低渗透油藏的开发技术（精选11篇）
低渗透油藏的开发技术 第1篇
低渗透是针对储层的概念, 一般指渗透性能低的储层, 国外一般将低渗透储层称为致密储层[1,2,3]。进一步延伸和概念拓展, 低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源的概念。现在讲到低渗透一词, 其普遍的含义是指低渗透油气藏。具体来说低渗透油气田是指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低, 通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油气田。目前低渗透储层的岩石类型包括砂岩、粉砂岩、砂质碳酸岩、灰岩、白云岩以及白垩等, 但主要以致密砂岩储层为主。
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:
1) 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;
2) 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;
3) 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;
4) 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。
低渗透油气田与高渗油气田相比, 其储层特性、伤害机理、流动规律不仅仅是量的变化, 实际上在一定程度上已经发生了质的变化, 因此在开发中遇到的主要问题是: (1) 油藏表征准确度差, 渗流机理尚未研究清楚; (2) 对油层伤害的敏感度强; (3) 储层能量低, 单井产量低; (4) 基质中的油难以开采。归结起来是成本、效益和风险问题。
1 低渗透油藏开发技术
1.1 油气藏表征技术
油藏表征是对油藏各种特征进行三维空间的定量描述、表征以至预测的技术。现代油藏表征技术是国外进行剩余油分布预测和开发决策等生产优化的最主要技术。技术发展经历了三个主要阶段, 目前向着精细化方向发展。
油气藏表征主要包括野外露头天然裂缝描述技术、成像与常规测井裂缝描述、储层生产动态测试资料表征、三维地震、四维地震、井间地震和井间电磁波等油气藏表征、三维可视化、综合地质研究技术。油藏描述技术是对油气藏特征进行定性与定量描述、预测是进行剩余油分布预测和开发决策主要技术。由于决策的内容不同油藏描述技术和方法也不同描述内容和精度有差别。对进入中后期开发的老油田以确定剩余油分布为目的的油气藏描述必须通过集成化的精细表征提供准确的剩余油分布状况指导油气田调整挖潜改善开发效果。
1.2 低渗油藏钻井技术
包括气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井和欠平衡钻井技术等。欠平衡钻井亦称为欠平衡压力钻井这一概念早在20世纪初就已提出但是直至20世纪80年代初期井控技术和井控设备出现才使防止井喷成为可能这种钻井技术也得以发展和应用。在美国和加拿大欠平衡钻井已经成为钻井技术发展的热点并越来越多地与水平井、多分支井及小井眼钻井技术相结合在美国欠平衡钻井占钻井数的比例已经达到30%。
1.3 完井技术
包括裸眼井完井、水平井裸眼分段压裂和智能完井。裸眼完井法的操作相对简单, 在油田的开发中被广泛应用, 水平段裸眼分段压裂技术是对油藏的一种改造技术, 可以大幅度提高储集层渗透能力, 智能完井管柱在油井开发过程中后期使用, 是提高层间开发效果的可靠手段。
1.4 低渗油气藏保护技术
油田在勘探开发的各个环节均可造成低渗透层油层损害。究其原因, 均属油层本身的潜在损害因素, 它包括储层的敏感性矿物, 储渗空间, 岩石表面性质及储层的液体性质等。在外在条件变化时, 包括钻开油气层、射孔试油、酸化、压裂等, 储层不能适应变化情况, 就会导致油层渗透率降低, 造成油层损害。对低渗透油层特别强调油层保护并不是因为这类油层比高渗透油层更易受污染, 而是因为低渗透油层自然渗透能力差, 任何轻微的污染伤害都会导致产能的大幅度降低, 因此, 低渗透油层的油层保护尤为重要。
1.5 注水、注气开采技术
低渗透性油气田储量广泛, 在油气田开发中起着举足轻重的作用。注水开采是目前普遍采用的油气开采方式, 它对保持油层压力, 实现油田高产稳产、高效开发发挥着重要的作用。注水过程中, 由于注入水向地层推进, 在储层内会发生物理的或化学的反应, 从而导致储层中流体渗流阻力增加和渗透率下降, 造成地层污染。
注气法作为一种提高采收率的常用方法, 受到各大油田的普遍关注, 尤其是对低渗透油田非常适用。统计资料表明, 国外提高采收率应用技术中, 注气是第二位的。与传统的注水开发方式相比, 注气开发方式的有利因素可以归纳如下: (1) 吸气能力强, 并且能够保持稳定, 易于实现注采平衡; (2) 注气流压低于注水流压, 有利于避免裂缝张开, 防止产生窜进现象; (3) 无水质问题, 可避免一整套比较复杂的处理水质的工艺流程设备; (4) 因水质腐蚀和泥岩膨胀而造成的套管损坏问题较轻, 报废井较少; (5) 油井见注入气的情况比见注入水的情况简单, 比较容易管理。
1.6 低渗透油气藏的井网部署
目前, 我国低渗透油藏储量占总储量40%左右, 是未来开发的重点和难点。从已开发的低渗透油田看, 开发效果差异大, 根源是低渗透油藏具有其特殊性, 对注水开发井网的部署极为敏感。如果注采井网布置合理, 能见到好的注水效果, 否则, 很难达到方案预期效果。低渗透油藏开发井网部署大体上经历了3个阶段:初期沿用中高渗透油藏的开发井网, 中期将注采井网与储层裂缝系统进行了初步优化, 井排方向与裂缝方向错开一定角度。目前阶段采用注水井排方向与裂缝方向平行的菱形反九点法井网, 或者是排距、井距不等的注水井排平行于裂缝系统的矩形井网。
2 总结
低渗透油气田开发成熟技术有注水、压裂、注气等技术, 小井眼技术、水平井、多分支井技术和CO2泡沫酸化压裂新技术应用, 较大幅度地提高了单井产量, 实现了低渗透油田少井高产和降低成本的目的。储层精细描述和保护油气层是开发低渗透油气田的关键。多分支井技术、地震裂缝成像和裂缝诊断技术、新型压裂技术、注气提高采收率等新技术快速发展。世界低渗透油气田勘探开发方兴未艾。发达国家低渗透油气田勘探开发技术日趋成熟。通过对世界低渗透油气田勘探开发现状进行研究, 可实现低渗透油气田资源优化利用, 改善勘探开发效果, 为低渗透油气资源的高水平、高效益勘探开发和可持续发展提供理论及实践依据。
摘要：中国低渗透油气资源丰富, 具有很大的勘探开发潜力。近20年来, 在低渗透砂岩、海相碳酸盐岩、火山岩勘探方面取得了很大发现, 形成了国际一流的开发配套技术。低渗透油气田开发成熟技术有注水、压裂、注气等, 储层精细描述和保护油气层是开发关键。多分支井技术、地震裂缝成像和裂缝诊断技术、新型压裂技术、注气提高采收率等新技术快速发展, 发达国家低渗透油气田勘探开发技术日趋成熟。本文主要介绍了当前低渗透油藏的开发技术。
关键词：低渗透油藏,油藏表征,油气藏保护
参考文献
[1]张志强, 郑军卫.低渗透油气资源勘探开发技术进展[J].地球科学进展2009, 24 (8) .
[2]方朝亮, 刘克雨.世界石油工业关键技术现状与发展趋势[J].北京:石油工业, 2006, 4.
低渗透油藏的开发技术 第2篇
鄂尔多斯盆地中部某地区延长组长6油层组属于典型的陆相成因低孔超低渗砂岩储层.开发早期,油藏描述阶段动静态的资料比较缺乏,要对油藏进行全面的研究和评价具有较大的难度.随机建模技术能够描述由于资料的缺乏引起的地质模型的不确定性.文章简要介绍了随机建模的基本原理,建立了鄂尔多斯盆地中部某地区延长组长6油层组的构造模型,用序贯指示模拟方法和序贯高斯模拟方法建立了目的层的沉积微相和物性参数的`三维展布模型.生产实际表明,用随机建模方法建立的地质模型与实际生产动态符合率高,表明随机建模技术在我国陆相复杂储层早期油藏描述阶段有很大的适用性和实用性.
作 者：孙致学 张玉修 SUN Zhi-xue ZHANG Yu-xiu 作者单位：孙致学,SUN Zhi-xue(成都理工大学能源学院,成都,610051)
张玉修,ZHANG Yu-xiu(中国科学院边缘海地质重点实验室,中国科学院广州地球化学研究所,广州,510640;中国科学院研究生院,北京,100049)
浅析低渗透油藏的开发与管理的实践 第3篇
关键词：辽河油田；低渗透；油藏；开发；采收率
1 概述
辽河油田低渗透油藏很多，主要表现在以下几个方面。
一是低效井、长期不出油井增多，已占到油田油井的三分之一，降低油田产量。
二是举升系统效率低，浪费大量电能。
三是原有的集输工艺流程、供电系统能源消耗大，已不适合油田发展的需要。
四是油田新增可采储量跟不上递减速度，导致油田年产油量逐年减少。
五是注水系统不精细，导致注采系统不平衡。以上原因致使油田开发形势面临严重的考验，需要三大系统联动，挖掘油田开发潜能，细化油田开发管理，摸清地下剩余油情况，不断采取新的措施手段，提高油田采收率及系统效率，实现油田稳产。
2 特低渗透油田开发精细管理模式内涵
根据油田开发形势的变化，不断细化油田开发管理，精细化管理的内涵为：以转变油田开发思路为指导，以油藏工程细化为基础，以三大系统工程细化为重点，以科研攻关为支撑，以细化生产管理为手段，以人员素质及激励机制为保障，转变思路求发展，从精细管理要效益，从科研攻关求深入，从深入挖潜找出路。坚持“三个结合”，既地下与地面相结合，技术与管理相结合，投资与效益相结合，形成横向联动、纵向不断深入的局面，不断推进油田开发精细化管理进程，降低油田递减速度，提高油田采收率，以经济效益为中心，使油田开发与管理水平同步提高，实现特低渗透油田的可持续发展。油藏工程是油田开发的基础，实施精细化管理，努力改善油田开发效果；在油田管理方面创新生产管理方法，推进精细化管理进程；以统筹油藏工程、采油工程、地面工程三大系统联动，拓宽精细化管理范围；从技术上加强科技攻关力度，引领精细化管理深入；同时强化人才培养机制，健全考核激励机制，保证精细化管理实施。
3 特低渗透油田开发精细管理的主要做法
3.1 转变油田开发战略， 指明精细化管理方向
以细化单元分析思路为指导，实现油田水驱精细挖潜，可以摸索实施“以储层裂缝为核心的油藏描述”、“两早、三高、一适时”的注水开发政策、“水井排油井转注，形成延裂缝向两侧驱油”的线性注水开发对策，积极探索改善油田开发效果的方法与途径，根据油藏按照构造位置、储层渗透性、原油物性及裂缝发育程度等主要指标将油田划分为一、二、三类区块，积极采取针对性的治理对策，形成并完善了区块分类管理、分类研究、分类治理的“三分”开发思路。一类区块：治理对策：优化周期注水技术参数，确定合理间注方式、间注周期、年注水量，积极开展加密调整技术、二次开发等采油技术来提高采收率技术研究工作。二类区块：治理对策：积极开展加密调整技术研究与应用，优选确定了“对角线加密”、“三角形重心加密”等加密井网，完善水淹层解释、密井网注水调整等配套技术，保证加密调整效果。三类区块：治理对策：积极开展小井距加密试验与应用工作，采用“井间加井、排间加排”的加密方式。
对区块进一步细化油藏描述，通过新的技术及手段重新进行小层对比，摸清剩余油情况，逐步实现精细化注水，夯实油田开发基础，指导采油工程及地面工程全面实施精细化管理，实现科学开采，提高油田采收率。
3.2 采取四个精细方法， 搞好精细化管理基础
油藏工程是油田开发的基础，实施“四个精细”，努力改善油田开发效果。采用更先进的技术，实施多学科交叉研究，摸清地下形势及剩余油分布情况，以精细地质研究为基础，加强精细注水研究，细化注采系统调整。合理进行加密，建立示范区为平台，完善技术应用标准和管理模式，發挥示范引领作用，指导油田水驱开发调整，努力控制油田含水上升及产量递减，从而达到提高油田开发水平。
精细油藏描述工作以“深化技术研究，扩大应用规模，满足水驱精细调整”为指导思想，结合水驱精细挖潜及产能区块方案编制的要求，以“井震结合、动静结合、建模数模结合”为手段，开展多学科精细油藏描述，进行区块的研究工作。“
井震结合精细构造描述技术，提高水驱控制程度，以储层的细分为核心的河道砂体储层细分技术，含水上升速度得到控制。精细水驱常规调整，积极开展针对性的调整，量化了精细分层、周期注水、浅调剖、深度调剖等四项技术的实施标准和应用界限，定了精细分层注水的技术标准。结合精细地质研究成果与周期注水技术应用效果统计分析，优化了周期注水技术参数。确定合理的间注方式，确定合理的间注周期，确定合理的年注水量，对目前不能进行细分调整的注水井，通过实施浅调剖缓解层间矛盾。根据调剖的主要机理及现场施工要求，确定了调剖的选井原则。针对油井水淹程度高，水驱效率低的状况，开展深度调剖技术研究与现场试验。认真分析各类区块开发现状、各类储层的动用状况和剩余油分布特征，明确了各类区块的加密潜力。一类区块通过加密调整提高开发效果；二类区块主体区块已完成规模加密调整，下步要以砂体发育规模相对较大的井组为单元进行加密；三类区块砂体发育规模小、水驱控制程度低，储层物性差，要通过深化合理井网加密研究，结合储层整体压裂改造技术，改善区块开发效果。
4 实施效果
一是储层动用状况得到改善，二是产量递减速度得到控制，日产油水平保持稳定，三是含水上升速度有所控制，四是地层能量保持水平更加合理，五是可采储量增加，预测采收率提高，六是区块开发效益提高。
参考文献：
[1]肖建华.低渗透油藏采收率预测方法研究[D].中国石油大学，2011.
作者简介：
低渗透油藏注水开发的动态监测技术 第4篇
1 低渗透油藏注水开发出现的问题
低渗透油藏就是指基质渗透率比较低的油藏, 通常情况下就是指低渗透的砂岩油藏。低渗透油藏按其自身的储层来进行区分的话, 可以分为:一般低渗透油藏储层, 特低渗透油藏储层, 超低渗透油藏储层。
“注水开发”, 顾名思义, 就是在那些油藏储量和天然能量枯竭后, 对其进行注水, 目的就是让其尽快恢复压力, 进而提高产量和继续进行采收。
在注水开发的过程中, 要注意经常调整注水井的吸水剖面, 这样做的目的就是对那些吸水较少的低渗透油藏储层进行合理适当的改造, 同时做好那些特高吸水层的控制和管理工作, 最终使每个储层都能吸收足够的水。
我国的低渗透油藏的储量是非常丰富的, 它主要分布在新疆油田、大庆油田、中原油田、冀东油田等。近些年来, 随着我国在石油方面的勘查探究开发等相关技术的不断进步和发展, 运用新技术新发现了不少问题。许多油田的渗透储存量偏低, 在我国新探明的这些油田中有百分之七十的油藏储存量都比较低。所以, 针对这一现象, 我国多利用注水开发的开采方式对那些低渗透油藏进行开采。虽然注水开发的开采方式是当前相对有利的一个措施, 但问题又来了, 在注水开发时经常会遇到许多问题。就是前面介绍的注水井启动压力比较高, 地层和注水压力上升较快, 吸水的能力快速下降以及产量下降等问题。面对这些问题, 只有运用动态监测技术来对其内部油藏的各方面的动态信息进行监测。
2 低渗透油藏注水开发的动态监测技术
当前国内外在面对低渗透油藏注水开发出现的问题时, 大多情况下都采取水驱前缘这种动态监测技术来解决问题。在这里我来解释一下什么是水驱前缘监测技术, 它的意思就是在开始进行监测的时候, 把注水井打开, 然后会看到注水井在注水的过程中引起流动压力进行前缘移动, 同时孔隙流体压力也发生变化, 之前见到的闭合的裂缝会又一次张开, 在这种情况下它会诱发出新的裂缝, 最终引发造成小规模的微地震。我们都知道, 微地震发生后, 都会有震波, 这时候微地震的震波以及各不同地点的震波时差就会被我们在各个地方安装的监测设备所记录下来, 然后根据这些现有的信息列出方程组并对其求解, 最后就可以确定震源的位置所在, 进一步就可以知道注水量和水波以及范围等相关的丰富资料。掌握了这些丰富的资料对解决注水开发时遇到的问题就方便的多了。
用试井动态监测的相关技术来研究低渗透油藏储层之间的变化及其特点, 这样可以有助于注水开发的顺利进行。利用动态监测技术根据采油井和注水井等相关资料, 来分析油藏的渗透率的变化, 经过具体的分析和研究后得出油藏储层的变化特点。
紫外光谱技术也是对油藏进行注水开发动态监测技术的一种, 并且得到了广泛的应用。因为在不同时期的紫外吸光系数的相差值是与馏分芳烃含量的相差值呈线性正相关的, 而利用紫外光谱这种油藏注水开发动态监测技术可以显示出馏分芳烃含量是石油总体吸光系数的主要贡献源头, 也就是说, 它能够敏感的反映出在对低渗透油藏注水开发过程中馏分芳烃含量的变化。
除此以外, 还可以利用井间示踪剂 (为了方便观察和研究所要测量的物质, 在其活动过程中加入的一种标记物, 容易被探测) 的监测技术来研究探索低渗透油藏的注水储层的特点及其变化。这种动态监测技术实际上就是依靠根据示踪剂的浓烈程度所产生的曲线来进行相关数据的分析的。
3 油藏注水开发动态监测的意义
研究低渗透油藏注水开发的动态监测技术是对油藏开发的一次重大创新, 它具有革命性的意义。低渗透油藏注水开发的动态监测技术可以更好地开发利用油田资源, 使油藏资源的利用效率更为合理。
采取注水开发的方式对那些低渗透油藏进行再次利用、再次开发, 实际上这种注水开发的方法又被称为“二次采油”。采用注水开发的方式对油田进行二次开发可以使原油的最终采收率达到百分之四十, 它相对于第一次在开采油田的基础上使原油采收率提高了百分之十左右。所以说它具有革命性的意义。而动态监测技术是为了更高效、更安全、更科学的对低渗透油藏进行开发, 所以这更是具有创新意义的油田开发二次革命。
我们应该了解, 油田是经过亿万年才形成的, 它属于不可再生资源。上个世纪我国的有关学者就提出, 为了能够更好的利用石油资源以及在开采的时候不造成浪费, 应该在油田开发的早期进行“早期注水”, 虽然这一方针被实施, 但在实际中仍然有许多油田再开采的时候盲目追求效益, 不注重开采的效率, 到了中后期开发阶段才开始注意到这个问题。所以, 面对这样的情况, 对那些低渗透油藏注水开发方面的动态监测技术加强改进和研究分析是非常有必要的。
低渗透油藏的注水开发动态监测技术对我国的石油工业的发展起到了一定的积极作用。这种技术可以广泛地为国内的各个油田地区所采用, 可以给我们带来非常大的经济效益, 更科学合理有效率的利用油田资源。
4 结语
本文从多个方面讨论分析了低渗透油藏注水开发的动态监测技术。分析了为什么要采取注水开发动态监测的问题, 因为注水开发的目的是提高油田油藏的采收率, 最大限度的利用原油资源。而对油藏注水开发进行动态监测就可以更好地达到这一目的, 通过本文的分析可以发现, 动态监测技术是油藏注水开发过程中必不可少的一个重要阶段, 它可以为油田的再次利用和开发提高丰富的资料和信息。
参考文献
[1]王金多, 刘国静.低渗透油藏注水开发动态特征评价[J].油气田地面工程, 2013, 32 (8) :11.
[2]徐慧, 林承焰, 孙彬等.低渗透油藏分层动用状况判别方法*[J].西南石油大学学报 (自然科学版) , 2013, (4) :95-100.
低渗透油藏的开发技术 第5篇
关键词：特低渗透 仿水平井 开发
樊142沙三下构造位置位于东营凹陷南斜坡西段、樊家鼻状构造带东北翼，四周被正理庄、大芦湖、博兴油田包围。地面位置位于高青县城东15Km唐坊镇驻地。沙三下埋深为2800-2900m ，砂厚5-16m，剖面上呈典型透镜状，上下被大套油页岩所夹，为三角洲前缘-侧缘滑塌浊积沉积。储层孔隙度12-23%，平均17.1%；渗透率0.11-6.01×10-3μm2，平均1.5×10-3μm2。原始地层压力为44Mpa，原始压力系数1.49，为典型的中孔特低渗高压浊积岩油藏。区块平面呈扇形，由东、西两扇构成，整个扇体含油面积12.34Km2，储量440万吨，储量丰度35.66×104t/km2，其中西扇为产能建设区主体，含油面积8.73平方千米，地质储量353万吨，平均厚度5.4m，储量丰度40.41×104t/km2，属典型的低丰度、低品位油藏。
1 仿水平井开发技术概念
仿水平井开发技术重在一个“仿”字，即特低渗透油藏通过油水井大型压裂改造，在井间形成类似水平井筒的长裂缝渗流通道，称为“仿水平井渗流通道”，以此布置注采渗流井网，以达到提高采收率的目的。该项技术要求裂缝要足够长，且裂缝闭合程度低，能够长时间保持渗流通道作用。
其技术优势有以下4个方面：①单井上，用“直井+定向定量压裂”技术组合达到水平井技术效果。②井排上，有效拉大井距，减少钻井数，单控储量有效增加。③井排间，建立起有效的驱替压差，形成有效注采关系。④整个井网范围内储量控制完善，采收率最高。
2 核心关键技术
2.1 仿水平井开发适应性评价技术
根据特低渗透油藏特点，研究仿水平井开发技术的适用条件，进行油藏环境和地应力环境两种适应性评价。
2.1.1 地应力环境适应性評价
①地应力垂向剖面评价：仿水平井的垂直裂缝要求主缝“高度”受控，“定长”延伸。地应力的垂向剖面对裂缝的垂向延伸起主控作用。缝高延伸受隔层的最小水平主应力影响，比较有利的地应力垂向剖面模式为油层最小水平主应力低于上下隔层，简称为夹心饼式，其隔层最小主应力高于油层5-7MPa，或上下隔层≥5m，可能将缝高控制在油层内；隔层与油层应力差为缝高主控因素，当差值≥5MPa时，隔层厚度下限5m；当差值＜5MPa时，上隔层厚度下限取50m，下隔层取20m。
②地应力平面环境评价，要求主缝“定向”形成。裂缝沿最大水平主应力延伸，方向受水平主应力的差值影响，两者的差值越大，越有利于裂缝的定向延伸。差值过小，裂缝的定向性将受到影响。确定：△σh≥20MPa。
2.1.2 油藏适应性评价
①油藏纵向剖面评价，裂缝影响范围内要求无水层，适用层系单一且被厚层围岩包裹油藏，上覆围岩厚度至少60m以上，下伏围岩厚度至少20-30m以上；对于多层油藏，适应非油即干。
②储层展布评价，仿水平井强调整体开发，能够形成“井网”，要求储层连通较好，具备一定规模，含油面积≥1.0km2，布井厚度下限一般要求为4m。
2.2 井网优化技术
2.2.1 井排方向优化：对于排状注水井网，井排方向沿地应力方向布置能够最有效延长无水采油期，有效控制中后期含水上升速度，减缓或防止水窜水淹；
2.2.2 井网方式优化：高压特低渗油藏可采取菱形反九点井网试注，充分发挥高压油藏天然弹性能量充足优势，在确定注水见效后，通过角井转注，转化为五点法井网实施排状切割注水。
2.2.3 排距和井距设计技术：排距确定主要参考有效渗流半径。根据低渗透油藏基本理论计算油藏渗流半径为90-100m。因此排间要形成有效驱替，距离应控制在2倍的渗流半径之内。
井距由经济合理井距计算得到。根据最终采收率和井网密度计算公式，结合工业经济学原理，确定油价60＄/bbl时油井的经济合理井网密度为5.6口/km2，据此计算在既定180m排距下，井距应为500m。
2.3 仿水平井压裂完井技术
仿水平井压裂完井技术的核心目标是方位、缝长、缝高等三方面控制，以“三控”目标为主导，进行射孔、压裂工艺配套优化。
2.3.1 定向控制：采用多相位（60o）射孔，避免裂缝的弯曲效应，迫使主裂缝沿地应力方向有效开启并有效延伸，实现造长缝的目的。
2.3.2 缝高控制：采用“窄段”射孔技术，即油层中部只射2-4m，能够有效抑制缝高，又抑制多裂缝产生。
2.3.3 缝长控制：为确保施工成功并达到有效缝长，需对压裂液、施工工艺进行配套优化。
①压裂液优选，保障施工：优选具有延迟交联功能的Viking-D压裂液，该压裂液具有可控制交联时间、减小地面施工压力、实现大排量施工的需要；
②采用大排量施工（6m3/min）防砂堵技术，并提高前置液的用量，适当降低砂比等措施防止砂堵。
3 开发方案及应用效果
3.1 “仿水平井开发”方案部署
设计井排沿NE76°部署，油、水排排距180m，排上油、水井井距均500m。油水井压裂半缝长200m。设计总井38口（其中油井22口，水井16口），新钻井34口（其中油井18口，水井16口），利用老井4口（老井转注1口）。设计单井产能10t/d，新建产能6.6万吨。
3.2 应用效果
樊142仿水平井产能建设共完钻新井34口(油井18口、水井16口)，完成设计工作量的100%。新井投产33口，取得较好的产能建设效果。
3.2.1 新井产能效果:投产井33口(包括16口排液井)，初期30口井自喷，平均单井20.2t/d，目前自喷井1口，平均单井日油5.9t/d，平均单井累油2866t。
3.2.2 单元实施效果：目前单元日油能力达到213t/d，单元累产12.5897×104t，其中新井累产8.8901×104t，采油速度3.06%，采出程度4.69%，初步实现了产能建设阶段高产高效开发。
4 结论
4.1 樊142块低渗油藏应用仿水平井开发关键技术集成，取得了较好的效果。可以为该类型单一厚层油藏开发动用提供思路借鉴。
低渗透油藏压裂技术探索 第6篇
随着人口环境的压力增加, 资源的需求也相应的不断增加。低渗透的油藏在油气田的资源储备占有较大的比例, 不仅资源丰富, 分布也十分广泛在各个油田中基本都有分布。如果能够对低渗透油藏合理的开发, 则将会大大缓解目前环境资源的压力。低渗透油田的特征:流体渗透能力差, 储层基质向着裂缝供应油气额能力较弱, 通常情况下依赖于单一的裂缝难以达到有效的开采。这就需要对储层和裂缝进行一定程度的改造来增产以维持正常化的油气供应。最为有效的改造措施即压裂技术, 压裂技术在储层中多产生裂缝和扩大主裂缝, 以此增加储层中的油气输出。
一、地质特征
1. 地质概述和储层特征
所谓低渗透油藏是指油层的平均渗透率为 (0.1-1.0) *10-3μ㎡的油藏。低渗透油藏的主要特征有: (1) 油藏储层物理性质较差, 以岩性油藏为主体, 油藏的自然产能较低, 甚至无自然产能; (2) 由于有效孔隙所占的比例较低, 储层中孔隙度和渗透率较差, 溶蚀孔孔喉呈细小状发育; (3) 受到地层沉积作用和成岩作用的影响, 储层中非匀质性表现较强, 天然裂缝交叉分布, 平面不能形成有效的连通机制; (4) 储层的敏感性较其他类型的油藏较强, 造成伤害的危险性也较大。油藏的这种低压低渗透的特点也制约了其开发, 自然产能不能够满足日常开采的需要就必须通过压裂技术获取油气资源。
2. 低渗透油藏开采的难点和开发技术
油层的低渗透越低需要的启动压力就会越大, 采收率也越低。油层中的天然裂缝分布十分不规律, 在一定的压力条件下就会扩增, 加大地质中的非匀质性。开采面直接的联通性较差, 出油速度低, 通常都会在1.5%以下。天然裂缝的交叉分布也对合理布置井网造成难度, 井网往往和裂缝的分布不相适应。油藏边底水驱动效果不明显, 多依赖于弹性能量开发, 开采的效率也较低。油层中改造主要是针对横行进行的, 纵向的改造难度大, 改造的效果不充分。
对于低渗透油藏的开采主要的有三种模式:1) 直井弹性开发, 这种方式需要为单井保留一定储量, 最为可靠的手段是保持较大的井距。但这样就造成井与井之间不能够形成有效的驱替, 单纯依靠单井的衰竭开发, 产能较低, 经济效果也不佳。2) 小井距注采开发, 这种方式通过缩短油井的间距来使得油井之间构建一定的驱替机制, 但是井网的密度增大无疑也会增加资金投入, 单井的储能也会降低, 经济效益也不是很明显。3) 水平井分段压裂开发, 对油井实施压裂改造, 在井下形成一定的裂缝渗流系统来提升产能, 这种开采需要一系列的配套技术来配合开采。
二、压裂技术
1. 压裂技术概述
压裂技术是一种通过压裂技术改造储层, 从而在低渗透油层中形成主裂缝的水平井分段改造技术。其目的有两点:一是, 提高储层在纵向层面上的压裂, 造成主裂缝。二是, 提高储层中的渗透率, 提升其渗流能力, 进而扩大储层中的泄油面。压裂技术对油层中裂缝实现必要的沟通机理, 在扩大主裂缝的基础上向裂缝的侧面形成一些次生裂缝, 最大程度的来增加裂缝面和储层基质之间的接触面积, 充分提升油藏渗透率。此外, 各个油井之间也需要形成长裂缝的渗流通路, 这样有利于全面提升油藏的出油率。油井的排部要充分的考虑地应力的作用, 在前期要计算制定出最优的井排方案。施工的工艺要适当的优化, 减少次要方向裂缝的产生, 迫使主裂缝沿地应力方向尽可能延伸至设计距离长时间保持渗流通道作用。油藏的井网方式为五点法井网。
2. 裂缝的方位控制
裂缝要形成主裂缝就必须抑制多向裂缝的出现和扩展, 使得主裂缝沿着前期施工计算设计的最佳的顺应地应力的方向延伸。对主裂缝的方位控制有两种措施: (1) 事先对油藏地质进行分析计算, 选择在水平地应力较差的层面施工, 扩增主裂缝。 (2) 合理化的定向射孔是控制裂缝方位的另一种措施, 采用45°/60°等多向射孔也有助于延伸主裂缝, 降低多向裂缝的产生。
3. 裂缝的缝长控制
主裂缝的缝长控制是整个压裂技术的关键, 也是主裂缝形成效果的最终判断依据。主裂缝能否沿着前期设计的方向延伸到适合油藏开采的最佳长度是需要以下的配套技术来支撑的:其一, 压裂液。压裂液需要具有很好的粘连度、粘温度性能好有利于在地质中高砂比和高温环境下施工。除此, 其中的聚合物含量也要控制在合理的范围, 能够降低压裂液残渣, 有利于保护油层, 保持油层的质量。其二, 支撑剂选取。支撑剂要具有足够的强度, 其应力要和压裂裂缝闭合的压力相平衡起到避免裂缝闭合的目的。其三, 压裂施工技术要优化控制。缝长的有效控制需要压力施工的优化来支持的。主要是对前置细粒段塞技术和大排量施工防砂堵技术来进行优化控制。在施工中注入一段
塞来对液流管道进行疏通, 减少井筒效应的发生。而防砂堵技术是用于降低在施工中出现砂堵, 提升施工的质量。
4. 裂缝的缝高控制
缝高控制的关键在于对人工扩增的裂缝在垂直方向上有所抑制, 避免出现临近储层面被破坏、压裂的情况。其中最有效的手段是窄段射孔技术, 要顺应地应力的作用方向, 不能强行在垂直地应力的层面上施工。还需要避免使用全井段射孔的施工, 事先对油藏进行计算, 选取渗透率相对高的4m-52m油层段实施射孔。
结语
环境压力不断加大需要资源的有效开采来满足生产生活。油气资源作为一种应用最为广阔的资源, 其有效的开发将对改善日益严重的环境压力有突出的作用。低渗透油藏一直是油田开采中的难点, 采取压裂技术可以实现低渗透油田的有效利用, 形成出油机制。本文对低渗透油藏的地质特征和压裂技术进行了阐述, 来指导实际的油藏开发, 希望能够为的低渗透油藏的开发做出贡献。
参考文献
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[3]马收, 杨其彬, 隋文, 等.低渗透裂缝性储层应力敏感性评价[J].油气地质与采收率, 2006, 13 (5) :88-90.
谈低渗透油藏重复压裂技术 第7篇
重复压裂油井中地层应力分布是影响水力裂缝产生的主要因素。因此, 研究重复压裂井井眼附近的应力分布状况至关重要, 以便确定在重复压裂过程中裂缝是否重定向。对于重复压裂井而言, 由于存在初次支撑裂缝和天然裂缝的应力场分布以及生产活动引起的孔隙压力变化, 从而导致了井眼附近应力的变化, 产生了诱导应力场, 在两个水平主应力方向上均附加诱导应力。最大诱导应力等于裂缝闭合后作用在支撑剂上的净压力, 该应力垂直于初始支撑裂缝, 而最小诱导应力平行于初始支撑裂缝。在近井筒附近, 新裂缝将在应力最弱点开始启裂, 如果在井筒和初始裂缝周围, 两个水平主应力相等椭圆形区域内, 原最小水平主应力与最大诱导应力之和大于原最大水平主应力与最小诱导应力之和, 则在重复压裂时, 二次裂缝将重新定向, 裂缝启裂的方位将垂直于初次裂缝方位, 即产生新裂缝。
随着裂缝向远离井筒方向不断延伸, 诱导应力场的影响逐渐减小, 在两个水平主应力相等椭圆形区域外, 向初始裂缝方向旋转。但是由于裂缝生长的惯性作用, 裂缝沿重定向方向仍将延伸一段距离, 最终裂缝沿初始裂缝方向延伸。
2 重复压裂压前储层评估
对重复压裂地层进行评估, 一般考虑以下内容:重复压裂井的现状;前次压裂的生产历史;对前次压裂裂缝有效程度及失效原因进行评估;对前次压裂及油藏生产历史进行模拟;目前压裂井是否有新注水井点。通过评估, 获取重复压裂施工所需信息和参数, 如:地层是否具备期望的生产能力、累积产量和期望的采收率;裂缝导流能力大小, 确定支撑剂在缝内的状况;裂缝支撑缝高是否适当以及压裂液与地层的配伍性等, 复压井层应具有较高的压力系数, 同时采出程度较低, 具备重复压裂的能量和物质基础。
3 重复压裂选井选层原则
3.1 在地层评估基础上, 依据评估结果,
确定重复压裂井层, 选井选层应遵循以下原则:根据油井生产史、地层评价结果及开发动态综合分析进行选井。
油井必须有足够剩余可采储量和地层能量;前次压裂由于施工方面的原因造成施工失败;前次压裂生产情况良好, 压裂未能处理整个油层或规模不够;前次压裂后效果不错, 但未给整个措施段提供有效支撑, 采取重复改造措施, 改善出油剖面。
3.2 选层原则
重压裂井层段管外无串槽;压裂层段必须有足够的剩余可采储量 (采出程度≤30%) 和地层能量 (压力系数≥0.7) ; (3) 前次压裂由于施工方面的原因造成施工失败;
前次压裂生产情况良好, 但未在整个改造层段形成有效的支撑裂缝;或前次支撑裂缝长度虽然很长, 但裂缝导流能力不够;前次压裂成功后, 由于压井作业等造成油层污染;注采井网进一步完善, 有新的注水井点或见效方向;对应水井以前注不进水, 目前通过措施能够注进水。根据各井层油藏特征, 通过注采井动静态资料对比方法在掌握复压井层与对应注水井层地质条件与生产历史的基础上, 用现有生产动态、小层数据等资料, 找出生产井中相对受效低、动用程度差, 但仍具有潜力的储层作为复压候选层。
低含水层一般是低渗透层, 选压这类油层, 有利于改善层间矛盾, 调整产液剖面。
4 重复压裂时机
准确确定重复压裂时机是重复压裂成败的关键之一。重复压裂过早, 上次压裂增产期没有充分发挥, 影响压裂效果及效益;若重复压裂过迟, 则不能及时接替增产, 损失了应得的增产期。压裂投产后油井的生产特征一般分为3个阶段:
4.1 线形流阶段。此阶段原油从支撑裂缝前缘流向井筒, 为压后高产阶段, 不过此阶段产量下降较快。
4.2 拟径向流阶段。
此阶段原油一方面从支撑裂缝前缘流向井筒, 另一方面也从裂缝两侧基岩流入井筒。此时产量已低于第一阶段产量, 但生产能力仍高于油层未经过压裂改造前的产量, 此阶段产量较稳。
4.3 径向流阶段。
此阶段支撑裂缝已失去了高导流能力, 原油生产能力恢复到压裂前水平。所以, 压裂增产是有一定期限的。压裂经过线形流、拟径向流直至径向流, 增产期即告结束, 此时, 原油处于经济生产下限, 如果其他条件成熟, 应考虑重复压裂。
5 压裂井压裂参数的优选
5.1 老缝加大砂量压裂工艺。
由于加强了原裂缝口的导流能力, 同时在原裂缝的基础上进行扩展, 提高渗流面积, 使油井增产。随着裂缝渗滤面积的增大, 即使原裂缝壁面部位受伤害而渗透率较低, 但裂缝延伸部位渗透率提高, 远端油流通过原裂缝流入井筒, 达到了增产目的。
5.2 高砂比短宽缝工艺技术。
对厚度较大层应用高砂比工艺, 提高近井裂缝的导流能力, 高砂比压裂工艺具有压裂液用量少、对油层污染小、裂缝导流能力强等特点, 适用于聚驱开发后期, 近井地带存在堵塞的压裂层进行再次压裂挖潜。即把砂比从常规的25%提高长度与施工中的排量、压裂液用量、压裂液粘度、支撑剂的浓度等因素有关, 特别是压裂液粘度是个重要因素。压裂液性能选择, 不仅要携砂能力强, 滤失量低, 而且还要易于从地层内排出;并对地层内的油、气、水及岩层本身无不利的化学反应。使用支撑剂, 一般地说应选直径较大、颗粒均匀、圆度好、表面光洁度好, 在设备条件允许的情况下尽量提高支撑剂的加入量, 这也是提高压裂效果的重要因素。替挤液的选择 (一般采用地面管线和井下管柱容积之和的1.5-2.0倍) , 关系到施工完毕后井壁处的缝口宽度。替挤量不足, 支撑剂不能全部进入地层, 易造成砂堵、砂卡事故;替挤量过大, 会把支撑剂替入地层深处, 使井壁附近没有支撑剂支撑, 外界压力消除后, 井壁附近裂缝会重新闭合, 进入地层的支撑剂象透镜体似的分布在地层中, 影响压裂效果。
5.4 压裂后尽量避免用各种压井液压井,
压裂后压井, 不仅影响已经形成裂缝的渗透能力, 而且对于其他未被改造的油层同样受到损害, 影响压裂效果, 甚至油井不但不增产反而减产。
6 油井管理
压裂措施后, 油井增产期的长短, 总累积增产油量的多少, 都和日常的油井管理有关。取全、取准油井生产的各项数据, 加强油井观察, 定期进行综合分析;压裂后及时开井排出压裂液;选择合理的油井工作制度;不得轻易压井;加强油井的综合措施;高含水井压裂要同分层配产、化学堵水相结合, 将含水率控制较低, 一般在75-85%之间, 低产井、稠油井压裂要同机械采油和电热清蜡相结合。压裂后必须提高地层能量的补给。
结论
1.重复压裂是低渗透油藏开发后期的有效措施, 应优先选择剖面上动用程度差、未见水或低含水且地层能量充足的小层, 并将缝长的确定与油层非均质特征研究紧密结合。
2.重复压裂是大庆油区实施改造, 控水稳油提高产量的有效途径。
3.根据油藏特性和重复压裂工艺特点, 有针对性地进行优化工艺设计和压裂液设计, 能提高重复压裂工艺可行性。
4.提出了以较高的砂液比, 是大规模重复压裂的技术路线。
5.压前评估, 优化选井选层是重复压裂成功的保障。
参考文献
[1]大港油田科技丛书编委会, 编.压裂与酸化工艺技术[M].石油工业出版社, 1999.
[2]低渗透油田开发技术.石油工业出版社, 1994 (6) .
低渗透油藏的开发技术 第8篇
1 我国低渗透油藏的概述和储层特征
我国的长庆油田低渗透油藏是指油层平均渗透率为 (0.11.0) *10-3u m2的油藏, 在鄂尔多斯盆地分布广泛, 储量资源丰富, 已探明的低渗透油藏三级储量为20.1*108吨, 占长庆油田总三级储量的50.6%。
长庆油田低渗透储层具有以下主要的地址特征:油藏类型单一, 主要以岩性油藏为主;储层的物性较差, 孔隙度和渗透率较低;孔喉细小溶蚀孔发育, 非有效孔隙体积所在比例较大;储层非均质性较强, 层内非均质性受沉积韵律的变化和成岩作用而表现明显的不同;裂缝发育, 分布比较规则, 裂缝切穿深度大, 产状以高角度裂缝为主油层原始含水饱和度高, 一般30%-50%;储层敏感性强, 容易造成各种伤害。低渗透不同于其他油藏的地质特征决定了油藏具有不同的开发特征:长庆三叠系超低渗透油藏是具有低渗、低压的特点, 开发的难点在于油井无自然产能, 需要经过压裂改造方法才能获得石油。油藏为岩性油藏, 边水不活跃, 油井产能低, 递减快。储层非达西渗透特征较为明显, 启动压力梯度大, 从而会影响单井的产量, 并且渗透率越低, 油井产量降低幅度越大。非均质性对于驱油效率的影响十分突出, 注入水延长孔道指进, 残余油面积, 大驱油效率低。
2 低渗透油藏开发的特点和储层改造难点的分析
低渗透油藏开发的特点有:启动压力随着低渗透率的降低而增大;采收率随着渗透率的降低而降低;低渗透油田存在天然裂缝, 在一定压力下张开, 加剧了地层的非均质性;采油速度较低, 一般小于1.5%;储层水动力连通性较差, 单井控制卸油的范围较小;
低渗透油藏储层改造的难点在于:受岩性控制, 低渗透油藏边底水驱动不明显, 多靠弹性能量开发, 采收率低, 投产后单井产量低, 递减快;沉积地址条件复杂, 平面上连通性较差, 非均质性强, 油层纵向改造不充分。低孔低渗透特征不明显, 储层改造总体上立足于横向上深度改造, 纵向上充分有小改造难度大;天然裂缝交发育, 主要在储层粉砂岩和泥质粉砂岩中发育;以高度角、扭性裂缝为主, 且大多为充填。当井网和裂缝分布规律以及方向不相适应时, 沿注水水流线方向的油井水窜严重, 致使油井暴行水淹, 改造的风险较大。
3 体积压裂技术
3.1 体积压裂技术的概述
体积压裂是为了提高储层纵向剖面动用程度的分层压裂和提高储层渗流能力以及增大储层泄油面积的水平井分段改造技术。其概念为:通过压裂的方式改造储层, 在形成主裂缝的同时, 通过一些技术措施的应用, 实现对天然裂缝、岩石层理的沟通, 以及在住裂缝侧向强制形成次生裂缝, 并由可能在次裂缝上形成二次生裂缝, 使裂缝壁面和储层基质的接触面积最大化, 以提高储层整体渗透率。
3.2 长庆油田低声头油藏体积压裂技术的探究
我国目前长庆油田储层改造的重点逐渐的由一类和二类储层向着第三、第四类储层转化, 储层的渗透率已经达到了0.3*10-3u m2。随着低渗透油田的开发难度的加大, 压裂工艺已经不能适应低渗透油藏开发的需要, 为了有效的解决新投油井单产量低、稳产期短、产量递减快的问题, 长庆油田结合低渗透油藏基本的特征, 引进了致密油体积压裂攻击, 从扩大不同类型低渗透油藏泄流体积角度为着眼点, 研究了适合低渗透油藏的体积压裂技术。主要包括了:斜井多段压裂工艺、多级水力射流射孔压裂、多级暂诸多缝压裂等压裂技术, 取得了好成绩。
3.3 适合于体积压裂工艺油藏类型
受到地面条件的限制, 长庆油田低渗透区块大多采用丛式井开发。对于丛式大井组完井时, 当井斜角大于15度时, 利用井斜与井眼方位有利条件, 通过优化射孔方式、优化压裂参数, 可以实现多封压裂。该工艺可以在厚层内形成多条相互独立的平行人工裂缝, 扩大泄流体积, 提高单井产量;油井段井斜、方位均有利, 可以不考虑有效分压和避免压串的问题。
为了减少多裂缝的发生, 需要使用较大的排量。当单井射孔厚度较大, 夹层薄而井身质量好时, 可采用油套混注、合层压裂的施工管柱。当一口井有两个压裂层段, 而这两个层段间隔层厚度大于10并且物性差异不大时, 为了准确压开每一个层位, 应采用双封施工方式;如果两个层的物性差异较大, 为了提高施工成功率、减少施工风险, 可选择投球分压。如果施工压力较高, 固井质量较差, 上部套管有损坏, 则采用卡封压裂、油管注入方式。在使用压裂技术进行开发时, 对于地层的保护是必不可少的, 所以要应用优化的低伤害压裂预牵制液和压裂液以及高强度支撑液;采用风度破胶技术, 即根据压裂施工的不同阶段, 液体在地层中保留的时间和经受的温度, 逐步加大破胶剂的用量, 促进压裂液的破胶液化;还可以应用支撑裂缝处理对地层进行预处理和后处理, 在较低的温度下快速破坏交联冻胶结构和聚合物主链, 有效地溶解压裂液残渣以及聚合物滤饼, 从而达到快速破胶排液、提高裂缝导流能力的目的。
4 总结
长庆油田是我国开发较早的大油田, 近几年, 油藏进入高含水阶段, 出油量下降, 为我国石油能源的贡献率有所降低。但是大庆油田积极的把石油开发的目标转向蕴含丰富石油资源的低渗透油藏, 并且引进国外先进工艺, 采用体积压裂技术提高油藏的出油量和储油量, 为缓解我国目前严峻的能源危机功不可没。
摘要：随着我国石油勘探开发的不断深入, 石油领域中对低渗透油气藏的开发重视程度与日俱增。如何合理高校的开发低渗透油气藏, 已经成为当前石油工作亟待解决的难题。低孔、低渗透油气藏已严重制约了油气田的开发效果和储量动用程度的上升。正是由于低渗透油气藏所具有的特殊的性质, 所以需要借助一些工艺获得油田增产、稳产, 提高油田的采收率。本文主要针对长庆油田的这种特征, 对低渗透油藏体积压裂技术的研究和探讨。
关键词：低渗透,油藏,体积压裂,开发技术
参考文献
[1]刘洪升, 王俊英, 等.支撑裂缝处理剂性能研究与应用[J].油田化学, 2001 (03) [1]刘洪升, 王俊英, 等.支撑裂缝处理剂性能研究与应用[J].油田化学, 2001 (03)
试论低渗透油藏技术工艺的发展现状 第9篇
其实低渗透油藏是指对储层的不同而做出的定义, 渗透性能比较低的储层叫做低渗透油藏, 不过随着不断的发展, 低渗透已经有了比较广泛的意义, 指油层有着比较低的孔隙度而且喉道也比较的小, 尤其是渗透能力比较的差, 油气的产量比较的低。
一般情况下油藏都存在与矿物夹层之中, 而以长石还有岩屑的含量比较高为特点, 这就造成了微孔隙比较的多, 而且孔径相对来说比较的小, 微孔的喉道结构也比较的差, 有着比较低的渗透率, 这些都对油气的开发有着严重影响, 储层的非均质性比较的强, 造成含油量的差别也比较的大, 而且压力的敏感性也比较的大, 这就使得储层的孔隙与裂缝的渗透率随着压力的增大呈现负值数不断的递减, 并且具有这不可恢复的特点, 含油量比较的低, 而且可流动液体的饱和度也比较的低, 由于碎屑物的存在使得颗粒沉淀后变成细粒、孔隙半径相当小的底孔渗储层, 在这种储层里经常会形成一些溶蚀空隙, 这些空隙对于储层有着比较好的改善作用。
2 低渗透油藏的开发现状
到目前为止, 我国对于低渗透油藏已经有了一套比较完善和相对科学的勘探开发技术, 其中包括了行对富集区优选技术与分类评价技术, 还有特地渗透渗流机理与超前注水技术, 储层压裂改造技术也比较的成熟, 低成本提高单井产量与采收率技术更是一大突破, 第main简化集输处理技术也在油藏开发中起到了至关重要的作用, 通过我国这些年来不断的实践与应用, 这些技术都有着很大的适用性, 比较适合我国的油藏开发, 为我国的油气开发提供了很大的保障作用, 在实践中不断的研发是油藏开发的关键点, 尤其是在二十一世纪的今天, 低渗透油藏已经成为了石油开发的重要资源开发基础点, 虽然低渗透油藏的储量相对来说比较的低, 而起开发的效果不是十分的尽如人意, 但是这是发展趋势, 以前的开发方法造成的经济效益比较的差, 但是水力压裂技术的出现极大的改善了这种状况, 而且水力压裂技术已经成为了低渗透油藏开发的重要的方法之一, 它可以将低渗透油藏的开发速度与效率极大的提高, 更使得油藏渗透流流场不断的改变成有利于油藏的导流, 这样就极大的将油藏的开采速率提高, 这就使得低渗透油藏的开发的效益得到了很大的提高。
3 几类常用高效油藏的开发技术
油藏描述技术可以说是油藏开发的关键, 其包括了野外露头天然裂缝描述技术还有岩心裂缝技术以及成像与常规测井裂缝描述等等, 油藏描述技术的作用主要是对油藏的特征进行详细的描述, 这样才能将油藏进行定性与定量并且加以预测, 对油藏进预测是十分重要的, 这样才能对是否可以进行油藏的开发进行决定。
对油藏进行描述完以后, 才能进行下一步作业, 那便是钻井技术, 一般情况下钻井技术包括雾化钻井、泡沫钻井、欠平衡钻井还有气体钻井这四种钻井技术, 这里值得一提的便是欠平衡钻井技术, 这种技术最早出现在二十世纪初, 当时为了防止井喷现象的出现出现了井控技术还有井控设备, 并且这种技术不断的发展不断的应用与实践之中, 随后就形成了欠平衡钻井技术, 并且成为了当时的热点关注, 而起这种技术与各种技术不断的结合有着比较高的可用性与适用性。
水平井裸眼分段压裂与裸眼完井技术还有智能完井技术同属于完井技术, 所谓的裸眼完井技术是使用套管下至到生产层的顶部进行固井作业, 这种技术在碳酸盐岩与硬砂岩中有着比较理想的效果, 其多使用于层位比较简单的油层, 使用这种技术形成的油井有着比较小的阻力, 而且生产层裸眼的面积也比较的大, 但是它却不适用于多种压力的多油层。水平裸眼分段压裂技术是对完井末下油层油气进行分段压裂改造, 这样就可以提高储层的渗透能力。智能完井管柱可以实现分层开发, 这样就可以将各个油层之间的矛盾缓解, 有利于油藏的开发。
储层增产技术包括泡沫酸化压裂、氮气泡沫压裂、液态二氧化碳压裂、重复压裂等, 这些都属于化学增产方法, 还有就是物理增产方法, 其包括使用水力作为动力源的方法, 还有依靠电力作为动力源的方法, 还有一种比较巧妙的是使用油井自身能量作为动力源的方法。
还有及时驱替技术, 其包括注水、注气、水汽交注、蒸汽驱还有二氧化碳驱油技术等, 值得一提的是二氧化碳驱油技术, 由于现在环境问题的敏感性, 二氧化碳驱油技术十分的受到了关注与重视, 如何的在极小破坏环境为前下提高二氧化碳驱油效率是每一个企业该认真探讨的关键。
最有提到的便是井网加密技术, 由于低渗透油层的连续性都比较的差, 渗流阻力相对来说比较的大, 注水水井注不进水, 这就会形成高压区, 使得油井开采不出油来, 甚至严重的会使得油井瘫痪, 所以比较合理的将井距缩小, 将井网的密度增大成为了解决这一问题的关键, 实现高效率的原油开采是井网加密技术所研究与解决的目标。
4 结语
低渗透油藏的开发对于我国的油田来讲有着十分重大的意义, 因为我国的大部分油气田都是低渗透油藏, 这样的现状就使得我国必须将低渗透油藏的开发的难点搞定, 这样才能为我国源源不断的提高原油, 才能解决原油短缺的问题, 随着经济的不断发展, 相信原油的使用将会有更大的需求, 如何的更加高效的科学的解决低渗透油藏开发是每一个国家油藏开发所面临的关键问题, 相信随着我国的科学技术的不断发展, 一定能将低渗透油藏的开发难点解决, 为企业提高效益。
参考文献
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低渗透油藏空气驱影响因素实验研究 第10篇
【摘要】采针对大庆低渗透油藏，用室内物理模拟实验手段，考察了影响空气驱采收率的各种因素。实验表明，注气速度、注气量、注气时机和注气方式对采收率影响显著。如要获得较高的采收率，注气速度和注气量存在最佳值；当水驱采收率显著降低时，注气时机越早越好：水气交替注入和加注泡沫是最佳注气方式。
【关键词】低渗透油藏 空气驱 提高采收率
【中图分类号】TE357.4 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）04-0237-02
低渗透油藏的平均渗透率一般为（10～50）×10-3μm2，水驱开采难度很大。研究表明，注空气是改善低渗透油藏开发效果的有效方法之一。目前，国内外已有部分低渗透油藏采用注空气方式开发，取得了初步效果，采收率较注水开发明显提高。本文针对大庆油田长垣低渗透油藏特征，开展了空气驱室内实验研究。
1、实验装置及操作步骤
1.1 实验装置及材料
主要实验装置有空气压缩机、恒压泵、高压容器、恒温箱、回压阀和压力表等。岩心模型长度1.2m，内径3.8mm，孔隙度为13.9%，渗透率为13.0×10-3μm2，含油饱和度为52.7%，70℃含气原油粘度2.65mPa·s，岩心夹持器耐温可达180℃、耐压达45MPa。
1.2 实验操作步骤
实验操作步骤如下：（1）连接好各种设备，检查装置的密封性；（2）将岩心抽真空12h，饱和地层水，测定孔隙度和渗透率；（3）开恒温箱，加热至设定温度，饱和油，直到岩心无水产出且累计注入2.0PV原油，计算含油饱和度；[4）进行空气驱，按照设定值控制模型两端压差及恒温箱温度，记录产油量及产气量，待空气气窜后结束注入，计算驱油效率。
2、实验结果与分析
2.1 空气注入速度对采收率的影响
先将已饱和油的岩心模型进行水驱（O.02PV），然后进行空气驱，入口压力22.0MPa，温度70%，注入速度分别为0.1、0.2、0.3、0.4、0.5mL/min（入口压力下空气体积），实验结果见图1.由图1可见，在实验条件下，最佳注入速度为0.3mL/min，这是因为：当注气速度过低时，提供氧气量较少，产生的CO2量有限，空气氧化作用未能充分发挥；当注气速度过高时，气体过快突破，造成采收率不高。最佳注入速度下，空气驱阶段采收率在水驱基础上提高了7.2%。
2.2 空气注入量对采收率的影响
本次实验模型条件、温度、压力等参数与2.2.1相同，空气注入速度0.3mL/min，空气注入量分别设定为0.2PV、0.4PV、0.6 PV、0.8 PV、1.0 PV（以入口压力下空气体积计）。最终的采收率情况见图2。由图2可见，当气体注入量达到约0.65PV之后，采收率增加不明显，因此0.65PV为最佳注气量。如注气过少，则原油氧化不彻底，采收率低；如注气过多则采出端气体含氧量升高，影响生产安全。
2.3 空气注入量对采收率的影响
本次实验模型条件、温度、压力等参数与2.2.1相同，空气注入速度0.3mL/min，空气注入量分别设定为0.2PV、0.4PV、0.6 PV、0.8 PV、1.0 PV（以入口压力下空气体积计）。最终的采收率情况见图2。由图2可见，当气体注入量达到约0.65PV之后，采收率增加不明显，因此0.65PV为最佳注气量。如注气过少，则原油氧化不彻底，采收率低；如注气过多则采出端气体含氧量升高，影响生产安全。
2.4 空气注入时机对采收率的影响
采用优化的注气速度（0.3mL/min）和注气量（0.65PV），利用物性相同的岩心模型，在22MPa、70℃下，分别考察注水O.02PV、O.04PV、O.06PV、O.08PV、0.10PV后，再转空气驱的最终采收率增加值，考察空气驱的最佳注入时机。不同注气时机的采收率情况见表1。由表1数据分析可见，空气注入时机对最终采收率及采收率增加值影响较大，若注气晚，水驱造成的非均质性增强，则最终采收率低。因此，应尽早转换开发方式，以弥补单纯水驱的不足。
2.5 空气注入方式对采收率的影响
采用前面优化的注气速度（0.3mL]min）和注气量（0.65PV），利用物性相近的岩心模型，在22MPa、70%条件下，分别考察不同注入方式的采收率，实验方案见表2。
低渗透油藏的开发技术 第11篇
1分析低渗透油藏注水开发的影响因素
通过对研究资料和实际工作经验的分析, 能够影响低渗透油藏注水开发实际效果的因素主要可以概括为两个因素。一个是自然性的地质因素, 而另一个受后期工作质量和人力情况所影响的开发因素。将地质因素进行细化, 可以大概分为三个层面, 分别是孔隙结构的影响效果、砂体内部结构的影响效果以及夹层频率的影响效果。而开发因素主要受到压敏、贾敏、 渗流特性等因素的影响。
1.1影响低渗透油藏注水开发效果的地质因素
在分析影响低渗透油藏注水开发效果的地质因素中, 越来越被人重视的就是孔隙结构方面。孔隙对低渗透油藏的渗透率影响主要体现在几何形状、半径尺寸和连通情况几个方面。 通常情况下, 如果吸附在滞留层中的流体属于相对不流动的状态, 如果想让这些相对静止的流体, 达到流动的状态, 就需要人为的施加压力梯度。施压的压力梯度高于储层流体的启动压力时, 储层流体才会产生流动力, 由相对静止状态转变为流动状态。
根据工作经验和相关资料所得的研究成功, 启动压力梯度也受多种因素的影响。能对其造成影响的主要因素有储层孔厚、孔径的大小。如果孔层的厚度较小、孔径也相对较小时, 所需要的启动压力梯度就会随之增加, 也就是需要较大的启动压力梯度。如果启动压力梯度过大, 注水开发效果会有所下降, 这是当前的一个重点攻克问题。除了上述因素之外, 地质孔隙的质量知否均匀、孔隙结构的复杂程度也会影响低渗透油藏注水开发效果。孔隙的非均质性、孔隙结构过于复杂, 这些都会对低渗透油藏的注水开发效果造成不良影响。
能够对低渗透油藏注水开发效果造成严重影响的因素, 砂体内部的结构也是其中的一个。相对而言, 低渗透油藏所具有低渗透层、内部非渗透层以及河道砂体的切割界面都会对流体的流动情况造成阻碍。在相同的层次内, 纵向的单砂体不受渗透隔层的影响, 影响某些单砂体注采关系无法匹配, 严重影响了注水开发效果。砂体切割界面会对渗透层中两侧砂体的连通性造成影响, 降低连通性, 甚至是导致无法流动。如果同一砂体内部的沉积情况出现变化, 也会给低渗透储层两相带的连通性造成阻碍性影响。
1.2影响低渗透油藏注水开发效果的开发因素
低渗透油藏的渗透个性, 也会对其注水开发效果造成影响。从低渗透油藏的本身特点来看, 液体的产量会受到生产压力梯度的影响, 两者呈正相关的关系。生产压力梯度越大, 所开发出来的液体产量就会越多, 获得的开发效果也会比较满意。低渗透油藏中, 参与液体流动孔隙流体区域半径很小, 这会降低井间的压力梯度, 这会给较小空隙中的流体造成阻碍作用, 也给低渗透油藏的开发造成了不良影响。
此外, 开发人员也在实际操作中发现, 低渗透油藏在开发过程中会出现十分严重的压敏效应。当周围的压力大幅度增加时, 储层的孔隙会发生变形, 渗透率会显著境地。随着开发深度的加深, 底层的压力会不断减小, 储层的渗透率会下降, 直接影响注水开发效果。
2改善措施
2.1单砂体合注
应该采用单砂体合注合采的方法, 对低渗透油藏的开发层进行细化, 将小层作为基本的操作单位, 以单砂体为基本单元。以基本单元为操作对象, 在纵向上增加采用程度, 逐层推进。
2.2水平井开发
通过单井开发的方式, 组间扩大控制面积。将不渗透夹层及相互切割的河道砂体打穿, 将不良影响降到最低。适当的加大生产压差, 减小启动压力梯度, 把油水井控制范围足部扩大。常用的放大压差的方法有压裂、井底流压、增加注水压力等方法。
2.3缩短注采井距
控制面积、增加流动孔隙, 但需要一定的成本费用, 应该结合施工情况和预算情况进行选择。此外, 早期注水的方式也能够提高低渗透油藏的开发效果。随着开发深度的推进, 压敏效应的影响会随着增加, 渗透量较低, 影响开发效果。而早期注水会有效避免这一现象的出现。
参考文献
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