长庆油田低渗透开发技术应用

长庆油田超低渗透油藏开发技术研究与应用
1超低渗透油藏特征
长庆油田超低渗透油藏是指渗透率小于0.smD、埋深在2(X)om左右、单井产量较低(2t左右)、过去难以经济有效开发的油藏。

与已规模开发的特低渗透油藏相比，超低渗透油藏岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差，开发难度更大。

该类储层资源潜力大，且适宜于超前注水开发。

1.1储层颗粒细小，胶结物含盆高，孔喉细微
1.1.1颗拉细小超低渗透储层颗粒细小，以细砂岩为主，细砂组份平均比特低渗透储层高13%左右，粒度中值只有特低渗透储层的84%左右。

表1储层图像粒度数据对比表
表2储层胶结物组分对比表
1.1.2胶结物含量高超低渗透储层胶结物含量比特低渗透储层高出2%，以酸敏矿物为主，宜于注水开发。

1.1.3面孔率低，孔喉细微超低渗透储层面孔率仅为特低渗透储层的57%，中值压力是特低渗透储层的3倍。

表3不同类型储层微观特征对比表
12储层物性较差，非达西渗流和压力敏感特征明显超低渗透油藏储层渗透率一般小于0.smD，非达西渗流特征明显，压敏效应强，随渗透率的降低，启动压力梯度和压力敏感系数快速上升。

1.3埋藏适中原油粘度低流动性好一般埋深1300一2soom，原油性质较好，粘度
低、凝固点低，易于流动。

1.4开发初期递减大但后期稳产时间长开发初期递减大，第一年递减10%一巧%第二年后递减仅为5%一8%，具有较长的稳产期。

2超低渗透油藏开发技术
2.2四项关键技术
2.2.1产能快速预测技术超低渗透油藏开发采用大井场钻井、超前注水开发，造成油井试油、投产滞后，油层与单井产量得不到及时落实，加大了产能建设风险。

为了尽快落实油层与单井产量，以已投产油井资料为基础，筛选对产量影响敏感的电性参数，建立了产能预测模型，结合三元分析方法，编制产能预测图版，形成了超低渗透油藏开发的快速产能预测评价技术。

应用低渗透油藏产能快速预测技术，建立了不同区块的产能预测图版。

应用产能快速预测图版开展随钻分析研究，实现了超前预测，及时调整，有效提高了钻井成功率，加快了产建速度。

在华庆、姬源等地区应用产能J决速预测技术，优化井位部署和生产组织有序衔接。

其中，白巧5井区完钻开发井209口，1+n类井达到90%，实施效果好。

2.2.2井网优化技术井网优化技术伴随着安塞、靖安、西峰、姬源等特低渗透油藏的大规模开发，形成了与裂缝发育程度相匹配的正方形反九点、菱形反九点、矩形三种开发井网形式，取得较好的开发效果。

2(X)4年0.3mD类储层攻关开始五点井网试验，该井网对超低渗透储层建立有效驱替压力系统作用明显，考虑到经济政策的影响，目前超低渗透油藏开发主要应用成熟的菱形反九点井网，并试验了变矩形和变菱形井网。

井网优化技术包括井网形式、井排方向、井排距的优化。

依据储层特征、数值模拟、电模拟、物理模拟等方法结合经济政策确定井网形式，依据裂缝方位确定井排方向，依据储层主应力方向和侧向渗透率的差异启动压力梯度和经济效益确定井排据，三者形成井网优化技术。

考虑压力敏感的数值模拟技术，不考虑压力敏感时，模拟计算收敛速度慢或不收敛，压力场异常、渗透率失真。

考虑压力敏感累积注水量和地层压力相对误差分别为8%和1.92%，拟合效果较好，模拟计算时间减少36.2%。

2.2.2.1电模拟技术电模拟实验是根据流体渗流场与电场相似原理设计的一种物理模拟实验，可以模拟很多情况下流体的流动情况，直观地得到流体的流动情况、油井产量、压力分布等规律，在油气渗流、水利、水文和水体渗流等领域得到了
广泛应用。

因此将电模拟技术引人井网形式优化研究，电模型结构简单，且可以模拟裂缝，能对井的稳态产能进行有效模拟和评价，还可在无法得出某种情况对应解析公式的条件下利用此模型建立相应的经验公式。

2.2.2.2特低渗透储层真实砂岩物理模拟技术国外早在20世纪50年代就开始进行油藏物理模拟实验研究，国内的一些科研院所从60年代开始进行了大量的研究工作，但所采用的实验模型主要为非胶结模型和胶结模型，无法做到模型孔隙结构与油藏岩石完全相似性，难以真实地模拟油藏中的油、水运动规律，2007年，0.3mD储层攻关首次提出了真实砂岩进行物理模拟实验。

利用露头岩心，建立真实砂岩水驱油物理模型，通过不同井网、井排距模型的水驱油实验，进行井网及注采参数的优选，为低渗特低渗储层有效开发提供依据。

该实验模型由注人系统、地层温压及其监测系统、模型、计量系统四部分组成。

经过前期工作，初步完成露头岩心低压下驱替模型的制作，解决了真实砂岩模型在o.IMPa下的外层耐压密封、性能评价及静态孔隙结构参数分析、模型人口计量设备的设计与加工等难题。

2.2.2.3井排距优化技术合理注采井距的确定受储层物性、平面及纵向非均质性和经济效益等多种因素影响，井距越小，单井产量、采收率越高，但由于井网密度增大，投资增大，经济效益存在最大化，合理注采井距就是最佳经济效益对应的井距。

但由于储层裂缝发育，平面渗透率的差异，决定了井距和排距应有所差异，依据非达西渗流理论，考虑储层物性的各向异性，优化井排距比，确定合理的井排距。

2.2.3超前注水技术0.3mD类储层攻关注水开发技术政策开展了两种现场试验:2004年6月，以快速建立有效压力驱替系统为目的，主要采用以五点井网、小井距、高强度、长周期超前注水为主的注水开发技术。

2005年12月以提高水驱波及系数、减缓油井含水上升速度为目的，主要采用以五点井网、小井距、小水量、短周期超前注水为主的注水开发技术。

依据特低渗透储层开发规律和0.3mD类储层攻关试验成果，结合经济政策，研究形成了以菱形井网、小井距、小水量、超前注水为主要技术政策的超前注水技术。

根据特低渗储层启动压力梯度较大、压力敏感性较强、油藏压力系数低、地饱压差小等特点，通过渗流规律、数值模拟、室内实验研究及开发实践，逐步形成了超前注水开发技术及理论，核
心技术是注水参数优化技术、阶梯注水技术、注水时机优化技术。

超前注水技术的特点是超前注水有利于建立有效的驱替压力系统，可避免因地层压力下降造成的储层物性变差和地层原油性质的改变，有利于提高单井产量和最终采收率。

2.2.
3.
1注水参数优化技术室内试验和纵向动用程度研究表明，提高注水量有利于提高驱油效率和单井产量，而注水量的提高预示着注水压力的提高，但由于超低渗透储层微裂缝发育，注水压力提高后裂缝可能开启，导致油井含水快速上升，因此可以通过吸水指示曲线和压裂施工曲线确定注水压力，根据注水压力，应用油藏工程方法结合数值模拟技术可以确定合理注水量。

应用考虑启动压力梯度的直井拟稳态流动方程，结合注水井吸水指示曲线和压裂施工曲线测试结果，确定温和注水的技术政策。

2.2.
3.2阶梯注水技术考虑到地层破裂压力与地层孔隙压力呈线性关系，在超前注水期，注水后随着地层压力的提高，地层破裂压力也逐步提高，允许注人压力也逐步提高。

2.2.
3.3注水时机优化技术根据压力保持水平的需求利用压缩系数法计算累积注水量，再根据累积注水量和合理注水量确定超前注水的时间;另外可以根据压力传播速度法计算超前注水时间。

累积注水量计算模型:△v=C·v·△尸超前注水时间计算模型:t=弃(69.料边华二dz+25.128粤琴eeds)24’入人，U/h
2.2.4压力系统优化技术根据启动压力和稳产的需求，降低流压有利于提高单井产量，但流压降低，原油脱气严重，原油粘度增加，加上压力敏感的影响，对提高单井产量不利，因此，流压存在合理值。

可根据考虑启动压力梯度和压力敏感的IPR曲线，结合经验方法、油藏工程(泵效)、数值模拟等方法确定合理流压。

2.2.4.1合理流压优化技术流人动态曲线方程:JofI稠I+(I试夕R少R一刁目前各种文献资料中流人动态曲线方程因为未考虑启动压力梯度和压力敏感的影响，确定超低渗透油藏合理流压合理性受到一定程度影响。

考虑启动压力梯度和压力敏感的影响，修正流人动态曲线方程，形成了合理流压优化技术。

2.2.4.2有效压力系统评价技术井网优化技术和超前注水技术的目的是提高单井产量、建立有效驱替压力系统、提高采收率，而建立有效驱替压力系统是提高单井产量和提高采收率的必要条件，但目前如何评价有效驱替系统是否建立没有
一个标准，通过0.3mD储层攻关研究建立了有效压力驱替系统评价模型。

通过矿场数理统计研究，用注采静压差与渗透率建立了有效压力系统的评价模型，可依据注采静压差的大小评价有效驱替是否建立。

评价模型:△凡2O3K+0.4一0.8 2.2.5多级压裂技术经济有效改造超低渗透储层的关键是进一步扩大储层的泄流面积、降低流体的渗流阻力、实现储层的充分动用。

围绕这一目标，通过多项攻关研究和现场试验，集成多级加砂压裂、层内多级暂堵多缝压裂、多级水力射孔射流压裂、前置酸加砂压裂等技术，创新形成了超低渗透油藏改造的主体工艺—多级压裂技术。

2008年，在华庆、姬源等地区，针对不同区块储层地质特点精选工艺方式、优化施工参数，规模化应用多级压裂工艺IJ口井，平均单井试
油日产油21耐，较常规改造工艺提高了巧%，实施效果良好。

2.3六项配套技术
2.3.1小套管钻采技术在广泛调研和前期试验的基础上，从降低成本的角度出发，经过充分论证，优化形成了小套管钻采工艺技术。

2.3.1.1钻采工艺技术采用小管杆、小泵、小抽油机，节约成本。

与常规的51/2，I套管相比，单井钻采成本可节约n.6万元左右。

油套管:41/2”套管、23/s，I油管抽油泵:甲28mm抽油杆:叫9、叫6mm组合抽油机:七型节能式抽油机
2.3
2分层压裂、分层注水技术研发、配套了分层压裂、分层注水工具，解决了小套管井分压分注问题。

目前，分层压裂工具已完成4口井现场试验，均获得成功。

2.3.1.3小套管井采油工艺配套技术通过杆柱优化设计和扶正防磨技术研究，解决小套管完井管杆间隙小、管杆易发生偏磨的问题。

已完成了杆柱组合优化设计软件编制及超高分子量聚乙烯抽油杆扶正器的研发工作。

2.3.2地面优化简化技术地面建设从各个环节进行优化简化:丛(群)式井组、二级布站、超前注水、井站共建、小站模式、多站合建、数字化管理。

丛(群)式井组:采用阶梯或子母丛式井场组合，钻、试、投有序衔接，加快新井投产，简化工艺、优化场站，节约土地。

二级布站:取消接转站，减少骨架站场，采用大井组一增压点一联合站。

站外系统采用单管流程、井组间串接、多站同管输油。

超前注水:滚动扩边区块依托老系统，规模区块先期采用流动注水撬注水，骨架系统同步建设，建成后，流动注水撬重复利用。

井站共建、小站模式:水源井、井场、增压
点、小型注水站一体化建设。

多站合建:供水、注水、集输等多站合并，整体规划，分期建设。

数字化管理:井场以电子巡井、数据采集为主，实现无人值守;站场以监视、控制、操作为主;作业区以监视、调度、生产管理为主;厂部以生产管理、优化分析、智能决策为主。

2.3.3低分子可回收压裂液技术研制了低分子可回收环保压裂液，解决了油区水资源贫乏、水费昂贵(部分地区高达150元立方米，仅水费一项就占到单井压裂施工费用的113)、压裂液排放环保压力大等问题。

现场试验单井组压裂液回收率最高达80%以上，最多循环使用11次，尤其适合丛式(群式)大井组压裂。

在超低渗透柳146一04井场进行了试验，回收率达到56%。

.
3.4高效破胶压裂液技术为将高分子的交联肌胶彻底降解成小分子单糖、降低破胶液粘度、减小破胶液对储层的伤害，引人生物酶破胶剂。

在不同压裂时间，加人不同浓度的破胶剂，实现压裂液快速破胶，减少储层伤害。

现场已试验23口井，试验井破胶液粘度都小于smPa·s，明显低于常规压裂井破胶液粘度(6gmPa·5)。

2.3.5直线电机采油技术从解决杆管偏磨问题，降低运行成本的角度出发，开展了无杆井下直线电机抽油系统研究与试验。

与常规抽油机举升方式相比，它取消了抽油机、抽油杆，彻底消除杆管偏磨问题;电机直接驱动抽油泵，抽油系统工作效率高。

现场试验6口井，泵效提高30%以上，节电20%以上。

3超低渗透油藏开发的认识
1.超低渗透油藏开发难度大、难点多，只有依靠科技进步，创造新思路、新认识、新技术，才能经济有效地投人开发。

2.要深化油藏研究，加深油藏认识，科学储量计算，适度超前注水，把准单井产量，降低开发成本，努力提高采收率。

3.要坚持科技创新，不断探索与创新超低渗透油藏特点相适应的配套开发技术。

参考文献:
[l]王道夫.郑尔多斯盆地低渗透油气田开发技术「明.北京:石油工业出版社，2003.
[2]罗英俊.2008年低渗透油藏压裂酸化技术新进展[M].北京:石油工业出版社2008.
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