提高特低渗透油田开发效果

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1、创新油田开发技术 提高特低渗透油田开发效果史成恩 熊维亮 朱圣举 1（中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院）摘要 长庆特低渗透油藏为典型的“低渗、低压、低产”储层。针对其地质及开发特征，在长期的实 践中不断总结和改进开发技术，形成了以井网优化、超前注水、压裂改造为主的三大创新技术，有效地提 高了单井产量，不仅成功开发了安塞、靖安、西峰等大型特低渗透油田，而且带动了一批难动用储量投入 有效开发，使其渗透率下限降低到0.5Xl0-3ym2左右，极大地提髙了难采储量的效益转化程度，拓展了石 油资源的勘探开发领域。关键词 特低渗透；井网优化；超前注水；开发压裂特低渗透油田在我国油田开发中的占有越来越重

2、要的地位。目前，长庆油田已动用储量 中特低渗透油藏占 61%，产量占年产油量的54.4%。随着油田开发规模的不断扩大和对能源需求的不断增加，原油生产将更加依赖于特低渗 透储层。创新油田开发技术，有效地提高单井产量，促进难采储量的效益转化，对于提高石 油储量资源的开发利用、拓展石油资源的勘探开发领域具有重要意义。长庆特低渗透储量主要集中在三叠系延长组，本文将介绍在有效开发三叠系特低渗透储 层中应用的主要创新技术。一、长庆特低渗透储层特征1、地质特征三叠系油藏在鄂尔多斯盆地分布范围广，是一个大面积分布的特低渗透油藏区，以岩性 油藏为主。储层主要特征：构造平缓，区域构造背景为一平缓西倾单斜，地层倾角

3、仅半度左右；油层分布稳定；物性差，平均孔隙度1113%,渗透率1.03.0X 10-3 M m2；流体性质较好， 原油具有低比重（0.840.85）、低粘度（23mPas）、低凝固点（2024C ）的特点；原 始地层压力8.312.2MPa，压力系数0.70.9；地层原油饱和压力较高（4.77.0MPa）, 地饱压差较小（2.95.2 MPa）,油藏基本无边底水，原始气油比较高（54.875.5ms/1）, 油藏原始驱动类型为弹性溶解气驱。2、主要开发特征 自然产能低，自然能量开米递减大，米收率低由于油层的特低渗及低压，自然产能低（仅0.30.5t/d）。油井须经压裂改造方可获 得工业油流。作

4、者简介：史成恩（1963-），男，高级工程师，主要从事特低渗透油田开发研究与管理。由于油藏缺乏天然能量补给，采用自然能量开发，以弹性溶解气驱为主，油层供液能 力不足，脱气严重，油井产能低且递减大。如安塞油田塞6 井区自然能量开发时，采出1% 的地质储量地层压力下降3.94MPa；安塞油田先导性开发试验区自然能量开采的22 口油井, 年递减达25.8%32.2%。经计算，油层弹性采收率仅为0.87%2.1%；采用经验公式法、物质平衡法、岩芯压降 试验法、数值模拟等多种方法测算,溶解气驱采收率8.3%12.8%,一般11%左右。因此长庆特低渗油田一般需要进行注水补充能量开发。 油层物性差，注水开发

5、需要克服一定的启动压力梯度 根据研究成果，特低渗油田一般呈非达西渗流特征。安塞油田室内试验、矿场测试资料 均证实长 6 储层具有一定的启动压力梯度。长庆特低渗透油藏的启动压力梯度(入)与渗透率(k)的相关关系式为入=0.0758k- 0.9238长庆启动压力梯度与渗透率关系lnk因而在实际生产中所需的驱替压力梯度大。 近年来安塞油田部分井区开展了沿裂缝强化注 水试验，虽然对应注水井日注水平由 1020m3 提高到3050m3,甚至部分井提高到80m3,但侧 向油井压力上升缓慢，产量也只能稳定在较低水 平1.01.51,进一步表明，提高单井产能需要 克服较大的启动压力梯度。 天然微裂缝的存在，增

6、加了注水开发的难度油层天然裂缝较发育,据取心井岩心观察,有1/3 井的岩心见到天然微裂缝。用古地 磁测试，构造裂缝三维数模等方法分析，油层中主要发育近东西向和近南北向天然裂缝，其次为北东向和北西向裂缝。天然裂缝在地层条件下呈闭合状态，但油层经压裂改造、注水开 发后，局部井区裂缝开启，造成平面矛盾及层内矛盾较为突出。在裂缝发育的井区，注水井吸水指示曲线一般出现拐点，吸水指数剧增；或吸水指示曲 线为一平缓的直线，吸水指数很大，个别井吸水剖面上反映出尖峰状吸水。这样，一方面裂缝线上的采油井表现为见效快、见水快，水线推进速度0.43m/d4.35m/d，个别井2个月 就暴性水淹，而裂缝不发育的层段，水

7、驱动用程度极差；另一方面，裂缝侧向的油井见效缓 慢，甚至长期不见效，加剧了注水开发的平面矛盾。二、井网优化技术针对长庆特低渗透油藏物性差、产能低、储层具有裂缝、吸水能力较强等地质特征，如何充分利用微裂缝增加储层渗流通道的特点，扬长避短，提高单井产量及最终采收率是井网部署的关键。1、井网演化历程特低渗透油藏井网优化技术的形成经历了四个阶段： 最早投入开发的安塞油田王窑区，采用250m300m正方形反九点面积注采井网开发， 井排方向与裂缝呈 22.5夹角（图 1-1），目的是减缓裂缝暴性水淹。但由于天然裂缝与人 工裂缝共同作用，注入水沿裂缝方向窜进，与水井相邻的角井或边井都有可能形成水线，调 整难

8、度大。 在坪桥、杏河区采用250m300m正方形反九点面积注采井网，井排方向与裂缝平行 （图 1-2），这种井网由于主侧向井排距相同，主向油井见效见水快，侧向油井见效程度低 储量动用程度低。正方形反九点井网井排与裂缝方向呈22.5夹角OO0OOO 为了避免裂缝主向暴性水淹，靖安油田五里湾一区采用300m350m正方形反九点面 积注采井网开发，井排方向与裂缝呈45夹角（图1-3），这种井网主向油井为角井，井距 相对较大，可以延长裂缝主向油井见水时间，但侧向油井由于排距仍较大，见效较慢。正方形反九点井网正方形反九点井网井排与裂缝方向平行井排与裂缝方向呈45夹角图1长庆特低渗油田井网形式演化示意图

9、综合以上各种井网的优缺点，以井网与裂缝合理匹配为中心，开展了大量室内研究 及灵活多样的井网调整试验。研究及实践表明，对于特低渗油田裂缝发育区，只有注水井和 角井连线平行裂缝走向，放大裂缝方向的井距、缩小排距，既有利于提高压裂规模、增加人 工裂缝长度、提高单井产量及稳产期，减缓角井水淹速度；同时又提高侧向油井受效程度， 后期可逐步转为线状面积注水，最大限度地提高基质孔隙的波及体积。2、现井网形式及其理论依据 现井网形式是根据储层物性、裂缝发育程度，通过研究、试验，形成与之相适应的正方 形反九点、菱形反九点、矩形三种开发井网形式，实现了裂缝系统与井网的优化配置，为提 高单井产量及采收率奠定了基础。

10、首先，采用古地磁法、地层倾角测试法、微地震声发射测试法等，结合野外露头观察， 确定各油田主力层水平最大主应力方位、天然微裂缝的主方位、人工缝方位。其次，考虑特低渗透储层的非达西渗流特征，确定在储层中建立起有效驱替压力梯度的 合理井排距。通过室内实验、试井分析及现场试验，确定流体在储层中渗流的启动压力梯度（试验资料表明，安塞油田长6油层启动压力梯度为0.05MPa/m左右）。应用压力迭加原理 研究注采井间压力分布及压力梯度分布规律（图 2），可见，只有当采油井与注水井距离小于 180m 时，油层中任一位置驱动压 力梯度大于启动压力梯度，即裂缝 侧向排距应小于 180m。此外，根据安塞油田王窑区侧

11、 向加密井生产数据来看，排距大于80m，小于150m，加密井产量高，递图2压力分布和驱替压力分布曲线减小（表 1）.表 1 王窑区不同排距加密井生产数据表100*90*) 80L JL/)0 0 0 0(7 6 5 4( 打水含合1%（0率水 含i45综 30200 2 4 6 8 1012 14 161820 222426 2830 采出程度（）图3不同井排方位开发效果对比图048121620采出程度（）图4 正方形反九点与菱形反九点井网含水与采出程度对比曲线排距(m )加密 井数 （口）初期动态半年动态目前动态日产 油（t）含水(% )动液 面（m ）日产 油（t）含水(% )动液 面 （

12、m ）日产 油（t ）含水(% )动液 面（m ）小于8012.241.010401.553.011801.9046.5117180-120143.6313.69003.1416.49592.6214.61061120-150113.8214.99312.9022.810132.4923.91124大于15021.917.59651.4511.95061.2511.91118考虑储层中人工裂缝、渗透率各向异性，建立地质模型，数值模拟结果表明，对于正方 形反九点井网来说，井排与裂缝夹角45开发指标优于夹角0（图 3）；而菱形反九点井 网优于正方形反九点井网（图4）,矩形井网又优于其它，且合理井距

13、为500m左右，排距150 180m （表 2）。表 2 不同井排距矩形井网技术经济指标对比表井排距油井稳产产量20年末采出程度投资回收期财务净现值(t/d )(% )（年）（万元）600m X 100m7.523.35.11716480m X 150m6.721.33.68740480m X 180m7.321.33.88256450m X 200m6.920.54.36602400m X 250m5.717.55.43762在上述研究的基础上，针对储层特点，确定 了按照 裂缝发育、较发 育和不发育三 种情况，分别采用矩形、 斜反九点、反九点三种 开发井网形式，使注采井网、压力 系统和裂缝系

14、统相匹配，实现压、注、采一体化。对于裂缝不发育，注水后见水方向不很明显的区块，采用正方形反九点面积注水井网，井距300350m，正方形对角线方向与最大地应力方向平行(图1-3 )。对于裂缝较发育的区块，采用斜(菱形)反九点注水井 网，使菱形长对角线与 最大主应力方向平行(图5),井距450500m，排距为150180m，可延缓注水井排上油井的见水甚至水淹， 并使位于裂缝侧向上的油井比正方形井网见效快， 水驱 动用程度高，从而提高最终采收率。OOOo-OOOO图6 矩形井网图5 菱形井网对于储层物性差、裂缝发育且最大 主应力方 位清楚 的井区 ，采用矩 形井网(图 6)，井排与裂缝平行，排距13

15、0165m，井距500550m，注水井距 1000 1100m ，中后期拉通水线 形成 排状注水 ，使裂 缝侧向 油井见效 ， 提高水驱程度。3、实施效果靖安油田五里湾一区，采用正方形反九点面积注水井网，井距300350m，正方形对角 线方向与最大地应力方向平行(图1-3)，采油井加砂量2540m3,目前水驱储量控制程度 98.8%，水驱指数1.317，存水率 0.949，见效程度86%，地层压力保持在原始地层压力的89%， 综合含水 17.7%，采油速度 1.15%，采出程度 6.95%，预计采收率可达25%以上。靖安油田 Zj60 井区由于储层物性差、裂缝发育且最大主应力方位清楚，采用矩形

16、井网 进行了开发试验。设计采油井井间距480m，注水井井间距960m，排距为165m，井排平行于 最大主应力方向(NE70)。设计注采井均压裂，人工裂缝穿透比0.7 (半缝长170m左右)。试验区于 1998 年10 月开始投入注水开发，至1999 年2 月开始油井陆续见效，到2001 年 6 月底共有 40 口井不同程度见到注水效果，占区内油井总数的95.2%，见效程度比邻区 高 10.4%；见效周期 26 个月，平均 4.5 个月，比邻区快 0.5 个月；见效井单井产量由见 效前的4.42t/d提咼到目前的6.12t/d,比邻区咼0.2t/d左右(表3)。表3 靖安油田五里湾开发压裂试验区

17、注水见效对比分析表序号见效 周期 (月)见效 程度 (%)见效前见效后目前预计 米收率(%)日产 油(t /d)含水(%)动液面(m)日产油 (t/d)含水 (%)动液面(m)日产油 (t/d)含水(%)动液面(m)全区5.086.04.803.314505.702.813685.991.0127625邻区5.084.84.863.214455.772.913685.961.0127824.7试验区4.595.24.423.514815.332.313726.120.8126426.2与其它井区进行平均单井产量对比，试验区初产比邻区高2.0t/d左右，注水见效前、后与邻区相近(5.5 t/d)

18、左右，但试验区产量稳定并上升，目前产量 6t/d 左右，而邻区稳产4 个月后开始缓慢递减， 产量由 5.5t/d 左右递减为 4.8t/d 左右 (图 7)。反映出矩形井网具有较高的见 效程度、稳产时间，且含水稳定，未出 现见效即见水的现象，证实该井网对此d/tv 油产日井单876541998-7-1 1999-1-1 1999-7-1 2000-1-1 2000-7-1图7试验区与邻区产能对比图时间类储层有较好的适应性，显示出较好的推广应用前景。菱形反九点井网目前已在长庆特低渗油田广泛应用，近年来的新建产区块多采用该井网形式，取得了良好的效果。如西峰油田白马区，采用菱形反九点井网，井距 52

19、0m540m， 排距100m200m,开发一年内见效程度达73%，主、侧向油井见效均匀，地层压力保持水平 达109%，目前采油速度1.8%，预计采收率可达22%。三、超前注水技术三叠系油藏注水开发时机，经历了安塞油田试采区不注水、先导和工业化试验区晚注、 全面开发区注采同步和靖安油田同步和超前注水等四个阶段。针对储层压力系数低、地饱压差小、启动压差大等特点，提出并实践了超前注水理论 与试验，形成了特低渗油藏超前注水技术。1、超前注水机理 建立有效的驱替压力系统，提高单井产量及采收率 特低渗透油田存在启动压力梯度，采用超前注水，在超前的时间内只注不采，提高地 层压力，保证了油井生产时建立有效的驱

20、替压力系统。据推导，在非达西流、超前注水条件下，其压力分布规律为：Q r 1 r 2p(r, t)二 p (t) + (In )r(r R ) -2“kh R 2 R2w7we代入长 6 油层参数计算，注水井以定注入 量超前注水时，由图 8 可以看出，超前注水时 间越长，地层压力上升越高，且在排距150 200m 范围内，地层压力可达到原始压力的 105130%，在油井以同一采油指数和流压生-一超前1个月1超前2个月超前3个月超前4个曰七 050100150200距水井距离(m)2503000505032211力压层地产时，则会获得较高的产量。图 8 超前注水不同时机地层压力剖面图OOOOOO

21、6 5 4 3 2 1模拟结果表明，超前注水可提高采收率35%, 避免因压力下降造成的储层物性变差安塞长6油层实际岩芯室内试验结果表明，000.10.20.30.40.5压力梯度（MPa/cm）图16 长 6油层驱油效率与驱替压力梯度关系曲线 在围压不变的条件下，随着孔隙压力减小其流量变小，再提高孔隙压力至原始值，其流量仅为初始值的 60.875.5%（图 10、图 11），图9驱油效率与驱替压力梯度关系曲线因其它参数相同，可认为随流体压力下降、上升，储层渗透率变差，仅恢复为原始值的 60.875.5%。而超前注水提高并保持地层压力，可避免渗透率变差。 避免因压力下降造成的原油性质变差)流0.

22、003.00)1.00 2.00压力梯度（MPa/cm）图10 安塞岩心煤油渗流特征曲线流0341 2 压力梯度（MPa/cm）图11 安塞岩心煤油渗流特征曲线由长 6 原油多次脱气资料（图 12）可知，当流体压力下降到饱和压 力以下时，地层原油脱气，粘度增加 流动性变差，而采用超前注水，可避 免这一现象发生。2、超前注水的技术政策超前注水适用的条件度粘油原 数系积体0.010.00 8.00 6.00 4.00 2.00 0.00脱气压力（MPa）图12 原油粘度、体积系数与压力关系曲线0000054321A. 超前注水对于压力敏感性储层具有较好的效果。B. 油藏地质条件清楚，油层连片性好，

23、能形成较大规模的产能，具一定经济效益。根据室内不同驱替压力下的水驱油试验（图 9），提高水驱油的驱替压力梯度，可以使 更细小孔道的油被驱出，其驱油效率提高。同时采用超前注水，由于均衡的地层压 力作用，注入水在地层中将均匀推进。即首先 沿渗流阻力小的较高渗透层段突进，当较高渗 透层段的地层压力升高后，注入水再向较低渗 透层段流动，从而有效地提高了注入水的有效 波及体积，从而达到提高采收率的目的，数值C. 紧邻已注水开发区，便于现场实施。技术政策在实施超前注水过程中，由于储层地质条件的不同，对应的技术政策不同，研究表明， 对于长庆特低渗透油藏，超前注水技术政策为：地层压力保持水平：110130%；

24、 注水强度：2.04.0m3/d.m；超前注水量： 0.05%0.1%PV超前注水时机： 36 个月。3、超前注水效果) d/t( 量 产时间(月)图 13 五里湾一区不同注水开发时机效果曲线近年来，在安塞、西峰、靖安等油田 实施超前注水，效果显著，建成产能 276 X1041,平均单井产能提高了 1520%。靖安油田五里湾一区超前注水的油井总体单井产量高：靖 安油田五里湾一区 30 口超前注水开发的 油井，初期产量递减小，稳产期产量高， 单井产量一直保持在 6.0t/d 以上； 165 口 注采同步油井，单井产量保持在5.0t/d左 右，滞后注水的油井160口，初期产量递 减大，递减期长，而

25、且由于压力恢复较慢， 见效后产量上升幅度较小(平均单井增加0.9t/d),见效井产量稳定在4.0t/d左右(图13)。安塞油田下表为安塞油田实施超前注水井组效果统计，可见超前注水具有显著的效果井区区域试油 井数物性施工参数试油投产初期厚度孔隙 度(%)渗透 率(md)水饱(%)砂量(m3)砂比(%)排量m3/min油量(t/d)水量 (m3/d)井数 (口 )液量(m3/d)油量(t/d)(口)(m)王窑超前 注水区282113.11.755.324.335.71.718.310.52811.25.8区同步或 滞后区832213.21.953.722.534.51.612.718.97111.

26、44.4杏河超前 注水区2818121.752.822.935.51.844.53.1221410.9区同步或 滞后区251812.42.453.120.134.71.820.512.71895.5四、压裂改造技术针对低渗、特低渗油藏特征，大力开展新技术攻关与先导性试验，形成了以“压裂地 质评价、裂缝与井网适配研究、压裂参数优化、低伤害压裂液体系研制、裂缝综合测试与诊 断、压后定量控制放喷强制裂缝闭合”等为主要内容的低渗透油田压裂改造技术。与传统压裂技术相比，压裂技术思路有四个方面的转变：一是设计思路由单井优化设 计向与井网适配的开发压裂体系转变；二是主体技术由单项工艺向多项集成优化发展；三是

27、 工艺控制由只注重压裂工艺本身向压前分析、过程控制、压后评估延伸；四是压裂目的由只 注重单井增产向提高油藏整体开发效果转变。压裂工艺改造技术的三大要点：整体开发压裂一一人工水力裂缝方位、缝长与开发井网优化匹配，穿透比为5070%, 以获得最佳的油田开发效果。适度导流能力 一一 以特低渗透储层孔隙渗流能力与裂缝导流能力基本一致为原则， 控制适度的导流能力，尽可能造长缝，以满足扩大泄油面积、与井网相适配的要求。低伤害压裂液体系 一一采用双稳定剂(有机、无机)、双破胶剂，大幅度降低胍胶浓度， 形成低伤害、易返排的高性能压裂液体系。低渗透油田压裂技术成为油田开发关键主体技术，近年来在五里湾、盘古梁、西

28、峰等 油田高效开发中大规模应用，取得了显著的效果。压裂技术应用效果统计表油田井数 口油层 厚度m电性参数施工参数排液结果投产情况电阻Q .m孔隙度%渗透率x10-3|jm2水饱%砂量m3砂比%排量 m3/min产油m3/d产水m3/d产油t/d含水%五里湾17217.823.3311.993.6549.8131.835.61.9724.544.224.8818盘古梁38322.6222.3112.143.6250.5435.236.52.0825.072.786.315.1西峰28915.6747.3411.742.3840.4831.434.92.236.630.986.61.41大路沟9916.3220.0312.634.1752.4332.434.21.8526.590.824.921.8井网优化、超前注水、压裂改造等创新技术的进一步完善和全面应用，使长庆特低渗 透油田单井产量大幅度提高，不仅成功开发了安塞、靖安、西峰等大型特低渗透油田，而且 带动了一批难动用储量投入有效开发，使其渗透率下限降低到0.5X10-3m2左右，大大拓 展了特低渗油藏勘探开发的新领域，对于提高石油储量资源的开发利用具有重要意义。参考文献1长庆油田公司勘探开发研究院：鄂尔多斯盆地油气勘探开发论文集(1990-2000)，北京石油工业出版社 2000.10。