特低渗透油田高含水期提压增注技术研究——以鄯善油田为例

鄯善油田是埋藏深度3 018 m的特低渗透油田,主要产层为侏罗系三间房组砂岩,平均有效孔隙度12.8%,空气渗透率6.2×10-3μm2,具有非达西渗流特征。高含水期启动压力上升,难以形成有效压力驱替场,储层吸水及供液能力下降,层间矛盾加剧。应用泊松比法和水力压裂经验法研究破裂压力界限,从超破压注水和形成有效驱替压力梯度两方面论证了提压下限;通过理论计算、试井分析及现场试验确定了井层合理注水强度,确定了建立有效驱替压力梯度的合理压力。提压后,吸水剖面得到改善,对应采油井大面积见效。这为同类型油田开发后期注水结构调整提供依据,补充完善了特低渗透油田注水开发配套技术。     

鄯善特低渗透油田提压增注技术研究

应用泊松比法和水力压裂经验法研究破裂压力界限,从超破压注水和形成有效驱替压力梯度两方面论证了提压下限;通过理论计算、试井分析及现场试验确定了井层合理注水强度,确定了建立有效驱替压力梯度的合理压力。提压后,吸水剖面得到改善,对应采油井大面积见效。为同类型油田开发后期注水结构调整提供依据,补充完善了特低渗透油田注水开发配套技术。     

裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计

裂缝性特低渗透储层注采井网模式只有适应裂缝发育方向与强度,同时建立有效的驱替压力系统才能合理有效开发。以甘谷驿油田唐80井区三叠系延长组长6油层组裂缝性特低渗透油层为例,研究认为:原近于圆形的反九点丛式井网严重不适应裂缝性特低渗透储层渗流特征是造成开发效果差的主要原因;菱形反九点为首选初始基础井网,合理排距为140m,井距为500m;在开发后期适时调整为矩形反五点井网或排状注采井网,实现平行裂缝方向注水,垂直裂缝方向驱油。     

特低渗透油藏驱替及开采特征的影响因素

应用非达西渗流理论和非线性弹性渗流理论，分析了影响特低渗透油藏驱替及开采特征的主要因素。研究结果表明，启动压力梯度和毛细管压力是影响特低渗透油藏驱替特征的主要因素；而影响特低渗透油藏开采特征的主要因素是储层的弹塑性，即储层的压力敏感性。在特低渗透油藏的开发中应适当缩小注采井距提高驱替压力梯度，采取整体压裂措施减小启动压力梯度，通过气驱或活性水驱油减小毛细管压力，及时补充地层能量以减少压力敏感性对储层的伤害。     

鄯善油田提压注水试验应用效果评价

低渗油藏的主要特征是具有小孔隙、细喉道、高渗流阻力和低吸水能力。油井产油能力和吸水能力都非常低。流体在地层中的流动受毛管力、贾敏效应等因素影响,注水井大多启动压差大,要求注水压力高,注水难以达到配注要求。在低渗油田注水开发过程中,存在许多欠注井,常规的酸化、压裂增注的效果不明显。特别是Ⅱ、Ⅲ类储层压力扩散困难,不能建立有效的压力驱替梯度。为了增加驱动压力梯度,提高Ⅱ、Ⅲ类层的吸水强度,提高储量动用程度,制定并实施了微超压注水的技术对策（即提压注水）试验,经过一期和二期提压注水,收到了很好的效果。     

安塞油田特低渗透油藏有效驱替压力系统研究及注水开发调整技术

安塞油田特低渗透油藏的非均质性较强，注水开发启动压力梯度大，天然微裂缝较发育和油井见水后采液，采油指数下降等因素对注水开发效果的影响日益突出，应用压力叠加原理研究地层压力分布规律，计算注采井间压力及压力梯度分布曲线，结合室内试验及现场测试确定的启动压力梯度值，确定建立有效驱替压力系统的合理排距，开展以强化注水、不稳定注水、沿裂缝线状注水、注水产液剖面调整为主的注采调整以及裂缝侧向加密调整，取得了明显稳产效果。     

有效驱动系数对低和特低渗透储层开发效果的影响

低和特低渗透储层存在启动压力梯度,油水井之间能否建立起有效驱动是影响油田开发效果的主要因素。基于低渗透储层渗流特征,结合油田实际情况,分析了低和特低渗透储层压力梯度分布规律,确定了各类区块的启动压力梯度、有效驱动井距,回归了不同类型区块有效驱动井距和渗透率的关系,定义了有效驱动系数的概念,通过检查井、开发井资料研究了有效驱动系数对低和特低渗透储层开发效果的影响。研究表明,对于低和特低渗透油藏,要综合考虑开发技术和储层条件确定有效驱动井距,通过优化开发井网提高有效驱动系数。研究成果为正确制定此类油藏开发调整方案提供了依据,对于改善油田开发效果意义重大。     

大规模压裂注水开发一体化技术在特低渗透油藏的应用

X油田特低渗透油藏储层平均埋藏深度2 300 m,平均渗透率仅为2.1 mD,在开发过程中多数断块单井日注水低于15 m3,采油速度低于0.3%,严重制约该类油藏的规模上产。为实现该类储层的有效注水开发,引入了大规模压裂技术,在对大规模压裂提高单井产量及缩小注采井距主要机理研究的基础上,进行了压后水驱动态模拟,确定了大规模压裂井具有初期产量高、注水受效快、见效后含水上升快的水驱开发特征。针对压后水驱开发特征,提出了“邻井错层、隔井同层”的压裂方式及压后提压与周期注水相结合的注水能量补充方法。研究表明:大规模压裂技术可使单井产量提高至常规压裂的2.0倍,通过压裂设计及注水补充能量方式的优化可使水驱采收率提高至26%,实现了特低渗透油藏的有效注水开发。     

低-特低渗透油藏注水井吸水能力变化规律研究

结合新立油田注水开发矿场实际,通过对影响低-特低渗透油藏注水井吸水状况因素的研究与分析,系统阐述注水井吸水能力与储层渗透率、地层压力、注水压力及含水等指标之间的关系,研究了注水井吸水厚度与注水压力的关系,总结出不同类型注水井吸水指数变化规律和产生原因,并对裂缝性低-特低渗透油田注水开发中合理的注水调控政策提出了建议。     

特低渗透砂岩微观模型水驱油实验影响驱油效率因素

通过鄂尔多斯盆地延长组特低渗透砂岩微观模型水驱油实验,探讨了驱油效率的控制因素。研究发现,特低渗透砂岩储层水驱油过程中,润湿性不同,驱替机理不同。水湿储层表现为驱替机理和剥蚀机理;油湿储层表现为驱替机理和油沿孔道壁流动机理。特低渗透砂岩储层水驱开发中影响开发效果的因素较多,其中包括物性、孔隙结构、注入量、注水速度、润湿性等。特低渗透砂岩储层水驱开发效果对注水速度较为敏感。针对不同的储层,采取合适的注水速度,才能取得较好的开发效果。     

MB油田建立有效驱替的注采井网系统研究

如何有效开发动用低渗透油田储量,建立合理的井网系统是关键技术之一.MB油田为特低渗透、异常高压砂砾岩油藏,目前尚未正式投入开发.为更好地开发该油田,开展了建立有效驱动压力系统的井网井距研究工作.通过合理井网的系统研究,认为要建立有效的驱替压力系统,初期应布置成注采井数比小、注水波及系数高、初期具有一定采油速度的反九点井网.而且,在开采过程中,该井网可以根据实际情况适时地按照压力保持水平转为五点井网.MB油田的合理井距为200～250 m为宜.现场先导试验结果表明,在此井距下,注入水才能够较好地驱替地层原油,注采井之间才能建立有效的驱替关系.     

特低渗透油藏水驱规律及最佳驱替模式

为了进一步改善特低渗透油藏开发效果，提高水驱采收率，通过大量特低渗透油藏水驱开采特征研究，揭示了特低渗透油藏的水驱规律：在注水开发过程中，特低渗透油藏会首先沿现今最大水平主应力方向注、采井间开启注水动态裂缝，随着注水压力的升高，或将开启与之成最小角度的注采井连线方向裂缝，导致注入水沿裂缝方向注采井无效循环，造成油藏水驱开发效果很差。等值渗流阻力法计算结果也证明了面积驱替径向渗流转为裂缝线性侧向驱替平行流后可大大降低渗流阻力。由此提出了“沿现今最大水平主应力方向注水动态裂缝线性注水、侧向基质驱替”的井网转换模式。井网模式的转换避免了注水动态裂缝导致的注入水无效循环，消除了动态裂缝对储层非均质性的影响，减小了渗流阻力，扩大了水驱波及程度。现场应用效果显著，单井产能增加了一倍，平面波及系数提高了43.2%，水驱采收率提高了19.3%。     

坪北特低渗透油藏启动压力梯度实验与应用

坪北油田属低孔、特低渗、低压、低产油藏,目前正处于中高含水开发阶段,面临诸多特低渗透油藏普遍存在的问题,油田高效开发难度加大。分析了启动压力梯度对储层物性的影响和流动系数之间的关系,并对比了单项启动压力梯度和两相启动压力梯度的不同,研究了启动压力梯度对极限注采井距等开发因素的影响规律,并提出了相应的技术对策。结果表明,特低渗油藏必须明确启动压力梯度变化规律,从而选择合适注采压差,建立油水井间有效驱替,才能进一步改善开发效果。     

特低渗透油藏超前注水效果影响因素实验

特低渗透油藏超前注水开发方式具有良好的开发效果。以大庆油田外围特低渗透油藏扶余油层为研究对象,研究了超前注水的合理压力保持水平、渗透率、应力敏感性和启动压力梯度对开发效果的影响。结果表明:特低渗透油藏超前注水的合理地层压力水平应当保持在原始地层压力的120%左右,超前注水初期产液量高、见水早,但对含水率上升有一定抑制作用;储层渗透率越低,最终采收率提升的比例越大,在能够注入的前提下,渗透率越低越适合超前注水开发方式;扶余油层在超前注水开发方式下渗透率恢复率提升4.35%~12.71%,能够有效克服低渗透储层应力敏感性损害;超前注水开发方式能够通过恢复地层压力和克服应力敏感性综合影响启动压力,在现场试验的大井距下能够大幅降低启动压力,减小注水井的工作压力。因此,采用超前注水开发方式开发外围特低渗透油藏扶余油层具有较好的效果。     

低渗-特低渗储层微观水驱油特征及其影响因素

通过鄂尔多斯盆地延长组低渗-特低渗透砂岩微观模型水驱油实验,总结微观水驱油特征,探讨微观水驱油驱油效率的影响因素。研究发现,低渗-特低渗透砂岩储层水驱油过程中,水驱油特征主要表现为:驱油方式主要以非活塞式驱替为主;残余油主要以绕流残余油为主;非均质性越强,驱油效率越低;原油黏度越低,驱油效率越高;驱替速度不同,驱油效率不同;通道类型不同,去提效率不同;影响因素包括:物性;孔隙结构非均质性;微观孔隙结构;水驱倍数;驱替压力和开采方式。低渗-特低渗透砂岩储层水驱开发中影响开发效果的因素较多,但是主控因素是微观孔隙结构和非均质性。因此对于低渗-特低渗透砂岩储层水驱开发,应选择合理的工艺参数和具有针对性的改善水驱开发效果措施,才能保证较好的开发效果。     

特低渗透油藏水驱油注水界限的确定

为确定特低渗透油藏在不同注水条件下的注水界限,在建立考虑微可压缩流体非稳态流动的一维水驱油相似准则模型的基础上,确定了与现场模型相对应的试验模型参数。根据室内试验结果,利用相似准则模型求出了现场不同注水条件下的注水参数之间的关系。结果表明:在注入量确定的条件下,特低渗透油藏注水开发渗透率界限随着井距的增大而增大,两者呈线性关系;在井距一定的条件下,特低渗透油藏注水开发渗透率界限随着注入量的增大而增大,两者也呈线性关系。这为特低渗透油田确定合理的井距和注入量提供了理论依据。      

鄂尔多斯盆地长8、长6超低渗透油藏开发对策探讨

鄂尔多斯盆地长8、长6超低渗油藏岩性致密，储、隔层岩石力学性质差异小，不利于控制储层压裂缝高，应力敏感性强，启动压力梯度高，难以建立有效的压力系统。针对该类储层特征．通过理论研究和现场试验探讨了开发对策：油井压裂与注水同期进行，可避免压裂裂缝高度失控，实现储层有效改造；五点井网可以建立有效的压力驱替系统，提高超低渗油藏的单井产量。     

压裂液滤液对特低渗透储层驱油效率的影响

水力压裂是开发特低渗透锗层的有效措施之一。随着特低渗透锗层整体压裂规模的不断扩大和重复压裂井次的不断增多，压裂液滤液对特低渗透储层的伤害已不是单一的近井地带伤害，而是对储层整体开发效果有直接影响。利用天然特低渗透岩心，从压裂液滤液对特低渗透储层的伤害研究入手，进行了压裂液滤液对特低渗透锗层驱油效率影响的室内实验。实验结果表明：不同体系的压裂液滤液对特低渗透锗层均会产生伤害。基质渗透率的降低、润湿性的改变以及毛细管压力的增大是储层驱油效率降低的主要因素。     

特低渗透油藏动态缝作用下的合理注水技术政策

动态缝是特低渗透油藏主要的储层非均质特征,对水驱波及效率和最终采收率有重要影响。根据动态监测资料和生产数据分析了动态缝对水驱开发的影响,探讨了动态缝的作用机理和控制因素,针对动态缝的开采动态反映特征,提出了根据开采动态规律优化注水技术政策的思路和方法,建立了长庆特低渗透油藏的吸水程度与注水压力、注水强度及油井产量、含水与压力的关系图版.研究认为,制定并采取合理的注水技术政策,可以有效控制和利用动态缝,提高特低渗透油藏水驱波及体积和开发效果,长庆DZ区合理注水技术政策为最大注水压力、注水强度界限分别为17 MPa和3.0 m~3/d.m,合理油井压力保持水平为原始地层压力的110%~130%。     

层间非均质性对特低渗油藏注水开采的影响

层间非均质性是影响油藏开发效果最重要的地质因素之一.利用人工压制的特低渗 3 层非均质储层模型与并联模型,进行了4组恒速水驱开采实验.实验结果表明:按中、高渗油藏组合层系的原则来组合特低渗油藏层系时,层间矛盾非常突出.高渗层段最先吸水,当压力梯度接近最大值时,低渗层段才开始吸水.随后,注水压力趋于稳定或者下降,低渗层段...