低滲透性儲層產(chǎn)能方法分析畢業(yè)論文(編輯修改稿)

　

【文章內容簡介】 發(fā)好低滲透油田的基礎和關鍵。油田開發(fā)最重要的工作是要建立起有效的驅動體系和較大的驅動壓力梯度。為此應該合理縮小井距，加大井網(wǎng)密度。這樣不僅大大加快開采速度，而且還大幅度地提高采收率。裂縫性低滲透油田井網(wǎng)布署的基本原則是：平行裂縫主要方向布井，采用線狀注水方式，井距可以加大，排距應該減小。（3） 采用高效射孔技術。采用深穿透、高強度、油管傳輸和負壓的高效射孔技術，可以提高低滲透儲層油井的完善程度和生產(chǎn)能力，對于深層低滲透油井還可降低地層破裂壓力，增強壓裂效果。（4） 采用總體壓裂優(yōu)化設計和實施技術。壓裂改造是開發(fā)低滲透油田最根本的工藝技術，應采用總體優(yōu)化設計和實施技術。總體壓裂優(yōu)化設計是以油藏為一個單元優(yōu)化設計水力裂縫（一定的縫長、縫寬、支撐縫滲透率及裂縫方位）與油層分布、注采井網(wǎng)和油水運動的合理配置，以達到最大限度地持續(xù)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、提高掃油效率和經(jīng)濟效益。在總體優(yōu)化設計的基礎上，再進行單井工程設計、施工參數(shù)優(yōu)化、施工過程監(jiān)測和壓裂效果的分析評價。（5） 早期注水保持地層壓力。我國大多數(shù)低滲透油田彈性能量很小，一般都采取早期注水、保持地層壓力的開發(fā)方式。榆樹林等油田摸索和積累了比較成熟的經(jīng)驗，開發(fā)一個油田時，先鉆注水井，進行排液，在生產(chǎn)井投產(chǎn)的同時，注水井全面轉注，做到同步注水采油。對于沒有裂縫的低滲透油田，可以在地層微裂縫條件下注水，適當提高注采比，以保持地層壓力在原始壓力附近。對異常高壓和彈性能量大的油田，開始可利用天然能量開采，待地層壓力降到靜水柱壓力或飽和壓力附近時再注水。這樣既有利于注水工程的實施，又可以采出較多的彈性無水原油。（6） 采用深抽工藝技術。低滲透油田油井見水后產(chǎn)液指數(shù)大幅度下降，只有不斷加大抽油深度，增大生產(chǎn)壓差，提高油井產(chǎn)液量，才可能減緩遞減速度，保持產(chǎn)量的相對穩(wěn)定。因而在低滲油田開發(fā)中要十分重視機械采油工作，不斷加大抽油深度，保持降黏防蠟，提高抽油泵效。4 不同低滲透儲層的開發(fā)技術 低滲透裂縫性砂巖油藏 儲層開采特征低滲透砂巖儲層，巖石致密程度高，脆性大，在構造運動過程中，易產(chǎn)生裂縫，形成裂縫性低滲透儲層。這類儲層在我國有大量發(fā)現(xiàn)，這里主要以火燒山油田為例分析低滲透裂縫性砂巖油藏開發(fā)技術。火燒山油田是一個低滲透裂縫性砂巖油藏，開采難度大，水淹水竄嚴重，采出程度不到5%時，%[10]。火燒山油藏分為四個層系投入開發(fā)，每個層系一套井網(wǎng)，油藏天然能量主要為彈性驅和溶解氣驅，由于油藏壓力系數(shù)低，地飽壓差小，油井自噴能力差，采油方式立足于機械采油，并采取了早期注水保持壓力開采。油田投注后表現(xiàn)出：一方面，注入壓力低，單井吸水能力強，水推速度大，油井不僅見水快，而且水竄方向多。%，%，%，致使油田產(chǎn)量大幅度下降，含水大幅度上升。另一方面，部分油井地層壓力下降，嚴重供液不足，甚至無法正常生產(chǎn)而停關。由于水淹、水竄嚴重，致使油田很快進入中高含水期，%。因此，針對低滲裂縫性油藏，采用什么樣的控水穩(wěn)油開采技術成為研究的關鍵。 開采技術試驗研究火燒山油田分四套層系開發(fā)，自上而下分為HHHH4四個油層組，且孔隙度自上而下逐漸增大。在縱向上儲集層差異較大，在平面上儲集層非均質程度嚴重，根據(jù)試井、動態(tài)分析和測井裂縫解釋，將儲層分為三類：①高導流裂縫發(fā)育區(qū)，這一區(qū)域裂縫發(fā)育，基質砂巖孔隙度、滲透率低，高導流的裂縫是流體的主要流動通道；②低導流系統(tǒng)發(fā)育區(qū)(裂縫欠發(fā)育)，以孔隙流動為主的特低滲透砂巖儲層，這種儲集層裂縫不發(fā)育，流動通道以砂巖基質孔隙為主，其特征是低滲、低能、低產(chǎn)；③雙導流系統(tǒng)發(fā)育區(qū)，介于上述兩者之間的雙滲流動系統(tǒng)儲層，這類儲集層基質孔隙有一定的滲流能力，裂縫也較發(fā)育，但每條裂縫規(guī)模較小，密度較大。對儲集層分類的目的是有針對性的、尋找適合不同開采特點的開采方針和開采技術。 穩(wěn)油控水的主要開采技術研究火燒山油田為了摸索出一套適合火燒山這種低滲透裂縫性油藏的配套開采技術，分別在HH3層各選儲層特征和注采動態(tài)反應具有代表性的區(qū)域進行控水穩(wěn)油試驗，實行整體治理。（1） 調剖技術研究火燒山油田開發(fā)8年中油田共進行354井次調剖措施，%，104t，104m3。，%%。尤其是H2層在停注區(qū)調剖后復注效果更加明顯。在調剖的基礎上，實行低強度溫和注水，取得了明顯效果，具體表現(xiàn)為：%，%%。%%，%%。（2） 堵水技術研究火燒山油田開發(fā)8年中共進行10多種堵劑的堵水試驗，其中HPAM凍膠類和黏土凍膠雙液是兩種效果較好應用廣泛的堵劑，井均累計增油1003t。高導流裂縫發(fā)育區(qū)的高含水井則采用DKD1堵水技術，有效率100%，井均增油189t；%，井均增油319t，雖然增油幅度不大，但成功率較高，而且這部分井都是前期堵劑措施后效果不明顯的，所以對油田的意義較大。（3） 壓裂技術研究油田共實施了大型壓裂、限流壓裂等238井次壓裂，%，104t，平均井增油526t。三種不同滲流介質儲層的措施井次和成功率從小到大排序依次是高導流系統(tǒng)、雙導流系統(tǒng)、低導流系統(tǒng)發(fā)育的儲層，這同三種儲層水竄程度正好成反比。從增油量和有效天數(shù)由小到大排序依次是高導流系統(tǒng)、低導流系統(tǒng)、雙導流系統(tǒng)發(fā)育的儲層。（4） 酸化技術研究%，104t，井均累計增油677t，井均有效天數(shù)216d。5種類型酸中以乳化酸、土酸和復合酸實施井次多，效果也比較好，三種酸型實施措施后成功率相差不大，井累積增油和有效天數(shù)以乳化酸最好，土酸次之，復合酸最低。（5） 分注技術研究油田目前注水井總數(shù)102口，分注率為84%，井下分注已達到分注井總數(shù)的40%，從而極大的緩解了儲層剖面上的矛盾，為細化注水，有效注水提供了有力的保障。 開采技術效果評價經(jīng)過多年的探索，針對低滲裂縫性油藏，火燒山油田已經(jīng)形成了一套較為成熟的開采技術和開采方法，即針對不同性質、不同滲流特點的儲層，分區(qū)、分類，進行擠、壓、堵一體化，分注、調剖相結合的綜合治理，經(jīng)過治理后，油田生產(chǎn)形勢發(fā)生了顯著變化，%%%%，%，%%，%，如圖41所示，含水和采出程度曲線接近方案預測值，104t。%%，新增可采儲量213104t，提高了油田的整體效益。圖41 火燒山油田含水與采出程度關系曲線 碳酸鹽巖低滲透油藏從全球范圍來看，碳酸鹽巖僅占沉積巖的20%，卻占油氣探明儲量的50%以上[11]。碳酸鹽巖儲層的儲集空間主要是孔、洞、縫三類，而且在多數(shù)情況下，縫、洞所占比例往往比較大，而孔、洞的發(fā)育又與裂縫關系密切。在碳酸鹽巖儲層中，縫洞起著決定性的作用，而裂縫發(fā)育往往顯示出強烈的非均質性，因此碳酸鹽巖儲層在縱向和橫向上往往都顯示出強烈的非均質性。 儲層特征以塔河油田為例分析碳酸鹽巖低滲透油藏的開發(fā)技術。塔河油田是我國第二大碳酸鹽巖油田，主要儲層為奧陶系。由于多次巖溶作用的疊置、改造，巖溶縫洞交互發(fā)育，形成了非均質性極強的裂縫—溶洞型儲集體。其儲集類型按組合關系劃分為：裂縫型、裂縫—孔洞型、裂縫—溶洞型三種類型。其中以裂縫—溶洞型儲集性能最好，而裂縫型發(fā)育最普遍。據(jù)巖心觀察其裂縫密度為2~11條/m，縫寬大于1mm的占1%，縫寬100~1000μm的占10%，%~%。依據(jù)塔河油田奧陶系巖心統(tǒng)計，%~%，%，87%%；103μm2 ，96%103μm2。塔河油田流體性質變化較大。塔河油田屬于正常的溫度、壓力系統(tǒng)，，地層溫度為1250C。 產(chǎn)量變化特征根據(jù)塔河油田單井生產(chǎn)特征，其產(chǎn)量變化可劃分為緩慢遞減型、快速遞減型和間歇生產(chǎn)型等三種類型。緩慢遞減型的井說明鉆遇的儲集體規(guī)模大、連通性好、巖塊物性也較好(圖42)；快速遞減型的井說明鉆遇的儲集體規(guī)模較小、連通性較差(圖43)；而間歇生產(chǎn)型的井說明鉆遇的儲集體規(guī)模、連通性、巖塊物性分布極其復雜。圖42 緩慢遞減型油井產(chǎn)量曲線圖43 快速遞減型油井產(chǎn)量曲線 開發(fā)方式（1） 開發(fā)層系劃分塔河油田奧陶系碳酸鹽巖縫洞型油藏為一個塊狀儲集體，依據(jù)油田的開發(fā)動態(tài)和巖溶發(fā)育特征，可將此儲集體劃分為古近地表巖溶儲集帶和古巖溶水道儲集帶。古近地表巖溶儲集帶分布在近古風化殼，依據(jù)現(xiàn)代巖溶地貌的研究成果，可形成峰叢洼地、峰叢谷地、峰林洼地、峰林盆地、溶丘洼地和溶丘谷地等地貌類型川。其巖溶殘丘受附近斷裂、風化、淋濾作用的影響，縫洞較為發(fā)育。古巖溶水道儲集帶發(fā)育在古風化殼下深度不等的地帶，受古水流的控制，由相對連通的主洞道和多條支洞組成，常發(fā)育有大型洞穴、洞穴充填物、暗河沉積物、巖溶角礫巖、大型方解石充填體等。洞穴的展布方向常與斷裂構造線、節(jié)理裂縫及地層的走向密切相關。（2） 開發(fā)井網(wǎng)與井距塔河油田儲集體分布與巖溶洞穴的發(fā)育密切相關，而洞穴在平面上的分布不均勻，垂向上又有分帶。因此，塔河油田的開發(fā)井網(wǎng)應依據(jù)古巖溶洞穴的分布來確定。古近地表巖溶儲集帶洞穴規(guī)模較小，主要以裂縫、溶蝕孔隙為主。塔河油田古巖溶水道儲集帶洞穴大小分布也不均一。統(tǒng)計該區(qū)19口井的數(shù)據(jù)，其中14口井發(fā)育有溶洞，~11m，溶洞直徑為2~32m。依據(jù)溶洞的分布密度、對塔河油田儲集體的認識程度以及油藏數(shù)值模擬結果，其開發(fā)井網(wǎng)應依據(jù)古近地表巖溶儲集帶和古巖溶水道儲集帶來布署，井距應采用300~1500m。（3） 天然能量開發(fā)塔河油田奧陶系油藏具有一定的天然能量，天然驅動類型包括彈性驅動和底水驅動。由于塔河油田存在復雜的水體，因此，隨著油藏壓力的降低，縫洞型油藏的巖石骨架發(fā)生變形或塌陷，使地層裂縫閉合或產(chǎn)生裂縫溝通水體，可能導致油田產(chǎn)量遞減幅度加快，含水率上升速度加快或暴性水淹。依據(jù)該區(qū)油藏數(shù)值模擬結果，其天然能量的采收率為14%~20%。（4） 注水開發(fā)的可能性塔河油田奧陶系油藏原始地層壓力為59~61MPa，飽和壓力為13~40MPa，地飽壓差大，彈性能量較大。但由于塔河油田地質情況復雜，多數(shù)油井含水上升快，甚至暴性水淹，因而保持地層壓力，可避免裂縫閉合或地層骨架塌陷。對于古巖溶水道儲集帶，連通性較好，儲量規(guī)模大，采用注水開發(fā)能延長油田生產(chǎn)壽命，提高油田產(chǎn)量和最終采收率。油藏數(shù)值模擬研究結果表明，在油田開發(fā)后期注水可提高采油速度和年產(chǎn)油量。因而，在油田開發(fā)后期可以采用注水方式補充地層能量。 單井合理產(chǎn)量與合理采油速度塔河碳酸鹽巖油藏縫洞分布極為復雜，不存在統(tǒng)一的合理產(chǎn)量，由于各井區(qū)儲集體結構的不同，合理產(chǎn)量可以相差很大。通過分縫洞單元、分井況確定塔河油田奧陶系碳酸鹽巖巖溶—縫洞型油藏的單井合理產(chǎn)能一般為10~86t/d。塔河油田奧陶系碳酸鹽巖巖溶—縫洞型油藏儲集體類型為縫洞型，由于油藏底水分布不均一，只有通過井數(shù)的增減來優(yōu)化采油速度，使油藏(或縫洞單元)在開發(fā)中達到經(jīng)濟效益的最大值。依據(jù)塔河油田的地質特征和生產(chǎn)動態(tài)，%~%。 異常高壓深層低滲透油田異常高壓特低滲透油藏的開發(fā)具有許多難點和特殊性，國內外對此類油藏的開發(fā)尚未有成功的經(jīng)驗，該類油藏在開發(fā)過程中壓敏現(xiàn)象嚴重，初期注水、注氣補充能量難以實現(xiàn)，為了合理有效地開發(fā)該類油藏，需對開發(fā)方案深入研究、合理優(yōu)選，以期取得較好的油田開發(fā)效益。 異常高壓深層油田開發(fā)特點中原油區(qū)文東油田是一個埋藏深、含油井段長、低滲透、異常高溫高壓、含鹽量大、構造及油水關系復雜的特殊類型油藏。其開發(fā)特點如下[12]：（1） 油井投產(chǎn)初期產(chǎn)能高，但下降快。油井投產(chǎn)初期，日產(chǎn)油可達150t/d，但垂向和平面上差異大。生產(chǎn)壓差大，壓力下降快，產(chǎn)量遞減快，初期生產(chǎn)壓差可達25～45MPa，平均月遞減20%左右。采油指數(shù)下降快，彈性產(chǎn)率低，平均為3685t/MPa。（2） 高壓注水下，水井吸水狀況良好，油井見效明顯。文東油田儲層膠結致密， 滲透率低，孔喉半徑小，開始注水時就選用高壓注水，井口注水壓力一般在34MPa左右，注水強度5～10m3/()，()左右，吸水狀況良好，注水6個月左右油井見到注水效果，初期平均單井日增產(chǎn)10～20t/d左右。（3） 注水見效后油層壓力有所恢復。油田在彈性開發(fā)階段生產(chǎn)壓差大，能量消耗快，平均年地層壓力下降5～10MPa，油井注水見效后壓力逐步回升，但是要將地層壓力恢復到接近原始地層壓力的水平是很困難的。（4） 油井見效后產(chǎn)量有所回升，但含水上升快，穩(wěn)產(chǎn)期短，遞減大。油井從注水到見效一般需要6個月時間，見效后3個月左右開始見水。油井見效到見水3個月左右的時間產(chǎn)量基本保持穩(wěn)定。油井見水后含水上升速度快，初期年含水上升率為10%～20%，是一般油田的4～5倍。統(tǒng)計56口見效井，，日產(chǎn)油量下降到1613t/d，%，%。（5） 注水井吸水厚度小，水驅動用程度低。油田油層層間差異大，含油井段長，從歷年吸水剖面資料看，油層吸水程度僅45%左右，3個主力層的厚度僅占總注水厚度的20%，但吸水量占全井注水量的70%左右，大部分注水井存在單層突進現(xiàn)象，%，水驅動用程度僅38%。 異常高壓深層低滲油藏的開發(fā)技術（1） 以高壓注水為主體的三套壓力注水技術注入壓力微超或接近地層破裂壓力時，在近井底地帶形成微裂縫，注入水通過裂縫進入地層，達到驅油的目的。文東油田儲層地應力測試表明：在高壓注水（井口壓力35MPa左右）時形成人工裂縫，該裂縫與大斷層走向基本垂直，油田也存在天然裂縫，其走向與大斷層近似平行。油井注水見效后到中含水期油層物性發(fā)生了輕微變化，這時中壓注水就能滿足油田開發(fā)的需要。高壓注水后首先是滲透率大于150103μm2的油層和部分滲透率為50103～15103μm2的厚油層見到注水效果，由于這部分油層滲透性較好且經(jīng)過水驅，油層中大量的結晶鹽和部分礦物溶解，注水壓力略有下降，對這部分油層采用中壓注水(井口注水壓力25MPa左右)就能滿足注水開發(fā)需要。油藏進入高含水開采階段后，主力油層大部分水淹，這部分油層經(jīng)過長期水驅后，儲層物性發(fā)生了根本變化甚至形成大孔道，油層吸水能力增強，注水壓力下降，低壓注水（注水壓力18MPa左右）就能滿足這部分油層開發(fā)需要。三套不同壓力系統(tǒng)，適應于不同油層及油藏不同開發(fā)階段，對保持油層壓力、維護油藏合理開發(fā)、減緩油田產(chǎn)量遞減起了決定性作用。（2） 氣舉采油技術深層、高油氣比、高礦化度、嚴重非均質的地質特點決定了氣舉采油是文東油田的最佳采油方