“三低复杂油藏开发技术对策研究

1、“三低"复杂油藏开发技术对策研究吐哈油田公司勘探开发研究院信息中心2011年10月31日28“三低"复杂油藏开发技术对策研究（调研报告）主要完成人：王幸才 李元萍 牛宝荣莫增敏 王 琦 孙占东吐哈油田公司勘探开发研究院信息中心信息组2011年10月31日目 录1 前言12 “三低"复杂油藏开采特.13 “三低"复杂油藏开发技术对策.23.1 合理的压力保持水平.23.2 合理流动压力.33.3 合理注水强度63.4 合理采液速度73.5 注水井射孔程度83.6 暂堵酸化技术103.7 储层改造技术174 结论与认识25“三低"复杂油藏开发技术对

2、策研究1 前言低渗透油藏作为几大复杂油藏的一种，它与常规油藏在地质特征、渗流机理和开发特征等方面都有不同。随着油田勘探开发的深入，低产、低压、低渗“三低”地层逐渐增多，现有的适合于中、高渗透油藏的开发理论和开采技术一般都不适用于低渗透油藏。吐哈油田公司牛圈湖油藏属于典型“三低”砂岩油藏，该油藏含油面积大，储层分布较稳定，投产难度大。根据低渗透油田的地质特点我们调研了国内外油田的开发经验，编写了本调研报告，以期为三塘湖其他低渗油藏的开发提供借鉴。2 “三低"复杂油藏特征 “三低”复杂油藏普遍存在储层物性差，须经压裂改造才能获得工业油流；自然能量不足，递减大，采收率低，必须采取注水开发；

3、储层油水分异差，含水饱和度高，导致油井投产后含水高；储层具有一定的水敏性，注水开发后，注水压力较高，并且上升较快；注水见效周期短，见效后含水下降等显著特征。吐哈油田三塘湖盆地西山窑油藏属于典型“三低”储层，地层缺乏足够能量，压力传导缓慢，储层流体流动性差，供液能力不足，虽大多数试油层射孔后均见到油气显示，但储层原始产量很低，试油存在以下技术难点：储层原始产能低，难以求得稳定的产量和液性；地层压力低，压力恢复缓慢，压恢曲线不能满足储层物性参数解释需要； 地层导流能力差，返排困难，影响储层改造效果。针对三塘湖盆地牛圈湖和西峡沟两个油田的西山窑油层低压低渗特征，通过调研，总结出以下开发对策。3 “三

4、低"复杂油藏开发技术对策3.1 合理的压力保持水平在低渗透油藏注水开发中，地层压力是影响油田开发效果的一个非常重要的因素，它直接影响油井的生产能力，各种采油工艺措施效果的发探等。在很大程度上决定了油田开发的主动权。地层压力保持水平的高低，对油井生产能力的大小有直接的影响，因此保持一定的地层压力水平，是保证油井具有旺盛的生产能力，实现油田较长时问稳产的重要条件之一。（1）根据靖安油田、安塞油田的开发经验，延长组油层压力应保待在原始地层压力以上。该区早期注水升发的塞430井区压力保持水平由64.6%提高到75.7%,单井产能油1.81t上升到2.2t。同时根据塞440井区开发经验，压力保

5、持水平在100%110%时单井产最较高。该区原始地层压力为5.62MP，目前压力保持水平为103.7%开发效果较好。（2）由压力保待水平与含水上升速度关系曲线说明当压力保持水平为107%时含水上升率最小。在102%111%时月含水上升率小于0.1%；由压力保持水平与产油量关系可知，要使油井产能高于2t/d，地层压力保持水平必须高于100%(图1、图2)图1 化子坪区压力保持水平与含水上升速度关系图图2 化子坪区压力保持水平与产油量关系图 综合分析，该区合理压力保持水平应为105%左右。3.2 合理流动压力由于化子坪区为低渗透油藏，在采油井附近压力损失严重，并随渗透率的下降压力损失增加，压降漏斗

6、很陡。如果流动压力低于饱和压力太多，会引起油井脱气半径扩大，从而发生油、气、水三相流动，使液体在油层和井筒中流动条件变差。对油井正常生产造成不利影响，因而流动压力应控制在合理范围内。3.2.1 根据油层深度、泵型、泵深及不同含水率条件下保证泵效所要求的泵口压力计算最低合理流动压力合理泵效与泵口压力的关系如下： （1）式中:V泵效，%； Pp泵口压力，MPa； a天然气滚解系数，m3/（m3·MPa）；、 R气油比，m3/t; fw综合含水率- B1泵口压力下的原油体积系数。根据公式（1）计算出合理泵口压力值0.1 MPa。在此基础上，计算最低合理流动压力： （2）式中:Pwf最小合理

7、流动压力，MPa; Pp泵口压力，MPa； 0动液面到泵口原油密度，g/cm3； Hm油层中部深度，m； F1液体密度平均校正系数； Hp泵下人深度，m。 根据公式(2)计算出本区最低合理流动压力1.0MPa。3.2.2 利用比采油指数与合理流压的关系，确定合理流压很据该区投产井实际资料统计，其比采油指数与流压的关系见图3。从中可以看出，当流动压力达到1.58MPa时，比采油指数明显下降。3.2.3 利用饱和压力经验值确定合理流压根据长庆油田三叠系低渗透油田开发经验，合理流压应保持在原始饱和压力的80%以上。化子坪区原始饱和压力1.2MPa，因此流动压力应保持在1.0MPa以上。图3 化子坪区

8、比采油指数与流压关系图3.2.4 利用单井产能与流压的关系确定合理流压从全区194口油井单井产能与流压关系表可以看出该区合理流压在1.52.0MPa时单井产量最高，含水最低。综台分析，该区合理的流压应该保持在1.6MPa左右。根据此合理流压界限，2006年上半年针对部分泵挂深，流压低，含水上升快，产量下降快的28口油井进行上提泵挂，上提后流压由1.3MPa上升到1.9MPa，单井日产油由1.65t上升到1.8t，含水由77.0%下降到73.8%。对抽吸参数较大，泵效较低的61口油井优化生产参数，调整后流压由1.4MPa上升到1.5MPa，单井日产油由1.4t上升到1.6t，含水由66.2%下降

9、到63.9%，泵效由29.2%上升到44.2%。3.3 合理注水强度采用不同的注采比恢复地层压力，开发效果存在差异。采用低注采比，压力恢复速度慢，恢复到指定压力所需时间长，而且达到恢复压力时的综合含水率高，最终采收率低。随注采比的增大，压力恢复速度加快，但注采比过大，注水强度高，注人水在高压下极易沿高渗透层窜流，影响水驱波及厚度，加剧层间矛盾，使含水上升加快，最终采收率降低。因此，必须采取合理的注水强度，才能改善开发效果，提高最终采收率。3.3.1 根据注采比确定根据长庆油田三叠系同类油藏开发经验与数值模拟结果，该区合理注采比应为1.11.2左右。化子坪区目前单井日产油1.84t，单井日产水4

10、.67t，地层原油体积系数1.213，平均单井日注水应为2325m3，.该区油层有效厚度15.21m，因此该区合理的注水强度应为1.51.6m3/（m·d）。3.3.2 根据油水井注采动态反应确定根据化子坪区见效油井与注水井对应关系明显的36个井组统计表明，化子坪区合理的注水强度为1.41.6 m3/（m·d），注水强度大于1.6 m3/（m·d）时含水上升速度快。注水强度小于1.2 m3/（m·d）时，递减速度加大。综合分析该区合理的注水强度在1.5 m3/（m·d）左右。根据上述合理注水强度界限，2006年对6口注水强度大，动液面上升速度快

11、的油井下调注水量，平均单井注水量由31m3下调到27 m3，注水强度由1.8 m3/（m·d）下调到1.6 m3/（m·d）；对8口低压区注水井加强注水，平均单井注水量由22m3上调到28 m3，注水强度由1.2 m3/（m·d）上调到1.5m3/（m·d）；目前见效油井27口，单井日产油由1.8t上升到2.2t，含水由62.5%下降到59.3%。3.4 合理采液速度3.4.1 根据生产压差与采油强度关系确定由图4可知合理的生产压差为4.31MPa时采油强度最大(0.15t/（m·d）)），根据含水、有效厚度可计算出化子坪区合理的采液强度为0.

12、59 m3/（m·d）。图4 化子坪区生产压差与采油强度关系图3.4.2根据低渗透油田的开发经验确定采油速度的确定除应充分考虑油层的产能外，技术经济指标的合理性至关重。对需经压裂才能投产、投注的低渗透油田，采用较高的开采速度,必然导致较高的注采压差和注水速度,无疑将加快注入水的窜流。国外低渗透油田的采油速度一般在0.5%1.0%范围内开发效果较好。化子坪区采油速度控制在0.8%1.0%（采液强度0.510.63 m3/（m·d），含水上升速度明显变慢。综合分析，该区合理的采液强度为0.6 m3/（m·d）。3.5 注水井射孔程度提高水驱动用程度是提高该类油藏开发效

13、果与最终采收率的关键。在开采这类油藏中发现水驱动用程度与注水井射孔程度有很大关系。从图5看，随着射孔厚度增加，吸水厚度相应增加。统计45口井吸水剖面，平均吸水厚度10.3m，占砂层厚度的45.8%，期中21口井只有射孔段吸水（图6），占测试井数的46.7%，平均射开程度仅为27.7%，因此，该类油藏注水井的合理射孔程度为60%80%。图5 吸水段在射孔段附近的井的射开程度与动用程度关系图6 化x井吸水剖面图通过对该类油藏合理技术政策的探讨与实践，取得了显著成果：（1）油田开发形势逐步好转，自然递减率由2.2%下降到1.8%，含水上升率由2.28%下降到0.59%；（2）水驱状况变好。水驱储量动

14、用程度由53.6%上升到55.3%，水驱指数由1.66下降到1.65，水驱特征曲线斜率稳定；（3）油井见效程度增加，老井持续稳产全区见效油井89口，平均单井日产液由4.4m3上升到7.8m3，日产油由1.4t上升到2.1t,含水由 62.7%上升到67.9%，动液面由807m上升到751m；(4)压力保持水平稳步攀升。平均压力由2005年的4.92MPa上升到2006年的5.83MPa，压力保持水平由87.5%上升到103.7%。6口可对比井平均压力由2005年的5.7MPa上升到5.8MPa，压力保持水平由101.4%上升到103.2%。3.6 暂堵酸化技术对于非均质性强的低渗透储层，除了具

15、有低渗特性外，同一井位不同层位以及同一井位同一层位中，岩石渗透率值级差较大，而且不排除天然裂缝的存在，况且大多数油井在开采过程中都采取过压裂人造裂缝措施，油层的非均质性极强，常规酸化往往会导致油井含水上升。对此类油藏，开展了暂堵酸化技术的研究，并对室内实验所筛选出来的油溶性好、耐酸性强的某种暂堵剂进行现场试验。3.6.1 暂堵酸化的机理暂堵酸化技术是通过泵入暂堵剂在高渗透层及部分中渗透层形成低渗透滤饼 , 从而使酸液转向中、低渗透层，可以更加有效清除中低渗透层伤害, 改善吸水剖面，提高酸液利用率。对于低渗地层而言，由于暂堵剂粒径尺寸大于孔喉直径，暂堵剂无法进入，不会对其进行封堵。因此，使地层的

16、渗透率值趋于均匀统一，使后注酸液不再大流量进入不需酸化处理的高渗透油层，使低渗透油层得到有效酸化。当酸化结束后，由于暂堵剂具有油溶特性，在出油大孔道中，由于原油的浸泡作用可自行解堵，而不会污染出油孔道。而对于出水孔道，由于其具有不溶于水特性，颗粒进入出水孔道内不会被溶解，因而可起到不同程度对出水孔道或出水地层的封堵作用，从而降低油井出水率。3.6.2 选井原则与施工参数的确定暂堵酸化具有一定的针对性，在进行暂堵酸化施工前应认真做好选井工作。在进行暂堵酸化选井时应遵循以下几条原则：1）应选近井地带油层出现严重堵塞或污染的油井。这些井在开采过程中，常表现出油井产液量下降、动液面下降等现象。2）应选

17、择单层开采或相隔较近的多小层开采的油井。在这些油井中单层开采的储层内，应存在渗透率值差异较大，非均质性极强或存在天然裂缝及人造裂缝情况。而对于相隔较近的多小层开采井，不便于封隔酸化，储层间大多存在渗透率值差异较大或储层受污染堵塞程度不同等问题。3）应选择储层含油性能较好，地层能量较高，低渗透层有潜力挖掘的开采井。4）应选择距离水线较近，常规酸化后容易引起含水快速上升的油井。暂堵酸化是否有效，与施工参数有着非常密切的关系。现场施工应主要考虑以下几点：1）携带液材料及浓度确定。根据室内实验结果，确定采用水溶性较好，水解度20左右，分子量100万左右的聚丙烯酰胺，将其用清水配制成0.2的水溶液作为暂

18、堵剂携带液。2）暂堵剂配制浓度确定。现场酸化施工时，酸化压力一般在710MPa 左右，加之液柱静压差在10MPa左右，暂堵剂应承受20MPa的最大压力。暂堵剂在封堵半径1m左右，当暂堵剂的浓度为10时，其突破压力梯度为20MPa/m，因此暂堵剂的浓度应在1015较为适宜。3）施工压力及流量确定。注入暂堵剂的施工压力应与酸化施工压力相同，或略高于酸化压力12MPa，但应严格限制不大于地层破裂压力。施工过程应控制流量100200L/min 左右，当爬坡压力过大时可适当降低流量，并应尽量控制爬坡压力小于2MPa/h。4）暂堵剂注入量确定。在注入暂堵剂时，应避免暂堵剂用量过度。暂堵剂注入过量，可能会造

19、成酸化层吸收酸液能力降低，影响酸液的注入。根据靖安油田柳9243及油房庄油田定761两口井的施工情况，暂堵剂用量应在500Kg左右。若将暂堵剂与0.2%聚丙烯酰胺溶液配成15%浓度的悬浊液，其用量大概在4m3以下。3.6.3 现场应用根据暂堵酸化的选井原则，选定靖安油田两口油井（下文中用1井和2井表示）作为现场酸化暂堵试验井。1井采油层位为长6储层，投产前曾采取过人工压裂造缝措施，具有低渗透非均质性裂缝性开采井的典型特征。2井采油层位为延9储层，投产前也曾采取过压裂措施。两口井分别代表三叠系和侏罗系非均质油藏特征的开采井，对所在区块的油井具有较好的代表性。现场试验工作分别于2005 年10月1

20、316日，及10月30日11月5日开展进行。3.6.3.1 1井现场试验1井油层数据见表 1。表 1 1井油层数据层位油层井段厚度解释射孔井段厚度电阻率孔隙度水饱渗透率泥质含量mmmm·m%10-3m2%长6211819.7-1821.51.8油17.013.3046.475.6129.121824.2-1828.84.6油1826-1831515.712.9150.054.3925.801829.5-1833.84.3油24.712.0843.034.3618.251834.9-1837.42.5油30.911.8438.605.0125.201井生产数据见表 2。表2 1井生产数

21、据根据地质资料及目前该井生产数据，表明该井2000年2月注水见效特征明显，该井于2004年7月含水上升，从2004年7月至2005年8月含盐从49627下降为37408，含水上升从19%上升为47.9%，这说明该井注水见效引起含水上升含盐下降，同时注水见效后引起地层结垢导致地层堵塞，采液指数下降，动液面也下降，2005年9月份日产液降为4.57方，含水45.5%，动液面下降为1502米，需要酸化解堵，该井对应的注水井于7月配注上调，措施有能量保证，邻井测压井喷，同时从地质数据可以看出该井射孔段对应油层存在0.7米夹层，该井投产时采取过压裂措施，加砂21方，地层非均质性明显，因此对该井采用常规土

22、酸酸化存在含水上升的危险，因此选择该井实施暂堵酸化工艺现场试验验。1井暂堵后常规酸化压力曲线如下图7所示。图7 1井注入堵剂和挤酸后的压力变化曲线（注：前者为注入堵剂的压力变化曲线；后者为挤酸后的压力变化曲线）效果分析从图8中1井措施前后生产曲线上可以看出，该井措施后含水呈下降趋势，由措施前的45%下降到目前的38%，单井日增油7吨，累增油428吨。达到了控水稳油的目的。图8 1井措施前后生产曲线3.6.3.2 2井现场试验2井的油层数据见表3。表3 2井油层数据2井的生产数据见表4。表4 2井生产数据该井1998年7月投产延93，投产后两段分压，各加砂5方，两射孔段对应油层间有5.5米夹层，

23、油层非均质性严重，该井生产状况是：含盐从2003年12月8768下降至2004年12月的6430，目前有两口其它邻井注水补充能量，从2005年上半年测压为13.29MPa，地层能量充足。从2005年8月开始，产液量开始急剧下降，由原来日产液15m3下降至1.5m3左右，分析认为该井是注水受效井，注入水导致进井地带油层堵塞，同时该井非均质性严重，因此，为了防止酸化后含水上升，决定实施暂堵酸化。2井注入暂堵剂压力曲线及注酸压力曲线如图9所示。图9 2井注入暂堵剂和挤酸后的压力变化曲线（注：前者为注入堵剂的压力变化曲线；后者为挤酸后的压力变化曲线）效果分析2井措施前后生产曲线（图10）可以看出，该井

24、措施后含水保持75%左右没有变化，日增油达4.35吨。取得了显著的效果。图10 2井措施前后生产曲线3.7 储层改造技术3.7.1 储层改造基础研究3.7.1.1 原因分析根据储层研究及压裂工艺技术分析,认为三低储层压裂效果差、产量下降快的主要原因可能存在以下几个方面:(1) 油气砂体受沉积微相控制, 非均质性较强,低孔低渗储层, 且天然裂缝欠发育。压裂若不能沟通天然裂缝, 改造后即使获得工业气流, 也难大幅度增产。(2) 储层岩性纵向变化小, 没有厚泥岩层作为较好的遮挡层, 压裂裂缝高不易控制, 支撑剂有效支撑率低。(3) 水力加砂压裂中支撑剂的嵌入, 大大降低了生产后期的导流能力。(4)

25、压裂液中低温条件下快速破胶返排。(5) 储层具有强烈的水锁效应, 低压力系(0.80.9) 增加了水力加砂压裂压后液体返排的难度, 影响了压后产量。3.7.1.2 研究方向(1) 储层改造潜力分析通过对四川盆地须家河组砂岩储层加砂压裂压后产量的研究表明, 储层流动系数与压裂后产量具有较好的相关性 (图11) 。图11 流动系数与压裂后产量关系图(2) 储层岩石力学及地应力研究采用美国 Terratek 公司的三轴应力测试仪, 在围压20MPa条件下, 测定16个样品的岩石力学静态参数 (表5)。表5 包界地区岩石力学参数表通过室内岩石力学实验值对测井解释值进行校正 (表6), 获得较为可靠的岩

26、石力学剖面。通过对实验结果和测井数据的相关性分析 (图12), 确定的静态杨氏模量 ( Es)及动态杨氏模量 (Ed)相关式为:Ed=1.1676Es+1.6897图12 杨氏模量的静态及动态关系图表6 岩石弹性模量综合对比采用全波列测井解释及室内差应变 ( DSA)评价技术开展单井地应力剖面研究。4井次的差应变测试结果表明 (表7) :储层垂向() > 水平最大(H) > 水平最小主应力 (h) , 最小主应力方向在水平方向, 所产生的人工裂缝为垂直裂缝。结合室内实验地应力测量值获得单井地应力及岩石力学剖面 (图13) 。表7 包界地区差应变实验结果图13 校正后测井解释岩石力学

27、及地应力参数3.7.2 储层改造设计思路针对包界地区储层研究结果以及前期加砂压裂产量递减快的特征, 后期加砂压裂井中采用了两种不同的加砂压裂设计思路: 追求长缝的大型压裂;追求高铺置浓度的高砂比中等规模压裂。除此之外,为强化导流能力都采用了高强度陶粒, 利用全程液氮伴注，提高压裂后液体反排率。1. 造长缝的大型压裂改造(1) 测试压裂测试压裂结果表明, 近井摩阻较高, 主要受孔眼摩阻影响 (图14)。在2.5m3/ min 时摩阻达到了7MPa, 如果不作处理, 按设计主压裂设计排量为33.5m3/min 时, 近井摩阻可达到12 MPa 以上, 严重影响施工正常进行。表8中压裂液滤失系数为

28、3.5×10-4m/ min1/2, 反映了储层低渗透致密特点。闭合压力梯度为0.0245MPa/m (图15) , 具有较高的闭合压力。图14 近井摩阻构成图(2) 大型压裂从表9看出裂缝在高度上延伸基本不受控制。为获得较长的人工裂缝,必须采用大型压裂。采用102m3(190T) 加砂规模,施工排量4.55.0m3/ min, 具有砂量大排量大的特点。为克服孔眼摩阻, 主压裂过程中通过采用支撑剂段塞, 使得缝口压力下降910MPa, 为后期大规模加砂顺利实施奠定了基础。主压裂施工的各项参数见表10。图15 闭合压力G函数图表8 小型测试压裂分析结果表9 示踪剂测井缝高解释结果表10

29、 主压裂试验井压裂施工参数2. 提高导流能力的中等规模压裂( 1) 储层压前潜力评价00116 井须六层段1584.01598.0m开展了注入测试, 目的是获取该井段的原始地层压力及地层流动物性资料, 为包界试验区措施井增产潜力分析提供依据。方案设计以0.6m3/min 排量注入地层4m3液体, 关井记压降120min。微型注入评价地层物性及闭合压力(表11)。表11 微型注入解释结果( 2) 中等规模加砂压裂00116井地应力剖面分析认为, 射孔段15841598m上下存在明显的隔挡层, 产层与隔层应力差为11MPa, 有利于形成较长的人工裂缝。压裂采用超级瓜胶, 室内评价滤失系数为2.5&

30、#215;10-4m/ min1/2。为减少地层入液量, 在确保施工顺利仅采用289m3净液量, 加入70m3( 126T) 20/40目高强度支撑剂。连续注入70m3的780kg/m3携砂液, 施工平均砂浓度达到672kg/m3(表12)。表12 主压裂压裂施工参数3. 压后效果对比0011井与00116井采用不同的加砂压裂技术思路。两次压裂都采用全程氮气混注助排。排液初期两口井靠氮气及地层能量自喷排液, 但到排液后期受到地层低压低渗透、水锁效应的影响, 储层无法自喷, 靠抽汲排液。压裂液在地层中的长期滞留 (表13)使压后两口井产量都受到不同程度排液影响。尤其是液量越大, 产量损失越严重。采用大规模压裂的0011井压后无阻流量仅为0.6×104m3/d。而00116井无阻流量为1.6×104m3/d,生产试井测试, 折算表皮系数为 6.6。与该井压前无阻流量对比 (表1