低渗透油田开发资料Word格式文档下载.docx

1、（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10.15010-3m2，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1.110.010-3m2，一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

2、均渗透率为0.11.010-3m2，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52.1108t，动用的低渗透油田地质储量约26.0108t，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9989104t，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21214104t，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30796104t，占当年总探明储量的72

3、.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3.2108t，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

4、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1010-3m2以上，如喀尔巴阡地区油田储层渗透率平均2010-3m2，十月油田渗透率108010-3m2。国外开发象大庆外围油田储层渗透率只有1210-3m2和丰度只有20104t/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

5、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

6、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

7、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

8、、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20010-3m2降到5-1010-3m2； 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

9、，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，

10、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1.01.2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，

11、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227.69 km2，地质储量1

12、6751104t。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16168104t，渗透率12.6710-3um2，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3551900-10

13、009-1215.4-22.517-19.357-5910.65二类区块65761000-11008.0-9.55-12.615-19.351-580.5-10.6三类区块60411100-12008.0-12.02.6-514.8-1651-540.50.31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）8888.48.08.512.8-2320.6-23.473.10.411849.27.8710.415-22.321.6-23.463.11.689069.96.6312.617-27.721.6-23.

14、565.10.972、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3653104t，含油面积132km2。储量丰度28104 t/km2。2003年提交控制地质储量2596104t，含油面积56km2。储量丰度582003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7.310-3m2，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2.34104t，累积产油7.94104t，采油速度2.23%

15、，采出程度3.91%，综合含水6.24%；注水井总数13口，年注水4.11104m3，累积注水12.77104m3，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3050104t，含油面积90.3km2；东块提交控制储量3599104t，含油面积118.3 km2。油田储量丰度低，平均为32104t/km2。2004年提交探明储量901104t，含油面积16.5 km2，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

16、s以上，地层原油粘度8.8 mPas，流度低平均仅0.2110-3m2/mPas，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218104t，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20

17、04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（mm）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121-33.0162543501002967641815464533.1源35-1北0.3916412

18、5080501754120.67源35-1南0.512243.140130.78源1510.3748.61501976合计4.2721851.126109105282477764.92肇源油田储层物性及原油物性分析 孔隙度含油饱和度（%）（10-3m2）地层粘度（mPa.s）地面粘度（mPa.s）流度肇源油田12.952.81.408.0 30.60.18 11.747.90.95 30.40.12 38.311.90.5035.80.06 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227.69

19、km2，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（%）14.420.767.1259.410.210.60.733.34.9530.30.331、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16168104t，目前已全部动用，渗透

20、率12.6710-3um2，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100104t以上，19971998年产油量达到141104t，目前年产油量保持在90104t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。早期注水、早期强化注水、分层注水技术一是针对油层

21、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。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

22、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。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4064.6104t，加密606口，建成产能43.79104t，目前加密区块产量达

23、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305104t，取得了较好的开发效果。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20104m3以上。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

24、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。20022003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1.53.0m3/h，单井注入调剖剂13882043m3。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

25、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3551104t，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150.6104t，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6576104t，目前已加密6个区块，加密面积64.77km2，储量4064.6104t，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6041104t，主要矛盾是存在3000104t无法有效动用，这部分储量平均空气渗透率仅为1.010-3m2，流度在