石油工程论文---提高石油采收率注水开发工艺技术应用分析.doc

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西安石油大学成人高等教育毕业设计（论文）

提高石油采收率—注水开发工艺技术应用分析

摘要：

低渗透油藏开发难度极大，主要表现在自然产能很低，甚至没有自然产能，不采用增产措施，根本无法投产，更谈不上正常开发。

合理高效地开发低渗透油藏需要建立有效驱替压力系统，这是提高低渗透油气田开发的关键问题。

面对这一现状，本文首先研究论述了低渗透油藏在学术上的界定范围、分类以及在我国的分布状况，并介绍了低渗透油藏的地质特征、开发特征以及保证油藏有效开发的注水工艺技术；然后根据注水开发中存在的一系列问题提出了低渗透油藏分层注水开发的可行性，并对目前我国正在应用的分层注水工艺技术进行了介绍；最后本文以长庆油田为例对分层注水工艺技术进行分析并评价其应用效果。

关键词：

低渗透油藏开发特征注水分层注水

目录

1绪论 1

1.1研究的目的及意义 1

1.2国内外研究现状：

1

1.3研究内容 2

2低渗透油藏分类及其特征 3

2.1低渗透油藏的分类 3

2.2国内低渗透油田分布状况 3

2.3低渗透油藏特征 4

3低渗透油藏注水开发技术 6

3.1简介 6

3.2水质处理工艺技术 9

3.3注水井试注技术 10

4.分层注水工艺技术 12

4.1简介 12

4.2桥式偏心分层注水工艺技术 13

4.3锚定补偿式分层注水工艺技术 16

4.4分层注水工艺新技术 17

5.长庆油田分层注水工艺应用分析 23

5.1开发现状 23

5.2分层注水工艺应用分析 25

5.3分层注水技术应用实例 30

6.结论 37

参考文献 38

致谢 39

附录 40

西安石油大学成人高等教育毕业设计（论文）

1绪论

1.1研究的目的及意义

低渗透油藏的渗透率很低、油气水赖以流动的通道很微细、孔喉比大、渗流阻力大、液固界面及液液界面的相互作用显著，并导致渗流规律偏离达西定律。

这些内在因素反映在油田生产上往往表现为单井日产量小，甚至不采用增产措施就没有自然产能；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，含水上升快，而采液指数和采油指数急剧下降，对油田稳产造成很大困难。

因此，如何高效地进行低渗透油藏的开发就成为亟待解决的重大问题。

油田开发实际上是能量消耗的过程，随着油田的不断开发，地层能量严重不足，这时常常采用一些人工补充能量的措施来保证油田的高产、稳产。

在我国目前采用的最重要的措施是注水开发方式，为了找到适合低渗透油藏开发的注水开发模式，本文从分层注水的角度去探询适合低渗透油田的注水开发模式并对目前应用的分层注水工艺进行应用分析，以便找到解决目前低渗透油田开发问题的解决方法，为低渗透油田的高速开发找到一条新路。

1.2国内外研究现状：

国内外大量的研究和实践证明：

当前低渗透油田开发中，广泛应用并取得明显经济效益的主要技术是注水保持油藏能量、压裂改造油层和注气等技术，而注水更是其中的关键性环节。

注水开发从20世纪40年代兴起，到50年代迅速成为普遍工业油田的一种主导开发方式。

在我国，水的来源广，水驱油效果好，易于流动，因此注水开发成为我国油田开发的主要模式。

经调查研究表明，我国超过90％的原油是注水开发获得的。

经过我国油田开发的实践，对低渗透油田注水开发已经形成了一系列的理论知识和实践方法：

进一步认识了低渗透油田的非达西渗流特征并初步建立了非达西渗流理论；实现了一系列的开发实践，并在各大油田进行了有效开发；已经有了一

套适合我国油田注水特点的工艺技术，其中包括了比较完善的分层注水管柱及配套设备。

在国外,注水仍然被认为是保持底层压力，保证油田高产稳产的一条重要途径。

在美国，有一半以上的原油被认为是由注水开采出来的，在前苏联87％以上的原油产量是应用注水保持地层压力的方法采出的。

在分层注水方面，各国也做了大量的研究。

特别是在SaihBawlshuaiba油田，20世纪末期就已经有钻多分支井进行注水并取得成功的先例。

1.3研究内容

本文首先论述了低渗透油藏的上限、以渗透率和粘度为依据对它进行了分类，并介绍了低渗透油田在我国的分布情况；其次本文阐述了低渗透油藏的地质特征和开发特征以及开发中存在的一些问题；再次本文介绍了现在低渗透油藏普遍使用的注水工艺技术，包括水质处理技术、试注技术以及合理注采比的确定原则；最后本文对我国油田普遍应用的分层注水工艺进行了介绍并以长庆油田为例对注水工艺技术及其应用的是效果进行了评价。

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2低渗透油藏分类及其特征

2.1低渗透油藏的分类

低渗透油田是一个相对的概念，世界各国的划分标准和界限因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件不同而各异。

目前，对低渗透油田的划分有两种：

一种是按渗透率大小来划分；另一种是按流度的大小来划分。

目前通常把低渗透油田渗透率的上限定为50mD,并按其大小分为三类[1]：

I类储层渗透率50～10mD，II类储层渗透率10～1mD，III类储层渗透率1～0.1mD。

I类储层是低渗透油层，其特点接近于正常储层。

地层条件下含水饱和度为25%～50%,测井油水层解释效果好。

这类储层一般具有工业性自然产能，其开采方式及最终采收率与常规储层相似，但在钻井和完井中极易造成污染，需采取相应的油层保护措施。

II类储层是特低渗透油层，是典型的低渗透储层。

含水饱和度为30%～70%，部分为低电阻油层，测井解释难度较大。

这类储层自然产能一般达不到工业性标准，需压裂投产。

III类储层是超低渗透油层，属于致密低渗透储层。

由于孔喉半径很小，因而油气很难进入，含水饱和度多大于50%。

这类储层已接近有效储层的下限，几乎没有自然产能，需进行大型压裂改造才能投产，在经济上获得效益。

由于低渗透油藏的开发不仅与渗透率有关，还与流体的粘度有关。

因此，低渗透油田也可以按流度的大小分为三类：

流度介于30～50mD/（mPa·s）的低渗透储层是低渗透油层；流度介于1～30mD/（mPa·s）的低渗透储层是特低渗透油层；流度小于1mD/（mPa·s）的低渗透储层是超低渗透油层。

2.2国内低渗透油田分布状况

低渗透油田广泛分布于我国各个油区。

全国陆地发现并探明的低渗透油田共285个，储量约40×108t，广泛分布于全国勘探开发的21个油区，虽然各油区分布状况不同差别较大，但每个油区均有广泛分布。

21个油区中低渗透储层地质储量在1×108t以上的有11个油区，占一半以上。

低渗透储层地质储量最多的是新疆，达6×108t以上，其余依次为大庆、胜利、吉林、辽河、大港、长庆、吐哈等油田[2]。

2.3低渗透油藏特征

2.3.1低渗透油藏储层成因及类型

从储层的成因上看，低渗透储层的形成与沉积作用、成岩作用和构造作用密切相关。

根据不同地质因素在储层形成过程中控制作用的大小，可将低渗透砂岩储层分为原生低渗透储层，次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层三类。

①原生低渗透储层：

这类储层主要受沉积作用控制；形成的原因在于沉积物粒度细、泥质含量高和分选差；以沉积作用形成的原生孔为主；成岩作用产生的次生孔所占比例很少。

储层一般埋藏较浅。

岩石脆性较低，裂缝相对不发育。

②次生低渗透储层：

次生低渗透储层主要受成岩作用控制。

这类储层原来是常规储层，但由于机械压实作用，自生矿物充填，胶结作用及石英次生大大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留很少，形成致密储层（有时为非储层）。

后由于有机质去羧基作用产生的酸性水使碳酸盐.、沸石、长石等矿物溶蚀，产生次生孔隙，使其增加孔隙度和渗透率，形成低渗透储层。

③裂缝性低渗透储层：

次生低渗透储层，岩石致密程度相应增加，脆性更大，在构造运动产生的外力作用下，易发育裂缝，形成裂缝性低渗透储层。

2.3.2低渗透油藏主要开发特征

①天然能量小、自然产能和一次采收率低：

油井自然产能低，压裂改造后才具有工业开采价值；油田天然能量低，产量和压力下降很快，一次采收率低：

低渗透油田一般边底水都不活跃，且储层渗流阻力大，依靠天然能量开发，油田投产后，油井产量迅速递减，地层压力大幅度下降，一次采收率低。

②注水井吸水能力低，地层和注水压力上升快：

许多低渗透油田注水开发中都存在一个突出的矛盾，就是注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，矛盾加剧，甚至发展到注不进水的地步。

③油井见注水效果差，低压低产现象严重：

由于低渗透储层渗流阻力大，能量消耗快，所以油井见效时间比较晚。

压力、产量变化比较平缓，不如中高渗透油层敏感和明显。

有些低渗透油田由于储层性质太差，非均质又比较严重，虽然注水时间长，但油井见效率仍然很低，因而低压、低产现象普遍且严重。

④见水后产量大幅度下降，稳产难度大：

为了保持低渗油田产量的稳定，油井见水后应该逐步加大生产压差，提高排液量，但低渗透油田由于渗流阻力大，能量消耗多，地层压力和流动压力都很低，继续加大生产压差的潜力很小，因而油井见水后，产液量和产油量都大幅度下降，要保持全油田稳产难度很大。

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3低渗透油藏注水开发技术

低渗透油藏储层由于孔隙度和渗透率都很低，吸水能力差，注水难度大，还容易被污染堵塞，因此必须要有一套适应低渗透油田注水开发特点的注水工艺技术，才能实现早注水，注够水，注好水，以提高油田注水开发效果。

我国大庆、大港、中原、长庆和土哈等油田，在对低渗透层注水方面做了大量的分析研究和攻关试验工作，形成了完善配套的低渗透油田注水工艺技术。

3.1简介

据对全国15个低渗透油田计算，平均弹性采收率为3.25%，溶解气驱采收率为13.9%，依靠天然能量开采总采收率为17.1%。

而水驱开发最终采收率可达26.9%，注水保持开发，比依靠天然能量枯竭式开发采收率增加近10个百分点（见附表1）。

无论从原油资源合理利用看，还是从经济效益看，对低渗透油田采取人工注水保持压力的开发方式都是必要的。

3.1.1多数低渗透油田宜采用先期注水方式

①地层压力降低会造成严重不利影响

大量生产实践表明，低渗透油田投产后，如果能量补充不及时，地层压力会大幅下降，油井产量迅速递减，采油指数严重缩小，年递减率可达25%~45%，采出1%的地质储量地层压力下降3~4MPa，以后即使地层压力上升，油井产量和采油指数也难以恢复。

低渗透油田储层压力敏感性强，即当孔隙压力下降后，储层孔隙度特别是渗透率急剧减小，而孔隙压力上升时，其值恢复很少。

如渗透率可降低70%～80%，而恢复值不到20%～30%。

这就是低渗透油田油井产量下降，难以恢复的原因。

从生产实践到理论研究，对低渗透油田要保持初期的生产能力和较好的开发效果，最好不要让地层压力下降，为此应采用先期注水的开发方式。

②实例——安塞油田2001年超前注水开发试验实施效果显著

安塞油田2001年计划实施超前注水井组15个，其中王窑区8个，杏河区7个，目前注水井已投注14口，油井试油35口，平均单井试油日产量32.5t/d，比邻区高19.8t/d。

油井投产七口，平均单井投产初期日产量9t/d，比邻区高出3.8t/d，效果显著。

（附表2）

因此我们认为：

先期注水可以保持较高压力水平和生产能力，对多数（除异常高压）低—特低渗透油田，采用先期注水方式比较主动有利[3]。

3.1.2天然能量大的油田可以适当推迟注水

在合适的井网部署下，低渗透油田注水也可以见到较好的效果，压力产量稳定回升，特别在污水和低含水采油期比较主动。

因而天然能量较小的油田一般采用早期注水保持压力的开发方式。

但低渗透油田油井见水后产液指数大幅度下降，最多可下降50%～60%，即使采取加大生产压差的措施，也难以弥补因产液指数下降所造成的液量损失