低渗透油藏的开发调研

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组长：唐川东组员：刘佳丽、王妍、邸鹏伟、师艳涛指导老师：杨满平制作日期：2014年3月29日低渗透油藏的开发目录Part1、低渗透油藏的介绍一、低渗透油藏开发概况二、低渗透油藏的定义三、低渗透油田的定义四、低渗透油藏的形成条件五、我国低渗透油藏的特点Part2、低渗透油藏的开发方式

一、低渗透油藏开发特征二、低渗透油藏开发方式

三、开发后期存在问题与措施Part3、坪北油田实例分析Part4、参考文献一、低渗透油藏开发概况二、低渗透油藏的定义三、低渗透油田的定义四、低渗透油藏的形成条件五、我国低渗透油藏的特点Part1、低渗透油藏的介绍

一、低渗透油藏开发概况

在中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍具有储层物性较差的特点，相应发育了丰富的低渗透油气资源。在中国油气产量构成中低渗透产量的比例逐步上升，地位越来越重要。随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。经过长期不懈的探索，中国低渗透油藏的勘探开发取得了很大的突破。通过持续不断的开发技术攻关和创新，中国的低渗透资源实现了规模有效开发，形成了国际一流的低渗透开发配套技术系列。低渗透油层的特点为低孔、低渗、低丰度、裂缝不同程度发育、应力敏感性较强、层间非均质性强、水动力联系差、边底水不活跃及自然产能低等特征。目前，我国陆上大部分主力油田进入中后期开发阶段，总体上表现出“四高”特点：①采出程度高。地质储量采出程度24.63%，可采储量采出程度70.7%。②综合含水率高。总平均达到82.985%，生产水油比4.9。产量占全国45%的最大主力油田--大庆喇萨杏油田更高，综合含水88.8%，生产水油比8。③剩余可采储量开采速度高。2001年为8.4%，而剩余可采储量开采速度一般控制在6-7%左右。④递减率高。2001年自然递减率为12.65%，综合递减率为5.56%，比正常情况下的递减率（6-10%）高2-6个百分点。因此，在这种形势下，动用好和开发好低渗透油田储量（目前其储量动用程度和开发程度都比较低），显得尤为重要。

二、低渗透油藏的定义

低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏，通常是指低渗透的砂岩油藏。低渗透油藏是一个相对的概念，世界上没有统一固定的标准和界限，其根据不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定，因此，各项参数变化较大。国际上公认的是把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。

低渗透油田指储量渗透率介于0.1~50×10-3μm2之间的油田（李道品等，1997）。

根据实际生产特征，按照油层平均渗透率的大小，进一步把低渗透储层划分为三类：一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层。

三、低渗透油田的定义影响低渗透油田开发效果的主要因素:1、油层孔喉细小，比表面积大，渗透率低。2、渗流规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度。3、弹性能量小，利用天然能量开采方式产量下降快。4、产油能力和吸水能力低，油井见注水效果缓慢。5、油井见水后产液（油）指数大幅度下降。6、裂缝性低渗透砂岩油田，沿裂缝方向油井水窜、水淹严重。

四、低渗透油藏的形成条件

我国低渗透油层，形成于山麓冲积扇－水下扇三角洲沉积体系和浊积扇沉积体系，有砾岩油层、砾状砂岩(或含砾砂岩)油层、砂岩油层(粗中细砂岩)和粉砂岩油层四种岩石类型。主要包括由近源沉积的油层分选差、矿物成熟度低、成岩压实作用、近源深水重力流和远源沉积物形成的油层。五、我国低渗透油藏的特点1、分布广泛在我国，低渗透油藏在21个油区均有分布，如大庆、长庆、延长、吉林、大港、新疆、吐哈、玉门、二连、青海等油田，其中，在长庆、延长、新疆等油田，低渗透储量在其油区原油储量中占据了主要位置。2、形成地质时代跨度大低渗透油层在古生代、中生代、第三系地层中均有分布。在同一油区，一般地层越老，低渗透油层所占比例越高。3、储量岩性类型丰富低渗透储层岩性既有碎屑岩（粉砂岩、砂岩和砾岩）、碳酸盐岩，也有岩浆岩和变质岩。如大庆、吉林、中原油区低渗透储层以粉砂岩为主，新疆、二连油区以砾岩、砂砾岩为主，辽河油田以变质岩、碳酸盐为主。4、储量大，以大中型油藏为主根据陆上285个低渗透油藏统计，地质储量在1×108t以上的大油田有6个，其中，低渗透油藏储量94721×104t，占23.8%，地质储量在（1000-10000）×104t的中型油田有82个，其中，低渗透油藏储量237800×104t，占59.6%，小于1000×104t的小油田197个，其中，低渗透油藏出量仅为66199×104t，占16.6%。5、油藏类型以构造岩性油藏为主6、储集的原油品质较好Part2、低渗透油藏的开发方式一、低渗透油藏开发特征二、低渗透油藏开发方式

三、开发后期存在问题与措施

一、低渗透油藏开发特征1、自然产能低，生产压差大，压裂后增产幅度大。2、消耗方式下开发，产量递减快，压力下降快，一次采收率低。3、注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高。4、油井见注水效果缓慢。5、裂缝性低渗透砂岩油田注水吸水能力强，油井水窜严重。6、见水后采油指数下降，稳产难度很大。7、原油粘度低，低含水阶段含水上升较慢。

二、低渗透油藏开发方式1、水平井

作为一种高效的油气田开采技术，水平井注水技术对低渗透油田的开发效果有极大的改善作用，世界范围成功的水平井注水先例证明水平井注水不仅可提高注水量，增大驱油效率和波及系数，还可提高油藏的压力维持程度，从而获得良好的经济效益。2、小套管钻采技术

在广泛调研和前期试验的基础上,从降低成本的角度出发,经过充分论证,优化形成了小套管钻采工艺技术。

钻采工艺技术采用小管杆、小泵、小抽油机,节约成本。（长庆油田）3、注水开发

与依靠天然能量采油相比，注水开发能补充低渗透油藏能量，保持油层压力，因此能更大程度提高低渗透油田的采收率。

注水开发油藏在提高采收率方面早已得到证实，然而随着气油比的增加，弹性溶解气驱采收率增高，孔隙度降低，水驱采收率也降低，注水开发效果变差。同时气油比高、特低渗透率的油藏，注水困难，即使压力达到35MPa，也很难注入。因此对于深层低渗高气油比油藏可考虑注气补充能量的开采方式。3.1、超前注水

我国低渗透油藏一般天然能量小，弹性采收率和溶解气驱采收率也非常低，所以需要采用早期注水、保持地层压力的开采方式，才能获得较高的开采速度和最终采收率。降低油井产量的递减速度。

国内超前注水技术在长庆油田应用较早，1983年陕北三叠系石油勘探取得重大突破。超前注水技术作为长庆一项创造性的低渗透油藏开发配套技术，已在吉林等油田大面积推广。该项技术作为低渗透油藏提高单井产量新的核心技术，我国已处于国际领先水平。我国低渗透油田研究表明：随着上覆压力的上升，渗透率和孔隙度呈下降趋势，而且其变化过程为一不可逆过程。因此，低渗透油田必须早注水，以保持较高的地层压力，防止油层孔隙度和渗透率大幅度下降，保持良好的渗流条件。3.2

不稳定注水

不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量造成的波动压差使剩余油采出，从而提高采收率。不稳定注水初期又称为周期注水或脉冲注水、间歇注水。

我国胜利油田对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术，增产效果比较明显。各个开发阶段进行不稳定注水均可收到较好效果，与常规注水相比，可保证最多增加原油采收率达2%～10%。3.3

增压注水

所谓增压注水，是以油田现有离心式注水泵站管网的压力作为增压泵的吸入压力，并以注水井的实注压力作为泵的排出压力。

我国大港油田早在1997年就开始应用了单井安装增压泵增压注水技术，至2002年底共实施199井次，受益油井累计增油18.62×104t。胜利油田现河采油厂于2001年开展了增压注水试验工作，达到配注要求的井由原先占总数的22.2%提高到62.5%。2000年到2001年，吐哈丘陵油田为解决欠注问题，对34口井集中高压注水，提压增注效果明显好于压裂。3.4

水气交替

注入的水和气在低渗透多孔介质中具有较大的界面作用力，在一定程度上增加了流体通过高渗透窜流通道的流动阻力，迫使流体流动路径发生变化，部分进入低渗透层，驱出低渗透层中未动用的原油。

我国吐哈油区的温吉桑五区块早在1994年投入注水开发，于2002年底进行了地面注气系统试运行，温西一区块、温西三区块已全面实施注气方案，两个区块采收率分别提高6.84%和6.5%。3.5、弹性能量较大和异常高压的低渗透油田，可以适当推迟注水时间，把地层压力降到静水柱压力附近再开始注水，尽量增加无水采油量，以改善油田总的开发效果。

实例：龙虎泡油田原始地层压力14.72MPa，饱和压力10.78MPa，具有一定的弹性能量，原始气油比75m3/m3，地层原油粘度2.5mPa.s，原油性质较好。1985-1987年利用天然能量开采，采出程度5.76%，地层压力下降到10.2MPa（略低于饱和压力）。1988年开始全面注水。到1994年底，采出程度23.6%，综合含水43.4%，开发效果较好。

由于压力下降导致油层渗透率不能完全恢复，裂缝不能重新完全开启，因此，异常高压油田必须采取注水（或注气）开发，并将注水时间选择在地层压力降至静水柱压力附近。

4、注气开采4.1

注CO2

CO2驱油机理既有混相又有非混相，主要是降低原油粘度，使原油体积膨胀、抽提和汽化原油中轻烃，减小界面张力吞吐。我国吉林油田自1995年始就进行CO2单井吞吐试验，累积增油1420t，江苏富民油田1996年开展了CO2吞吐试验，累增油1500t，胜利油田1998年开始进行CO2单井吞吐增油效果的试验，平均单井增产油200t以上。4.2

注天然气

近混相驱，主要的驱油机理是体积膨胀、粘度降低、相间界面张力降低、原油密度下降、以及重力稳定驱替等。

我国注天然气开采低渗透油田在中原的文南油田文72块进行矿场实验，并于2005年在河南中原油田试验成功并首次投入生产，这在国内油田中尚属首例。4.3

注氮气

自20世纪70年代中期以来，由于N2独特的优越性，注N2开发油田得到了迅速的发展。1991年美国共实施N2驱项目31项，1998年共实施N2项目9项，2004年为6项，这些项目主要用于低渗透油田。实践证明，埋藏深的特低渗透油藏最适宜注N2。

国内注N2开发起步较晚，华北油田雁翎油田在1986年底开始与法国合作制定了一个N2驱方案，从1994～1999年共进行了三次注气，累计注气4.6×104m3，取得一定效果。江汉油田于1999年开始注N2先导试验取得一定效果。其他油田如塔西南进行了注N2开发挥发性油藏的试验研究，江汉油田、中原油田也进行过较大规模的矿场试验，均取得较好效果。4.4、注空气

注空气驱油的机理：一是传统的注气效应，二是由于注入气中存在氧气而产生的热化学物理反应。当空气注入轻质油层中时，氧与原油发生热化学物理反应，这种反应热使温度上升，从而使部分轻质油气化，驱动气体由空气转为就地产生CO、CO2、N2和汽化的轻质烃组成的烟道气。

对注空气来说，最重要的是油藏温度必须足够高，保证空气中的氧气能通过就地燃烧反应而消耗掉，否则将存在氧气可能导致发生爆炸和严重的腐蚀。5.

压裂（水力压裂、重复压裂、先封堵地层裂缝再压裂）

压裂改造储层渗透性主要通过压裂造缝机理在油层中形成各种类型的裂缝，且在井底储集层形成一些具有一定长度和宽度的填砂裂缝。储集层得以改善了渗透率，改变了储集流体的压力和方向，完善井网注采关系，使油气井产量得到大幅度提高。

低渗油藏，随着离井筒距离的不断增加，驱替压力梯度逐步减小，会依次出现易流区、不易渗流区、非流动区三种流态。当技术极限井距小于经济极限井距，表现为注水井吸水能力低，压力扩散慢，在井底附近容易形成高压带，而采油井难以见到注水效果，地层压力急剧下降，产量大幅度递减，容易形成“注不进，采不出”的局面。可对油藏进行整体压裂设计，优化设计层的压裂裂缝的缝长、缝宽等，来弥补极限井距和经济极限井距的差值。

6、酸化

酸化就是利用酸液的化学溶蚀作用以及向地层挤酸时的物理水力作用去溶蚀地层堵塞物和一些地层矿物，来扩大、延伸、沟通地层缝洞或在地层中造成具有导流能力的裂缝，从而恢复和提高注水井的驱动能力，可以实现油气井增油增注的效果。选择性酸化分层酸化深部酸化四、开发后期存在问题与措施1、①由于注水水质问题、储层的敏感性、开采过程中储层有效应力增加以及油藏过度压裂造成水沿裂缝串流等，造成低渗透油藏注水开发效果差，并且储层伤害具有动态性、叠加性和不可恢复性。

应注重注水水质精细处理和注入水与地层水的配伍性，合理控制注采速度，保持地层能量，优化压裂方案，避免因过度压裂引起的注入水窜流，不能有效地开采机制中的剩余油。②、初期采用较高的注水强度和注采比，所以油井见效见水会比较早，此时可根据油井生产情况，用逐步关闭高含水层的方法提高最终采收率，即进行分层堵水。2、物理法增产技术：油田开发过程中由于钻井、完井、压裂、注水、注气及各种措施引起的机械杂质对油层近井地带造成污染和损坏，以及地层本身的结垢和结蜡使近井地带油层渗透率降低，阻碍了原油向井筒的汇聚，使油井产量急剧下降，致使油井的实际产能和其潜在产能之间存在很大差距，使部分井成为低产井、停产甚至死井，物理法技术可以有效解决该问题。

增油机理：

①、物理法作用导致油、水与岩层产生重力分离。

②、油层产生疲劳裂缝有利于原油流动。

③、改变油层岩石的润湿性，消除“贾敏效应”，产生空气效应，加速油流向井筒汇聚。

④、物理法震动解堵效应。

⑤、物理法振动可使残余油参与运转。Part3、坪北油田实例分析

坪北油田主要含油层位为三叠系延长组C62，C61和C4+52，为三角洲前缘亚相沉积，平均油藏埋深1350m。主要地质特征可归结为"五低一高":低孔(11.5%)、特低渗(1.3×10-3μm2)、低丰度、低压、低产、高饱和油田，属典型的边际油田。坪北油田于1998年5月投入滚动开发，2001年底规模产建结束，累积建井481口，其中采油井375口，注水井106口，累积建成原油生产能力20.5×104t，年产油量达到18×104t，累积采油37.55×104t。目前形成了一套比较完整的特低渗透油藏开发方案。1方案准备1)资料录取

1998年5月~1999年10月为方案前准备阶段。此间共完钻各类井149口，取心17口，试油119口170层，试采110口，共取得孔隙度、渗透率、粒度分析、薄片、相对渗透率曲线等19个岩心分析项目的6725个样品分析资料，分析流体样品36个，测吸水剖面12井次，开展微地震波储层裂缝监测7井次，地层倾角测井6口，地应力分析4口。通过上述资料的处理与分析，为油藏早期评价和方案编制提供了可靠的依据。2)探索试油试采特征

在天然能量开采条件下，经过初期一年多的试油试采，探索出以下特征:①特低渗透油层均需压裂改造投产且单井产量低。②动液面下降较快，采油井供液能力差。③天然能量开采条件下产量递减快。④投产新井见水，乳化水含量高，没有无水采油期。⑤地饱压差小，地层温度低，采油井脱气，结蜡较为严重。

据此确立了早期注水开发的基本思路。3)编制注水开发先导试验方案并投入现场试验

1998年开辟了注水开发先导试验区，试验区含油面积1.49km2，石油地质储量127*104t。采用井排平行于水平最大主应力方向(NE75b)、井距450m、排距150m的注采井网，共布井22口，其中采油井16口，注水井6口。1998年8~11月投产油井13口，6口注水井于1998年10月底投注，其余3口井于1999年5月全部完善。1999年7月在注水试验区取得较好效果的基础上，逐步扩大了注水区域。4)开展多项课题研究与技术攻关试验

先后完成了坪北储层裂缝监测及井网研究、注水开发先导试验区方案、数值模拟优化设计方案研究、开发初期油藏描述、测井解释方法及有效厚度划分标准研究、钻采工艺技术综合研究、坪北油田特低渗透低压油藏压裂优化技术研究等专题研究。同时，开展了储层预测技术、丛式井钻井工艺技术、分层压裂技术、注采配套技术、油藏动态监测技术等开发配套工艺技术的攻关。此外，还开展了一趟管柱分压三套油层试验、先期注水开发试验、水平井钻采试验、小套管井试验、短距离原油集输试验，为油田开发方案的编制做了必要的准备。5)制定合理的主要开发技术政策

①开发层系划分与组合。

②井排方向采取平行于主导裂缝方向NE75b布井。

③采用排距150m、井距450m、井排方向平行于主导裂缝方向NE75b布井的行列注采井网。④采油井整体压裂改造、注水井不压裂投注。⑤最佳裂缝穿透率为0.7，即该井网的优化支撑半缝长160m左右。⑥合理的生产压差范围为310~510MPa，单井日产油能力平均为2.3t(水平1.9t)，平均最大单井理论排液量为8.0t左右，最大井口注入压力为15.0MPa，合理的注采比为1.5。2.

方案实施1)油藏描述及效果运用现代石油地质理论和开发理论，系统研究了坪北油田地层、构造、沉积、储层、油层、裂缝特征、流体性质、渗流机理、储量参数、成藏机理和油气富集规律，建立了油藏地质静态模型和预测模型，形成了一套以相控储层预测技术为核心、裂缝特征研究为重点的特低渗透油藏描述技术系列。在方案实施过程中，始终坚持“整体部署、分步实施，先肥后瘦、先易后难，跟踪分析、及时调整”的滚动开发原则，采取评价与滚动相结合的方式实施，同时滚动一块，注水配套一块。

4年钻井480口，钻井成功率达到99.0%。在合作开发面积减少的情况下，石油地质储量有较大幅度的增加，由开发前的2062×104t(C4+52面积64.0km2)增至目前的3448×104t。2)井网优化部署及效果根据裂缝发育特征，确定了合理的井网部署方式，这就是沿裂缝方向合理井排距布井。经优化对比，最终确定采用井排方向平行于水平最大主应力方向(NE75b)、井距450m、排距150m的行列注采井网。由此采取早期注水、先期注水的开发方式，认为坪北油田南区是注采同步较好、井网相对完善的区块，1999年开始投入产能建设，同时有目的地开展了先期注水试验，取得了良好的开发效果。截止2001年12月全区注水开发区共有油井46口，平均单井日产油水平2.7t，远高出全油田的平均水平和方案设计指标1.9t。4)钻采工艺技术应用

①钻井工艺技术。采用常规的井身结构设计、单扶正器钻具组合定向钻井、丛式钻井井眼防碰、固井工艺和无粘土低密度聚合物泥浆体系等技术，大幅度精减了钻机地面设备和人员配备，提高了钻井速度和效益，实现了平台丛式钻井，最高月钻井速度可达到6开6完。②完井工艺技术。井口装置为φ244.5mm*139.7mm或φ244.5mm*114.3mm焊环形铁板，油层套管为114.3mm的小套管井共有63口。经优化论证，油井一般采用YD-89弹射孔，小套管井多采用YD-80射孔枪。注水井采用YD-89弹射孔，不压裂投注。③油层压裂改造工艺技术。对采