低渗透油藏的开发技术

低渗透油藏的开发技术目录第一章低渗透油藏概况.................................................................................................-1-1.1低渗透油藏地质特征.....................................................................................-1-1.2低渗透油藏注水现状......................................................................................-1-1.3低渗透油藏增注工艺进展..............................................................................-2-第二章低渗透油藏增注技术的研究与应用.................................................................-4-2.1酸化增注技术的研究与应用..........................................................................-4-2.2活性降压技术的研究与应用..........................................................................-6-2.3径向钻井技术的研究与应用..........................................................................-7-2.4袖套射孔技术的研究与应用..........................................................................-7-第三章结论.....................................................................................................................-9-第四章下步技术攻关方向...........................................................................................-10-参考文献.........................................................................................................................-11-致谢................................................................................................错误!未定义书签。-1-第一章低渗透油藏概况滨南采油厂低渗透油藏探明储量1.168×108t，动用储量0.958×108t，占采油厂储量的29.4%，年产量占全厂的36.8%，相对断块、稠油油藏具有产量稳、递减小等特点，储量投入规模、产量比重逐年加大，储采平衡状况及自然递减率等指标都领先于全厂平均水平，无疑是我厂重要的稳产、上产阵地，因此，继续扩大低渗油藏储量、产量规模，提高单井产能、采油速度和采收率，是采油厂可持续稳定发展的重要阵地。1.1低渗透油藏地质特征我厂低渗透油藏构造简单，其中陈庄洼陷是利津凹陷的一个次级负向构造单元，近东西方向延伸，总体构造面貌比较简单，以向斜为主。中央隆起带的构造面貌同样较为简单，为一整体向东北方向抬升、向西南方向倾没的北东向大型鼻状构造。我厂低渗透油藏砂体与围岩间呈相变接触特征，均为岩性油藏，构造简单，主要分布于滨州、利津凹陷第三纪沙河街组的沙三段，为半深湖、深湖沉积体系。储层物性差，非均质严重，储层主要为长石石英粉细砂岩和岩屑长石细砂岩。由于压实作用和后生成岩作用强，普遍存在石英次生加大和白云石充填裂缝的现象，造成储层物性差。孔隙度15-22％，渗透率10-50×10-3um2，且滑塌浊积砂岩，应力集中，微裂缝发育，具有双重孔隙特征。孔喉半径小，一般为1.4-3.5um；平面及纵向非均质性严重，砂体核部物性明显好于砂体边部，渗透率级差105，储层内部夹隔层发育。储层以泥质胶结为主，粘土矿物含量高。敏感性资料表明：沙三段储层主要为非速敏，中-强水敏，中-弱酸敏，弱盐敏。由于储层物性很差，中等敏感性就会对储层造成较大伤害，因此易受污染，且污染后难以恢复。1.2低渗透油藏注水现状采油厂目前低渗透油藏共开水井306口，其中欠注井146口，日欠注水量2273m3/d。其中低于配注50%的严重欠注井99口，占总开井数的32.4%，平均单井欠注量23m3/d。表1-12014年低渗油藏欠注井调查表油藏类型开井数欠注井数，口所占比例（%）欠注水量（m3）低于配注50%井数低于配注80%井数低于配注50%井数低于配注80%井数低于配注50%井数低于配注80%井数低渗3069914632.447.722732634-2-低渗透油藏欠注井较多的问题，已严重制约了低渗单元注水开发，导致地层能量得不到及时补充，对应油井产能下降，部分区块明显呈现供液不足的状况，平均单井动液面由1459m下降至1698m。通过对历年增注井进行调查分析，以注水动态分析为基础，综合油藏地质资料、井筒管柱状况、注水压力水质等多方面资料对欠注井的欠注因素进行了明确的划分，为增注方式选择提供依据。1、干压低因素：指在正常系统压力条件下能够达到注水要求，但因注水泵运转不正常，或注水管线过长导致压降损失大等因素，导致注水油压明显低于正常系统压力4MPa以上而注水量不足的情况。2、污染因素：分为前期污染和后期污染两类。一是前期污染：泥浆污染因素：完井过程中，钻井完钻泥浆比重大于地层压力系数0.35g/cm3以上的，会导致泥浆侵入地层，引起的储层孔隙度和渗透率的降低，导致开井后吸水差。二是后期污染：水质污染因素：针对储层渗透率大于20um2，在注水过程中正常注水压力条件下，较长时间内注水量稳定，受水质不达标因素影响注水量逐渐降低的水井。3、物性差因素：渗透率在5-20um2之间，纵向或平面非均质性因素控制下，低渗、薄层或砂体边部储层物性差导致注水启动压力高，正常系统压力条件下吸水困难的井，转注初期即吸水能力差。表1-22014年低渗油藏欠注井分欠注原因统计表欠注因素井数所占欠注井数比例目前日欠注水量泵压油压日注配注物性差4141.4%32.633.7619967干压低33.0%28.330.131845合计99100%30.731.662222731.3低渗透油藏增注工艺进展2012年以前针对欠注井的增注工艺多采取酸化增注方式，且酸化配方主要采用缓速土酸，少数井采用增压注水方式。酸液体系较为较为单一，因对欠注原因缺少系统的论证分析，酸液配方的针对性较差。-3-2012年以后,在明确划分出三类欠注因素的基础上,进一步开展增注方式的优化。对于属于污染堵塞欠注井,采用酸化增注,根据堵塞类型及堵塞程度开展两类化学体系的优选配套，如浅层堵塞应用盐酸体系，综合污染应用土酸体系.对于储层物性较差,存在残余油堵塞的欠注井,配套活性体系清除残余油堵塞,改善水相渗透率。对于因井距较大导致的欠注井，采用径向钻井技术改善油水井连通状况。对于低孔低渗导致高启动压力欠注井，配套袖套射孔技术，深部射孔解除物性差导致的欠注难题。通过加强注水井欠注因素、欠注机理分析论证，优选适应性增注方式，对症下药，提高单井增注效果和增注有效率。自2012年以来，增注工艺由单一的酸化增注，增加到目前的酸化增注、活性降压、径向钻井、袖套射孔四类体系；从增注工作量、平均单井化工费用、平均单井累增注量、有效率等各方面均有明显改善。表1-32008-2013年低渗透油藏欠注井增注措施对比效果统计表措施指标2008年2009年2010年2011年2012年2013年低渗增注工作量，井次334036476459施工压降，MPa34↘2833↘2734↘2733↘2833↘2534↘26平均单井化工费用，万元4.273.573.493.172.762.35平均单井累增注，m3264331073368356740054426有效率，%63.667.575.078.782.886.4-4-第二章低渗透油藏增注技术的研究与应用2.1酸化增注技术的研究与应用针对渗透率＞20um2，因水质、泥浆污染因素欠注的，通过“堵塞类型及堵塞程度”综合论证，大力推广盐酸、土酸两类酸液体系。酸化增注的机理是酸液进入地层时，一部分是与射孔孔眼和孔喉处的堵塞物(结垢或机杂)反应；另一部分是与地层矿物发生反应。1、盐酸体系水质污染导致结垢机杂堵塞井水量呈现缓慢下降趋势，采用盐酸酸洗工艺技术即可达到增注效果。表2-1滨南采油厂各污水站注水井结垢趋势预测饱和指数SI：①SI=0时，碳酸钙刚饱和，不析出垢；②SI0时，钙离子处于过饱和状态，结垢析出③SI0时，钙离子不饱和，不会结垢。取样地点结垢指数SI是否结垢结垢类型二首站（污水站）0.2347结垢碳酸盐垢滨七联（污水站）0.2766结垢碳酸盐垢滨一站（污水站）0.2022结垢碳酸盐垢利津联合站（污水站）0.1872结垢碳酸盐垢盐酸体系可以解除低渗油藏水井因结垢、悬浮颗粒含量超标，导致的污染堵塞欠注。2010-2013年，对盐酸体系的酸液配方进行了优化，降低了酸液浓度，由15%HCl降至12%HCl，优选了低本高效的添加剂。通过配方优化，增注效果逐年改善，有效率由66.7%提升至92.9%。-5-表2-22008-2013年盐酸体系增注效果统计表年度井次施工压降单井化工费用措施前目前初日增注累计增注有效期有效率施工前施工后油压日注油压日注配注200800000000000002009630271.1829.6526.43339282231822666.72010631251.0728.6325.93538322096124366.72011729240.9228.4523.73244272736224271.420121628220.6230.0322.32830256591828693.820131434250.68296292330227498230492.92、土酸体系针对林西、郑4块等单元石英、长石、粘土成分较高，存在较深程度污染的泥质胶结储层，采用土酸酸化解除堵塞问题。表2-3部分低渗储层岩石矿物成分断块储层物性矿物成分粘土渗透率孔隙度泥质含量石英长石碳酸盐高岭石伊蒙混层伊利石绿泥石林西1318.517463912.153421918滨6492919.31345.63511.44135227-20单633171539.94110.5233525不均郑4479.2-232125.129.7为主822918152010年以来，通过对土酸酸液添加剂进行室内评价优化，降低了酸液浓度，由之前的盐酸：氢氟酸13.5:3.5降至目前的12:2，将之前的酸化缓蚀剂+薄膜扩展剂+铁离子稳定剂改为目前的具有缓蚀、降低表面张力等一剂多效的耐高温缓蚀剂，确保了在高温条件下的有效性，既降低了化工成本，又提高了增注有效率，由71.4%提升到95.7%。-6-表2-42008-2013年土酸体系增注效果统计表年度井次施工压降单井化工费用措施前目前初日增注累计增注有效期有效率施工前施工后油压日注油压日注配注200800000000000002009132273.1429.9126.6224021831821110020101433262.9628.9225.52436225292524371.4