利用转向压裂技术改善低渗油田注水开发效果
新民油田低渗透油藏压裂技术研究
新民油田低渗透油藏压裂技术研究摘要：本文针对新民油田低渗透油藏的有效动用问题进行了系统研究，着重介绍了新民油田压裂措施增产规律研究，压裂参数优化设计、不同储层有效改造技术试验；提出了合理压裂改造规模，制定了不同储层针对性改造技术手段，形成了高效增产保障技术手段，对低孔隙、低渗透、低产能的砂岩油藏改造具有一定的指导意义。
关键词：系统评价参数优化现场试验新民油田属于低孔低渗油藏，平均渗透率5.4×10-3um2，平均孔隙度15.2%，平均孔喉半径5.4um，渗流难，存在启动压力，启动压力梯度越大，地层中同一半径处地层压力也越低。
储层特性决定了导流能力差，自然产能低，需要压裂改造。
而重复压裂递减快，效果变差，需要不断进行试验研究，提升压裂增产水平。
一、研究技术思路分析评价历史改造效果，找出适合现开发阶段的增产规律，明确选井选层方向、优化方案设计，提高措施效果和经济效益。
针对不同储层开展相应压裂针对性试验，形成不同储层配套改造技术。
1.区块措施增产效果评价通过措施增产量、低效率两个指标、对区块稳产状况、措施适应性做出评价，明确措施改造主体方向。
2.地层能量与增产量相关性评价用统计方法分析压裂效果和地层能量的关系，评价出目前新民复压层的最佳压力系数为0.75～1.1，最佳压力为9兆帕以上。
3.分层增产效果评价通过对新民油田主体区块各小层历次动用及增油情况分析评价形成三种潜力： 11、12小层为剩余油认识挖潜主力层； 7、9、10为提高增油水平接替层；5、6、8小层为新技术试验储量有效动用试验层。
4.微相与压裂效果相关性评价增油效果受沉积相影响较大，位于河道主体井压裂增产最高、稳产水平好；分流河道增产效果、稳产水平次之；废弃河道和溢岸砂增产效果差、稳产水平低。
在油田开发过程中，应充分考虑油水井所处沉积相，根据不同沉积相，制定不同的储层改造措施和开发技术政策，提高开发效果。
5.改造时机评价改造时机对重压效果影响大，分析新民油田主体区块压后有效井增产情况表明重压增产呈先升后降趋势，压后增产水平在2～3年内降低为零，重压时机20～30个月。
低渗透油田开发技术研究
低渗透油田开发技术研究低渗透油田是指孔隙度较低、渗透率较小的岩石层，其开发难度较大。
为了克服这些困难，开发低渗透油田需要采用一系列的技术手段。
本文将介绍一些常见的低渗透油田开发技术。
一、水平井钻井技术低渗透油田的油层孔隙度小、渗透性差，导致采收率低。
为了提高采收率，采用水平井钻井技术，通过水平井的水平段在油层中穿行，增加油水接触面积，提高采收率。
二、人工改造技术在低渗透油田中，通常采用人工改造技术，通过开采取方式改造油层来提高采收率。
人工改造技术包括水逼技术、深部压裂技术、人工采油技术等。
水逼技术主要是将大量的注水注入油层，推动储层的油向井口移动。
深部压裂技术则是在油层中注入高压水泥石油吉沙公司等物质，将孔隙度小的岩石层破裂，增加渗透率，提高采收率。
人工采油技术则是通过钻井、热采、化学溶解等方式提高采收率。
三、增强驱移技术增强驱移技术是提高低渗透油田采收率的重要技术手段。
该技术的主要原理是在注水方案中添加适当的助驱剂，以改善原有的驱油机理，从而增加油藏产能和采收率。
常用的增强驱移技术包括热水驱、稠油驱和聚合物驱。
四、提高采收率技术提高采收率技术包括常规测量技术和先进采油技术。
常规测量技术包括地震勘探技术、测井技术以及井下注水及采油监测技术。
先进采油技术包括热采、化学驱以及聚合物驱。
总之，低渗透油田开发需要很多技术手段的支持。
水平井钻井技术、人工改造技术、增强驱移技术和提高采收率技术都是提高低渗透油田采收率的重要技术手段。
未来，随着技术的不断发展和创新，低渗透油田开发的效果将会被进一步提升。
油田油水井压裂技术的发展现状
油田油水井压裂技术的发展现状前言：上世纪50年代，美国提出"井网压裂"的建议。
后期，前苏联进行了物模与油藏数值模拟研究，进行了水力裂缝与井网系统组合。
水力压裂技术是油气井、注水井增注的一项重要技术措施。
主要是利用高压索组将液体超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底地层中形成裂缝，裂缝逐渐向前延伸，在地层中形成具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝，从而改善油气层的渗透性。
1.油田油水井压裂技术1.1.油田油水井压裂技术增注机理对于渗透性很好的储层，只要配注合理，完全不需要进行压裂或者酸化等措施，即可达到注水要求；而对于渗透性比较差的储层，特别是受到伤害后，为了满足一定的注水量要求，仅仅通过酸化、补孔等措施不足解决问题，这时就需要采取压裂措施，而压裂后改变了注入水的渗流特性，有效克服了＂压降漏斗＂的问题，比较容易达到降压注水或增注的目的。
因此，水井压裂对低渗、特低渗是很有必要的。
如果对水井进行压裂，即使支撑裂缝的长度很短，只要有一定的导流能力，那么井筒附近的压力损耗几乎是可忽略。
假设支撑裂缝长度为20米，导流能力为10μm时简化的井底压力的变化情况。
可以知道井筒附近的压力损耗很小，到地层深部由于不同位置与裂缝的关系不同，既有线性流，也有径向流，线性流的阻力小于径向流，部分位置的流体的流动存在混合流现象。
从井底压力来看，水井压裂后的井底拒力远远低于不进行压裂时的径向流，也远低于酸化措施处理后的。
因此，通过改变地层流油田注水井足裂增注化理体从径向流到双线性流流动规律，即使是特低渗储层也是可容易实现水井增注的。
1.2.影响低渗透油田压裂增注的主要因素一般情况下，注水井出现欠注现象的主要原因包括：储层物性差，储层渗透率低，注水井连通性差及注水水质波动等。
通过对注水井进行压裂增注措施是提高低渗透油田注水开发效果的一项有效措施。
然而，有时压裂后并未得到理想效果。
经研究表明，影响低渗透油田压裂增注的主要原因包括压裂液伤害特性、储层物性、毛细管阻力、润湿性及驱动压力等。
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水开发井网的优化设计1. 引言1.1 研究背景裂缝性特低渗透储层是指在地质构造中存在着裂缝和孔隙度较低的储层，这类储层具有特殊的地质特征和注水开发难度。
随着能源需求的增长和传统油气资源的逐渐枯竭，裂缝性特低渗透储层的开发与利用变得愈发重要。
在过去的研究中，裂缝性特低渗透储层的注水开发往往面临着一系列挑战，如注水效率低、开发成本高等问题。
对裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计显得尤为迫切。
通过研究裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计，不仅可以提高注水开发效率，降低开发成本，还可以有效延长储层的生产寿命，为国家能源安全和可持续发展作出贡献。
深入探讨裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计具有重要的研究意义和实践价值。
1.2 研究意义裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计具有重要的研究意义。
裂缝性特低渗透储层注水开发是一种挑战性较大的开发方式，对于提高油气采收率、延长油气田的生产周期具有重要意义。
优化设计可以有效降低开发成本，提高开发效率，提高储层能流性，促进油气开发。
裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计可以提高油气田的整体开发效益，对于能源资源的综合利用和保护具有重要意义。
裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计不仅可以解决当前资源开发中的技术难题，还可以推动油气工业的可持续发展，具有重要的经济和社会意义。
1.3 研究目的本文旨在通过对裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计进行深入研究，探讨如何提高注水开发效率、降低成本，为油田注水开发提供理论和技术支持。
具体研究目的如下：1. 分析裂缝性特低渗透储层注水开发井网的特点，了解其存在的问题和难点。
2. 提出裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计原则，为优化设计奠定基础。
3. 探讨裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计方法，包括注水井网布局、注水井参数优化等方面。
4. 分析裂缝性特低渗透储层注水开发井网的优化设计关键技术，为实际操作提供技术支持。
低渗透油田水驱开发技术的研究与应用
低渗透油田水驱开发技术的研究与应用随着石油的开采量不断增加，油田的开发难度也越来越大。
在这样的背景下，低渗透油田的水驱开发技术成为了研究的热点。
本文将就该领域的研究现状以及应用实践进行探讨。
一、低渗透油田的特点低渗透油田是指地下储层渗透率低于10×10-3m2的油田。
由于地下储层渗透率低，难以通过自然产能得到稳定的油气产出，需要采用人工驱油。
此外，低渗透油田的岩心孔隙度小，油饱和度低，因此提高油气的采收率需要科学有效的开采技术。
二、水驱开发技术的现状水驱开发技术是指通过注入一定量的水，形成一定的储层压力差，促进原油向井口流动的一种开采方法。
近年来，随着油气开采技术的不断发展和完善，水驱开发技术也逐渐成熟。
目前，水驱开发技术主要包括常规水驱和压裂水驱。
其中，常规水驱是指直接向井口注入一定量的水，通过形成一定的储层压力差，促进原油向井口流动。
而压裂水驱则是利用高压液体进行岩石破碎，使得原油可以更顺畅地流动。
目前，常规水驱在低渗透油田中的应用较为广泛。
三、水驱开发技术的应用实践水驱开发技术的成功应用需要充分考虑低渗透油田的特点，并进行针对性的优化。
一般来说，优化水驱开发技术需要从以下几个方面入手。
首先，要考虑水进储层的能力。
在低渗透油田中，储层渗透率低，注入的水进入储层的能力也较弱。
为了保证水的注入效果，需要采用优化的注水井网格系统。
其次，要考虑水的分布和稳定性。
在注入水后，水的分布越均匀，其稳定性就越好。
为此，需要采用先进的注水井技术，在储层内形成一个均匀的水压力区。
此外，还需要注重水的质量。
低渗透油田的水通常含有较高的盐分和难降解有机物质，对油层的侵蚀和堵塞较为明显。
因此，在进行水驱开发之前，需要进行水质的预处理以提高水的质量。
最后，需要考虑水驱开发技术的最优化。
在多种开采技术中，应该根据储层的不同特征，综合采用多种技术进行联合开采，以达到最优化开采效果。
四、总结低渗透油田的水驱开发技术是一项挑战性很高的技术。
低渗透油藏转变注水开发方式研究
低渗透油藏是指在油层中含有大量水和杂质，油和水的渗透率差距很大的油藏。
这种油藏的特点是油层孔隙结构粗大，油层渗流能力低，油层中的油很难从孔隙中流出来。
因此，低渗透油藏的开发难度较大。
低渗透油藏的转变注水开发方式是一种用于开发低渗透油藏的方法。
该方法通过向油层中注入水来提高油层的压力，使油层中的油往上流出来。
转变注水开发方式的优点是可以有效提高低渗透油藏的产油率，减少油藏开发成本。
但是，转变注水开发方式也有一些缺点。
例如，注水过程中可能会产生水蚀腐蚀作用，损坏油层结构；注水过程中可能会产生水极化现象，影响油的流动性。
因此，在使用转变注水开发方式时，应该注意这些缺点，采取相应的措施来解决这些问题。
转变注水开发方式的具体实施方式有很多种。
其中常用的方式包括自然流注水、人工流注水、人工循环注水、水力压裂注水等。
自然流注水是指通过开发邻近水源，让水自然流入油藏中，以达到提高压力的目的。
人工流注水是指通过人工方式将水引入油藏中，以达到提高压力的目的。
人工循环注水是指通过循环使用水，将水不断注入油藏中，以达到提高压力的目的。
水力压裂注水是指通过高压水流将水压入油藏中，以达到提高压力的目的。
在使用转变注水开发方式时，应该根据油藏的特点选择适当的方式。
例如，如果油藏中有足够的水源，可以使用自然流注水方式；
如果油藏中没有水源，可以使用人工流注水或人工循环注水方式；如果需要在油藏中施加高压，可以使用水力压裂注水方式。
总之，在使用转变注水开发方式时，应该根据油藏的特点选择适当的方式，以达到最佳的效果。
转向压裂技术在低渗稠油藏中的应用
转向压裂技术在低渗稠油藏中的应用X赵占杰(中油辽河油田公司,辽宁盘锦 124125) 摘 要:在老井常规重复压裂过程中,常常只是重新压开原缝,而原有的人工裂缝附近产层的生产潜能越来越小,措施增油效果逐年下降。
因此,使裂缝转向,压开新缝是老井增产的有效方法。
本文分析了转向压裂技术的原理、特点,并结合现场实例,提出了转向压裂技术。
关键词:重复压裂;转向压裂;低渗油藏 中图分类号:T E357.1+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0111—03 Y 油田属于复杂断块油田,构造复杂、断块多且小,油气藏埋藏深,非均质性严重,随着油田开发的不断深入,大部分主力油层已逐步进入高含水期,稳产的难度越来越大,为提高产能,部分井面临重复压裂改造。
而重复压裂也会出现如下问题:一是由于在地应力的影响下,常规同井同层重复压裂可以恢复老裂缝的导流能力,但对注采井网注入水的驱替体积及地层中孔隙压力的分布形式的影响是有限的;二是对于进入中高含水开发期的油田来说,常规的同井同层重复压裂会提高地层向生产井的供液能力,有可能导致重复压裂后施工井的含水率急剧上升。
为了解决这些问题,在重复压裂中使用了转向压裂技术,有效的解决了重复压裂中出现失效的问题。
1 转向压裂1.1 转向压裂原理图1 应力转向示意图重复压裂[1]产生的裂缝方向取决于地应力状态,以及注水等对它的影响。
油藏中形成一条水力裂缝,将导致一个椭圆形压降区。
裂缝的椭圆形区域将产生双向附加应力,当诱导的应力差大到足以改变两个水平应力分量时,原来水力裂缝的最小主应力方向即成为最大主应力方向。
这时重复压裂产生的新裂缝将沿着新的主应力平面扩展。
但在距井筒一段距离之后,由于原地应力场的应力变化很小,裂缝仍沿原来的方向向前延伸。
如图(1)所示。
转向压裂技术是应用裂缝转向剂在压裂中暂堵老缝或已加砂缝,造出新缝或使压裂砂在裂缝中均匀分布,从而使流体在地层中发生转向,达到提高单井产量和油藏采收率的目的。
腰英台特低渗油藏改善注水开发效果实践与认识
腰 英 台油 田青 一段 和青 二段 储 层 物性 差别 大 ，
收 稿 日期 ： ２ ０ １ ２ —０ ９ —０ ５ ； 改 回 日期 ： ２ ０ １ ２ —１ １ —０ ４ 作者简介 ： 甘文军 ， １ ９ ８ ７年生 ， ２ ０ ０ ９年 毕 业 于 长 江大 学 地 球 科 学 学院 ， 现 主 要 从 事 石油 地 质 研 究 工 作 。
１ 腰 英 台油藏 基 本 地 质 特 征
腰 英 台油 田构造 位置处 于松 辽 盆地南 部 中央坳 陷 区长 岭 凹陷 中部 大情 字 井 低 凸起 带东 部 ， 紧邻 黑
帝庙 次 凹 。
“ １ Ｔ Ｉ 。裂 缝延 伸方 向 主要 有 北 东 向和北 西 向。储 层 非均 质性严 重 ， 层 内变 异 系 数 平 均 为 １ ． ０ ９ ， 渗 透 率 突进 系数 平 均 ３ ． ７ ， 渗 透 率级 差 平均 ２ ６ ２ ． ４ Ｏ 。层 间 变异 系数平 均 为 ０ ． ９ ２ ， 渗 透率 突 进 系 数平 均 ２ ． ３ ０ ， 渗透 率级 差平 均 １ ５ ． ５ 。孔 喉 以微 、 细、 中孔喉 为 主 ， 排驱 压力 高 ， 驱 油效率 低 。
降， 油 水井 之 间很 难形 成 有 效 的驱动 系统 。腰 英 台 油 田水驱 控 制 程 度 低 ， 注 水 不 见 效 油 井 分 布广 泛 。 部分 水井 物性 太差 注 不进 水 ， 周 围油 井 无 注水 补 充
能量 。
源缓坡 河 流 一三 角 洲 沉 积 体 系 。由 于 湖 水 进 退 频
腰 英 台 特 低 渗 油 藏 改 善 注 水 开 发 效 果 实 践 与 认 识
低渗油藏改善注水开发效果对策研究
பைடு நூலகம்
低渗透 油 田开 发合理 的注 采井 网应该是不等 井距线状 注水井 网 ， 其注 水井
井距一般应大于油井井距， 也应大于注水井与油井之间的排距。 其具体的井排
距大 小应在 压裂 优化设 计的基 础上 ， 根 据裂缝 与基 质渗透 率差异 的大 小确 定 。 水平 井 、 多底水 平井 为低渗 透油 田开 发提供 了更有 效的手 段 ， 但其 合理 的注采
进行。 ３注水 压 力
井网部署尚需要进一步深入研究。 低渗透油田开发往往与裂缝有关沃 然的或
人工 压裂 的） ， 在 低渗透 油 藏的开 发 中适当缩 小 注采井 距可 以提高 驱替 压力 梯
度。 早期往水 ， 投产投注之前进行复合技术压裂 ， 对低渗油藏的开发效果明显。
水能力来改善和提高开发效果。 如 井组， 注水井在系统注水压力下不吸水， 通
过对该 井压 裂 增注 并装增 压泵 后 ， 注水 压力 由１ ６ Ｍ Ｐａ 提 高到３ ０ ＭＰ ａ ， 注水 量 提 高 到６ ０ ｍ３ ／ ｄ， 三个 月后 ， 对 应油 井见效 显著 ， 产液 由３ ９ ． Ｉ ｔ ／ ｄ ￣ｆ ｛ ＂ 到６ ７ ． ３ ｔ ／ ｄ ， 产油 由３ ０ ． ５ ｔ ／ ｄ ｄ ： 升 到５ ７ ． ６ ｔ ／ ｄ 。 实 施高压 注水 ８ 井次， 确保 了地层 能量 稳定 。 如 ＋ 井在 难注 的情 况下将 压力提 高使 对应 的物性 较差 的油井 由压裂 投产 时初期 产量 ２ ｔ ／ ｄ 提高 到 目前 的 ５ ｔ ／ ｄ ￣ 右。
Ｊ
前 言
层 单元 ， 在 不超过 油层破 裂压 力 的前提下 ， 通过提高 水井注水 压力 ， 增加地层 吸
特低渗油田精细注水技术对策分析
特低渗油田精细注水技术对策分析【摘要】特低渗油田是油田开发中的一种特殊类型，其地质条件较为复杂，油层渗透率较低。
针对特低渗油田存在的开发难题，精细注水技术成为一种有效的解决方案。
本文通过对特低渗油田精细注水技术进行对策分析。
首先分析了目前特低渗油田开发的现状，指出存在的问题主要包括注水效率低、采收率不高等方面。
然后介绍了精细注水技术的原理和优势，包括了强化调剖、微型压裂等技术手段。
在对策建议中提出了采用先进技术和设备、优化注水方案、加大调剖剂浓度等建议。
最后展望了特低渗油田精细注水技术的应用前景，指出通过不断创新和完善，将有望为特低渗油田开发带来更好的效果和经济效益。
【关键词】特低渗油田、精细注水技术、对策分析、现状、存在问题、应用前景、结论1. 引言1.1 特低渗油田精细注水技术对策分析特低渗油田精细注水技术对策分析是针对特低渗透油田开发中存在的问题和挑战所提出的技术方案，旨在提高油田开采效率和产量。
随着油田的开采程度逐渐加深，传统注水技术已经无法满足开采需求，因此精细注水技术应运而生。
精细注水技术通过对油层渗透性、岩石孔隙结构等进行深入分析，并结合地质特征和地下水动力学，实现对注水区域、注水量、注水压力等参数的精确控制。
这种精细调控能够提高注水效率，降低开采成本，延长油田生产周期，实现最大程度的资源利用。
目前，特低渗油田精细注水技术在国内外得到了广泛应用和认可，但仍然存在着一些问题和挑战，如地质条件复杂、技术装备不足、经济效益不明显等。
有必要对特低渗油田精细注水技术进行深入研究和分析，提出针对性的对策建议，进一步完善和推广这项技术，实现油田可持续发展。
2. 正文2.1 现状分析特低渗油田是指油藏渗透率低于1×10^-3μm^2的油田，在我国石油开发中占有重要地位。
目前，特低渗油田的开发面临着一些挑战和困难。
特低渗油田储量大，但单井产量低，开发难度大。
由于其渗透率低，油藏对采收能力要求高，需要采用高效的注水技术提高采收率。
低渗透油田开发效果影响因素及技术对策
１ ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ ５产 油指 数
近 年来 ， 目前低 渗油 田的含 水量逐渐 上升 ， 对于 低渗油 田而言 ， 总体 上来看 注采 井数 比是呈上 升趋势 ， 若 低渗透 油 田无 裂缝 ， 将 注采 比适当提 高 ， 在地 层微
高产 与 稳产 ， 获得 大 的经 济效 益 。
２ ． ６ 重视 注水 技术
在开发低渗透油田时， 见注水效果极其重要。 若井距为２ ８ ０ ｍ时， 注水半年
到一 年时注 水效果 才可见 ， 在见 效 以后， 其 油井产量 极其压 力均 稳定 ， 而上升 现 象不 显著 。 注 水 井注水 较难 ， 变 为间歇 式 注水 或者停 注 ， 开 发效 果会 受到 影响 ， 该油 层 的 采油 指数 较低 ， 仅为 １ 到２ ｔ ／ （ ＭＰ ａ ｏ ｄ ） 。 该 油井 的 见注 水效 果 不好 ， 在 泵压 和 其井 口的压 力平 衡 时就停 止 吸水 ， 而启 动 的压力 较 高 ， 大 的 渗流 阻力 ，
启 动压力 梯度 是低 渗透 的储层 渗 流所特 有 的， 它不符 合达 西定律 ， 低渗透 油 田主要特 点有 孔 喉细小 ， 比表 面积大 ， 表 面分 子力 与贾敏 效应 的作 用都 很强 烈， 原油边界 层较 厚 。 启 动压 力梯度则 是渗 流直 线段延 长线和压 力梯度 轴交 点 ， 该直 线不 通过 坐标 原点 ， 那么 渗透 率 低 ， 则启 动压 力梯 度 就会 大 。
量。
低渗透 油 田其 弹性 能量 采收 率非 常小 。 弹性 能量 小是 原 因有 很多 ： 储 层渗 流的 阻力很 大、 其连通性 较差 ， 一 般底 、 边水 不太活跃 等 。 开采 时 ， 消耗天然 能量 会引 起弹性 能量压 力与产 量的 下降迅速 ， 这 样就使 得生产 与管理 都处 于被动 的
低渗油田注水能力下降的原因与对策分析
低渗油田注水能力下降的原因与对策分析摘要：低渗油田的开采难度也日益增加，且低渗油田递减速率快，稳产难，注水能遏制递减的速度，有效注水是非常必要的。
但是低渗油田注水能力下降是非常明显的。
因此，对低渗油田注水能力下降原因分析，并制定一些有效的应对策略是非常必要的。
本文旨在加强与同行的沟通交流，科学解决低渗油田注水能力下降问题，保证油田产量的稳定性。
关键词：低渗油田注水能力原因应对措施随着油田开采的难度的增加，尽管低渗油田的油气资料蕴藏量有限，在当前而言，也是缓解油气资源紧张的重要途径之一，因此加强对低渗油田的开发研究意义重大。
在实践中，为提高采油率，低渗油田都选择注水的方法。
鉴于此，只有了解其注水能力下降的原因，才能找到有效的应对措施，真正保证油田的稳产。
一、低渗油田注水能力下降的原因分析在低渗油田的开采过程中，注水防水可进一步提高油田的采收率。
因此，注水能力下降，在很大程度上导致了油田采收率的下降。
通过分析，我们可以了解到，除低渗油田的本身渗透率偏低、连通性差及井网不完善及这些影响因素外，以下原因同样对油田注水能力产生显著的影响：1.孔喉通道堵塞人们常常会忽略了所注入水里的机械杂质对油田注水能力的影响。
这些水中所含有的大量细小的机械杂质，往往会在地层的内部形成明显的桥堵带，在井壁的位置滞留，形成外滤饼，从而堵塞油管的孔隙通道，同时，杂质也会在油管炮眼上形成结垢，降低了油田的注水能力[1]。
并且长期的注水过程中，由于注入水与储层岩石配伍性差，可能会造成地层的伤害，同时导致岩石的润湿性反转，岩石表面形成水膜，孔吼通道减小，吸水能力下降。
2.储层中的粘土矿物质遇水膨胀和微粒运动由于地层岩石与注水的配伍性差，加之地层的水敏速敏等特性，在水体作用下很容易导致油田储层的粘土矿物质发生膨胀并运移，堵塞渗流孔隙，在造成注水能力下降。
3.温度、压力影响胶质和蜡质的形成地层原油采出前，原油的蜡质、胶质都处于一种溶解平衡状态，在打开油层之后，开采的原油与其他流体往往会对整个储油区的压力与温度产生或多或少的影响，导致地层内部的温度、压力差等产生变化，同时也破坏了蜡质与胶质原本处于的平衡状态。
低渗透油田的采油工艺技术措施
低渗透油田的采油工艺技术措施低渗透油田是指地层渗透性比较低的油田，如何有效地进行采油对于低渗透油田的开发具有重要意义。
采油工艺技术措施是指在低渗透油田开发过程中，针对地质特征和油藏条件，采用特定的工艺技术手段和措施，实现高效采油。
本文将对低渗透油田的采油工艺技术措施进行介绍和分析。
一、水平井水平井是指在垂直井的基础上向地层水平方向打井，并在水平方向上进行凿凿向开采，从而增加油井与地层接触面积，提高采油效率。
在低渗透油田的开发中，采用水平井的方式可以有效地提高地层采收率，降低钻井成本，缩短建井周期，延长油田有效周期。
水平井技术是低渗透油田开发的重要技术手段之一。
二、酸压裂酸压裂是指在水平井或垂直井中注入的酸液，通过对地层进行酸洗和压裂，破坏地层对油的固相状态，促进油的流动，增加地层渗透性，提高采油效率。
在低渗透油田的开发中，采用酸压裂技术可以有效地改善地层渗透性，提高单井产能，延长油藏寿命。
三、地面设施改造低渗透油田的采油工艺技术措施还包括地面设施改造。
地面设施改造是指在油田生产过程中逐步对地面生产设施进行改造升级，提高油田生产能力和效率。
可以采取更新换代设备、提高自动化程度、加强测控系统等措施，有效地促进低渗透油田的采油工艺技术水平提高和生产效率提升。
四、有效注水在低渗透油田开发中，采用有效的注水技术是提高采油效率的重要手段。
注水是指通过向井下油层注入水，增加地层压力，促进油的排出，提高采收率。
在低渗透油田的开发中，通过合理规划注水井的布置、控制注水井的注入量和压力，可以有效地提高油田的采收率和产能。
五、地质勘探技术地质勘探技术是指通过对油田地质特征和油藏条件的深入研究和分析，为采油工艺技术措施提供科学依据。
在低渗透油田的开发中，地质勘探技术可以帮助油田开发者更准确地了解地层构造、孔隙结构、岩石类型等地质信息，为采油设施的布置和工艺技术的选择提供科学依据，提高采油效率和采收率。
低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施
低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施现阶段，低渗透油藏具有丰富的存储量，且具有广阔的分布区域以及油气含量比较多的特点，为此，进行勘探和开发低渗透油藏已经是石油业的重要研究方向。
其中低渗透油藏的一个主要的开采方式就是注水开发，为了使低渗油藏的开发质量体积开发效率能够得到更有效的提高，必然需要强化注水采油技术。
标签：注水工艺油井开发开采率引言低渗透油气资源属于战略资源，其储存量在油气资源中占有举足轻重的地位。
而石油资源作为我国经济发展的重要支撑产业之一，必须保证足够的开采数量才能促进相应产业的蓬勃发展。
然而，石油开采是一项极为复杂的工业生产活动，地理环境、生产设施等各种因素全方位地影响着油田开采的数量和质量。
此外，占我国石油储量一半的低渗透油层与中、高渗透油层相比，存在渗透机理复杂、开发难度大、采收效率低等问题。
为了解决上述存在的问题，技术人员寻找出一种通过向低渗透油层注水来提高油田采收效率的工艺，从而保证油田企业良好的经济效益。
但是，据相关调查发现，现有的油田注水工艺尚不成熟，需要进一步健全和完善。
总而言之，要从不同角度全面了解和分析现有的注水工艺的不足，只有这样才能促进油田企业保持良好的经济效益，保证油田行业的可持续健康发展。
综上所述，对于低渗透油层来说，提高油田采收率具有重大的意义，但同时也面临着巨大的挑战。
1 概述低渗透油田所谓低渗透油田是指油田储存层具有较低的渗透率和丰富度的油田，具体有以下几点分类。
其一，一般低渗透油田，这类油田所含有的油类标准可以供工业生产，然而具有较低的产量，需要通过压裂措施来提高油量生产;其二，特别低渗透油田，具有较高的饱和度油层，油质标准不能够满足工业的要求，需要使用大型压裂措施方可进行开发;其三，超级低渗透油田，具有非常缜密的油层，较高的饱和度，一般情况下不具备开发价值，然而的确具有油层厚和较好质量的油质以及较浅的埋藏深度，可以用作后备能源开发。
但是由于开采时间较长，低渗透油田将会遇到产量下降、设备老化、工作效率下降等情况，进而造成企业经济效益降低。
低渗透油藏注水井有效压裂技术探索
３ ． ０ ｇ ３ ． ５ ９ ３ ． ０ ７ ３ ． ３ ９ ３ ． ３ Ｏ
０ ． ４ ２ ｌ ０ ． ５ ｏ ｏ ０ ． ４４ ８ ０ ． ４７ ３ ０ ． ４５ ６
０ ． ３ ８ ０ ９ ． ７ ４
年 以来 ， 油 田开 展 了特低 渗 透注水 井有 效压 裂增 注
技 术研 究 ， 探 索 解 决 注 水 井 注 水 困难 的新 压 裂 工
艺。
０ ． ４ ４ ３ １ １ ． ４ ０ 清洁压裂液滤液 ０ ． ３ ３ ７ ２ ４ ． ７ ８ 清洁压裂液破胶 液
０ ． ４ ０ ８ １ ３ ． ７ ４ ０ ． ２ ３ ９ ４ ７ ． ５ ９ 胍胶 滤液 胍 胶破 胶 液
（ 中油大庆油 田有 限责任公 司， 黑龙江 大庆 １ ５ １ １ ０ ０ ）
摘要 ： Ｙ Ｓ Ｌ油田储层渗透 率低 ， 致使 注水井注水困难， 为此进行 注水 井有效压 裂技 术研 究 ， 评 价 了压 裂液 对岩 心的伤害程度 ， 明确 了清水压 裂适用 于低 渗透油藏 注水 井压裂。 开展 了清水 压
施 工参数 进行 了优 化研 究 。 ２ ． １ 裂 缝参 数的优 化 Ｙ Ｓ Ｌ油 田采用 反 九 点 井 网开 发 （ 图 １ ） 。就 注
表 ２ 压 裂 液 岩 心 伤 害 实验 结果
编号
气测 液测 伤害后 伤害 渗透率 渗透率 渗透率 程度
／１ ０— ３ ２ ／１ ０— ３ ｍ ／１ ０一 ｍ ／％
术方 法
。Ｙ Ｓ Ｌ油 田储 层 孔 隙半 径 极 小 ， 集 中
实验内容
清水
在０ ． ２～ ２ ． ４ ｍ， 毛细 管力较 大 ， 流体 渗 流 能力 弱 ，
影响低渗透油藏注水开发效果主要因素分析
影响低渗透油藏注水开发效果主要因素分析摘要：低渗透油藏大多采用注水开发，低渗油藏受储层物性及渗透率的限制，注入水推进速度相对较慢，含水上升慢，在同等井距的情况下的，采取压裂改造扩大易流区半径，增大注水流线与最大主应力方向夹角，合理注采比等措施将有效改善和提高低渗油藏的注水开发效果。
本文以牛庄油田NW68块沙三中低渗油藏注水开发为例，选取典型注水井组，对影响其注水开发效果的主要因素进行剖析。
关键词：低渗透注水影响因素低渗透油藏因储层视渗透率变化产生的易流区半径大小，最大主应力方向与注水主流线方向夹角及水井单井累计注采比均会对其对应油井的受效情况产生不同程度的影响，从而使对应受效油井表现出不同的动态变化特点。
一、NW68块注水效果实例分析1.区块地质及开发现状NW68块位于牛庄洼陷南缘，为一个被断层复杂化了的东高西低的单斜构造，沉积类型主要为深水湖相浊积扇沉积，石油地质储量485×104t。
该块沙三中孔隙度平均为17.96%，渗透率最平均为7.0×10-3μm2，泥质含量10.2%，原始含油饱和度58.3%。
地面原油密度0.88g/cm3，地面原油粘度20MPa.s，地下原油粘度 4.3MPa.s，原始地层压力43MPa.s，饱和压力10.1MPa.s，目前地层压力25.6MPa.s，为典型的低渗透岩性油藏。
2.注水效果及影响因素实例分析对应已受效油井7口，其中4口井获得明显增油效果，2口井获得一定的稳产效果，1口井因高含水改层，7口井注水受效前日产液52.4t，日产油39.7t，含水24.2%，受效后日产液85.1t，日产油57.5t，含水32.4%，日增油17.8t，18个月累计增油3560t。
2.1易流区半径大小对注水效果的影响T68-40井2006年2月份投产，初期日产液5.1t，日产油4.6t，含水8%，2007年9月份转注距离该井235米对应水井T68-35转注，日注水量30m3，该井未见到明显注水效果。
压裂技术在低渗透油藏中的应用与研究答辩
三、压裂机理研究
2、压裂液
压裂液是油层水力压裂时所用液体的总称。根据压裂液 在压裂过程中不同任务可分为 ：
前置液： 破裂地层，造成裂缝
同时延伸裂缝 携砂液： 从地面将支撑剂带入裂缝 ，
顶替液： 将携砂液送到预定位置
将井筒中全部携砂液替入裂缝中
三、压裂机理研究
3．支撑剂及裂缝导流能力
支撑剂是一种用来支撑裂缝，防止压裂裂缝重新闭合的固体颗粒， 填砂裂缝的渗透率与裂缝宽度的乘积称 其作用是通过在裂缝中的沉积排列来支撑裂缝，提高地下流体的连 为裂缝的导流能力，它的大小直接影响压裂 通性，从而达到增产的目的
目前在井组内S13-251虽有对应的注水井S13-26，但是注水 效果不是很理想。2008年1月底重射孔和酸化后，注水效果 保持良好，开井初期日注能力32m3/d， 3个月后，随着注入 量的增加，该井日注能力大幅度下降，直到现在注水量很不 稳定，平均日注能力15m3/d，严重影响S13-251的注水效果。 随着采出量的增加，井组的供液能力势必下降，油层能量势 必减小。S13-251井压裂后地层能量虽能有所增加，但S13-26 却不能及时补充亏损，势必影响S13-251的产液和产油能力， 进而影响井组内剩余油的开采、长期开发和进一步稳产。
（二）对井组内压裂井S13-251 主要工作及其效果
S13-251 井 压 裂 后 含 水 由 10.5% 上 升 到 40.5% ， 液 面 也 由 1650m 上 升 至 950m ， 日液能力1.0t/d上升 到7.5t/d（平均）， 日油水平0.9t/d上升 到4.4t/d（平均）， 说 明 S13-251 井 压 裂 后，产油能力增加， 增油效果明显。
S13-251井基础数据如下：
层位：沙三上 射孔井段：2478.0-2509.0，2512.8-2590.4 油层温度：106℃
裂缝研究方法在油田高含水期开发调整中的应用
裂缝研究方法在油田高含水期开发调整中的应用摘要：本文通过应用地应力和裂缝三种测试方法，研究濮城油田储层裂缝的分布特征，其成果在濮城油田沙三中6-10油藏部署加密调整井位、老井转注、平面注水动态调配和注采调整措施挖潜等方面得到较好的应用，油藏开发效果得到明显改善。
关键词：低渗油藏人工裂缝调整注水开发一、濮城油田沙三中6-10油藏开发地质概况沙三中6-10油藏位于濮城构造的东翼濮67断层的上升盘，为一受构造控制的半背斜构造油藏。
油藏含油面积6.8km2，有效厚度10.2m，地质储量342×104t，可采储量108×104t，标定采收率31.58%。
储层为砂岩与泥质岩的不等厚互层，厚约230m，砂泥岩互层，砂岩发育，韵律性强，成组性好，单层砂岩厚度一般2～5m，最厚可达10m。
物源来自东北方向，北部砂岩发育，厚度大，向南砂岩厚度变薄尖灭，变化趋势由北向南物性变差。
灰质、泥质含量高。
油藏埋深-3200～-3710m。
油藏为典型低孔低渗储层，孔隙度12.64%；空气渗透率2.3～5.2×10-3?m2。
濮67断层是控制油藏构造形态和油气聚集的主断层，走向NNE，倾向NWW，倾角250～600，活动期长，落差大，一般100～250m，延伸长约9Km。
储层特征为微裂缝+孔隙双重介质，原始裂缝较为发育。
进入注水开发后，油井一般进行压裂引效，水井采用高压注水（泵压30-35MPa），一般平均注水六个月后油井见效，初期平均单井日增产10-20t/d，但油井见效后即见水，且含水上升速度很快，一般年含水上升率为10-20%，造成油藏见效后很快进入高含水开发阶段。
二、濮城油田沙三中6-10油藏储层裂缝的分布特征1.油藏人工水力压裂的形成的裂缝总体方位为NNE，压裂裂缝为一条，一般以井点为中心呈东西两翼展布，裂缝长度最大460m，最小380m，平均为420m。
单翼缝长最大可达233m，最短180m，一般为180-220m左右，均为垂直裂缝。
下二门油田下层系改善注水开发效果研究
层 间层 内 动用 差 异 大 ， 主 力 层 水 淹 严 重 ，局 部 区域 存 通 过 改 变 地 下 液 流 方 向、 扩 大 注 水 波及 体 积 为 目的 改 善 注 水 开 发 效 果 的研 究 ，进 一 步 调 整 注 采 关 系 ， 减 缓 层 间 、 平 面 矛 盾 ，充 分 挖 掘 中低 渗 透 层 的 潜 力 ， 提 高 水 驱 控 制 程 度 ， 改善 单 元 的 开发 效果 。
下 二 门 油 田下 层 系 改 善 注 水 开 发 效 果 研 究
张 向 红 ，徐 广 杰 ，楚 龙 超 党 建 波 ，涂 ， Ｊ 、 红 ，李 德 格 （ 中石化河南油田 分公司 第一采油 厂， 河南 南阳 。 。 ）
［ 摘 要 ］ 下 二 门 油 田下 层 系 属 于 古 近 系始 新 一 渐新 统核桃 园组的核 三段 Ⅲ、Ⅳ油 组，储层 非均 质性 严 重，
［ 关 键 词 ］ 非 均 质 油 藏 ； 注 水 开 发 ；液 流 方 向 ； 波及 体 积 中低 渗 透 层 ［ 中图 分 类 号 ］ ＴＥ ３ ５ ７ ． ６ ［ 文献 标 志 码 ］ Ａ ［ 文章编号］１ ０ ０ ０ —９ ７ ５ ２（ ２ ０ １ ３ ）１ Ｏ一 ０ ２ ６ ７一 Ｏ ３
２ ． ２ 下层 系剩 余 油分 布总 体特 征
下 层 系进 入高 含水 开发 后期 ，受 地 质 因素 和井 网 因素 的控 制 ，地下 剩余 油分 布零 散 。由剩余 油 丰度
［ 收 稿 日期 ］ ２ ０ １ ３—０ ５—２ １ ［ 作 者 简 介 ］ 张 向红 （ １ ９ ７ ６一 ） ，女 ，１ ９ ９ ６年 长 庆 石 油 学 校 毕 业 ，工 程 师 ，现 主 要 从 事 油 田 地质 开 发 管 理 工 作 。
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自然转向 诱导转向 图 1 压裂造缝示意图 从近几年的重复压裂效果来看, 单一的重复压 厂引进了转向压裂技术, 转向压裂与重复压裂相比: 裂在实施效果上不尽人意, 主要表现在: ①多次重复 转向压裂是重复压裂启动纵向剖面上的层, 控制重 压裂改造同一层位, 增油效果逐年变差。 ②地下油水 复压裂平面上的裂缝转向, 使裂缝单向延伸得到控 关系日趋复杂, 压裂改造难度不断加大。 ③受注水及 制, 即在主裂缝施工前泵入裂缝延伸控制剂, 暂堵并 井网现状的影响, 压裂规模难度加大。 为了适应低渗 使原先的开启裂缝停止延伸, 开启新缝提高地层导 油田开发的需要, 更好地改善压裂效果, 2005 年我 油能力; 同时对于注采井组而言转向压裂更有利于
变化。 + 10 M P a …+ 7 M P a …+ 3 M P a …0 诱导应力区 0…- 3 M P a …- 7 M P a 自然转向应力区 如果重复压裂裂缝超过椭圆形泄油区的边界, 裂缝延伸就可能顺应最初原始应力方向。 然而, 由于 受裂缝生长惯性的影响, 裂缝也可能沿着已经改变 的裂缝方向继续生长较远。 转向压裂技术是应用裂缝转向剂在压裂中暂堵 老缝或已加砂缝, 造出新缝或使压裂砂在裂缝中均 匀分布, 从而使流体在地层中发生转向, 达到提高单 井产量和油藏采收率的目的。 根据流体流动优先进 入阻力最小方向原则, 通过在施工过程中实时地向 地层中加入粘弹性转向剂, 使转向剂颗粒进入地层 中的原裂缝或高渗透层产生滤饼桥堵, 阻止后续工 作液继续向原裂缝和高渗透带进入, 由于该转向剂 可以承受高于裂缝破裂压力的压差值, 从而迫使压 裂液进入高应力区或新裂缝层, 促使新缝的产生和 支撑剂的铺置变化 ( 见图 1) 。
E 1 f1
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目前生产情况
日产液 日产油 含水 日产液 日产油 含水 日产液 日产油 含水 ( t d ) ( t d ) (% ) ( t d ) ( t d ) (% ) ( t d ) ( t d ) (% )
5 3 1. 9 37. 5 3 13 14. 9 4. 8 58. 4 17. 7 3. 4 83. 9 25. 4 3 61. 2 12 2. 7 2. 4 2. 2 1. 8 9 27 25. 2 4. 9 9. 1 2. 1 6. 2 5. 6 7. 4 30 86 65 78 11 16. 2 16 20. 6 3. 4 8 6 5. 4 36 27 30 74
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收稿日期: 2007- 08- 12 作者简介: 师国记, 江苏油田分公司试采一厂地质研究所, 工程师。
2008 年第 10 期 师国记等 利用转向压裂技术改善低渗油田注水开发效果
提高体积波及系数和改善层间和层内的矛盾。 2 转向重复压裂技术实施效果分析 2006 年 1 ～ 7 月份全厂老井压裂实施 18 井次, 平均核实日增油25t d、 累积增油1500t, 其中10 口井 采 取 转 向 重 复 压 裂 措 施, 均 取 得 成 功, 措 施 增 油 1000t d, 占整个压裂措施增油66 . 7% , 效果显著。 转 向重复压裂效果主要体现在: 211 裂缝方位变化明显, 增油效果好, 有效期长 表 1 2006 年 1 ～ 7 月份转向压裂井增油效果表 目前生产情况及存在问题 压裂初期生产情况 时间 井号 层位 沙 19- 29 沙 19- 8 发 2- 2A 沙 20 沙 20- 9A 沙 32- 5 沙 19- 10 沙 20- 33 陈 3- 65 瓦 2- 21
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内蒙古石油化工 2008 年第 10 期
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岩电实验参数在刘庄地区的应用
陆诗文1 , 王松梅1 , 侯智军1 , 李民阳1 , 刘 玲2
( 1. 中原油田采油一厂; 2. 唐山冀油瑞丰化工公司)
摘 要: 在刘庄地区深层应用岩电实验数据建立的阿尔奇公式和识别油气层的交会图, 保证了含油饱和 度计算结果的准确性和建立的识别油气层电性标准的可靠性。 它的应用可以减少本地区深层勘探区块 取芯井和试油井数, 提高油气勘探经济效益。 关键词: 阿尔奇公式; 岩电实验; 刘庄地区; 深层; 储量计算 储层油 ( 气) 饱和度 ( So 或 Sg ) 是储量计算中的 重要参数之一, 根据取芯井的岩芯样品所作的岩电 分析数据建立的阿尔奇公式能更客观、 准确地反映 储层含油 ( 气) 饱和度 ( So ) 与测井参数的关系, 由于 多种因素, 岩电实验数据还未能在东濮凹陷油 ( 气) 饱和度的计算中得到广泛的应用, 而刘庄地区深层 是目前中原油田油气勘探的重点地区之一, 为此笔 者收集整理了刘庄地区深层的大量岩电实验资料和 试油资料, 并进行了较为深入的研究, 建立了含油 ( 气) 饱和度的计算公式和油气层识别标准。 它的应 用为本地区深层勘探和滚动的储量计算提供了有力 的技术保证, 减少取芯井和试油井数, 提高油气勘探 的经济效益。 1 刘庄地区深层的基本地质特征 刘庄地区深层的基本地质特征为: 刘庄地区深 产量对比分析表明该井转向压裂增油降水效果明 显, 同时也说明了有新的渗流通道被开启, 达到了沟 通非主渗通道, 降低含水和扩大波及体积的目的。 说 明转向重复压裂对中高含水油井的降水增油十分有 效, 为改善中高含水油井的开发效果增加了新的手 段。 3 转向重复压裂选井选层研究 根据我厂今年的转向压裂井实施效果和其它油 田的实施经验, 转向重复压裂井的选择除了考虑储 层的物质基础和能量基础外, 还应进行注重油层条 件, 区分油层特征的油藏研究, 同时结合工艺技术水 平和经济效益, 确定选井和选层的标准: ( 1) 油层发育好, 区域成片的井 ( 2) 注采关系好, 有能量补充的井 ( 3) 剩余储量好, 潜力很落实的井 ( 4) 储层能量好, 动静不符合的井 ( 5) 油层潜力好, 压裂已失效的井 在此基础之上, 还要对其进行精细评价, 运用地 质及测试资料对小层厚度及其纵向上分布情况, 有 效渗透率、 目前压力系数、 含水、 及剩余可采储量进 行研究, 以确保转向压裂实施成功。 4 认识与结论 层为下第三系沙河街组的沙二下亚段和沙三段, 储 层 埋藏深度为 3000m～ 4700m , 它由许多小断块构 成的复杂断块油气田。 储层物性差, 其孔隙度和渗透 率 的变化范围分别为: 9. 1%～ 24. 1% 和 0. 3mD～ 73 . 9mD 。 沉积环境为浅湖相沉积。 地层水水型为 . 8× CaC l2 , 地 层 水 矿 化 度 21 × 104m g L , 氯 根 12 104m g L 。储层岩性为粉砂岩, 砂岩石英含量 62 . 3% ～ 71. 9% , 平均 68. 2% ; 长石含量 13. 5%～ 26. 3% , 平均20. 7% , 平均岩屑含量11. 2% , 胶结类型以孔隙 式胶结为主, 其次为基底式胶结, 分选性好。 2 资料的收集 刘庄地区深层岩电实验资料有 10 口井, 岩电分 析样 37 块, 在确保岩电实验样品具有广泛的代表性 的同时, 样本点还应能够客观地反映具有产液能力 地层的岩电关系, 对于束缚水饱和度偏高的样本点
2. 7 76. 3 4. 9 50. 9 2. 6 81. 1 8. 2 56. 7 2. 8 6. 7
二 季 度
表 2 2006 年 1 ～ 7 月份转向压裂井裂缝方向监测情况表 井号 发 2- 2A 沙 19- 8 沙 19- 29 沙 20 沙 20- 9A 沙 9- 10 瓦 2- 21 沙 20- 33 陈 3- 56 沙 32- 5 平均 压裂时间
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内蒙古石油化工 2008 年第 10 期
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利用转向压裂技术改善低渗油田注水开发效果
师国记, 王东伟, 杨 波, 崔梅红, 屈传刚, 厉昌峰
( 江苏油田分公司试采一厂)
摘 要: 随着低渗油田开发的深入, 措施难度不断加大, 压裂和重复压裂成为改善低渗油田开发效 果的重要手段, 但是层间和平面矛盾进一步加剧, 单纯的重复压裂已不能满足目前低渗油田的开发需 要, 因此为适应低渗油田改善开发效果的需要, 2006 年引进并扩大了转向重复压裂技术在注采单元的 应用力度, 并获得了突破性成果, 有效地改善了一些长期注水不见效或注水后水窜高含水的老大难油井 的注水开发效果, 减小了层间和平面矛盾, 提高了储量动用程度, 为改善低渗油田注水开发效果拓宽了 思路。 关键词: 转向压裂; 低渗油田; 重复压裂; 注水开发; 裂缝
复压裂缝 ) 方位 ( °
111 88. 5 99 40 117 62 112 67பைடு நூலகம்76 102
偏转角度 (° )
37 25. 5 30 39. 8 30. 3 13 37. 6 17 27. 5 22 27. 97
从表 1、 2 可以看出, 转向压裂后产量均有明显 上升, 压裂初期井口平均单井日增油 2. 8t d, 目前单 井井口平均日增油 2. 7t d, 措施效果好, 有效期长。 十口井转向压裂前后方位和破裂压力监测情况来 看, 裂缝方位变化和破裂压力变化明显, 10 口井裂 缝方向平均偏转 27. 97° , 说明 10 口井转向压裂均起 到了沟通新的渗流通道、 扩大波及体积从而提高采 收率的目的。 212 注采单元注水开发效果得到明显改善 21211 针对多次利用压裂来引效而效果较差的注 采单元, 通过转向压裂后注水开发效果得到明显改 善 理论上讲, 压裂时半缝长应该等于 1 2 倍油水 井井距, 但是实际上由于受油层的非均质性等影响,
半缝长应该小于1 2 倍油水井井距, 1 3 倍油水井井 距最合适, 大于或者等于这个值, 注入水均容易沿着 裂缝窜入油井, 油井含水上升迅速, 将会快速水淹。 因此重复压裂时往往因为缝长的问题要控制压裂规 模, 防止油井暴性水淹, 这在一定程度上影响了压裂 效果。 而转向压裂由于裂缝方向发生改变, 可以避开 原裂缝重新造缝, 适当加大压裂规模, 使半缝长加 长, 有效提高波及体积, 增加泻油面积, 从而提高储 量动用程度, 改善注水开发效果。 例如沙 19 注采井 组沙 19- 10 井: 沙 19 井组: 注水井沙 19 井 2002 年 5 月转注, 对 应油井沙 19- 10 井和沙 19- 12 井注采井距 180m , 该井注水后油井沙 19- 12 井注水效果明显, 表现为 日产液、 动液面明显上升, 而沙 19- 10 井一直未见 到明显的效果, 2003 年3 月为了改善注水效果, 进行 压裂引效, 沙 19- 10 井进行了重复压裂, 压裂前日 产 液 2. 1t d, 日产油 1. 8t d, 含水 12% , 压裂后初期 日产液 916t d, 日产油 3. 6t d, 含水 62% , 一个月后 日产液就下降为 4. 3t d, 日产油 2. 8t d, 压裂引效失 败, 有效期短。 为了改变这种状况, 在充分研究该井 组剩余油分布情况下, 决定对沙 19- 10 井采用大规 模转向压裂, 即加大压裂规模并采取转向的技术措 施, 获得成功, 该井 2006 年 6 月压裂, 初期日产液 10t d, 日产油 4 . 9t d, 含水 51% , 目前该井日产液 9 . 6t d, 日产油 4t d, 含水 58% , 油井动液面明显上升, 油井供液能力得到明显改善, 压裂引效成功。 比较两次压裂的裂缝方向, 转向后裂缝方向偏 移原裂缝 15° , 半缝长从 100m 增加到 130m , 有效增 加了泻油面积, 提高水驱波及体积, 油井注水效果得 到较大的改善。 21212 针对压裂后注水水窜造成高含水停井的注 采单元, 利用转向压裂降水增油效果明显 典型代表是发 2- 2A 井: 发 2- 2A 是发 2- 3 井 组一线受效井2000 年4 月压裂后通过裂缝监测方向 确定压裂造缝方向与注水方向连线方向一致, 为防 止油井暴性水淹, 一直控制发 2- 3 井的注水量, 导 致该井组油井整体注水效果较差, 也未能控制住发2 - 2A 井的含水上升, 2005 年 12 月该井因为低液量 高含水而关井, 针对这种情况, 决定在发2- 2A 井开 展转向压裂降水增油试验。 2006 年 3 月对发 2- 2A 实施转向, 压裂前该井长期关井, 压裂后该井日产液 16 . 2t d, 日产油 3 . 2t d, 含水 80 . 1% , 目前该井日产 液 15t d, 日产油 3. 6t d, 含水 70% , 从裂缝方向监测 来看, 本次裂缝方向偏转较大, 裂缝方向偏移 37° ,有 效沟通与发 2- 1 井之间的剩余油, 从而降水增油效 果明显。 21213 针对已进入中含水注采单元进行转向压裂 实验效果显著 2006 年主要在已进入中高含水单元的沙 20 西 进行转向压裂试验, 优选沙 20 井进行了转向压裂, 压后产液量由压前的 21t 上升到最高时 25. 8t, 增加 液量4. 8t, 产油量从压前的3. 4t, 最高上升到5. 9t, 增 加 2. 5t, 含水从压前的 83. 9% 降低到最低时 76. 8% , 下降了 7. 1 个百分点。目前液量稳定在 25t 左右, 油 量稳定在 5. 5 ～ 6t, 含水基本在 77% 左右。压裂前后