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毕业论文-低渗透油藏的开发技术 低渗透油藏的开发技术摘要 中国低渗透油气资源丰富，20年来，关键词：低渗透油藏；油藏表征；油气藏保护；欠平衡钻井；井网部署前 言5第一章 低渗透油藏概论61.1 低渗透的概念61.2 低渗透油藏的划分61.3低渗油气藏的特点71.4国内低渗透油田储量动用情况71.5 低渗透油藏开发的主要问题7第二章 低渗透油藏开发技术82.1 油气藏表征技术8 油气藏表征技术的发展历程8 油藏表征的主要内容8表征的主要技术92.2 低渗油藏钻井技术9 气体钻井10 雾化钻井10 泡沫钻井10 欠平衡钻井102.3 完井技术10 裸眼井完井11 水平井裸眼分段压裂11 智能完井112.4 油气藏增产改造技术11 水平井开发技术11 酸化解堵技术11 物理法增产技术112.5 低渗油气藏保护技术512 射孔过程中的油层保护技术1 压裂过程中的油层保护技术1 酸化过程中的油层保护技术1 井下作业中的油层保护技术12.6 水平井多分支井技术14 水平井技术14 多分支井技术152.7 注水、注气开采技术16 注水技术16 注气技术182.8 低渗透油气藏的井网部署19 井网部署介绍19 合理井网的探讨20 部署合理井网的建议21第三章 总结22参考文献2 前 言在中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，低渗透油藏通常具有低丰度、低压、低产“三低”特点，国外低渗透油田开发中，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， 低渗透油藏概论1.1 低渗透的概念严格来讲， ，1.2 低渗透油藏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。1.3低渗油气藏的特点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。1.4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72.7%，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%。1.5 低渗透油藏开发的主要问题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：油藏表征准确度差，渗流机理尚未研究清楚；对油层伤害的敏感度强；储层能量低，单井产量低；基质中的油难以开采。归结起来是成本、效益和风险问题2。 低渗透油藏开发技术 如何经济有效地开发低渗透油气藏已成为世界共同关注的难题。国外低渗透油田开发中，已广泛应用并取得明显经济效益的主要技术有注水保持地层能量、压裂改造油层和注气等，储层地质研究和保护油层措施是油田开发过程中的关键技术。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。国外低渗透油气田开发与开采技术形成了以下技术系列低渗透油气藏表征技术；低渗透油气藏钻井、完井技术；油气藏增产改造技术；油气藏保护技术；水平井、多分支井开采技术；注水、注气开采技术；低渗透油气藏开采井网优化技术；2.1 油气藏表征技术 油气藏表征技术的发展历程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。第一阶段是20世纪70年代，由斯伦贝谢测井公司提出以地质、测井为主体的单学科油藏描述技术。第二阶段是20世纪80年代，油藏描述进入多学科分头油藏描述阶段，即以不同学科信息为主体，对油藏特征进行多方位的描述。主要有:以地质为主体的描述；以地震为主体的描述；以测井为主体的描述；油藏工程描述技术。第三阶段是20世纪90年代以来以多学科集成为特点、以精细化为方向的油藏表征时期。在这一时期特别提倡地质、地震、测井研究员与油藏工程师在共享的平台上协同工作，相互交流，从技术层面强调地质、地震、测井、测试、油藏工程等多学科相关信息集成，进行综合地质建模，对油藏进行四维的定量化研究与表征3。 油藏表征的主要内容储层微构造描述。利用开发地震等多项资料，研究单砂体本身的起伏变化所显示的微结构特征，包括小高点、小构造、小断层等，描述微结构剩余油富集的有利圈闭及微结构与剩余油的关系。储层单砂体描述。通过精细地层对比，以层序地层学、测井地质学、储层地质学理论为指导，依据“区标准层”，选择“相标志段”，以“亚相单元”控制，进行“等时体”对比确定单砂体划分。流动单元研究。流动单元指侧向上、垂向上相互连通，并且具有相同渗流特征的岩石相组合。流动单元研究的核心是渗流屏障和渗流差异性。主要通过细分沉积微相、岩石物理相以及流动分层指标，结合动态与静态资料，平面上细分出流动单元类型，再根据其渗流性、吸水状况、压力变化、含水等资料，分析剩余油分布状况。储层结构和流体性质变化描述。研究长期开发生产后储层物性、微观孔隙结构、粘土矿物、润湿性、流体性质的变化规律和机理以及其在纵向上平面分布的规律和特点。建立可视化精细三维地质模型。包括构造模型、储层模型和流体模型。建模过程强调地质、地震、测井、油藏工程人员协同作业，对地质目标进行综合分析、判断和评价，降低预测的多解性和误差，提高地质模型的精度，三维地质模型是进行动态分析、剩余油分布预测和数值模拟研究的主要依据。剩余油分布量化研究。油田开发后期地下油水关系十分复杂，剩余油非常分散，寻找剩余油相对富集的部位对采收率十分重要。表征的主要技术油气藏表征主要包括野外露头天然裂缝描述技术、岩心裂缝描述技术、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。2.2 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%。 气体钻井气体钻井技术就是采用以气体为主要循环流体的欠平衡钻井技术，相对于常规钻井，其优势主要表现在保护和发现储层、提高油气产量和采收率、提高钻井速度、减少或避免井漏等方面的优势。目前普遍应用的有2中，一是纯空气钻井，二是纯惰性气体钻井。纯气体钻井井底压力当量密度可降低到0-0.05g/cm3；环空返速要求最低为15m/s。（1）纯空气钻井。主要应用在提高非储层段的机械钻速和对付非储层段井漏上，钻遇油气层时井下着火和爆炸的可能性极大；要求钻进的井段没有水层或地层出水较小；工艺相对较为简单。（2）纯惰性气体钻井。包括氮气钻井、天然气钻井、柴油机尾气钻井等，应用在油气层段的钻进，目的是为了避免储层伤害，可及时、无遗漏的发现和评价油气层，提高单井油气产量和采收率。 雾化钻井可进行空气雾化钻井（存在井下爆炸的危险，在非油气层段应用）和惰性气体雾化钻井。同时通过注入管线向井内注入气体和发泡胶液，利用高速气流将注入的液体雾化，目的是在地层出水较小时提高流体的携岩能力，满足井底携砂要求，其注入的气量和压力都比纯气体钻井要大。 泡沫钻井有稳定泡沫和硬胶泡沫两种，泡沫钻井一般都采用空气作为气基。同时通过注入管线向井内注入较小排量的空气和较大排量的发泡胶液，形成细小稳定的泡沫，气液比一般在1000-200：1之间，连续相为液相。其优点是需要气体排量小（只需纯气体钻井一半左右）、密度低、滤失量小、可防止井下爆炸、对油气层伤害小、提高机械钻速、携岩能力强（为常规钻井液的10倍）；缺点是泡沫回收难度大、回收率低、发泡材料昂贵，成本较高。 欠平衡钻井 欠平衡压力钻井是指在钻井过程中钻井液柱作用在井底的压力（包括钻井液柱的静液压力，循环压降和井口回压）低于底层孔隙压力， 裸眼井完井裸眼完井法是将套管下至生产层顶部进行固井， 智能完井智能完井管柱，80%，2.4 油气藏增产改造技术包括氮气泡沫压裂、泡沫酸化压裂、水平井裸眼分段泡沫压裂、液态CO2加砂压裂、重复压裂、微聚无聚压裂液、耐高温延迟交联压裂液、轻型支撑剂、可变形支撑剂和加纤维支撑剂、无聚合物CO2压裂、斜井水平井多级压裂、水力喷射压裂技术。 水平井开发技术水平井开发技术：低渗透油藏水平井开发与直井开发相比，酸化解堵技术：酸化解堵技术是通过酸液近井地带的堵塞矿物以及部分无机垢，物理法增产技术：油田开发过程中由于钻井、完井、压裂、注水、注气及措施引起的机械杂质对油层近井地带造成污染和损坏， ， ， ， ， ， 5个方面。1） 2） 3） ， ， ， 4） 5） 2.5 低渗油气藏保护技术5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。射孔过程中的油层保护技术射孔过程中对油层的损坏主要有两方面的原因：一是射孔弹的碎屑物堵塞孔眼；二是射孔液的固相和滤液伤害油层。在射孔打开油层的短时间内，如果井内液柱压力过大或射孔液性能不符合要求，就可能通过射孔孔眼进入油层的较深部位，其对油层的损害比钻井还要严重。针对射孔过程中可能损害油层的原因，主要采用以下几方面的保护油层措施： 1、选用新型无杵堵、穿透能力又强的聚能射孔弹，如89弹、102弹、127弹及1米弹。 2、改进射孔工艺技术，采用油管传输射孔和负压射孔工艺。 3、使用优质射孔液，射孔液要与地层水相配伍，不堵塞孔眼，不与地层水发生反应而损害地层。 4、采用负压射孔技术压裂过程中的油层保护技术虽然压裂所造成的填砂裂缝具有很高的导流能力，但在压裂过程中由于压裂液性能和压裂工艺的不当又可能会造成对油层的损害，这种损坏不仅会大大降低填砂裂缝的导流能力，而且还会损害储层本身的渗流能力，在压裂中对填砂裂缝和油层的损害主要有以下几个方面： 1、压裂液残渣损害填砂裂缝导流能力：例如普通田箐冻胶压裂液残渣可达2030，可使填砂裂缝导流能力降低6090。 2、压裂液滤液损害油层导流能力：在高压高温影响下，压裂液的滤失量可以达到相当大的数量。据有关实验资料表明，当田菁压裂液水化液挤入量达到孔隙体积23倍时，岩心渗透率伤害达75左右。渗透率越低，损害越严重。 3、返排液不及时，不彻底时损害油层：压裂液的滤液在地下长时间停留，不仅会加重粘土膨胀和油水乳化程度，而且还会产生物理和化学沉淀，加重对油层的损害。压裂后不及时排液对岩心渗透率的伤害比及时排液高34倍以上。 针对上述原因，在压裂过程中主要采取以下防护技术措施： 1 选用残渣低、滤失量小的压裂液，如改性田菁、蚕豆粉等。 2 在压裂中加入粘土稳定剂、表面活性剂、破乳剂、破胶剂和助排剂等添加剂。 3 压裂后要及时彻底返排压裂液。酸化过程中的油层保护技术储层经酸化处理后，释放出大量微粒，矿物溶解释出的离子还可能再次沉淀，这些微粒和沉淀将堵塞储层的流动通道，轻者可削弱酸化效果，重者可导致酸化失败。对于低渗透率储层，由于其孔渗条件差，储层敏感性强的同时，还极易产生乳状堵塞，要加入破乳剂，用以破坏乳状液的稳定性，降低油水界面张力，增强解堵后残酸的返排能力。各种离子沉淀是有一定条件的，尤其是PH值的影响最大。因此，合理控制PH值，酸液中加入助排剂，以及采用有效方法及时而彻底的排酸，是防止沉淀伤害储层的有效措施。100度条件下，土酸对地层岩石的最终溶蚀率1小时为43.5，8小时为47.8，几乎没有缓速作用，远远高于潜在酸和zJH解堵剂等的伤害酸，对地层有较强的破坏作用。因此，在解除外来液对油井污染时，优选JO系列酸及ZlTH系列解堵剂。 在酸化施工中，酸液反应几个小时后，如何适当的关井与返排，是酸化防止二次沉淀的重要一步。下作业中的油层保护技术在井下作业中要和射孔、压裂一样，保证下井的油管、工具和洗压井液清洁，且不发生漏失、堵塞和化学伤害现象发生。对于井下作业，对储层的污染主要表现在入井液污染。 优选的压井液和洗井液有以下特点： 1 优质无固相洗井液流变性好，抑制性强，配置简单，对产层伤害小： 2 优质无固相系列压井体系液稳定性好，抑制性强，滤失量低，并且具有一定的悬浮携带能力： 3 优质无固相系列压井液体系密度可调，能满足储层不同压力变化的要求。 4 优质无固相系列压井液体系配伍性好，渗透率恢复值高，对储层有较好的保护作用。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。 1.初期沿用中高渗透油藏的开发井网低渗透油藏开发初期，对渗流特征认识不充分等，采用了中高渗透油藏的开发井网，造成了注水受效差、注采比高、产量递减、自然递减率高等问题。例如，龙虎泡高台子层，储层孔隙度为13.5%，空气渗透率为0.5110-3m2，采用300m300m正方形反九点法井网，注水开发4年，累积注采比达到3.54，单井日产油由1.32t/d下降到0.65t/d，地层，自然递减率高达34.5%，由此可见，注采井间无法建立有效的驱动压力体系。局部区域天然微裂缝较为发育的新肇油田，采用300m300m正方形反九点法井网，注水井排方向沿东西部署，与裂缝走向平行。注水开发4年，注水井排方向油井水淹比例高达63.0%8。 2.中期优化注水井排方向与裂缝方向在低渗透油藏开发实践中，逐渐认识到井网对开发效果影响较大，中期将注采井网与储层裂缝进行了初步优化，井排方向与裂缝方向错开22.5o或45o。井网延迟了注水井排油井见水时间，开发状况有所改善，但是注水井沿裂缝方向与错开的生产井仍可形成水线，所以水淹速度仍很快，且难以调整。例如安塞油田坪桥区和王窑区开发初期，以250m300m正方形反九点法井网投入开发，井排方向与裂缝走向错开45o。由于裂缝较发育，致使裂缝两侧压力差异较大。 3.目前采用菱形反九点法井网或矩形井网针对低渗透油藏开发基本特点，结合现场试验，提出注水井排方向与裂缝方向平行的菱形反九点法井网。低渗透油藏由于储层致密，实现有效注水开发往往与裂缝密切相关，由于油藏本身发育裂缝，致使基质和裂缝渗透率之间存在强烈差异和各向异性。从两个方面对低渗透油藏开发合理井网分析。（1）为尽量避免油水井发生水窜，必须要考虑沿裂缝线性注水，即注水井排与裂缝走向一致，这样因为注水井之间存在裂缝很快形成水线。注水井之间沿裂缝拉成水线后，随着注水量的不断增加，注入水会逐渐形成水墙而把基质里的油驱替到油井中去，这样可防止油井发生暴性水淹，并获得较大的波及面积。（2）注水井井距一般应大于油井井距，也应大于注水井与油井之间的排距。在沿裂缝线性注水情况下，若注水压力稍高于岩石破裂压力，裂缝可保持开启状态，在强烈的渗透率级差和各向异性作用下，注水井排很快拉成水线，若井排距差异不大，注水能力富余而油井见效又不明显。若采用注水井井距大于油井井距和排距的不等距井网，则注水井能力充分发挥注水能力，油井又可以比较明显见到注水效果，从而使油井保持较高的产能。根据以上分析，低渗透油田开发合理井网应该是不等井距的沿裂缝线性注水井网。采用这种井网不仅能获得较高的产量，同时由于注水井距加大使总井数比正