滩坝砂油藏开发技术

1、胜 利 油 田 2009 年开发技术座谈会发言材料积极研究与实践探索滩坝砂油藏开发技术纯梁采油厂2009年2月2日积极研究与实践探索滩坝砂油藏开发技术 编写：李春芹 李 林 参加：张兴明 张钦希初审：王志杰审核：李道轩纯梁采油厂2009年2月2日前 言3一、滩坝砂油藏特征及开发难点3（一）滩坝砂油藏特征31、分布范围广、储量规模较大、丰度低32、单砂体厚度薄、呈砂泥互层状、连通好43、油藏埋藏深，储层物性差，以微细孔喉为主44、高压异常，地饱压差大，储层含油性好6（二）滩坝砂油藏开发难点71、储层物性差，基本无自然产能72、弹性开发递减大、采收率低73、启动压力高，注水开发难度大9二、积极研究

2、与实践，探索滩坝砂油藏开发技术9（一）积极探索二氧化碳驱提高采收率技术101、室内试验证明滩坝砂油藏可实现二氧化碳混相驱102、二氧化碳驱先导试验显曙光12（二）深化机理研究，探索滩坝砂特低渗透油藏注水开发可行性171、利用水驱油试验初步确定了注水开发技术界限182、滩坝砂特低渗透油藏注水试验初见成效27（三）水平井分段压裂逐步成为滩坝砂油藏开发的技术发展方向301、泥岩夹层的伤害试验证明泥岩夹层对压裂、注水伤害很小302、地应力研究认为，滩坝砂砂泥岩剖面可实现一次压开333、水平井分段压裂逐步成为滩坝砂油藏开发的技术发展方向36三、认识及下步工作方向401、深化滩坝砂油藏水平井开发技术研究，

3、扩大应用力度402、深化二氧化碳驱注入参数研究，扩大应用规模423、深化注水技术研究，扩大水驱开发范围424、探索研究滩坝砂油藏N2混相驱可行性43前 言纯梁地区沙四段特低渗薄互层滩坝砂油藏资源量丰富，现已探明储量规模近亿吨，是我厂近几年增储上产的主阵地，但该类油藏因储量品质差、开采难度大。从2004年开始，依靠大型压裂弹性开发技术突破了产能关，但是存在递减快、最终采收率低的问题，储层特低渗、丰度低、开发方式不落实、效益相对较差等问题严重制约滩坝砂油藏的整体动用。2008年以来，在前期研究的基础上，在分公司领导的大力支持下，采油厂加快了先导试验的实施节奏，通过技术攻关，在提高滩坝砂油藏储量动用

4、率和采收率方面进行了有益的探索，并取得了明显的进展和显著的效果，滩坝砂油藏转换开发方式试验显见曙光。为今后滩坝砂油藏实现储量的经济动用向持续有效动用的转变提供了新的思路。 一、滩坝砂油藏特征及开发难点（一）滩坝砂油藏特征1、分布范围广、储量规模较大、丰度低纯梁地区沙四段为滨浅湖相沉积，席状滩砂普遍发育，局部发育点砂坝，分布范围广，2004年以来在纯梁地区探明的沙四段滩坝砂储量共计上报探明含油面积224.09km2、石油地质储量9156.46104t，采油厂范围内含油面积167.23 km2,地质储量6570.13万吨。但是储量丰度低，纯梁厂范围内平均储量丰度只有39.3*104t/ km2。1

5、-1 纯梁采油厂滩坝砂储量统计区域类别时间单位含油面积km2石油地质储量(万吨)丰度(104t/ km2)高89探明2006纯梁厂50.312117.4942.1 公司33.6157246.8 小计83.913689.4944.0 樊1592007纯梁厂52227043.7 公司23.261014.3343.6 小计75.263284.3343.6 樊1472007纯梁厂12.52490.9439.2 樊12008纯梁厂45.3148532.8 博9012008纯梁厂7.1206.729.1 合计纯梁厂167.236570.1339.3 公司56.862586.3345.5 小计224.099

6、156.4640.9 梁75控制96.3421243.7 梁76预测66.8185027.7 2、单砂体厚度薄、呈砂泥互层状、连通好纵向上叠合连片，含油井段长，油层多，单层厚度小，统计高89地区沙四上平均含油井段长76米，平均砂厚12.2米/8.5层，平均砂泥比为1：6，平均单层厚度1.43米。厚度不稳定，局部发育单层厚度大于2米的砂坝。表1-2 已开发油藏基础数据表块井数(口)油层情况钻遇总厚度m总层数平均单井m平均单层厚度mG89-11315610612.0 1.5 G89114120.81068.6 1.1 F1431724117014.2 1.4 F14414188.611213.51

7、.73、油藏埋藏深，储层物性差，以微细孔喉为主纯梁地区探明沙四段滩坝砂油藏埋深在2800-3300米，平均3000米，属中等深层埋深，岩性主要为灰色泥岩与薄层灰质、泥质和白云质粉砂岩不等厚互层，储层压实作用强，孔隙度13.3%左右，渗透率一般在1-5x10-3um2，为低孔特低渗透储层；通过岩芯常规分析和油层物性测试分析，单层厚度大于2m的坝砂孔隙度一般为12-16，最大可达20；渗透率一般为51010-3m2，最大可达2310-3m2；储层平均孔隙度14.1%，平均渗透率8.3810-3m2，碳酸盐含量13.5。影响储层物性的因素主要有沉积微相类型和碳酸盐含量，单层厚度小于2m的滩砂，孔隙度

8、一般在711，渗透率一般为0.510-3m2，储层平均孔隙度10.9%，平均渗透率1.4910-3m2，碳酸盐含量21.9，随着碳酸盐含量增大，物性随之变差，呈明显的负相关。总体上，坝砂物性较好，较为纯净的滩砂也具有较好的储集性能，综合评价滩坝砂储层属于均质性较好的低孔特低渗储层。表1-3 沙四段典型单井物性参数统计表井号层位孔隙度渗透率碳酸盐含量样品块数平均值（%）样品块数平均值（10-3m2）样品块数平均值（%）梁112-1S45113.2481.41823.6纯107S410713.31042.53916.3樊143S44511450.691124.9高89S4710.960.38121

9、.3高89-8S43712.8375.51515.8樊144-3S412411.981243.74718.7樊147-2S47714.677134613.3平 均S444812.54413.917717.4表1-4 坝砂、滩砂储集性能对比分类井号层位孔隙度%渗透率10-3m2碳酸盐含量%样品块数平均值样品块数平均值样品块数平均值滩砂樊143S44511450.691124.9高89S4710.960.38121.3高891S438.930.13高893S4155150.03425.1樊142-1S46311.6631.862217樊142-11S45611.7562.595622.2樊144-

10、3S429.2521.11125.4樊134-1S42011.1200.7926.5平均21110.9 2101.49 10421.9 砂坝樊134-1S446164616.42012.9高89-8S43712.8375.51515.8樊144-3S48213.7825.123112.8平均16514.1 1658.35 6613.5 平均37611.83763.117018.6岩芯分析孔喉细小，排驱压力大。最大孔吼半径一般在0.5-3m，孔吼半径均值0.2-1.2m，坝砂与滩砂也有明显的区别。坝砂最大孔吼半径一般3m，孔吼半径均值1.2m，滩砂最大孔吼半径一般0.5m左右，孔吼半径均值0.2

11、m。见下表1-5。表1-5 沙四段典型单井孔喉特征参数统计表井号样品渗透率10-3m2排驱压力(MPa)最大孔吼半径(m)孔吼半径均值(m)汞饱和度50%均质系数变异系数退汞效率 (%)压力(MPa)孔喉半径(m)高8930.01261.98790.370.0700.1900.8534.640.1111.00870.7290.17820.4570.0360.2440.8314.9高89-81311.40.19973.6821.2962.05040.3590.3820.8848255.540.20553.5801.0052.49280.2950.2920.9742.0300.2650.99170

12、.7420.2685.86860.1250.3730.7427.8360.0381.48450.4950.13122.7820.4950.2570.7116.6樊144-35.590.56852.6050.7623.7890.3270.2980.8236.2樊147-213 0.183.72 1.251.820.83 3.470.7950.3 4、高压异常，地饱压差大，储层含油性好根据纯梁探区沙四段油井测压资料分析，沙四段油藏普遍高压异常，压力系数1.3-1.5；高89地区平均地层压力42MPa，油藏饱和压力11.6 MPa，地饱压差高达30MPa，油气充满度高，原油综合压缩系数1.2110-

13、31/MPa，油气比60.9m3/m3，岩芯观察厘米级、毫米级粉砂及部分泥岩裂缝均含油，平均含油饱和度62.5%；同时原油物性好，原油地面密度0.865 g/cm3，粘度13.2mPa.s，地层原油密度为0.7386g/cm3，粘度1.59mPa.s为低密度、低粘度稀油。（二）滩坝砂油藏开发难点1、储层物性差，基本无自然产能目前投入开发的区块除埋藏较浅的樊147块有自然产能外,其他区块只有个别井有自然产能。椐有自然产能井统计看，均为砂坝微相，最大单层厚度一般大于2米，电测解释渗透率一般大于5 *10-3m2，孔隙度一般大于12%。 表1-6 自然产能统计井号射孔层位层数厚度(米)最大单层厚度(

14、米)渗透率(10-3m2)孔隙度(%)初日油(吨)目前日油(吨)累油(吨)高89-3 S4814.75.987.1418.58343.717329高89-5 S4716.83.956.116.8205.112793高891-3 S435.92.625.5215.2164.48264高899-1 S4710.336.6 12.6 44.334722、弹性开发递减大、采收率低大型压裂弹性开发实现了经济有效动用，但弹性开发递减大、采收率低。自2004年，采用大井距大型压裂弹性开发方式，突破了初期产能关，统计大型压裂投产的85口井，平均第一个月单井产量12.7吨。到2008.12月累计动用地质储量12

15、14万吨，新建产能15.9万吨。表1-7 滩坝砂新区产能建设情况统计表时间(年)区块面积(Km2)储量104t方案完成情况产能跟踪(年产油) 104t总井口新井口新建 产能104t单井初产t百万产能新增投资(亿)2005200620072008日油t单井日油t单井累油104t2005高89-14.32521311420.5223.194.663.852.7378.56.51.1312006高8917.130714102.912.125.42.883.62.3475.75.40.642007樊1432.716917152.912.249.13.182.7271.74.20.362007樊1449

16、.640121183.515.641.33.192.6486.94.80.372008681.4557.63.60.15小计25.71214816715.912.73.197.5413.82370.44.60.47第一个块是高89-1块，新钻井11口、新建产能4万吨，初期单井日油20.5吨，目前单井日油7.9吨，三年平均单井累油1.036万吨，实现了方案设计目标，获得较高的经济效益。表1-8 高89-1块方案指标完成情况（拉齐）年日产（吨）单井年产油（吨）单井累产油（吨）区块设计实际设计实际设计实际井数(口)累油(万吨)113.111.5479141364791413

17、6135.37626.79.32459336472507500139.74935.27.9191128619161103611010.3644.410.116213630107821399022.79853.914351221763.6130113518但是由于物性差，依靠弹性开发存在递减快采收率低的问题，第一年递减率平均35%，第二年递减率高达25%，第三年以后递减率减缓；根据数值模拟结果，弹性开发采收率低仅8.9%。表1-9 弹性开发生产规律区块项目第一年第二年第三年第四年第五年梁112开井数1314141313单井年油t18552595142614601120单井累油t237049656

18、39082378763自然递减率%40.925.17.44.6高89-1开井数211141514单井年油t25572772332029922612单井累油t255732365863846411310自然递减率%502312高891开井数24141414单井年油t91617551784 2313 1698单井累油t91622132416 4729 6427 自然递减率%15.426.813.83、启动压力高，注水开发难度大 储量丰度低，要求按大井距部署井网，储层物性差要求小井距，比如樊159块，储层平均渗透率只有1-5*10-3m2，平均孔隙度10.9%，易流半径只有5-10米，极限渗流半径只有

19、48-97米，但是经济极限井距为250米。经济井距远大于技术井距、井网确定难度大。 表1-10 经济井距与技术井距渗透率 (10-3m2)地下油粘度(mPa.s)理论极限半径（m）理论极限排距（m）理论极限井距（m）经济极限井距（m）11.547.895.6135 25021.564.9129.8184 25031.577.6155.1219 25041.588.1176.1249 25051.597.1194.3275 250通过整体压裂改善储层渗流条件，但同时也加剧了储层的非均质性， 一定程度上降低了驱油效率和波及系数，加大了特低渗油藏开发的难度。因埋藏深、渗透率低、孔喉小、启动压力高等原

20、因，造成沙四段滩坝砂油藏常规注水开发难以经济有效动用。二、积极研究与实践，探索滩坝砂油藏开发技术面对滩坝砂油藏开发难度大的问题，提出了通过注二氧化碳、注水提高采收率，利用水平井提高储量控制程度的工作思路，通过室内研究和现场试验取得了显著的效果，使滩坝砂油藏的开发技术再获突破。（一）积极探索二氧化碳驱提高采收率技术1、室内试验证明滩坝砂油藏可实现二氧化碳混相驱 为了研究滩坝砂油藏二氧化碳混相驱的可行性，采用高89块高89-4井原油和花沟气田的二氧化碳作为试验样品，进行了膨胀试验、细管试验、长岩芯驱替试验。（1）CO2混相驱地层原油体系相态变化研究（膨胀试验）注入CO2后高89块高89-4井地层原

21、油饱和压力的测试数据表明，当饱和压力24.73MPa时，CO2在地层油中的溶解度为132.33m3/t，表明高89块高89-4井地层原油对CO2有很强的溶解能力。注气压力越高CO2在原油中的溶解能力越强，从而越有利于提高驱油效率。原油体积变化试验：注入CO2后，地层原油体积膨胀，随着原油中溶解的CO2越多，体积膨胀系数越大。当CO2在原油中的溶解度为132.33m3/t，膨胀系数达到1.26，对提高产能十分有利。气驱时注入压力越高，CO2在原油中溶解的量越大，地层原油体积膨胀越大，从而越有利于提高驱油效率。原油粘度变化试验：注入CO2后，地层原油的粘度就大幅度下降，当溶解度等于132.33m3

22、/t时，地层原油粘度由原始的1.98 mPa.s下降到0.585mPa.s，降低幅度达70.45%，有利于提高驱油效率。（2） CO2驱油混相压力实验研究（细管试验）根据细管实验驱替结果得到的驱替效率与驱替压力关系曲线见下图。图2-1 采收率与驱替压力的关系曲线从图中可看到，采收率与驱替压力的关系曲线在压力等于28.94MPa处出现突变性的转折，当驱替压力小于28.94MPa时，采收率较低，为非混相或部分混相驱替过程，驱替效率随驱替压力的增加而增大；而当驱替压力大于28.94MPa后，采收率很高（95%），这时的驱油机理已转变为混相驱替，继续增大驱替压力，采收率只有很小的增加，曲线呈现平台。根

23、据细管实验结果和混相判断标准，可以确定CO2气与高89块高89-4井地层原油发生多次接触混相的最小混相压力为28.94MPa。由于混相压力低于原始地层压力13.00MPa，因此能够进行CO2混相驱。（3） CO2气驱方式与驱油效率研究（长岩芯驱替试验）通过室内长岩芯驱替试验进行了CO2驱注气方式和驱油效率的研究，长岩芯驱替试验能达到以下几个研究目的：比细管实验更接近现场驱替的条件；研究什么样的CO2注气方式更有利于提高采收率；为进一步的数模工作提供基础数据。本次长岩芯驱替试验所用的岩芯为高89块高89-8井岩芯，挑选12块岩芯拼接成直径为2.50cm、长度为95.90cm的岩芯组, 岩芯之间用

24、特殊材料连接。进行了三次长岩芯驱替试验：完全水驱后完全CO2混相驱；完全CO2混相驱后水驱；CO2和水交替注入混相驱后水驱。研究结果表明：在目前地层温度压力下，完全水驱采收率是33.50，完全水驱后持续CO2驱的最终采收率是85.64，初始持续CO2驱后转长期水驱的最终采收率是79.58，初始持续CO2和水交替注入驱后转长期水驱的最终采收率是81.56。试验证明：气驱比水驱驱油效率提高46%；根据高89-4井组数值模拟结果:二氧化碳混相驱31%,比水驱提高采收率10%左右，比弹性驱提高20%。2、二氧化碳驱先导试验显曙光经过2年多的前期研究论证，2008年筛选了高89-1块高89-4井组实施C

25、O2驱提高采收率先导试验。（1）高89-4井组二氧化碳驱主要做法优选井组选择高894井进行现场试注，基于以下4个优点：一是井组有较为丰富的物质基础，含油面积0.88km2、地质储量51.7104t；二是注气井周围生产井多，周围一线生产井6口，均有可能受效；三是井组连通性相对较好，主力砂组1、2组连通率95.3%；四是井组范围内储层物性相对较好，孔隙度12.5%、渗透率4.710-3um2。优化注入工艺注入井口的选择：注气井口选用江苏金石机械集团KQ60/65型13Cr不锈钢井口，具有良好的密封、防腐性能,能承受60MPa的压力，耐受温度可低至46。注入管柱的选择：井下油管选用宝钢3Cr不锈钢油

26、管，油管之间采用气密扣连接；注气工具由中原采油院特种封隔器研究中心研制，选用40Mo钢材，具有良好的气密及防腐性能。优化注入相态根据国内外同类型油藏CO2驱调研结果，选用液态CO2作为注入剂，容易注入；井组试验井口设备少、能耗小，节约投资，且液态CO2便于运输。筛选计量设备液态CO2计量仪表选用适合介质为液态CO2的涡街流量计LWP-DN50-42MPa，精度1.5级，适用环境温度在-30至55，最高耐压42MPa，耐压耐温性能和精度要求都能够满足井组试验需求，而且数字显示、可远传，实现远程数据实时监控。油井计量采用DJFA全自动油井计量集输装置，集多功能全自动油井计量集输工艺技术、新型管式旋

27、流分离多相计量技术、多相参数不相关测量技术、无线远程测控技术等为一体，具备现有计量站油井计量、集输等基本功能外，还具有多井全自动化操作、多相连续准确计量、无线远程监控等功能，实现油井网络化管理，适用于各种工况、不同油气比、易结蜡等复杂条件的计量。（2）高89-4井组CO2驱效果地层能量逐步恢复高89-4井于2008年元月2日开注，初期泵压5MPa，油压3MPa，日注35吨；目前注气油压4.0-4.9MPa、日注55吨、累注气13515吨，油压上升幅度在1-2 MPa波动，折算地下体积2.47万方,井组累计注采比0.61；注入井底压力测试由3月的23.2MPa上升到9月的26.3MPa，上升3.

28、1MPa，井组油井平均动液面回升了200米。随着地层压力的恢复，启动压力上升2.5MPa，但吸气指数大幅度上升，单井吸气能力增强：早期吸气指数10.06吨/天.MPa，启动压力为0.9MPa；目前吸气指数94.3吨/天.MPa，启动压力为3.4 Mpa。产量稳中有升从油井生产状况及监测资料分析来看，周围6口井初步见到注气效果，井组日油能力由注气前的41吨上升到目前的47.4吨，井组气油比由55上升到76m3/t；按递减法计算井组累计增油达3570吨，其中G89-11、89-5、891-7、89-1等4口井见效明显，整个区块的自然递减由20%下降到-16.7%，折算年增油13400吨。原油性质变

29、好由于二氧化碳有抽替原油中轻质组分的作用，经过气驱后，高89-4井组油井原油性质变好，各井的原油动力粘度和凝固点都呈下降趋势。表2-1 高89-4井组油井原油性质统计表井号G89-1G89-5G89-9G89-10G89-11G891-7日期动力粘度mPa.s凝固点动力粘度mPa.s凝固点动力粘度mPa.s凝固点动力粘度mPa.s凝固点动力粘度mPa.s凝固点动力粘度mPa.s凝固点2008.113.173316.853617.43611.223318.183412.45322008.312.073512.743216.943313.43312.34322008.512.273014.7331

30、13.413011.5328.82911.46312008.710.54299.942810.733012.49288.372711.4229（3）高89-4井组CO2驱认识高89地区薄互层特低渗透油藏适合注CO2高89地区薄互层特低渗透油藏埋藏深度在2700-3400米，且都是高压异常油藏，原始地层压力系数在1.3-1.5，利于达到混相驱压力；无边底水，基本不含水，有利于减轻注采设备及管网的腐蚀；孔隙度在12-17%、渗透率在1-510-3um2，符合注CO2混相驱条件。目前试验井组6口油井有4口见效，产能稳中有升，见效效果好。结合对二氧化碳混相驱条件调研结果认为，纯梁地区滩坝砂油藏均符合条

31、件。二氧化碳驱油藏筛选标准筛选参数筛选标准滩坝砂对比结果油藏条件下原油粘度, mPa.s121.59符合油藏条件下原油密度, kg/m32562.5符合油层深度，m10002800-3300符合孔隙度饱和度0.040.065符合原始油层压力，MPa1041.8-48符合原油储集丰度，m3/km2.m3900086650 符合地层压力, MPa最小混相压力预测符合目前CO2地下相态达到拟混相状态根据试验结果，在26MPa的压力下， CO2注入地下，与原油形成拟混相状态，细管驱油效率已经达到80%。图2-2 不同压力下细管驱油效率与注入倍数的关系曲线见效情况基本与方案一致从生产情况来看，见效情况基

32、本与方案一致，井组6口油井目前已经有4口见效，其中高89-1、891-7产能高于方案预测。受效方向主要受裂缝方向和储层物性的控制处在裂缝方向上的高891-7见效早，油气比上升快。物性分布也控制见效速度，高89-5井与高89-4井距离达520米，是第二口明显见效油井，目前日油5吨，是注气前的2倍，从孔隙度、渗透率分布图上可以看出G89-5G89-4G89-11连线区域储层物性好，是高89-11、89-5见效早、见效快的原因。图2-3 高89-1块沙四段主力小层孔隙度等值图图2-4 高89-1块沙四段主力小层渗透率等值图经济效益评价高89-4注气井组年注气13500吨，2008年年增油3570吨，

33、吨油二氧化碳950吨，油价70$35/bbl，投入产出比0。97。高89-4注气井组增量总投资450万元，项目评价经济有效期14年内增量累产油量14.29104t。在原油不含税价格为1990元/t（$35/bbl）的条件下，项目增量税后的内部财务收益率为28.9%，税后财务净现值为1342万元（ic12%），投资回收期3.9年，项目增量税后的主要财务评价指标达到了行业基准的要求，在经济上可行，且项目抗风险能力较强。（二）深化机理研究，探索滩坝砂特低渗透油藏注水开发可行性 与注二氧化碳相比，注水是既经济又成熟的能量补充方式，但是由于滩坝砂油藏物性差，常规注水开发难度大，因此通过大量的研究和试验，

34、对滩坝砂油藏注水的可行性进行了探索和实践。1、利用水驱油试验初步确定了注水开发技术界限（1）束缚水下油相启动压力研究低渗透砂岩储层的渗流特点如下： 渗流时存在启动压力梯度； 渗流规律呈非线性特征、岩石的渗透率不是常数，随压力梯度变化；图2-5典型非达西渗流曲线示意图低渗透砂岩储层中流体流动的横截面积是可变的。岩石孔隙中的流体分为体相流体（位于孔隙中间不受边界影响）和边界流体（位于边界，受孔隙壁面影响）。低渗透油藏孔隙细小，边界层流体在孔隙中所占的比例较大。当边界层厚度达到岩石最大孔隙中间时，岩石中流体流动存在启动压力梯度；当边界层厚度小于岩石最大孔隙半径时，不存在启动压力梯度，启动压力梯度为零

35、。随压力梯度增加，较大孔隙中参与流动的流体的数量增加，同时当大于较小的孔隙的启动压力梯度后，较小的孔隙中的流体也开始参与流动。因此，随压力梯度增加，流速与压力梯度的关系呈如图所示的曲线。通过室内试验和油藏工程研究推导出高89地区滩坝砂油藏束缚水下油相最小启动压力梯度、临界启动压力梯度与的关系如下：图2-6 油相最小启动压力与的关系 图2-7 油相临界启动压力与的关系束缚水下油相最小启动压力梯度与的关系式为： 式中：为油相最小启动压力梯度，MPa/cm；油的粘度，mPa.s；R相关系数（小于1），小数。油相临界启动压力与的关系见如图2-3： 由上述公式的相关系数可知，束缚水下油相启动压力与气测渗

36、透率、流体粘度之比有很高的相关性。只要知道地层条件下岩石的气测渗透率和油的粘度，由上述公式可以求得启动压力及非线性渗流段的表达式。当O=1.5mPa.s，由上述回归公式计算不同渗透率岩芯的最小启动压力梯度、临界启动压力梯度如下表所示（地下原油粘度=1.5mPa.s）： 表2-2 启动压力梯度与气测渗透率关系气测渗透率/10-3m20.3050.551.72.3最小启动压力梯度MPa/cm0.0222 0.0128 0.0044 0.0034 临界启动压力梯度MPa/cm0.1161 0.0586 0.0158 0.0111 （2）油水两相渗流启动压力研究两相渗流启动压力指：两相渗流时，某一饱和

37、度下流体开始流动时的启动压力。测定时，油水比例保持不变即岩芯中的含水饱和度保持不变,测定不同总流量下流动稳定后的油水的流速及压差，绘制油和水的流速及压差关系，按曲线趋势求得流速为零时的压力梯度即为该油水比（或饱和度下）的油或水的启动压力。 根据实验结果,不同油水比例（不同含水饱和度）下，油水的流量-压差关系如图所示。图2-8 不同饱和度下油水两相流量与压差的关系图2-9 两相启动压力随饱和度变化曲线图 油水比例保持不变即岩芯中的含水饱和度保持不变,按启动压力定义,在某一含水饱和度下,油水开始流动时的压力梯度，或流速为零时的压力梯度。由图2-9可得不同含水饱和度时的油水启动压力。由图2-8和2-

38、9可以看出：油水两相共同参与渗流时，在同一个饱和度下，油相和水相的启动压力值是相同的。两相渗流启动压力是随饱和度的增大而逐渐减小的,在束缚水饱和度下启动压力值最大,在残余油饱和度下启动压力值最小值。（3）油水两相渗流驱油效率研究 利用高89地区气测渗透率在0.5-11.5*10-3m2的岩芯，在稳态条件下，进行了油水两相渗流试验，如下图。 渗透率越低两相共渗区越窄，渗透率0.5*10-3m2只有的岩芯两相共渗区8.8%，渗透率11.5*10-3m2的岩芯两相共渗区24.6%。图2-10 滩坝砂油藏油水相对渗透率曲线图2-11束缚水饱和度与气测渗透率的关系 图2-12 残余油饱和度与气测渗透率的

39、关系通过试验数据分析，发现残余油饱和度、与岩石的气测渗透率有很好的相关性，其关系为： 只要知道岩石的气测渗透率就可求的相对渗透率曲线。根据残余油饱和度和束缚水饱和度计算出驱油效率（），不同岩芯的驱油效率见下表：表2-3 不同渗透率岩芯驱油效率计算Kg/10-3m2残余油饱和度Sor/小数驱油效率/%（f=98%）驱油效率/%（f=100%） 0.50.3525.227.2 0.70.3426.429.9 0.80.3327.530.8 2.4460.3037.240.93.6840.2840.543.711.510.2550.553.7 滩坝砂油藏渗透率一般在1*10-3m2左右，纯砂岩的驱油

40、效率只有30%。（4）注水开发的技术界限根据启动压力和理论注入压力研究注水可行性由岩芯实验测试结果得： 式中：为油相最小启动压力梯度，MPa/cm；水的粘度，mPa.s；kg气测渗透率，。与气测渗透率的回归关系为： 开始注水时，假设在注水井周围形成稳定的流动区域，水井注入量为Q，注水井和生产井距为2R，考虑启动压力梯度的影响时，井口注入压力=井底注入压力减去井筒内水柱产生的压力，即： 高89地区块在不同的驱动半径下，不同注入量和不同渗透率下的井口注入压力见下图。图2-13高89块不同产量和驱动半径下的井口注入压力在同一个注入产量q=15m3/d（注入强度为2.05 m3/d/m），不同的渗透率

41、地层的作用半径如表2-4所示。由水驱油实验结果，不同渗透率岩芯的水驱油效率见下表。表2-4 高89块不同渗透率和驱动半径下的井口注入压力作用半径/m51050100150200驱油效率气测渗透率/md注入压力/MPa0.559.166.483.590.895.198.128.80.851.257.672.578.982.785.332.4147.353.266.972.776.278.634.1234.938.948.152.154.556.139.4327.930.837.540.442.143.342.54.721.423.327.529.330.431.146618.72023.124.

42、525.325.947.88161719.12020.621501014.515.216.717.417.818.151.83010.410.410.410.410.410.460.18由图2-13可以看出，注入压力为40MPa时空气渗透率小于1的地层作用半径小于5m，空气渗透率小于2的地层作用半径小于10m。因此渗透率小于2的地层难以动用。3的地层作用半径大约为90m左右，即排距应小于180m。结合前面不同渗透率对应的驱油效率及水驱采收率的预计，高89地区滩坝砂油藏注水开发渗透率界限为3。（5）极限供油半径的研究通过实验已得出滩坝砂岩芯最小启动压力梯度与岩石气测渗透率及原油粘度的关系： 式中

43、：为油相最小启动压力梯度，MPa/cm；油的粘度，mPa.s；kg气测渗透率，；R相关系数（小于1），小数。对于特低渗透油藏渗流存在启动压力，按稳定流动计算时压力梯度表达式为：令为束缚水下单相原油渗流时的最小启动压力，上式积分得： 当流速很小时，(1)式右端为零，且积分得：，则： 取,因最小启动压力是在流量=0.005ml/min时测得的（岩心直径=2.5cm，流速=0.001cm/min），而选用较高的流速比较符合实际。当流速加倍时启动压力梯度也加倍。由上式得： 图2-14极限供油半径 图1.8 极限半径与渗透率关系分布图通过渗流基础研究，初步确定了滩坝砂油藏的注水条件：物性条件-空气渗透率

44、大于310-3m的油藏可以注水开发；油藏渗流物理特征-储层亲水、敏感性不强、水驱效率相对高（大于40%）；储层砂体发育稳定、连通性好。油水井平均单井控制可采储量1.0万吨以上。水质要达到A1级标准，水性要与储层及流体配伍。根据以上条件，滩坝砂油藏目前可以注水开发的储量大约有1000万吨。2、滩坝砂特低渗透油藏注水试验初见成效参照滩坝砂油藏注水开发条件，2008年选择樊144、梁108两个弹性开发单元进行注水开发试验。表2-5 注水试验区块基础数据表区块面积储量油藏物性原井网注水井网设计备注km2104t孔隙度%渗透率10-3m2樊1441.393 12.73.7206*550排间加密新井小型压

45、裂梁1081.177 17.95.6300米不规则井网井别调整老井全部大型压裂（1）主要做法合理部署井网、井距加强裂缝资料的录取，确定注水井排方向，樊144块平均裂缝方向北东62.4，注水井排方向与裂缝方向一致。根据物性参数计算的极限供油半径来确定排距，根据极限供油半径和裂缝半长确定井距。根据井距优化加密井压裂半缝长根据井距和极限供油半径，樊144块加密井裂缝半长需要控制在50-80米，按照裂缝半长与加砂强度的统计规律每米加砂量3立方米左右。严把注入水水质关注入水水源利用配伍性较好的樊128块采出水与清水的混合水，并经过精滤处理。合理调整工作参数由于压裂后加剧了地层的非均质性，再加上储层分布、

46、地层倾角的影响等，导致注水流线具有方向性，主要通过有针对性的油层改造措施、调参、调水等措施控制水线推进。（2）试验效果及认识水井不压裂可以完成配注，射孔投注的樊144-15、16注水启动压力14.8-23MPa，吸水指数14-19.5m3/d.MPa。樊144块投注3口井，从投注时间较早的两口来看,两口井初期油压不高,随着注水时间的延长,注水压力有所升高,从近两个月看，油压基本稳定，因油井见效快，为保证实施效果，防止油井水淹，按方案设计低配注注水。表2-6 新水井注水情况统计表井号投注初 期2008年12月备注油压(Mpa)套压(Mpa)日注油压(Mpa)套压(Mpa)日注累(m3)(m3)注

47、(m3)樊144-151211302524.5307676不压裂樊144-162221.5302827.5307342不压裂樊144-1417.518302827.5304728压裂梁10810810121248245176764大型压裂梁108-41421372127527217195大型压裂梁108块投注2口，注采井距300米，转注方案自1月实施，注水油压2227MPa，启动压力21.625.1MPa，吸水指数15.6-37.8m3/d.Mpa。油井见效明显，樊144块注水井区动液面较注水前和弹性开发井区液面上升近500米，单井增油2.5吨，从见效方向分析裂缝是主导因素，其中樊144、14

48、4-7井因双向受效和裂缝影响，合计日增油5吨，如樊144-7井，该井裂缝方位127.7，半缝长150米，注采井距220米，缝端距离水井110米，注水见效期仅一个月；樊144井双向受效，该井日产油从注水前的5吨上升到了8吨，液面从1450米上升到了1050米，上升了400米。梁108块井组见效特征为油层厚度大的梁108井组优先见效，注水见效期1-2月，日产油量由14吨上升到21吨，见效最好的梁108-3动液面上升了400米，日产油上升5吨，达到投产初期的产量。 大型压裂弹性开发、地层压力下降后再注水恢复地层压力可以获得较好的注水效果，证明地层压敏不强，该做法有利于延长低渗透油藏无水采油期。梁10

49、8块注水前油井井底压力已经下降到18Mpa，压降达17Mpa。但是注水后梁108-3日产油上升5吨，达到投产初期的产量。 （三）水平井分段压裂逐步成为滩坝砂油藏开发的技术发展方向水平井分段压裂在滩坝砂油藏的应用主要基于泥岩夹层对裂缝的伤害试验和砂泥岩剖面地应力研究。水平井分段压裂主要解决了低丰度储量的动用问题。1、泥岩夹层的伤害试验证明泥岩夹层对压裂、注水伤害很小（1）薄互层特低渗储层粘土膨胀测试研究为了研究储层岩样在不同存在状态下的粘土膨胀性能，在不同层段选取了三块岩样，首先研究岩芯在柱状状态下的膨胀性能，然后再将同一岩芯碾碎成粉末状，再进行相同条件下的粘土膨胀测试实验研究，实验过程中考虑了温度对粘土膨胀的影响。表中的实验结果表明，以块状形式存在的岩样其粘土膨胀率很低，而以粉末状存在的岩样其粘土膨胀率要高出几十倍，这说明在地层条件下储层的膨胀率要比想象中小的多，而且与温度关系不大，即在地层条件下，很多的泥岩夹层并不会发生水敏膨胀效应。（2） 薄互层泥岩夹层伤害机理实验研究纯梁油田以低渗透油田为主，绝大部分油区在开发初期都需要进行压裂生产。高89属于特低渗薄互储层，