“三低复杂油藏开发技术对策研究

“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“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…………………………………………………………251“三低复杂油藏开发技术对策研究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；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：①储层原始产能低，难以求得稳定的产量和液性；②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；③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2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)3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，压降漏斗很陡。如果流动压力低于饱和4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：wwpffBaPRN1197.1011（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0.1MPa。在此基础上，计算最低合理流动压力：101FfPfPHHPP（2）式中:Pwf—最小合理流动压力，MPa;Pp—泵口压力，MPa；ρ0—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；5Hp—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1.5～2.0MPa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61.3MPa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1.1～1.2左右。化子坪区目前单井日产油1.84t，单井日产水4.67t，地层原油体积系数1.213，平均单井日注水应为23～25m3，.该区油层有效厚度15.21m，因此该区合理的注水强度应为1.5～1.6m3/（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1.4～1.6m3/（m·d），注水强度大7于1.6m3/（m·d）时含水上升速度快。注水强度小于1.2m3/（m·d）时，递减速度加大。综合分析该区合理的注水强度在1.5m3/（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，动液面上升速度快的油井下调注水量，平均单井注水量由31m3下调到27m3，注水强度由1.8m3/（m·d）下调到1.6m3/（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28m3，注水强度由1.2m3/（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0.59m3/（m·d）。图4化子坪区生产压差与采油强度关系图83.4.2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0.51～0.63m3/（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0.6m3/（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9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；10(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11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