第7章非常规油气

第1页第七章非常规油气第2页主要内容第一节低渗透油藏开发第二节致密气藏开发第四节煤层气藏开发第三节页岩气藏开发第七章非常规油气第3页主要内容第一节低渗透油藏开发1.低渗透油田开发特征2.低渗透油田开发基本原则和部署3.开发低渗透油田的主要工艺技术世界上对于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，变化范围较大。前苏联将储层渗透率低于100×10-3m2的油田算作低渗透油田。罗蜇谭、王允诚（1986）将渗透率小于100×10-3m2的油层划分为低渗透油层。严衡文等（1993）将渗透率为10-100×10-3m2的储层划分为低渗透储层，0.1-10×10-3m2的储层为特低渗透率储层。唐曾熊（1994）划分的低渗透油田储层渗透率为10-100×10-3m2，小于10×10-3m2为特低渗透油田。低渗透油田的定义第一节低渗透油藏开发低渗透油田指储层渗透率介于0.1～50×10-3m2之间的油田（李道品等，1997）。低渗透储层的典型特征是具有启动压力梯度，呈现出非达西型渗流特征。图1-1不同流态的渗流曲线第一节低渗透油藏开发类型渗透率(×10-3μm2)生产特征实例中低渗透50-100产能不需压裂也可达到工业标准。－一般低渗透10-50自然产能较低，但可达工业标准，压裂后可获较好开发效果和经济效益。－特低渗透1-10自然产能低，未达工业标准，需大型压裂改造和相应的配套措施才能有效开发。长庆油田大庆榆树林油田吉林新民油田超低渗透0.1-1基本无自然产能，仅在特殊条件下方可开采。延长油矿的川口油田低渗透油田的分类注：上述分类针对油层为基质岩块，若存在裂缝，则分类界限需重新界定。第一节低渗透油藏开发①分布广泛在我国，低渗透在21个油区中皆有分布，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储层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。我国低渗透油藏的特点第一节低渗透油藏开发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，低渗透油藏储量仅为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第一节低渗透油藏开发1.低渗透油田开发特征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井吸水能力强，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1.低渗透油藏开发特征1.1自然产能低，生产压差大，压裂后增产幅度大低渗透油田油井生产能力数据表低渗透油层在经过压裂后，增产幅度较大产油量(t/d)生产压差(Mpa)采油强度(t/d.m)米采油指数(t/d.Mpa.m)产油量(t/d)生产压差(Mpa)采油强度(t/d.m)米采油指数(t/d.Mpa.m)榆树林扶、杨142.260.860.069-10.10.61-0.65新立扶、杨9.26.52.611.260.1960.0259.711.040.710.095乾安高、葡7.65.486.47.020.60.1213.96.252.790.174新民扶、杨9.97.404.30.43渤南沙二、三9-3550.73.829.2桩74块沙三下24.96.12.116.7濮城沙三上10.8616.4890.7360.08127.7卫城沙四26.92.84.415.2安塞长610.42.203.63.20.3460.108鄯善三间房26.36.212.516.380.4750.02922.96.130.870.142单井自然产能压裂后单井产能油田开采层位有效厚度(m)空气渗透率(×10-3μm2)1.低渗透油藏开发特征1.2采用消耗方式开发，产量递减快，压力下降快，一次采收率低低渗透油田一般边底水都不活跃，天然能量不充足，再加渗流阻力大，能量消耗快，采用自然消耗方式开采，产量递减快，地层压力下降快，一次采收率低。根据国内一些低渗透油田的统计，在依靠天然能量开采阶段，产油量年递减率一般在25-45%之间，最高可达60%，地层压力下降快，每采出1%的地质储量，地层压力下降3.2-4MPa。1.低渗透油藏开发特征油田开采层位产油量年递减率(%)采1%地质储量压力下降值(MPa)备注新民扶余、杨大城子604.89生产1年产量下降2/3，压力下降50%安塞长625.8-32.23.94榆树林扶余、杨大城子67-67沈95断块沙三28.7克拉玛依八区乌尔禾45.4新井投产6-8月产量下降55%高尚堡30断块沙三44.22.75尕斯库勒E31353.52纯化沙二上、沙四3.19濮城沙三上5-104低渗透油田压力、产量变化数据表1.低渗透油藏开发特征地层压力在投产后的3个月内，从19.76MPa下降到16.29MPa，日产油从平均8.5t下降到平均5.5t；动液面从1514m上升到1728m。榆树林油田东区产量递减曲线1.低渗透油藏开发特征低渗透油田依靠天然能量开采，一次采收率低。据美国和加拿大50个低渗透油田的统计，在渗透率分别为100-50×10-3m2，50-10×10-3m2和小于10×10-3m2时，相应的采收率分别为14.9%、14.8%和13.1%。我国低渗透油田计算的平均弹性采收率为3.2%，平均溶解气采收率13.9%。1.低渗透油藏开发特征1.3注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高19801981198219831984198519861987198819891990注水井数（口）1719232324293795150180199注水井泵压(Mpa)17181918.518.5202122252626注水井口压力(Mpa)15.516.517.916.818.219.319.220.722.32424.2平均单井日注水量(m3)128111127106151158143132121129121视吸水指数[m3/(d·Mpa)]8.36.77.16.38.38.27.46.45.45.45渤南油田注水数据表1.低渗透油藏开发特征199719981999200020012002200320042005注水压力(Mpa)8.29.91111.211.611.111.411.512.2启动压力(Mpa)7.78.79.29.69.69.81010.510.8单井日注水量(m3)747268737363515246吸水指数(m3/(d.Mpa))726459575456585054某低渗油田历年注水状况数据表低渗透油田注水井吸水能力低的原因：1、油层渗透率低；2、注采井距偏大；3、油层受伤害、污染及堵塞。1.低渗透油藏开发特征注采井距偏大、油层连通性差，则注水井的能量（压力）难以传递、扩散出去，致使注水井井底附近压力蹩得很高。这类注水井的指示曲线一般是平行上移，斜率不变，说明吸水指数并未降低，主要是驱动压力升高，有效的注水压差减小，导致注水井吸水量低。1.低渗透油藏开发特征1.3注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高注入水质不合格或者作业压井液不合格、不配伍，会污染和堵塞油层，也降低注水量。这类井的指示曲线一般是斜率增大，表示吸水指数下降。针对造成的油层伤害，应采取相应的解堵措施，恢复和提高注水井吸水能力。辽河油田静安堡油田沈95断块，油层粘土含量高，注入水质不合格，含铁、含油严重超标，结构严重，导致注水压力升高，吸水能力降低。1990年转注9口井中2口井长期注不进水，7口井初期在注水压力16MPa下，日注水仅70-100m3，2-3个月后，日注水降为50m3，注入压力增至20MPa。1991年采取解堵，注热水，并挤防膨剂进行先期处理后，注水问题得到解决。1.低渗透油藏开发特征1.4油井见注水效果缓慢，压力、产量变化不如中高渗油层敏感低渗透油层渗流阻力大，注水井到油井间的压力消耗大，注水井作用给油井的能量就很有效，因此见注水效果时间晚，见效后压力、产量恢复幅度不大。根据鄯善、榆树林、安塞、老君庙M层和新立等油田的统计，在井距250-300m条件下，油井一般在注水后6个月左右开始见效。1.低渗透油藏开发特征树61-621树61-622树32树61-62树59-60树60-63树61-64树61-65有效厚度(m)12.225.433.728.922.48.710.422连通厚度(m)12.216.227.325.210.87.710.46.4初期投产时间(年.月)1991.61991.61991.61991.91991.51991.61991.61991.6日产油(t)13.313.410.911.310.310.84.910.1采油强度(t/(d.m))1.90.530.320.390.51.240.470.46转注时(1991)日产油(t)8.37.58.49.57.68.11.76.5采油强度(t/(d.m))0.680.30.250.330.340.980.160.29见效期投产时间(年.月)1991.121991.121992.81992.11993.11992.41992.61993.1日产油(t)9.586.28.24.85.92.54.1采油强度(t/(d.m))0.780.310.180.280.210.680.240.19最高时日产油(t)11.612.28.28.74.876.226.1采油强度(t/(d.m))0.950.480.240.30.210.80.310.28稳定时日产油(t)912674.561.65.6采油强度(t/(d.m))0.740.470.180.240.20.690.150.25榆树林油田32井区油井见效情况表该井区油井见效时间6个月，见效后平均最高产量只有投产初期的72.6%。1.低渗透油藏开发特征油井注水见效的早晚除了与注采井距有关外，还与投注时间、注水强度、注采比和油层连通程度等有关。根据榆树林油田不同注水时间、不同注水强度条件下油井见效快慢和效果程度的现场试验：早期（同步）注水区块见效时间快、见效井比例大，产量恢复程度高；晚注水区块见效时间慢，见效井比例小，产量恢复程度低。注水强度大、注采比高的区块，见效状况好。1.低渗透油藏开发特征榆树林油田油井见效情况表区块注水时机油井数（口）见效井数（口）见效比例(%)单井产量(t/d)产量恢复程度(%)投产初期见效前见效后树32滞后5个月19126310.74.85.652.3树332滞后6个月4121518.72.64.349.4树34同步15106784.9675东16同步69507312.36.89.375.6东14滞后1个月361646.67.95.16.784.8全油田1791096110.45.47.370.2同步或早期注水，产量恢复程度高。1.低渗透油藏开发特征低渗透油层由于渗流阻力大，注水井的能量扩散不出去，在注水井附近蹩成高压区，使注水井地层压力和注水压力上升快，注水产量很快降低；而生产井难以见到效果，地层压力和流动压力迅速下降，产量迅速递减。丘陵油田压力剖面图1.低渗透油藏开发特征龙虎泡高台子油藏压力剖面图1.低渗透油藏开发特征1.5裂缝性低渗透砂岩油田注水井