低渗透油田开发资料Word格式文档下载.docx
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一、国内国外低渗透油田开发现状
1、低渗透油田的划分
世界上对低渗透油田并无统一固定的标准和界限，只是一个相对的概念。
不同国家根据不同时期石油资源状况和技术经济条件而制定。
根据我国的实际情况和生产特征，按照油层平均渗透率把低渗透油田分为三类。
第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为10.1～50×
10-3μm2，油井一般能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益；
第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为1.1～10.0×
10-3μm2，一般束缚水饱和度较高，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发；
第三类为超低渗透油田，油层平均渗透率为0.1～1.0×
10-3μm2，油层非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值。
2、国内低渗透油田储量动用情况
2004年，我国探明低渗透油层的石油地质储量为52.1×
108t，动用的低渗透油田地质储量约26.0×
108t，动用程度为50％。
从我国每年提交的探明石油地质储量看，低渗透油田地质储量所占的比例越来越大，1989年探明低渗透油层的石油地质储量为9989×
104t，占当年总探明储量的27.1%。
1990年探明低渗透油层的石油地质储量为21214×
104t，占当年总探明储量的45.9%；
1995年探明低渗透油层的石油地质储量为30796×
104t，占当年总探明储量的72.7%，年探明的石油地质储量中大约三分之二为低渗透油层储量。
可见，今后低渗透难采储量的开发所占的比重逐年加大，如何经济有效做好难采储量的评价、动用和开发理论技术的研究是我们攻关的主要目标和方向。
从我国近些年来对低渗透油田的研究和开发水平看，有了较大的进展和提高，但与中高渗透油田相比仍有较大的差距。
我国低渗透油田平均采收率只有21.4%，比中高渗透油田（34%）低12.6个百分点。
目前有五十多个油田（区块）年开采速度小于0.5%，这些低速低效油田（区块）的地质储量约3.2×
108t，其平均采油速度仅0.27%，预测最终采收率只有15.5%。
3、国内外低渗透油田开发技术现状
（1）国外开发技术
从目前国外低渗透油田开发技术看，主要是以室内研究与现场试验为主（如美国应用各种先进技术，发挥地质、地震、测井、试井、压裂增产等多学科研究方法，取得了不少新的认识）。
由于受经济效益的制约，进行工业开采动用的较少。
目前动用的低渗透油田，其储层渗透率都10×
10-3μm2以上，如喀尔巴阡地区油田储层渗透率平均20×
10-3μm2，十月油田渗透率10～80×
10-3μm2。
国外开发象大庆外围油田储层渗透率只有1～2×
10-3μm2和丰度只有20×
104t/Km2的实例很少。
（2）国内开发技术
低渗透油田油藏工程理论研究方面：
目前国内油藏工程理论方面的研究进展缓慢，对特低渗透油田的开发的机理性问题还不十分清楚，总体上处于发展和探索阶段。
大庆应用储层的各向异性的特征，应用矿场资料求取启动压力梯度，并应用油藏工程的计算方法，计算出了渗流阻力、有效驱动距离和井距、排距等界限，同时以低渗透油藏渗流机理、井网整体优化设计、长跨距合采分抽技术和简易多功能组合地面流程为重点，开展了系列配套技术攻关。
低渗透油田的注水开发技术现状：
总结低渗透油田理论研究与开发实践，认为低渗透油田开发技术的发展趋势是以油藏工程理论为基础，以多学科工作组的方式进行综合技术集成。
（1）地震、地质、测井多学科油藏综合描述技术
大庆外围低渗透油田断层密集、砂体规模小、油水分布复杂,在实践中从地震、地质、测井等方面优化组合成了一套多专业协同配合作业的综合技术。
地震解释技术方面：
应用高分辨率开发地震技术已能识别出小至10m的微幅度构造和断距小至5m的断层，扶杨油层砂体预测符合率分别达到了85%和80%以上。
测井解释技术方面：
总结出多参数“逐步判别法”、“最小孔喉半径法”、“含油量损失法”,使含钙、低阻、薄互层油水层解释符合率达到85%以上。
地质特征描述技术方面：
建立了以油砂体为基本研究描绘单元,地质-地震-测井技术综合应用的综合描述技术,使大庆外围油田开发井的钻井成功率由80年代初的79%提高到90年代的95%以上。
（2）早期注水和早期分层注水技术
针对油层天然能量小，导压性能差，采取早注水，以达到保持地层压力、减少渗透率损失的目的；
针对较大的层间矛盾，采取采取早期分层注水，提高油田储量动用程度。
（3）沿裂缝注水向两侧驱油注水技术
对于存在着裂缝的水驱油藏，注采井点同时布置在裂缝系统上时，注入水将沿裂缝向生产井突进，造成油井过早见水或暴性水淹；
注水井布置在裂缝系统上，沿裂缝注水拉水线，向裂缝两侧驱油，提高注入水的波及系数，改状况注水开发效果。
如朝阳沟油田1992年开展此项技术研究与应用，转注83口采油井，使油田平面和层间矛盾得到改善。
（4）增效、简化、实用的“二降”工艺技术
针对外围油田渗透率低、油层薄、产能低的特点，开发初期进行降低投资、降低成本、增加单井产量的攻关研究。
一是从钻井到基建投产各环节，简化工艺流程和地面集输，降低投资。
二是采用提捞采油、螺杆泵采油和活动注水等开采工艺，降低成本。
低渗透油田提高采收率技术现状：
与中高渗透油田相比，我国低渗透油田平均采收率只有21.4%，比中高渗透油田（34%）低12.6个百分点。
如何提高采收率是衡量低渗透油田开发的关键。
（1）热力采油蒸汽吞吐技术
2002-2004年共对2口井实施了两个周期蒸汽吞吐采油试验。
两个周期累积注汽量6768t，累积增油量为2405.0t，增产油汽比为0.36，高于稠油油藏的油汽比0.15这一指标；
突破了国内蒸汽吞吐采油技术的界限，使渗透率下限由200×
10-3μm2降到5-10×
10-3μm2；
形成的“高温隔热管柱+环空注氮”隔热技术和地层预处理技术，减少了热损失和保护套管，抑制了粘土的膨胀和分散运移，保证了蒸汽吞吐效果。
（2）混合气吞吐采油技术
使用“高温混合气体注气装置”产生蒸汽燃气混合气，其成份为：
水蒸汽50％，氮气40％，二氧化碳10％。
将产生的混合气注入到油层中，现场应用4口井，吞吐后取得了较好增油效果。
措施前后对比日增油5.5t，有效期290天，累积增油1085.1t，平均单井271t。
（3）开展微生物采油技术
微生物对原油具有降解作用，使原油中的轻质组分增加，同时其代谢物产生表面活性剂能使原油粘度降低，改变油水界面张力，促进滞留原油的流动。
对于油井可以通过微生物和原油有效作用，解除近井地带有机堵塞，而增加产量。
2003年在朝阳沟油田共进行52口井微生物吞吐，有效率70％左右，累积增油3110.8t，平均单井累积增油60t。
（4）水平井开采技术
采用水平井开采技术开发单井产量是直井的1.5倍。
研究认为：
水平井采油井垂直裂缝采油，水平井注水井平行裂缝注水，水平井的合理长度应为注采井距1.0—1.2倍。
从目前国内低渗透油田动用情况和开发状况看，面临外围油田老开发区含水逐渐上升产量下降，新区地质条件和储量品位逐渐变差，油田开发的难度和风险性将更大，对开发技术提出了更高的要求。
因此，必须不断解放思想，进一步完善发展已有开发技术，努力处理好生产规模和经济效益、资源储备和有效利用的关系，千方百计地节省投资，找准油田开发中的技术关键，大力研究先进实用的新技术、新方法，进一步更新体制、更新机制，加强科学管理，不断提高“三低”油藏开发技术水平，力争达到世界领先水平。
二、低渗透油田地质特点有那些？
低渗透油田一般具有储层渗透率低、丰度低、单井产能低，与中高渗透油田相比具有以下特点：
一是低渗透油层连续性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低；
二是储层渗透低，流度低，孔隙喉道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大；
三是低渗透油层见水后，采液和采油指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁；
四是储量丰度低，含油饱和度低，自然产能低，压裂投产后产量递减较快，无稳产期。
目前我厂共管辖朝阳沟油田、双城油田、肇源油田，含油面积227.69km2，地质储量16751×
104t。
1、朝阳沟油田
朝阳沟油田位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶地及长春岭背斜带上，由朝阳沟背斜、翻身屯背斜、薄荷台和大榆树两个鼻状构造组成，为受断层、构造、岩性多种因素控制的复合型特低渗透油藏。
开发面积216.4km2，地质储量16168×
104t，渗透率12.67×
10-3um2，孔隙度15.7%，原油粘度10.4mPa,采油速度0.5%，采出程度10.53%，年注采比2.8，累积注采比2.56。
朝阳沟油田各类区块基本情况表
分类
储量（104t）
油层
中深
（m）
有效
厚度
空气
渗透率
（10-3um2）
孔隙度
（%）
含油
饱和度
流度（10-3um2/mpa.s）
采油速度
一类区块
3551
900-1000
9-12
15.4-22.5
17-19.3
57-59
>
1
0.65
二类区块
6576
1000-1100
8.0-9.5
5-12.6
15-19.3
51-58
0.5-1
0.6
三类区块
6041
1100-1200
8.0-12.0
2.6-5
14.8-16
51-54
<
0.5
0.31
可采储量（104t）
原始地
层压力
（MPa）
目前地
地层原油
粘度
（mpa.s）
含胶
含蜡
储量丰度
（104t/km2）
断层密度
（条/Km2）
888
8.4
8.0
8.5
12.8-23
20.6-23.4
73.1
0.4
1184
9.2
7.87
10.4
15-22.3
21.6-23.4
63.1
1.68
906
9.9
6.63
12.6
17-27.7
21.6-23.5
65.1
0.97
2、双城油田
双城油田为构造—岩性油藏。
2001年提交预测地质储量3653×
104t，含油面积132km2。
储量丰度28×
104t/km2。
2003年提交控制地质储量2596×
104t，含油面积56km2。
储量丰度58×
2003年提交探明地质储量203×
储层水敏性较强。
储层平均孔隙度17.9%，平均空气渗透率7.3×
10-3μm2，为低渗透储层。
原始含油饱和度为52%，地面原油粘度31.7mPa.s，地层原油粘度7.7mPa.s。
双30区块含油面积3.5km2，探明地质储量203×
，共有油水井63口，其中采油井总数50口，年核实产油2.34×
104t，累积产油7.94×
104t，采油速度2.23%，采出程度3.91%，综合含水6.24%；
注水井总数13口，年注水4.11×
104m3，累积注水12.77×
104m3，月注采比1.51，年注采比1.35，累积注采比1.22。
3、肇源油田
肇源油田为断块—岩性油藏。
肇源油田西块提交预测储量3050×
104t，含油面积90.3km2；
东块提交控制储量3599×
104t，含油面积118.3km2。
油田储量丰度低，平均为32×
104t/km2。
2004年提交探明储量901×
104t，含油面积16.5km2，储量丰度为54×
肇源油田储层属低孔、特低渗透储层，平均孔隙度12.4％，空气渗透率1.7×
裂缝发育程度比头台、朝阳沟差。
储层原油性质差，地面原油粘度36.5mPa·
s以上，地层原油粘度8.8mPa·
s，流度低平均仅0.21×
10-3μm2/mPa·
s，是典型的孔隙度低、渗透率低、储量丰度低“三低油藏”。
目前没有成型的经济有效开发模式。
因此通过开展先导性开发试验，确定经济有效的开发模式，试验区选取了源121-3、源35-1、源151三个区块，含油面积4.27km2，地质储量218×
104t，设计四种井网进行开发试验。
主要开展了以下几方面工作：
一是研究布署合理井网，开发设计为大井距、小排距的菱形井网；
二是水井上采取大规模压裂（穿透比为0.8-1.0）以形成沿裂缝向两侧驱油的坑道注水；
三是实施了全过程的油层保护技术；
四是优化地面设计，降低地面投资。
肇源油田试验区于2004年7月陆续提捞生产，8月开始抽油机生产，10月进入注水开发阶段。
目前油井76口，水井24口，初期达到了设计产能，初期井口平均日产油量为2.3t，采油强度0.22t/d.m，采油速度2.6%，但由于储层物性及原油物性较差，产量递减较快，目前平均井口单井日产油0.7t，采油强度0.07t/d.m，采油速度0.80%，开发难度较大。
肇源试验区地质储量及开发井部署结果
区块
面积
（km2）
储量
（104t）
井网
方式
（m×
m）
密度
（口/km2）
设计
开发井
（口）
实钻
井数
已钻
注水井
投注
采油井
投产
取消
建成
产能
源121-3
3.0
162
54
350×
100
29
67
64
18
15
46
45
3
3.1
源35-1北
0.39
16
41
250×
80
50
17
5
4
12
0.67
源35-1南
0.51
22
43.1
40
13
0.78
源151
0.37
48.6
150
19
7
6
合计
4.27
218
51.1
26
109
105
28
24
77
76
4.92
肇源油田储层物性及原油物性分析
孔隙度
含油饱和度（%）
（10-3μm2）
地层粘度（mPa.s）
地面粘度（mPa.s）
流度
肇源油田
12.9
52.8
1.40
8.0
30.6
0.18
11.7
47.9
0.95
30.4
0.12
38.3
11.9
0.50
35.8
0.06
50.4
1.2
33.8
0.15
三、朝阳沟油田目前开发现状、存在的主要矛盾及对策
目前我厂共管辖朝阳沟油田、双城油田、肇源油田，含油面积227.69km2，动用地质储量16751×
均为低渗透-特低渗透扶杨油层。
就我厂而言，新老区块的地质特点不一样，面临的矛盾不一样，对策也不一样。
朝阳沟油田各类区块基本情况表
油层中
深（m）
有效厚
度（m）
空气渗透率
有效孔
隙度（%）
含油饱和
度（%）
流度
（10-3um2/mpa.s）
可采储量
原始地层
压力（MPa）
目前地层
粘度（mpa.s）
可采储量采
油速度（%）
目前采出
程度（%）
储采比
标定采
收率（%）
提高采收
率目标（%）
14.4
20.76
7.1
25
9.4
10.2
10.6
0.73
3.3
4.95
30.3
0.33
1、老开发区块――朝阳沟油田
朝阳沟油田开发面积216.4km2，地质储量16168×
104t，目前已全部动用，渗透率12.67×
10-3um2，孔隙度15.7%，地下原油粘度10.4mPa。
目前采油速度0.5%，采出程度10.53%，年注采比2.8，累积注采比2.56。
（1）目前开发技术现状
朝阳沟油田是大庆外围开发最早的特低渗透油藏。
1984年开始筹备开发建设，1986年开发试验区投入开发，1992年产油量达到100×
104t以上，1997～1998年产油量达到141×
104t，目前年产油量保持在90×
104t水平。
朝阳沟油田20年的开发历程，是大庆油田开发外围特低渗透油藏不断探索的过程，不仅对大庆油田的稳产做出了重要贡献，也积累了一些成熟、有效的低渗透油藏开发技术。
①早期注水、早期强化注水、分层注水技术
一是针对油层天然能量小，导压性能差，采取早注水或同步注水，以达到保持地层压力、减少渗透率损失的目的；
二是针对低渗透油层水驱油过程中存在启动压力梯度问题，为了尽快恢复地层压力、保持油井生产能力，投产初期采用高注采比注水；
三是针对较大的层间矛盾，采取采取早期分层注水，提高油田储量动用程度，减缓含水上升速度。
②储层裂缝研究与注采系统调整技术
储层裂缝研究表明，朝阳沟油田轴部地区裂缝主要发育方向为近东西向，即NE850，与注水井排基本一致。
注水开发后，水井排油井含水上升快，针对油水井排间平面矛盾加剧的情况，开展了注系统调整工作，通过转注水井排的高水淹井，转成沿裂缝注水向两侧驱油的线性注水。
累计转注83口，水驱控制程度由67.5%提高到76.0%，使轴部地区采油速度保持在1.5%以上稳定产8年。
③井网加密调整技术
朝阳沟油田二类区块井网适应性差，主要表现为砂体发育零散，300m反九点井网水驱控制程度低；
井网与裂缝发育方向不匹配，二者存在一定的夹角；
储层渗透率低，300m井距下油水井憋压严重，难以建立有效驱动体系等，因此研究并完善了加密调整技术。
确定合理井网密度为20.7-22.7well/km2，合理井距为210-220m，同时研究确定了“3、2、1”和“三角形重心”两种加密方式。
目前已加密6个区块，加密面积64.77km2，储量4064.6×
104t，加密606口，建成产能43.79×
104t，目前加密区块产量达到全油田产量的20.4%。
采油速度由0.52%上升到1.44%，注采比由3.5下降到2.1，预计加密区采收率可由16.3%提高到24.3%，增加可采储量305×
104t，取得了较好的开发效果。
④周期注水技术
针对朝阳沟油田储层裂缝发育，油层非均质性比较严重，层间矛盾逐渐加剧，油层动用状况变差的矛盾，开展了周期注水工作。
周期注水使流体在地层中不断重新分布和层间交换，促进毛细管渗吸作用，增大注水波及系数及洗油效率，提高最终采收率。
目前周期注水每年应用数量在100口井左右，年少注水量在20×
104m3以上。
⑤注水井深调剖技术
针对轴部地区由于裂缝较为发育，层间平面矛盾较为突出，为了改善注水井吸水剖面，尤其是裂缝发育的中高含水区块的注水效果，开展了深度调剖技术研究和现场试验。
2002～2003年共进行调剖10口井，单井调剖剂注入量0.02-0.03PV，施工排量1.5～3.0m3/h，单井注入调剖剂1388～2043m3。
调剖后，注水压力升高0.9MPa，含水下降，累积降水20407m3，产油量增加，累积增油3824.2t，有效期15-18个月。
目前已经形成每年应用10口井的规模。
在不断应用完善上述注水开发技术的同时，近几年，朝阳沟油田相继开展了三次采油技术的研究试验工作，一是蒸汽驱油技术，目前累积注汽6050t，预计今年9月份能看到注汽效果；
二是微生物驱油技术，已经完成了两个周期注入，取得了含水下降、增油70%以上的初步效果。
（2）目前存在的主要开发矛盾
一类区块开发面积48.6km2，地质储量3551×
104t，目前主要矛盾是：
水驱采出程度较高，剩余可采储量采油速度高（目前剩余可采储量150.6×
104t，剩余可采储量采油速度14.2%），进一步稳产的难度大；
二类区块开发面积98.5km2，地质储量6576×
104t，目前已加密6个区块，加密面积64.77km2，储量4064.6×
104t，当前主要矛盾是剩余储量没有加密潜力，同时在已加密区缺少进一步提高采收率技术；
三类区块开发面积69.3km2，地质储量6041×
104t，主要矛盾是存在3000×
104t无法有效动用，这部分储量平均空气渗透率仅为1.0×
10-3μm2，流度在
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