低渗透油藏开发

低渗透油气田开发2关于低渗透油藏开发的几个问题1.（超）低渗透油藏的划分界限（国内？国际？）2.（超）低渗透油藏的开发前景？（国内？国际？）3.（超）低渗透油藏的开发特征及难点或技术瓶颈？4.（超）低渗透油藏的有效开发方式？（注水？)1.引言低渗透油气藏开采技术低渗透油藏分类（中国）石油天然气行业标准《油气储层评价方法》（SY/T6285-1997）将储层正式划分七类：特高渗透：k≥2000mD高渗透：500≤k＜2000mD中渗透：50≤k＜500mD低渗透：10≤k＜50mD特低渗透：1≤k＜10mD超低渗透：0.1≤k＜1mD非渗透：＜0.1mD低渗透油藏分类（国外）从国外文献调研的情况来看，国外对超低渗透油藏并没有分类标准，而是提出了一个新的概念，即非常规油气资源，所谓非常规油气资源是指尚未充分认识，还没有可以借鉴的成熟技术和经验进行规模开发利用的一类石油和天然气，主要包括致密砂岩油、页岩油和致密气。tightoil-致密油，目前也没有一个统一的定义和概念，2009年，科威特学者阿齐兹·艾尔沙德对致密油的概念进行了论述（2009，SPE126716），认为致密油是指在当前技术与原油价格条件下很难开发的一类油藏，需采用大规模的改造措施与特殊的开发工艺才能实现有效开发，但没有给出明确的分类界限。艾哈迈德.谢哈塔(Ahmed.shehata,埃及)在2010年埃及举办的SPE技术会议将储层渗透率0.1mD＜K＜10mD油藏定义为致密性油藏奥马森(E.N.Omatsone,加拿大)在2010年加拿大举行的非常规油藏国际技术会议上将储层渗透率小于5mD的油藏定义为致密性油藏萨尔玛.赫杰里（SalmaAlHajeri,阿拉伯)、本拉切赫伯（M.Benlacheheb,阿拉伯)、克拉克森（C.R.Clarkson,加拿大)三位学者分别于2007年、2008年和2010年提到目前开发的致密油储层的平均渗透率小于1.0mD致密油资源国内外分布及开发前景70%11%9%美国俄罗斯扎伊尔巴西加拿大澳大利亚爱沙尼亚法国意大利约旦摩洛哥中国国外致密油资源分布饼状图国家资源/亿吨评估日期美国3035.662003俄罗斯387.72002扎伊尔143.11958巴西117.341994加拿大631997澳大利亚45.311999爱沙尼亚24.941998法国10.021978意大利14.312000约旦52.331999摩洛哥18.671984合计3912.38开发低渗透油藏，是大势所趋，也是石油工业发展的必然方向中国的页岩油与致密油主要发育于中生界地层中的陆相泥页岩、泥岩与砂岩、灰岩互层中，页岩油资源量476.44亿吨。主要分布于准格尔盆地、鄂尔多斯盆地和松辽盆地三大盆地，致密油资源量为366.4亿吨，占国内致密油资源量的76.9%。致密油资源国内外分布低渗透油藏地质特征1、油藏驱动类型单一，超低渗透油藏属于常规油藏类型，以岩性和构造岩性油藏为主，主要为弹性驱动油藏2、岩石颗粒细小，岩性致密3、超低渗透储层敏感性强。低渗透砂岩油藏储层碎屑颗粒分选差，粘土和基质含量高，成岩作用强，油层孔喉细小，容易造成各种损害4、超低渗透储层的孔喉细小（喉道半径一般小于1.0μm），溶蚀孔发育，孔隙以粒间孔隙为主，原生粒间孔隙和次生粒间孔隙都发育，另外还有微孔隙，晶间孔和裂隙孔。5、储层非均质性严重。这主要是受水进、水退形成储层纵向上的沉积旋回规律而造成储层不同微相之间的储层物性差异。层内非均质性受沉积韵律的变化和成岩作用而表现出明显不同低渗透油藏地质特征6、超低渗透储层应力敏感性强，非达西渗流特征明显，普遍存在应力敏感性和启动压力梯度，且当储层渗透率小于0.5mD时，应力敏感性更强，启动压力梯度会快速上升，导致有效压力驱替系统建立难度大7、裂缝发育。超低渗透油田储层的裂缝大多是构造裂缝，其分布比较规则，常成组出现；裂缝切穿深度大，产状以高角度裂缝为主，裂缝密度受构造部位、砂岩厚度、岩性控制十分明显。超低渗透油田裂缝宽度一般都很小，多数在十几到几十微米之间，裂缝的延伸长度大多小于100米。天然裂缝的存在可改善储层的渗流能力，但同时也增强了储层的非均质性，增加了注水开发的难度，容易造成裂缝性水淹。低渗透油藏地质特征8、油层原始含水饱和度较高。低渗透油藏原始含水饱和度较高，一般在30～50%，有的高达60%9、原油性质好。我国低渗透油田原油具有密度小、粘度低、胶质和沥青质含量低的特点，原油密度一般为0.84～0.86g/cm3，地层原油粘度一般为0.7～8.7mPa.s。原油性质好是低渗透油田开发的一个有利因素。超低渗透油藏开发具有的优势主要是储层大面积连片分布，一般砂体宽度5-12km，胶结物成分以绿泥石等酸敏矿物为主，水敏矿物少，原油粘度低、流动性好等，这也是超低渗透油藏得以经济有效开发的重要基础。低渗透油气藏开采技术低渗透油藏开发特征非达西渗流，存在启动压力梯度毛管力大，贾敏效应显著两相渗流特征：Swc和Sor高，两相流动范围窄，Kro下降块，Krw上升慢，见水后产液指数大幅度下降，提液困难，加剧产量递减存在压敏效应（流固耦合），孔隙度和渗透率随地层压力变化，地层压力下降，采油指数急剧减小（不可逆性）KroKrw低渗透油气藏开采技术低渗透油藏开发特征油田天然能量小，压力和产量下降快，产量和一次采收率低注水井吸水能力低，启动压力和注水压力上升快生产井见注水效果较差，低压、低产现象严重见水后产液（油）指数急剧下降，稳产难度大必须通过压裂或酸化改造投产低渗透油藏产能特征及影响因素启动压力梯度对产能的影响油井的产油量随启动压力梯度的增大而减小，且近似满足线性关系低渗透油藏产能特征及影响因素储层渗透率对产能的影响低渗透油藏产能特征及影响因素有效驱动因子对产能的影响有效驱动因子是一个超低渗透储层所特有的，反映启动压力梯度与驱动压力梯度综合效应的系数，其物理意义为在克服储层启动压力梯度后所剩余的用于有效驱油的压力比例，它表征开发过程中超低渗透储层真正的驱动能量大小。低渗透油藏产能特征及影响因素当有效驱动因子较小时，即用于克服启动压力梯度要消耗较大比例的生产压差时，油井产能很低。随着有效驱动因子的增加，即用于有效驱油的生产压差的比例增加，油井产能增加，当有效驱动因子大于80%后油井产能急剧增加。因此，从增加产能的角度来看，超低渗透油田开发应注重提高有效驱动因子，改善开发效果。对一定性质的流体，有效驱动因子与渗透率成正比，与注采压差呈正比与注采井距成反比。低渗透油藏产能特征及影响因素储层应力敏感性对产能的影响超低渗透多孔介质的毛细管较细，介质的渗透率随压力变化非常敏感，压力变化对渗透率的影响不可忽略。由于油藏开发过程中的地层压力下降，使储层受到有效围压的作用，渗透率不断降低；有效围压越大，渗透率降低幅度越大；渗透率越低，这种关系越明显，并且这种过程是不可逆的。低渗透油藏产能特征及影响因素生产压差对产能的影响在油藏其他条件不变的情况下油井产油量起初随生产压差的增大而增大，当生产压差足够大时，油井产量达到最大，之后随着生产压差的继续增大产量保持不变低渗透油藏产能特征及影响因素裂缝长度对产能的影响低渗透油气藏开采技术低渗透油藏高效开采主体技术-压裂低渗透油气藏开采技术低渗透油藏高效开采主体技术-压裂该如何压裂？什么样的裂缝最好（油藏渗流）？低渗透油气藏开采技术低渗透油藏高效开采的关键因素建立有效的注采驱动压力体系（井网类型、井网与裂缝方位匹配、井距与缝长、注采压力、启动压力等）单井井网驱动体系整体压裂开发压裂集成优化压裂低渗透油气藏开采技术注水井采油井由于渗透率低和启动压力的作用，导致注采井间无法建立有效的水动力系统，致使注水压力上升，采油井压力下降－－注不进、采不出！如何建立有效的驱替系统？井网优化技术井网优化的目标就是建立有效的驱替压力系统、提高单井产量。特低渗岩性油藏均不同程度发育天然裂缝，为建立有效的压力驱替系统，根据储层物性、裂缝发育程度，为延缓裂缝主向水淹时间，提高侧向井见效程度，通过研究、试验，形成了与之相适应的正方形反九点、菱形反九点、矩形三种开发井网形式]，实现了裂缝系统与井网的优化配置，为提高单井产量及最终采收率奠定了基础。（c）正方形反九点井网井排与裂缝方向呈45°夹角（b）正方形反九点井网井排与裂缝方向平行（a）正方形反九点井网井排与裂缝方向呈22.5°夹角图4-3-1长庆低渗油田井网形式演化示意图（d）菱形井网对角线与裂缝方向平行行（e）矩形井网井排与裂缝方向平行（1）正方形反九点井网，井排方向与裂缝呈22.5°夹角这种井网的目的是减慢裂缝线上油井见水时间、延缓水淹，但由于天然裂缝与人工裂缝共同作用，注入水沿裂缝方向窜进，与水井相邻的角井或边井都有可能形成水线，且调整难度大。安塞油田最早投入开发的王窑区即采用该类型井网，井距250m～300m（2）正方形反九点井网，井排方向与裂缝平行该井网由于主侧向井排距相同，主向油井见效见水快，侧向油井见效程度低，储量动用程度低。安塞油田坪桥、杏河区采用该井网，井距250m～300m（3）正方形反九点井网，井排方向与裂缝呈45°夹角这种井网加大了裂缝主向油井与水井的距离，延长裂缝主向油井见水时间，但侧向油井由于排距仍较大，见效较慢，且侧向排距始终为井距之半，进一步放大井距或缩小排距受到限制。该井网适用于天然微裂缝不发育、平面渗透率各向异性不明显的储层，用正方形反九点面积注水井网、正方形对角线与最大地应力方向平行。其优点是延长了人工裂缝方向油井见水时间。井网优化技术（4）菱形反九点井网（图4-3-1d）及矩形井网（4）菱形反九点井网及矩形井网综合以上各种井网的优缺点，以井网与裂缝的合理匹配为中心，开展了大量室内研究及灵活多样的井网调整试验。对于裂缝较发育油藏采用菱形反九点井网，使菱形的长对角线与裂缝方向平行，即放大裂缝方向的井距，这样既有利于提高压裂规模、增加人工裂缝长度、提高单井产量及延长稳产期，又减缓了角井水淹速度；同时缩小排距，提高侧向油井受效程度。后期裂缝线上油井含水上升到一定程度，对其实施转注，形成排状注水，最大限度地提高基质孔隙的波及体积井网优化技术最大主应力测试储层特征数值模拟电模拟物理模拟井网形式井排方向井网优化技术储层物性经济效益Kx/Ky纵向动用程度经济政策井排距裂缝性地质模型加载人工缝产状：直线缝、S型人工裂缝和缝网系统天然裂缝主向和侧向比例启动压力应力敏感采用真实砂岩启动压力梯度和应力敏感对纵向动用程度（单井产量）的影响最大主应力测试储层特征数值模拟电模拟物理模拟井网形式井排方向井网优化技术储层物性经济效益Kx/Ky纵向动用程度经济政策井排距裂缝性地质模型加载人工缝产状：直线缝、S型人工裂缝和缝网系统天然裂缝主向和侧向比例启动压力应力敏感采用真实砂岩启动压力梯度和应力敏感对纵向动用程度（单井产量）的影响考虑天然裂缝的井网和开发技术政策优化技术井网优化技术小水量超前注水技术超前注水是指注水井在采油井投产前投注，油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力，并建立起有效驱替系统的一种注采方式。它是针对超低渗透油层具有启动压力梯度及弹一塑性形变等特点，根据非达西流提出的改善这类储层开发效果的一项技术。超前注水，先注后采的开发方式可以合理的补充地层能量，提高地层的压力，使油井能够长期保持较高的地层能量和旺盛的生产能力，产量递减从而明显减小。同时该开发方式可以降低因地层压力下降造成的地层伤害，抑制油井的初始含水率，从而提高投产初期油田的产量，使得油田能够保持较长的稳产期，减缓递减，提高最终采收率。而且通过超前注水还可防止原油物性变差，有效地保证原油渗流通道的畅通，提高注入水波及体积超前注水适应条件1）油藏原始压力系数低，一般小于0.8超低渗透油藏压力不足，天然能量缺乏，相当一部分油层的压力系数只有0.6～0.7，这是单井产量不高的直接动力学原因。超前注水的基本思路就是从解决这一问题入手努力提高单井产量2）应力敏感性强超低渗透油藏具