低渗透油田开发资料Word格式文档下载.docx
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………………………………………………(60)
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