, 具有提高产量、稳定井壁、压降小、井壁污染小、防砂功能好等特点。

1.2.2 砾石充填技术

这是一种应用广泛的防砂防坍塌完井技术, 下技术套管固井后, 钻穿地层至设计井深, 然后对裸眼段进行扩眼 (也可用偏心钻头一次完成扩眼, 或者下细一点的割缝管) 。将割缝衬管下到油层部位, 再进行管外砾石充填。砾石充填完井防砂能力强, 达到80%~95%;有效期能达到10~15年, 产能高, 是射孔井产能的120%~130%。适用于中、粗砂及出砂不严重的海相砂岩、页岩和灰岩油藏的防砂防坍塌要求。

1.2.3 水泥浆充填多封隔器完井新技术

管外封隔器完井可以实施油井层段的封隔, 分层作业和分层控制生产。对于一个存在多个油层, 或油水夹层等情况的井, 这种完井方式更显示出其优越性。用水泥浆胀封多个封隔器技术是完井技术领域的一次重大突破。

2 低渗油田水平井技术应用问题

2.1 低渗透储层的特点

低渗透致密储集层多半是砂岩、泥岩砂岩或砂质泥岩。其特点是产层岩石的孔隙度极低, 渗透率很低, 岩石强度较高。这种储集层的储油结构既有孔隙、又有裂缝, 多属于孔隙-裂缝型储层。空隙是储油的空间, 裂缝是油流的产出通道。由于孔隙度低, 裂缝也不是十分发育, 岩石的总孔隙度小于10%, 油层岩石的渗透率也是较低, 大体为0.001或更小的渗透率数量级。一般, 储层的压力对井的产量影响不大, 井的产量主要取决于岩石的渗透率。在产油的过程中, 油层的能量大部分都消耗在渗流中, 从岩石的细小孔隙中流出所消耗的能量, 要占油藏能量的60%~80%。在自然状态下, 单靠储层的孔隙或裂缝出油, 井的产量是很低的, 采收率也是极低的。不采取增产措施时, 单井的产量总在零点几立方米左右。开采中总是需要进行压裂和酸化处理, 以增加岩层的孔隙, 从而增加产量。

2.2 低渗透油藏水平井渗流特征

水平井开采低渗透油藏具有明显的优势, 主要表现在:

1) 由于低渗透油藏渗流阻力大, 生产压差一般都较高, 而水平井近井压降比直井小且为直线型, 可以采用较小生产压差进行生产, 以减轻气窜和水锥, 延缓见水时间, 提高水驱波及体积和最终采收率;

2) 水平井可以连通垂直裂缝, 增大油井渗透率。提高低渗透油藏产油量和采油速度;

3) 水平井单井控制泄油面积大, 单井产量高。可以减少钻井量, 实现稀井高产投资。集中采油成本低, 经济上大大优于直井开采。

2.3 影响水平井开发效果的主要因素

水平井作为一门新技术, 仍存在不少风险和不足之处, 其主要影响因素有:

1) 油藏条件。油藏的压力、有效厚度、裂缝发育情况、垂向渗透率等, 都直接影响水平井的开发效果。如果没有相当可靠的地质基础, 水平井开发的风险性将大大增加。

2) 油藏工程设计。井网密度研究、单井产能预测、水平井井段设计等方面是确定水平井是否优于直井开发的技术保证;

3) 钻 (完) 井及油层保护技术。水平井钻井技术要求较高, 完井方式也必须根据油藏条件加以考虑。在钻井过程中, 由于水平井钻井周期长, 油层易受污染, 造成渗透率进一步下降且很难恢复, 因而油层保护对水平井产量高低影响至关重要。

2.4 存在的问题

基于以上论断, 可以得出如下几点低渗油田水平井技术中存在的问题:

1) 在油层保护技术方面。水平井钻井技术要求较高, 完井方式也必须根据油藏条件加以考虑。在钻井过程中, 由于水平井钻井周期长, 油层易受污染, 造成渗透率进一步下降且很难恢复, 因而油层保护对水平井产量高低影响至关重要;

2) 在油藏工程设计中, 确定水平井是否优于直井开发技术;

3) 油藏条件。油藏的压力、有效厚度、裂缝发育情况、垂向渗透率等, 都直接影响水平井的开发效果。如果没有相当可靠的地质基础, 水平井开发的风险性将大大增加;

4) 目前我国水平井压裂施工井数较少, 技术也不太成熟, 原因之一是对水平井压裂裂缝形成机理认识不够全面, 压裂施工设计没有很好的理论基础;

5) 井的生产速度比预计的要低, 而且经济效益差。目前仍未发现有效的增产措施。导致这些井生产速率低的原因包括砂岩的垂相非均质、水平渗透率和相渗透率较低等;

6) 应用增产措施过程中或由于仪器的精确程度有限, 容易导致储层出砂以及损害储层等不利油田开发情况。

3 水平井完井方法及其适应性

完井工程是衔接钻井工程和采油工程的一项综合性工程, 目的是在油藏与井眼之间建立起完善而有效的油气通道。油井的生产要求这种通道有良好的畅通性和寿命、对其它异相流体 (如地层水) 有良好隔离, 所以完井工作直接影响油井的产量及寿命, 对油田开发的经济效益有决定性的影响。从完井领域来讲, 要采取有效的措施保护油气层不受伤害, 还要使建立的油气通道有良好的泻油系数和较长的寿命。这样才能提高采收率、提高开采效益。近几年完井技术取得了较大突破, 如固井新技术、机械防砂完井新技术和水泥浆充填多封隔器完井技术等。这些新技术, 解决了目前常规完井工艺的一些技术难题, 不仅能有效保护油气藏、提高采收率, 还能减少建井成本。

3.1 完井方法

3.1.1 水平井完井理论

在空隙性的储集层中有些是孔隙度高、渗透性好的储集层。这些层易开采, 储量高, 开发的经济效益好, 在石油的勘探中总是先开发这些油气藏。但在自然界中, 大量存在的是比较致密的砂岩层, 孔隙度较低, 渗透性较差, 但岩石的强度较高, 是低渗透的储集层。在自然界的含油气层中, 低渗透的油气藏占有相当大的比例, 据统计, 低渗透的油气藏储量能占到总储量的1/3。在尤其勘探开发技术较落后的阶段, 低渗透的层位往往是弃之不采。随着油气资源的衰竭和技术的成熟, 低渗透油气藏的开采已日益受到重视。低渗透层的完井技术也日益完善。

3.1.2 水平井的完井原则

1) 储层和井筒之间保持最佳的连通条件, 储层所受的伤害最小;

2) 储层和井筒之间应具有最可能大的渗流面积, 油气流入井的阻力最小;

3) 应能有效地封隔气、水层, 防止水窜和层间干扰;

4) 应能有效地控制气层出砂, 防止井壁跨塌, 保证油气井长期生产;

5) 适应二次及三次采油气的要求;

6) 应具备进行分层压裂、酸化以及堵水、调剖等井下作业措施的条件;

7) 施工工艺简单, 经济效益好。

3.1.3 完井方式选择

科学的完井方式是水平井、特别是多目的层水平井和储层纵向非均质性较强的复杂油藏水平井高效开发的另一个重要环节和关键。

水平井完钻后, 应及时快速地对水平段轨迹在储层中的实际穿越情况、水平段与油气水界面的空间关系、水平段穿越储层的物性分布特征以及油藏中物性夹层的分布, 进行合理的解释和描述。根据以上解释结果, 综合考虑各种完井方式对油藏的适应性以及经济因素, 优选完井方案, 最大限度地提高油井的完善程度, 保护油气层, 降低完井成本并制定科学的完井方案, 是充分发挥水平井的优势、提高油田采收率、提高水平井效率的另一个非常关键的重要环节。

在国内, 水平井的完井方式主要为筛管完井、固井完井及裸眼完井, 也有少量井用多级管外封隔器加筛管完井。

对于不同区域的水平井, 采用哪种完井方式, 需要考虑地质特点、井壁稳定特点、泥岩井壁稳定的特殊性等。综合考虑碳酸盐岩和砂岩的井壁稳定特点以及气井后期作业需要。

3.1.4 低渗透储层的完井

1) 低渗透层的完井原则

致密的低渗透层如果单靠油藏本身的能量驱油, 油流的能量大多数要消耗在细小的岩石孔隙孔道中, 使油井的产量极低。提高低渗透层产量的关键是增加岩石的孔隙度, 增大岩石中的喉道尺寸。最可靠的办法就是压裂油层, 压裂使改造低渗透储层的唯一办法。通常都要在低渗透层进行大规模的压裂, 用高压流体将岩石压开裂缝, 并将支撑剂挤入岩层, 起支撑和扩大裂缝的作用。经过压裂, 储层的渗透性会有较大的提高, 并有一定的寿命。低渗透层往往要多次压裂, 有时酸化和压裂同时进行。因此, 低渗透的致密储集层的完井原则使能实现压裂的产层改造。完井中一定要用下套管固井, 将低渗透层射开的完井方法。

由于低渗透岩石的强度很高, 将岩石压开裂缝所用的压力也很高。在压裂中要用较大的排量并在液体中加入石英砂作为支撑剂, 支撑压开的裂缝, 防止压力撤消后裂缝的闭合。将这种演示压裂的压力至少在100MPa以上。在生产中, 井筒应能满足压裂和酸化的要求, 故对套管、固井质量都有较高的要求。

(1) 固井质量好, 水泥返高达到要求, 水泥石强度高, 水泥与套管和地层岩石的胶结强度高;

(2) 套管丝扣密封良好, 选用优质丝扣密封油和粘合剂, 并按规定的紧扣力矩上扣, 在较高的内压力下不泄露;

(3) 用厚壁套管, 其管柱抗内压强度是地层破裂压力的1.2倍以上, 或是按照压裂时的最高压力设计。套管柱的壁厚上下尽量一致, 防止壁厚的突变, 套管尽量无变形;

(4) 尽量避免在套管内进行套铣等有害于套管强度的井下作业;

(5) 压裂时要用上下封隔器封隔压裂井段。由于不能保证封隔器在压裂中始终是完好的, 一旦封隔器失效, 压裂的全部压力将专递给套管, 因此套管应能承受此压力。

2) 低渗层的完井

低渗透层在射孔时, 应使用较高的射孔密度, 最好是16孔/m的密度, 射孔时的深度要深, 至少应在300mm, 尽量将近井地带的污染带射穿。为保证射孔的深度, 可用小直径的射孔孔径。射孔时选取的负压值应适当的大一些, 应比高渗层大一倍。

在修井作业中应避免使用套铣作业, 避免使套管的内壁受伤, 使壁厚变小。在各种需要压井的作业中, 选用的压裂液一定是无固相的, 密度应尽量低。

例如, 目前低渗透砂岩型油田的较为适合的水平井完井方法是防砂割缝管技术。该技术结合应用了先进的激光割缝技术、利用牺牲阳极保护的原理和膨胀筛管技术。

3.2 增产措施及其适应性

3.2.1 水平井开发的地质适应条件

1) 油藏深度

一般认为深度小于1 000m的产层打水平井不合算, 技术难度大、曲率小、钻井费用大。

2) 油藏的有效厚度

一般认为油层有效厚度应大于6m。由于中靶后在油气层中钻进有一定的上下波动幅度, 水平段井眼轨迹将很难控制在油气层之内, 给钻井带来困难。

3) 油层系数 (β)

反映油气层渗透率各向异性。对于直井, 平面径向流占主导, 往往关心水平渗透率;对于水平井则是椭球渗流, 既要考虑水平渗透率, 又要考虑垂直渗透率。垂直渗透率太低, 不利于水平井增产, 根据国内外水平井开发经验, β应小于4。

4) 油层厚度与油层系数乘积 (βh)

对于水平井, 既要关心储层各向异性, 又要关心储层厚度, 如果储层各向异性程度高、厚度大, 水平井增产效果就不明显, 采用直井开发比采用水平井开发效果会更好。βh<100是根据国内外水平井开发经验确定的, 其目的是保证水平井的增产效果。

5) 油层渗透率

根据国内外水平井开发经验表明, 储层的渗透率应大于1×10-3μm2;气层渗透率小于0.2×10-3μm2效果不显著, 钻水平井无意义。

6) 储层面积

目的层的分布面积应大于0.5km2, 以便部署完善的注采系统。对于气层供气面积较大, 目的层分布稳定, 确保有一定的可采储量。水平井开发的实例统计表明, 水平井区单井供气面积大于2.0km2, 单井可采储量不小于1.0×108m3。

7) 含油层的流度应大于0.5×10-2mPa·s;

8) 储层中具有比较发育的天然裂缝。

3.2.2 水平段在油层中的位置、方向和长度的确定

水平段在油层的设计位置取决于油层的驱动类型及其均质性。对于低渗透、非均质性油藏, 主要应视油藏内泥岩、物性夹层的分布范围及稳定性来设计水平段在油层中的位置。上、下砂岩体之间存在不渗透泥岩夹层, 而且砂层内也存在一定规模 (分布不稳定) 的物性夹层。为了最大范围地动用目的层储量, 在设计井位时, 将水平段设计成与目的层斜交。使水平井既可以斜穿上、下砂岩体, 又可以穿透大部分分散的不稳定薄夹层, 以减少出油阻力, 增加出油体积。

水平段的延伸方向除与储层的构造形态、断层位置、含油砂体的沉积类型和边界有关系外, 还与储层中地应力分布及天然裂缝的发育状况有关。另外, 压裂既可以作为直井的投产措施, 也可以作为油层增产的一种手段, 可以在整个开采期的任何时间实施。而水平井则不然, 为了满足压裂需要, 在钻井之前既要考虑水平井的方向, 也在确定水平井的完井方式。

水平段的延伸长度设计必须与储层砂体发育规模相一致, 并综合考虑已钻的直井井网部署和地面环等因素。在油藏特定地质条件和地面环境下, 水平的设计长度并不是越长越好, 只有根据油藏地质件、钻井成本和作业风险等优化研究, 才能获得比较好的开发效果和经济效益。

3.2.3 水平井压裂技术

由于低渗透率油藏的渗透率低, 渗流阻力大, 连通性差, 油井自然产能很低, 为了改善其开采经济效益, 通常要对水平井采用压裂试油和压裂投产工艺提高油气井产能。下面主要就液体胶塞压裂技术加以说明。

1) 液体胶塞分段压裂技术原理

液体胶塞分段压裂技术原理为:水平井胶塞隔离分段压裂工艺是自井筒末端开始, 逐段封堵逐段压裂, 在前一级压裂完成之后, 对求产结束的井段进行填砂, 替入超粘完井液, 这种完井液一旦就位就会胶凝成一种橡胶式的胶塞。胶塞在试油压裂过程中只起临时封堵作用, 胶塞可定时软化易于清除。

2) 液体胶塞分段压裂技术优缺点

优点:它拥有是封堵可靠, 施工安全;

缺点:但作业周期长, 在冲胶塞、冲砂施工过程中, 对胶塞上下井段均造成伤害。

3) 系统优化设计研究

(1) 确定了液体胶塞压裂、挤注施工工艺

(1) 压裂施工及液体胶塞挤注要分步独立进行。正常压裂后扩散压力, 再进行液体胶塞挤注工作。液体胶塞可少量进入近井地带, 提高承压能力;

(2) 确定现场采用普通水泥车进行挤注液体胶塞。

(2) 完成配套工具的设计与加工。

(3) 确定了物理模拟承压装置技术方案

装置建设目标。研制水平井模拟井筒装置;研制水平井模拟用岩芯夹持装置;研制水平井模拟井筒加热循环装置;研制分段压裂注入装置;研制测控 (压力、流量、温度) 系统;远程监控系统;

装置包括加热系统。注入系统、返排系统三部分, 装置长10m, 可加温至120℃, 底部有循环口, 有2个180°水平放置的模拟裂缝岩心 (可加围压及侧向压力) , 装置承压70MPa, 套管中部加装2个连接出口;

主要工艺。以自定位定向射孔、填砂、液体胶塞封堵、分段压裂试油求的水平井压裂工艺技术。

4) 压力施工程序

先对第一段进行定向射孔、求初产、压裂施工。试油结束后, 对该段填砂打胶塞。施压合格后, 再对第二段进行定向射孔、压裂施工, 试油结束;而后冲开第一腔塞。对第一、二段油层进行试油求产, 技术后填砂打胶塞封堵第一、二段油层射孔段, 试压合格后, 依同样的方式分别完成第三、四段定向射孔、压裂, 最终进行全井四段油层的合并试油生产。

4 结论

通过对低渗透水平井适应性技术的研究, 主要取得了以下几点认识:

1) 水平井钻井技术的成熟完善促进了水平井在油气藏开发领域的广泛应用, 水平井高效开发技术是一个涉及多学科交叉的问题, 如油藏、地质、钻井、采油气工程等。

2) 完井设计优化是水平井设计的重要技术环节, 已成熟的筛管完井工艺, 与套管固井射孔完井相比减少了对油层污染、降低了固井完井费用, 将成为保护气藏, 充分发挥水平井优势的主导完井方案, 从而可以使增产作业在低渗油气藏中的增产效果更加突出。

3) 3种分段改造技术施工安全、可靠, 各有利弊, 但均能达到提高单井产量的目的。不同区块、不同储层增产幅度差异较大, 同时也受井网、注水效果的影响。对于井筒复杂水平井, 胶塞封堵分段压裂工艺更具有优势。机械工具隔离分段压裂工艺适应套管射孔完井, 隔离效果好, 能形成理想的支撑裂缝。机械工具隔离分段压裂工艺具有隔离可靠、储层污染小的特点, 但施工周期相对较长, 应尽快实现连续分段压裂, 以简化施工工序, 缩短作业周期。

4) 完井方法的优选上, 应根据油气层的地质特点, 并参照本地区的实际经验, 考虑储层稳定性的同时, 主要考虑提高油气井的完善程度。

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