低渗油田开发研究现状

2025-03-12 19:22:46

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回答1：

1.3国内外研究现状
近年来，随着中低渗储量所占比例的不断增加，中低渗油藏的合理开发已成为油藏开发研究及实践的重点之一，并已取得了显著的成果，主要包括：
1.3.1精细研究地应力场及裂缝分布规律
地应力场及裂缝分布规律研究具有重要意义，它在注采井网设计、钻井过程中井壁的稳定性、地层破裂压力的预测、油层改造措施中裂缝方位及几何尺寸的预测、油水井套管的应力损坏分析等方面具有重要作用[1-4]。
地应力场及裂缝分布规律主要包括以下内容：裂缝成因、裂缝体系及其分布，裂缝参数，裂缝延展性，现今应力场状态及其对裂缝开启性与封闭性的影响，储层裂缝特征及评价。
主要研究手段是：利用地震资料研究储层裂缝形成的构造背景，应用区域露头地质调查资料，利用岩芯资料、通过古地磁恢复研究裂缝特征，利用测井资料计算分层应力剖面，采用现场测试技术研究地应力分布，应用应力——应变理论、采用数值模拟技术研究应力场状态和裂缝发育分布规律。
1.3.2合理部署开发井网
中低渗油藏储层非均质性严重，天然裂缝和人工裂缝加剧了储层的非均质性，开发井网是否适应这种地质条件，将对开发效果产生重大影响。研究开发井网的合理部署，就是要研究开发井网与储层非均质性、特别是与裂缝分布的匹配关系，以及合理的井网密度，从而减缓含水上升，提高波及系数，提高采收率。
①井网方式与裂缝的匹配。
理论研究及矿场实践表明，井网部署与裂缝延展方向是否匹配，影响开发效果[1、2]。当注采主流线最大限度的与裂缝延展方向避开时，水驱控制程度增加；反之，水驱控制程度减小（图1-1）。
目前一般认为矩形井网对储层裂缝分布的适应性较好，是值得推荐的布井方式[1、2、6、7]。
②合理井网密度。
科学合理的井网密度应既能使储量损失小、采收率高、采油速度较高，又能取得较好的经济效益。对于低渗透油田而言，井网密度是关系开发成功与否的关键问题。
低渗透油田注采压差主要消耗在注采井底附近，注采井间的有效驱替压差小。渤南油田资料计算的注采压差剖面表明（图1-2），80％的注采压差消耗在注采井底30m范围内，注采井间的驱替压差仅占注采压差的20％[3、4]。因此，低渗透油田注采井距不宜过大。
低渗透油田由于受导压能力弱和非达西流特性的影响，其井距对产量影响较高渗透油田大。以华北油区留路油田留17块为例[3、4]，注水井地层压力为43.7MPa，与之相距300m的采油井地层压力只有16.2MPa，注采井间压力消耗达27.5MPa。在两井间加密采油井1口，注采井距缩短到150m，新采油井的地层压力为32.7MPa，注采井间压力消耗为11MPa。调整后油井产能及注水井的吸水能力大幅度增加，单井日产油由4.9t/d上升到8.6t/d，单井日注由17m3/d上升到54m3/d。
井距的大小还受到经济因素的制约，胜利油区计算的经济极限井网密度为7-8well/Km2，大于该值，则经济效益差。
因此，低渗透油田开发应适当采用较小的井距，但应考虑经济效益，选取适当的井网密度。
1.3.3优化开发方式，提高采收率
低渗透油田、尤其是异常高压低渗透油田开发方式一般采取初期利用天然能量开采，在压力下降到一定程度后，选择适当时机人工补充能量开发。补充能量开发一般采取注水方式，在保证水质的前提下，高压注水。根据油藏特点还可采用周期注水的方式改善开发效果。另外，低渗油藏国外普遍采用注气开发。
①充分利用天然能量。
低渗透油田尤其是高压低渗透油田初期压力高、注水困难，充分利用天然能量开采，在获得较高的一次采收率的同时，还可以延长无水采油期，改善开发效果[6、7]。国内外低渗透油田开发通常采取充分利用天然能量的方式开发，取得了好效果（表1-2）。
表1-2 国内外部分油田一次采收率情况统计表
油田名埋深（m）原始地层压力(MPa) 注水时
地层压力(MPa) 采出程度（％)
多林纳麦尼利特 2400 32 23 18.4
马西深层 3944 56.8 38.8 8.4
中原文东 3450 59.9 33.5 4.9
柰斯库勒 3478 59.13 39.3 8.14
牛25-C 3250 55 26 4.9
多林纳维果德 3000 31.4 20.5 12
渤南五区 3250 33.5 27.6 0.87
②周期注水
周期注水提高水驱波及系数和采收率的机理主要是利用周期性地提高和降低注水压力的方法增加油层系统的弹性能量，在油层内产生不稳定压降，从而在不同渗透率区间产生相应的液体不稳定交流渗流。矿场实践表明[1-4、6、7]，非均质性严重的低渗透油田进行周期注水，可以比常规注水提高水驱波及系数10％-25％，采收率提高3％-4％。
③注入烃类混相驱
在高压下使注入的天然气与油层中的油发生混相形成混相带，随着注入压力的继续，混相前缘不断向前驱动，从而把油采出来。实践证实该方法提高采收率效果良好。
澳大利亚的缔拉瓦拉油田油藏埋深3000多米，储层渗透率在1×10-3μm2——15×10-3μm2之间，其中40％的储层渗透率低于5×10-3μm2，储层非均质性严重，连续性差。该油田1982年开始实施高压注气混相驱油试验，1984年在全油田范围内进行高压注气采油，测算采收率比水驱采收率提高20％[1、6]。
美国布里杰湖油田是一个深层低渗透油田，油层深度4680m，原始地层压力51MPa，储层平均渗透率为7.9×10-3μm2。该油田由于注水压力高和水驱采收率低，以及缺乏水源，因此于1970年开始进行高压注气，日注气量在18×104m3/d——43×104m3/d之间，注入压力27 MPa——33.6 MPa。1970年底注气见效，产油量由注气前的461m3/d上升到509m3/d。测算采收率为43.4％，比水驱采收率提高17.4％[2、7]。
④注CO2
高压下将CO2注入油层溶解于原油中，使原油粘度降低、体积膨胀、流动性变好，形成混相，降低界面张力，大幅度提高原油采收率。
注CO2一般要求为：油层深度610-4000m，地层倾角小，地层压力为14.1MPa以上，原油性质好。
美国的低渗透油田东北帕迪斯林格油田，油层深度2460-3060m，渗透率为0.9×10-3μm2——8.9×10-3μm2。该油田1953年投入开发，1960年开始注水开发。由于含水上升，产量迅速递减。1980年开始实施注CO2改善开发效果。注CO2后原油产量大幅度增加，预计注CO2可使油田开发延长13年，提高采收率11％[6、7、10]。
1.3.4应用油层保护技术，防止油层伤害
国外极其重视低渗透油田的油层保护工作，在完井作业时，采用的压井液和固井水泥比水的密度还低，甚至采用混氮气柴油作完井液，以保护油层的自然产能。
国内胜利油区结合实际情况[3、4]，自1991年开始进行中深层低渗透砂岩油藏油层伤害机理和油层保护技术的研究，发展并建立了微观机理研究与宏观模拟实验相结合、物模实验与专家系统判别相结合、室内研究与矿场实施相结合的研究路线与配套研究技术。
主要工作路线为：
①在实验室利用试验方法对引起地层伤害的原因进行评价，并建立了相容性流体体系的标准。
②对油藏进行油层物理和岩石矿物学特征研究，研制能够定量描述油层伤害的预测工具。
③针对不同类型油藏掌握水岩反应及酸岩反应机理，并研制专门软件用于注水、酸化增产和解除油层污染的设计。
④形成了控制和解除地层伤害的施工工艺技术。
微观机理研究主要借助电子扫描电镜、电子探针、X衍射、岩石CT层析系统等先进仪器设备以及常规手段对岩石矿物组成、分布形态、孔隙结构特征等进行综合分析研究。主要研究低渗透砂岩储层敏感性矿物以及潜在的伤害因素。
宏观模拟实验主要通过引进和自行研制的大型岩芯流动实验流程，在模拟地层温度压力条件下，对低渗透油田开发的各个环节的作业过程和入井液进行评价筛选实验，探索油层伤害的机理、规律，研究解除和预防措施。
为了对胜利油区低渗透油藏的保护技术进行系统研究，专门建立了大型的油气层保护数据库，该数据库包括59个数据文件库，包括地质基础分析化验参数；钻、试、采入井液及其现场测试和实施参数；油气层保护管理参数。
在此基础上，建立了油层保护计算机专家系统，该系统由神经网络预测、探井预测、水岩反应机理三方面组成，通过该专家系统，可以借助钻井岩屑分析资料和录井资料对油藏有关油层伤害机理和油层保护研究的各种参数（比如敏感性、粘土矿物、孔隙度、渗透率等29个参数）进行专家预测和分析，为油藏开发设计提供依据，解决了探井无岩芯分析资料、开发井分析周期长、分析费用高的难题。
利用上述综合研究技术，对桩120块、史深100块、车西、大芦湖、渤南、滨南等十几个油田区块进行油层保护技术综合研究攻关，在现场实施过程中取得了重大突破，获得了明显的经济效益。
如孤北地区以前采用高密度、对油层伤害大的络铁盐泥浆完钻探井38口，只有10口井经过酸化压裂才获得低产工业油流，而其它井虽然口口见到良好的油气显示，但达不到工业产能。1997年在该地区采取低密度的正电胶泥浆和屏蔽暂堵技术，实施后，孤北105试油产量达到64.2t/d，孤北341试油产量达到40t/d。

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