低渗油藏仿水平井注水开发技术现河

低渗油藏仿水平井注水开发技术,现河采油厂,二一五年二月,低渗透油藏是现河采油厂可持续发展的主要产量阵地,低渗油藏储量比重大,低渗油藏年产油量比重大,十二五以来低渗油藏产量保持在50万吨以上,十二五以来低渗油藏新区产能规模加大,前言,低丰度、特低渗透储量规模大，常规技术无法经济有效动用,截至2011年未开发储量按储量丰度分级,常规技术无法经济开发储量1112万吨,截至2011年未开发储量按渗透率分级,104t/km2,10-3m2,前言,未开发储量：储量丰度47104t/km2f50，776万吨，占70%平均渗透率7.410-3m2k10，795万吨，占71%主要集中在牛35-20等14个区块,规模化应用仿水平井注水开发技术,前言,现河油区仿水平井开发产能建设区块分布图,仿水平井注水开发新建产能14.3万吨，占比75%,现河低渗油藏储量动用率显著提高,2011年以来，加大了低丰度、特低渗油藏仿水平井注水开发技术应用，既解放了一批未动用储量，又实现了一批新发现储量当年动用，取得了显著效果。,万吨,3.9,7.4,2.8,5.1,+6.7%,牛35-20区块沙三中油藏是深层、低丰度、特低渗透油藏的典型代表，在2000-2011年十余年间，利用常规低渗油藏开发技术进行了三次开发，均未突破产能关、效益关。2012年利用仿水平井注水开发技术进行开发评价获得成功，建产能3.1万吨，通过差异储层改造适配井网、优化注水方式均衡驱替，实现了“注上水、能见效、不水窜”，注水见效率达到72.2%，达产率95.3%，成为仿水平井注水开发技术实践应用的成功范例。下面以牛35-20区块为例，对仿水平井注水开发技术情况进行汇报。,前言,目录,一、仿水平井注水开发主要技术优势二、仿水平井注水开发技术应用实践三、下一步主要研究及推广应用方向,1、典型区块牛35-20沙三中油藏特点,（一）低丰度、特低渗透油藏开发难点,含油面积：4.3km2地质储量：215104t埋藏深度：3050m储量丰度：50104t/km2有效渗透率：4.710-3m2原始压力：32.1MPa,被断层遮挡的单斜构造,牛35-20沙三中B1B2叠合厚度等值图,牛35-20沙三中顶面构造图,主要含油层系沙三中4,牛35-20沙三中油藏剖面图,储层厚度变化快,2、常规技术“三上三下”开发历程,第一阶段：牛104井组注水试验,方案：五点井网注水注采井距250m-450m效果：平均单井初产2t/d，累油1120t问题：初产低、井距大，不见效,经济极限初产计算图版,（一）低丰度、特低渗透油藏开发难点,2、常规技术“三上三下”开发历程,第二阶段：油井常规压裂试验,方案：油井常规压裂，弹性开发半缝长50m-70m效果：压裂后初产5t/d，阶段累油2860t问题：有初产、递减大（月递减11.3）、累产低,（一）低丰度、特低渗透油藏开发难点,第一阶段,第二阶段,2、常规技术“三上三下”开发历程,第三阶段：井组扩建注水试验,方案：更新水井，反九点井网注水注采井距200m-400m效果：仅有效注采井距小于250m的井见效问题：驱替不均衡，进一步加密效益差，见效率低（仅为42.9）,（一）低丰度、特低渗透油藏开发难点,注水见效,注水不见效,小井距开发,大井距开发,采收率低,效益差,需要探索,能注水，提高采收率,少打井，降低投资,技术上要求,经济上要求,效益开发技术,？,3、面临的开发瓶颈,（一）低丰度、特低渗透油藏开发难点,（二）仿水平井注水开发技术思路,“高砂量、造长缝”仿水平井“井筒”示意图,“稀井网、大井距”仿水平井注水井网示意图,直井大型压裂增产措施,局部提高单井产量,转变为,适配井网开发技术,整体提高油藏产能,转变为,控制储量是常规压裂的1.6倍,不同井型单控储量示意图,一是：控制动用储量大,不同缝长油水井控制面积,半缝长,油井泄油面积,水井驱替面积,缝长增井距,（三）仿水平井注水开发技术优势,二是：有效驱替压差大,驱替状态的改变，降低近井带压力损失，更容易建立有效驱替,“点对点径向驱”变为“面对面线性驱”，最小驱替压差比常规小15MPa,缝面建驱替,（三）仿水平井注水开发技术优势,三是：水驱开发效果好,平面线性流、纵向径向流,平面线性流、纵向线性流,平面径向流、纵向线性流,单线性流转变为双线性流，波及面积是常规技术的1.8倍,半缝长与波及系数的关系图,缝网扩波及,五点法井网波及面积,仿水平井井网波及面积,（三）仿水平井注水开发技术优势,半缝长，m,目录,一、仿水平井注水开发主要技术优势二、仿水平井注水开发技术应用实践三、下一步主要研究及推广应用方向,史125仿水平井开发实验井网图,1、史125井组试验,仿水平井注水开发矿场试验，突破产能、效益关,史125-斜3井压裂参数表,已累油8528t,牛35-20与牛35-12井产能对比曲线,牛35-20,牛35-12,日递减0.9%,日递减0.4%,2、牛35-20井长缝压裂试验,牛35-20与牛35-12井压裂参数对比表,仿水平井注水开发矿场试验，突破产能、效益关,总结形成仿水平井注水开发技术模式,开发前提,牛35-20仿水平井注水开发技术模式,实现经济有效动用,优化注水开发,配套保障,细化去砂技术,精细储层描述,地质基础,地震拓频技术,裂缝方向监测,精细水质管理,保持井口压力,优化井网适配,稳产关键,井网井距优化,差异储层改造,优化地面配套,核注翼采方式,油水联动调配,早期注水增能,远程实时监控,（一）精细储层描述，夯实技术应用基础,（二）优化井网适配，提高储量控制动用,（三）优化注水开发，延长低含水开发期,（四）优化工程配套，充分发挥油藏潜力,仿水平井注水开发技术关键,1、井震结合精细合成记录标定,牛庄西东西向连井合成记录标定,牛106井合成记录标定,区域标志层,建立井震立体模型，提高合成记录精度及地震横向追踪能力。,（一）精细储层描述，夯实技术应用基础,去砂实验技术介绍,通过精细去砂寻找影响地震反射响应的主要因素，判断常规地震砂体识别方法可靠性。,2、细化去砂明确砂体地震反射特征,适用储层类型：底积层主力砂体外围砂体发育，砂泥岩互层地震响应特征：速度界面明显，普通地震相位基本能够反映储层采用主要技术：准确合成记录标定细化去砂确定相位,（一）精细储层描述，夯实技术应用基础,针对牛庄地区浊积砂体围岩类型多样的问题，形成以“细化去砂”为主导技术的3种储层描述方法。,（一）精细储层描述，夯实技术应用基础,牛35-20地区砂体厚度图（实施前）,预测单井厚度8.1m，实钻8.8m，符合率为92%,储层预测精度高，实际钻遇符合率高,牛35-20地区砂体对比剖面图,牛35-20地区砂体厚度等值图（实施后）,（一）精细储层描述，夯实技术应用基础,储层平面变化快，形成多个厚度中心,牛35-20区块储层地震响应,（一）精细储层描述，夯实技术应用基础,储层具有明显的“同层不同体”特征，仿水平井能有效提高动用程度,做法一：精细方案设计，打牢井网基础做法二：强化裂缝监测，优化井排方向做法三：差异储层改造，做好井网适配,（二）优化井网适配，提高储量控制动用,做法一：精细方案设计，打牢井网基础,相同井网密度下，交错排状井网是仿水平井注水开发的最佳井网。,不同井网方式阶段采出程度对比,不同井网方式水驱油效果图,1、优化井网方式,牛35-20沙三段储量丰度分布图,牛35-20沙三段B1砂体渗透率分布图,不同渗透率下技术极限井距,不同储量丰度下经济极限井距,分区域计算技术和经济极限井距,2、优化井距排距,做法一：精细方案设计，打牢井网基础,牛35-20区块沙三段技术与经济井距关系图版,丰度高、物性好的区域（核部）井距尽量满足经济合理井距。,丰度低、物性差的区域（边部）井距必须满足技术极限井距。,制定井距设计原则：,2、优化井距排距,做法一：精细方案设计，打牢井网基础,仿水平井理想井网示意图,牛35-20井地面微地震监测裂缝带分布,大型压裂监测缝长与缝宽的比值平均为6.7，即200米半缝长，半裂缝带宽度在30米左右。排距在技术极限井距基础上适当放大。,理想情况排距=技术极限井距,制定排距设计原则：,2、优化井距排距,做法一：精细方案设计，打牢井网基础,3、优化压裂裂缝参数,裂缝穿透比=裂缝半长/井距,油井裂缝穿透比优化,水井裂缝穿透比优化,不同穿透比下油水井裂缝形态模拟,油井,水井,最优穿透比0.4,最优穿透比0.2,做法一：精细方案设计，打牢井网基础,最优裂缝导流能力在240mDm左右，对应压裂加砂强度5m3/m。,裂缝导流能力优化,不同裂缝导流能力模拟,3、优化压裂裂缝参数,做法一：精细方案设计，打牢井网基础,4、搞好前期地应力方向研究，初步确定井排方向,做法一：精细方案设计，打牢井网基础,监测地应力方向为北东112，初步确定井排方向北东112,牛35块最大主应力方向模拟图,牛35-20区块地应力方向监测图,5、方案设计井网,部署总井38口，其中油井20口，注水井18口，新建年产能3.4104t。,做法一：精细方案设计，打牢井网基础,井距：满足技术+经济极限条件，井距550600m；排距：边部物性较差，排距缩小为180m；核部物性较好，排距增大为240m；压裂规模：油井边部压裂半缝长200m；核部压裂半缝长150m；注水井:避免水窜，压裂半缝长50100m；井排方向：井排方向沿地应力方向，北东112。,牛35-20区块概念方案井网图,1、所有压裂井进行地面微地震监测,牛35-20井人工裂缝监测结果平面图,牛35-斜32井人工裂缝监测结果平面图,裂缝方向北东55.2,东翼198.6m,西翼201.4m,做法二：强化裂缝监测，优化井排方向,共监测压裂井18口,2、重点井进行井中地震监测,牛35-25井井中地震监测解释结果,主裂缝方向北东60.5,监测井位示意图,做法二：强化裂缝监测，优化井排方向,N35-X25,N35-24,3、重点井组进行注水前缘监测,牛35-24井注水前缘监测结果,裂缝方向北东70主流线方向北东75.3,落实优势流场方向,做法二：强化裂缝监测，优化井排方向,做法二：强化裂缝监测，优化井排方向,牛35-20沙三段压裂裂缝方向地面微地震监测结果,监测裂缝方向整体分布范围为北东60-70,牛35-20区块优化调整后井排方向,依据裂缝监测结果，对井排方向进行了调整，东部断层附近井排方向为北东40左右，中西部区域井排方向为北东70左右，部署油井18口、水井15口。,北东112,做法二：强化裂缝监测，优化井排方向,牛35-20区块概念方案井网图,做法三：差异储层改造，做好井网适配,以水井为中心，对油井单井点的注采井距、储层物性、裂缝方向、技术极限井距四者的匹配关系逐一进行重新研究认识,水井变方向径向钻井改变水驱方向,做法三：差异储层改造，做好井网适配,定向射孔诱导裂缝防止裂缝交叉,老井重复压裂扩规模缩小注采井距,差异缝长压裂做优裂缝缝长,不同物性区域油井压裂问题,井组内注采井距不均衡问题,断层附近裂缝方向偏转问题,老油井早期裂缝偏短问题,针对问题,差异化改造措施,适配井网控制储量压头前移有效驱替,目标,1、针对不同物性区域油井压裂问题，采取差异缝长压裂,做法三：差异储层改造，做好井网适配,一是核部控缝长，提高纵向动用,共实施8井次平均日油10.5吨含水稳定15%,二是边部延缝长，增加泄油半径,日油稳定在11t/d,含水稳定在18%左右,半缝长200m,日油稳定在5t/d,含水稳定在10%左右,共实施6井次平均日油5吨含水稳定12%,牛35-28井组注采井网图,牛35-斜21井组注采井网图,半缝长150m,典型井例：牛35-43,牛35-斜41井裂缝监测方向（未诱导裂缝）,牛35-斜43裂缝监测方向（诱导裂缝）,北东49.6,北东136.3,技术对策：定向射孔，诱导裂缝方位,已诱导图,诱导转向,裂缝沿最大主应力扩展,裂缝先沿延伸，后转向,2、定向射孔诱导裂缝方向,做法三：差异储层改造，做好井网适配,断层附近牛35-斜41井压裂裂缝方向发生偏转牛35-43井施定向射孔后压裂，裂缝方向达到设计要求,2、针对断层附近压裂裂缝偏转问题，采取定向射孔诱导裂缝方向,牛35-43井注采井网图,牛35-43井注采连通图,做法三：差异储层改造，做好井网适配,牛更斜104井组注采井网,技术极限井距为180m初次压裂后注采距离250m重复压裂后注采距离160m,牛35-斜6井重复压裂监测结果,牛35-斜6井重复压裂施工参数,3、针对老井压裂规模小注水不见效问题，采取老井重复压裂引效,做法三：差异储层改造，做好井网适配,做法三：差异储层改造，做好井网适配,3、针对老井压裂规模小注水不见效问题，采取老井重复压裂引效,牛35-斜6井示功图（受效前）,牛35-斜6井示功图（受效后）,4、针对井组内注采井距不均衡问题，水井采取变方向径向钻井,技术极限井距240m不径向钻井注采井距327m径向钻井后有效注采距离230m,牛35-斜35井组注采井网图,2.9,2.5,14%,8.3,6.8,15%,8.0,6.4,20%,做法三：差异储层改造，做好井网适配,牛35-20区块沙三中径向钻井实施图,在五个区域，共计实施径向钻井5口,做法三：差异储层改造，做好井网适配,4、针对井组内注采井距不均衡问题，水井采取变方向径向钻井,牛35-20沙三中差异化改造后井网图,做法三：差异储层改造，做好井网适配,水驱储量动用程度对比,注水见效率对比,调整前调整后,有效注采井距对比,见效单井日液对比,（三）优化注水开发，延长低含水开发期,含水率，%,水窜后，含水上升快,牛35-20区块沙三中含水与采出程度曲线,牛35-20区块沙三中相渗曲线,相对渗透率,含水饱和度,采出程度，%,两相渗流区间窄,主要生产阶段在中低含水期需尽量延长低含水开发期避免过早水淹水窜,牛35-20区块沙三中无因次采油采液指数曲线,见水后，产液指数大幅下降,含水率,无因次指数,做法一：优化地面配套，实现早期注水做法二：优化注水方案，力争均衡驱替做法三：优化注采调配，避免水淹水窜,（三）优化注水开发，延长低含水开发期,做法一：优化地面配套，实现早期注水,牛35-20采用老系统注水,树立新区也要提高采收率的理念，注重早期注水，利用老注水系统，实现当年打井当年注水,当年转注水井10口，转注率66.7%,日注能力162方/天，注采比1.1。,牛35-20区块注水时机优化,注水时机越早，效果最好,万吨,阶段累油,早注水，减弱压敏影响,压敏实验,做法二：优化注水方案，力争均衡驱替,牛35-20转注顺序安排,7,牛35-24注采井组示意图,7,44%,1.9,3.5,5.7,.6.5,12.1%,位于砂体核部牛35-24井先转注，牛35-斜22井位于注水井排方向，先生产拉水线，水淹后转注，最终形成2水4油核注翼采注水井组，对应油井见效明显。,做法二：优化注水方案，力争均衡驱替,优先采用核注翼采方式,做法二：优化注水方案，力争均衡驱替,牛20油水井全部压裂开发，水淹水窜严重,牛20断块含水与采出程度关系曲线,做法二：优化注水方案，力争均衡驱替,制定了仿水平井注水开发单井转注方法,水井测静压,静压低,启动压力低28MPa,直接注水,启动压力高28MPa,解堵、活性增注,静压高,小型压裂,径向钻井适配,邻井裂缝方向,穿透比0.2半缝长100m以建立有效驱替为准,技术极限井距,系统压力32MPa,试挤,小于静水柱压力,大于静水柱压力,牛35-20井组注采井网图,受效前,油水井联动调配、温和注水牛35-20配注由30m3下调到15m3牛35-斜25的冲次由2.6次下调到2次调整后含水保持平稳状态,受效后,30m3,10,7.2,16,13.8,13.3,11.2,参数5.4*2.6,参数5.4*2,28%,14%,16%,15m3,转注18天明显见效,13.0,12.6,3%,做法三：优化注采调配，避免水淹水窜,实现注上水,牛35-20区块沙三中注水拉齐曲线,平均单井累注1.3万方，月注采比目前达到1.7,（三）优化注水开发，延长低含水开发期,实现能见效,优化后13口井明显见效注水见效率上升49.8%已累增油4270吨,注水见效率对比,牛35-20区块注水见效井分布图,（三）优化注水开发，延长低含水开发期,实现不水窜,牛35-20区块综合含水率曲线（2014.12）,15口水井累注21.8万方油井均未发生水窜,牛35-20区块单井含水率统计（2014.12）,开发两年来单井含水均未超过35%，且含水低于20%的井12口，占67%,含水率%,目前综合含水12.5%,（三）优化注水开发，延长低含水开发期,做法一：注重节点管理，加强油层保护做法二：保证注水压力，满足油藏需求做法三：实施远程监控，确保及时调整,（四）优化工程配套，充分发挥油藏潜力,做法一：注重油层保护，提高产注能力,1、优选钻井液、变密度固井，降低储层污染,2、负压联作射孔，减弱射孔带污染,3、优选低伤害压裂液，提高返排率,4、加强径向钻井返排，提高注水能力,变密度分段固井,水泥返高至1100m以上,提高固井质量,泥浆密度1.45g/cm3,添加胺基聚醇0.5-1%,添加防水锁剂：3-4%,添加理想充填剂：2%,变密度固井,优化钻井液,增强屏蔽暂堵效果减轻储层水锁伤害,20口新井采用负压射孔例如牛35-斜29井地层表皮系数-5.89,全程防膨1.5%防膨液,洗井作业,径向钻井,酸化除污,氮气混排,0.5万,50万,1.5万,1万,单井合计53万比压裂节省5万,5口水井采用该项技术例如牛35-斜19，投注后油压30MPa，日注20方,浅层水与地层水水结垢评价结果,开展配伍性评价实验，确保配伍性好,采取玻璃钢储罐缓冲+金属膜精细处理工艺，水质达到A1标准，井口水质达标率达到97.1%,5、加强水质管理，防止储层污染,做法二：保证注水压力，满足油藏需求,针对牛35区块启动压力高的问题（平均为29.4MPa），地面注水系统由32MPa升级为42MPa系统，平均单井油压由26.2MPa提高到33.8MPa，注水量由169m3/d提高到278m3/d，满足了油藏注水的需求。,油压（MPa）,注水量（m3）,42MPa注水系统,井口增压,做法三：实施远程监控，确保及时调整,远程生产动态监控,系统页面弹出语音报警处置提示，3分钟未处置，进行短信报警，实现了油水井异常情况无缝隙管理。,例如牛35-斜21井，在线功图出现异常，及时洗井，优化冲次，仅3个小时后油井恢复正常生产，明显提高了油井时率。,牛35-20区块综合开发曲线,百万吨产能投资对比,亿元,开发成本对比,$/bbl,牛35-20区块整体开发指标调整前后对比,采收率对比,区块产能对比,综合含水对比,储量动用程度对比,万吨,层段合格率对比,注水见效率对比,仿水平井注水开发区块合成开发曲线,现河仿水平井注水开发产量规模逐年增加,仿水平井注水开发历年动用地质储量,仿水平井注水开发历年年产油量,万吨,万吨,合计1031万吨,