陕北特低渗油藏开发现状以及提高采收率方法概述-课件(PPT·精选)
低渗、特低渗透油藏综合治理技术
含油面积：1910km2 地质储量：11亿吨
帕宾那油田是加拿大最大的低渗透油田，其中 卡迪姆油藏是帕宾那最大的低渗透砂岩油藏。
1985－1989年，对卡迪姆油藏共压裂83井次。
筛 选 原 则
a、从压力恢复分析得出表皮因子，选 取表皮因子较高（污染重）的井。 b、选取比产液能力（目前的产液量与 峰值产液量的比值）较低的井
垦东18
优质低伤害钻井液完井液技术
强水敏性油层 中水敏性油层 弱水敏性油层 低压易漏失层 深层盐膏地层 海上油田 油基钻井液或仿油性水基钻井液 正电胶（正电性）钻井液 聚合物铵盐钻井液 泡沫钻井液 饱和盐水钻井液 海水低固相不分散钻井液
国内油层保护技术
粘土稳定技术
泵 丢手工具 双向锚定 封隔器 封隔层 液压平衡 式封隔器 单流控制阀 采油层 筛 管 丝 堵
芳707 祝三 芳6 肇291 州184
21 12 58 8 53 5.0 56 0 18 超前2个月
(1) 州184投产初期产量较高，采油强度大，虽有产量 递减过程，但递减幅度不大。 (2)州184油井受效后，单井产量的恢复程度较高。
7 6
累积产油，*104m3
5 4 3 2 1 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
采油 工程 油层 保护 技术
解堵工艺技术
作业屏蔽暂堵 技术 射孔技术
油气层保护管柱技术
(二) 低渗透油田主要配套技术
1、 井网部署 2、注水 3、油层保护技术 4、整体压裂改造和井筒举升技术 4、整体压裂改造和酸化技术 5、利用水平井技术 6、聚能射孔技术
将油藏作为整体进 行压裂优化设计
优选压裂液
丙基瓜胶（HPG）压裂液（工业品残渣不超过3%）、油基压裂液、 泡沫压裂液及液态CO2压裂液等无残渣压裂液。另外，防膨、防乳化、 杀菌、助排等一系列入井液添加剂都配套应用。
低渗透油藏ppt
二、低渗透油层的分布条件及特征
2.1、低渗透油层的分布条件 低渗透油层与一般的油层有着较大的差别，与其他的油层的 形成条件存在一定差异，在我国，低渗透油层主要分布于山麓冲 积扇的浊积扇和水下扇三角洲沉积体系，有跞状砂炭油层、砾岩 油层、粉砂炭和砂岩油层等几种岩石类型。主要包括由近源沉积 的矿物成熟度低、油层分选差、成岩压实作用、远源沉积物和近源 深水重力流形成的油层。
三、不断优化开发方式提高低渗透油层的采收率
3.3、注入烃类混相驱的应用
在低渗透油层的开采中高压注入天然气，使开采油层中的油
与之发生混相以形成混相带，伴随着持续注入的压力，混相前缘
向前不断驱动，从而实现将油采出的目的
四、低渗透油层物理化学采油技术的应用
4.1、物理采油技术的应用 （1）声波采油技术 声波采油是目前发展较快的三次采油技术。据相关资料报道，采用频 率较高超声波进行处理，可提升50%左右的油田产量， 能够获得较为显著的经济效益。与传统采油方法相比，声波采油 以其影响流体物性与流态；对油层作用见效快；操作费用低；还可 与其他增产措施结合使用的特点，在非均质油层、低渗透油层得 到了广泛应用，是提高低渗透油层原油采收率的有效技术措施。
油湿，同时，在化学驱油过程中，可以通过控制化学试剂如表面活
性剂和聚合物等吸附或沉淀的数量及吸附方式来改变油藏的润 湿性，从而实现油层采收率的提升。
四、低渗透油层物理化学采油技术的应用
（2）纳米聚硅材料在降压增注中的应用
纳米注水井之间的压力差异。此外，由于
四、低渗透油层物理化学采油技术的应用
4.2、化学采油技术的应用 （1）改变油层润湿性在提高原油采收率中的应用 油藏岩石的润湿性影响油水在多孔介质中的分布、流动状态
和驱油效率，在油藏开采过程中起着至关重要的作用。通过化学
陕北特低渗油藏开发现状以及提高采收率方法概述
除了上述几种主要的措施之外还有一些其他的提高 采收率的方法。压裂和调剖都能有效的提高采收率。
国外对于特低渗透油藏开发时间较长，从美国 1871年发现著名的勃莱德福油田起，已有100多年的 历史了。国外认为，低渗透油田尤其是高压低渗透
2024/6/16
油田初期压力高、天然能量足，最好采用自然能量开 采，尽量延长无水开采期和低含水开采期，一般都先 用弹性能量和溶解气驱能量开采，但油层产能递减快 ，一次采收率低，只能达到8％－15％。进入低产期时 再转入注水开发，采用注水保持能量后，二次采收率 可提高到25％-30%。
2.1 陕北特低渗透油田的储层特征
储层物性差，孔隙度和渗透率低
南泥湾某地区油田储层特征
10 3 m 2
10-3
孔喉细小，溶蚀孔发育 储层非均质性严重 储层敏感性强
2.2陕北特低渗透油藏开发特征
自然产能低，生产压差大，压裂后增产幅度较 大
采用消耗方式开发，产量递减快，压力下降快 ，一次采收率很低
安塞油田依靠自身天然能量经济采收率仅仅只有8%，递 减率在两年内达到了63%。
采油井
注水井
裂缝方向 a.正方形反九点井网
裂缝方向 b.菱形反九点井网
裂缝方向 c.矩形五点井网
南泥湾采油厂河庄坪区在井网部署中就应 用了上述的菱形反九点法，吴起长61、长63油 藏均采用菱形反九点井网部署钻井，长对角线 走向为NEE75°
3.2井距的合理确定
据安塞油田、靖 边油田、双河油田等 对低渗透油田开展的 注采井网最佳几何参 数优化结果，认为低 渗透砂岩油藏，合理 的井排距为100-150m ，合理的井距为200300m。
陕北中生界特低渗透高含水油藏特征及成因
陕北中生界特低渗透高含水油藏特征及成因王建民;刘生福;李军;张永富;高岭【摘要】Considering actual oil field development and based on comprehensive analysis on the oil production and oil test data, this paper summarizes the characteristics of the Chang 6 reservoir of extra-low permeability and high water cut in the Weijialou oilfield in northern Shaanxi and the distribution rule of high water cut zones. The results show that the Chang 6 reservoir in the Weijialou oilfield is a typical reservoir of extra-low permeability and high water cut, its water cut contour shows irregular annular distribution around local structure highs in plane. The water cut distribution within the reservoir shows high heterogeneity; along the NE-SW direction, water cut change is relatively stable, water cut contour extending in band shape; along the NW-SE direction, water cut fluctuates greatly, contours showing an alternating distribution of high and low water cut zones; there exists high water cut zone out-thrusting locally. Lack of effective hydrocarbon source rocks and poor resource conditions are the underlying causes of high water cut in the Chang 6 extra-low permeability reservoir. High crude oil viscosity, great difference of fluid properties, high fluidity ratio, and well developed natural fractures are the main internal cause of the high water cut.%结合油田开发实际,通过对试油试采等资料的综合整理与分析,总结陕北魏家楼油田长6特低渗透高含水油藏的基本特征及其高含水区带的分布规律,并探讨了其成因.研究结果表明,魏家楼油田长6油藏属于典型的特低渗透高含水油藏,含水率等值线在平面上围绕局部构造高点呈不规则的环带状分布；油藏内部含水率分布具强非均质性,沿北东—南西方向上含水率变化相对稳定,等值线呈带状延伸；沿北西—南东方向上含水率起伏较大,等值线呈现高、低含水区带交替相间分布；局部夹有高含水带的异常突入.资源条件差、油源不足是魏家楼油田长6特低渗透油藏高含水的根本原因；原油黏度高、流体性质差异大、流度比高、天然裂缝发育是其高含水的主要内因.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2011(038)005【总页数】6页(P583-588)【关键词】魏家楼油田;长6油藏;特低渗透;高含水率;成因【作者】王建民;刘生福;李军;张永富;高岭【作者单位】西北大学地质学系;西安石油大学油气资源学院;延长石油集团有限责任公司横山采油厂;延长石油集团有限责任公司横山采油厂;延长石油集团有限责任公司横山采油厂;延长石油集团有限责任公司横山采油厂【正文语种】中文【中图分类】TE122.2鄂尔多斯盆地南部陕北斜坡主体中生界延长组发育一系列大中型低渗—超低渗透油田[1]，长6特低渗—超低渗透油藏为其储产主力。
陕北浅层低渗透油藏管理的特点及对策
陕北浅层低渗透油藏管理的特点及对策针对陕北浅层低渗透地方性油田油层浅、单井投资小、资源归属多样引起的无序开发、开采措施不统一、资源浪费、环境污染、资料共享性差等问题，参考长庆油田公司管理经验，解剖两个典型地方性油田—延长油矿管理局川口油田和延安市南泥湾油田，结果发现：陕北浅层低渗透油藏管理面临的主要问题是储量管理、开发措施管理、环境管理和数字信息管理四个方面的内容： 1．在储量管理方面，以南泥湾油田为例，分析认为：①探明储量是陕北浅层低渗油藏管理的重点，容积法是其中最有效的计算方法：②常规工业油流标准在低渗透油田储量计算中存在着较大的误差，研究发现造成此误差的原因有两点：a．旧的储量规范在确定陕北浅层低渗透油藏工业油流标准时与其它方法相比，误差较大，不宜用此标准来计算陕北经压裂改造后低渗透的油藏：b．虽然低渗透油井单井递减类型多种多样，但按井数加权后单井开发仍遵照双曲线递减。
并以此为基础，提出了一种不同于常规工业油流标准的计算方法；⑧在新工业油流标准基础上，以单井初月产油达到工业油流标准为基准，适当外推一个井距圈定出含油面积：④在确定有效厚度的四性关系中，以压裂达到工业油流标准为基础，首先应用数理统计法、清水浸入法、压裂试油法、压汞法、对比法等多种方法相互印证、互相对比，确定出长6<sup>2</sup>、长6<sup>1</sup>、长4+5各层的有效厚度的物性下限为油浸及其以上，细砂岩，长6<sup>2</sup>的有效孔隙度≥7．5％、渗透率≥0．17×10<sup>-3</sup>um<sup>2</sup>、含水饱和度≤47％；长6<sup>1</sup>的有效孔隙度≥8％、渗透率≥0．16×1O<sup>-3</sup>um<sup>2</sup>、含水饱和度≤44％：长4+5有效孔隙度≥8．3％、渗透率≥0．17×10<sup>-3</sup>um<sup>2</sup>、含水饱和度≤50％；然后运用岩电试验、声波时差—电阻率关系及含水饱和度—电阻率关系图，建立该区长6<sup>2</sup>、长6<sup>1</sup>、长4+5的电性解释图版，并提出了该区油层组的电性标准：长6<sup>2</sup>的声波时差介于220～248 us／m之间，4m视电阻率≥50Ω·m；长6<sup>1</sup>的声波时差介于220～250us／m 之间，4m视电阻率≥50Ω·m；长4+5声波时差介于222～250us／m之间．4m视电阻率≥50Ω·m。
高含水期特低渗油藏水气交替注入提高采收率可行性分析ppt课件
0.644 45.2 47.6
48.4 49.6
49.6
4.4
C
3.4
1-15-2
2.16 47.6 58.1
63.8 64.7
69.0
21.4
1-15-3
0.798 36.1 43.2
47.5 47.5
49.8
13.7
D
1.6
1-14-2
0.488 45.1 48.0
51.2 51.2
53.3
8.2
2、水气交替注入参数
大量的研讨阐明，水气交替注入段塞比为1：1 时，注入段塞的大小在0.02PV时，具有好的驱替 效果。室内实验交替2～3个周期。
3、能够存在的问题
a.水气交替中注气转注水时水的注入困难问题， 可以采取的方法有注入增注剂，或将水气交替注 入改成注泡沫液的方式注入。 b.腐蚀、结垢、平安问题。
气 瓶
精
细
计
注
量
入
泵
水
岩心
计
量
器
岩心
计
量
器
表 2 组合岩心各单层水气交替提高驱油效率实验结果
组合
转注气
第一周期
第二周期
岩心
气测渗 前水驱
驱 油 效 率 /%
驱 油 效 率 /%
实验 编号
样号
级 差 透 率 /×
油效率/ 10-3μm2 ％
注气
注水 注气
注水
最终水气交 替提高驱替 效 率 幅 度 /％
3〕高渗岩心不出油，几乎只产水，含水率到达95％以上时，低 渗岩心几乎不产液；此时高渗和低渗岩心驱替效率相差2.4％～ 18.0%，平均相差11.5％；
4〕转水气交替注入后，低渗岩心最终驱油效率提高幅度在4.4 ％～18.0％，平均9.73％；高渗岩心最终驱油效率提高幅度在 12.1％～21.4％，平均15.1％；水气交替注入最终提高高含水 期组合岩心最终驱油效率平均为12.4％。
《油藏增产措施》ppt课件
汇报人： 2023-11-26
目 录
• 油藏增产措施概述 • 压裂增产措施 • 酸化增产措施 • 堵水调剖增产措施 • 其他增产措施 • 油藏增产措施案例分析
油藏增产措施概述
01
定义与重要性
定义
油藏增产措施是指通过采用各种 工程技术方法，改善油藏的渗流 条件，提高原油的采收率，以达 到提高油田产量的目的。
水驱
通过注水保油层压力，将原 油驱向生产井。
物理法
通过改变地层和井筒的物理性 质，如压裂、酸化等，改善渗 流条件。
增产措施发展历程
从早期的单纯注水到多轮次化学 驱、热采和气驱等复杂方法的应
用。
从单一技术到综合技术的应用， 如水平井、复合驱等。
从经验型到科学型的转变，借助 数值模拟、物理模拟等技术进行
压裂实施效果评估
通过对比压裂实施前后的产量变化，评估压裂技术的实际效果，以 及可能存在的问题和改进方向。
案例二：某油田酸化增产措施应用效果分析
1 2 3
酸化技术介绍
酸化技术是一种通过向地下注入酸液，使地层中 的岩石溶解，从而扩大裂缝，增加原油渗透率的 增产措施。
某油田酸化方案设计
根据某油田的地质特点和实际情况，设计合理的 酸化方案，包括酸液的选择、酸化设备的选用、 酸化程序的制定等。
工艺流程
将酸液通过注酸井注入油 层，溶解油层岩石中的胶 结物和堵塞物，从而扩大 油层的渗透性。
适用范围
适用于因岩石胶结物和堵 塞物导致油层渗透性下降 的油藏。
酸化主要材料及性能要求
主要材料：盐酸- 酸化剂：常用的酸 化剂包括盐酸- 酸化剂：常用的酸化 剂包括盐酸- 酸化剂：常用的酸化剂 包括盐酸- 酸化剂：常用的酸化剂包 括盐酸很抱歉，上述文本中未提及具 体的酸化剂。不过，根据常见的油田 酸化作业，酸化剂通常包括盐酸根据 常见的油田酸化作业，酸化剂通常包 括盐酸根据常见的油田酸化作业，酸 化剂通常包括以下几种
专题低渗油藏注入开发技术PPT课件
②渗流阻力大
K
r 2 8 2
研究表明，固体表面吸附有具有反常的力学性质及很高的
抗剪切能力的十分牢固的吸附层，很难除去。
1. 低渗透层受吸
1. A.Φ.列别捷夫曾进行气驱水试验，证明在700N离心力作用下
附层的影响程
气驱水后，多孔介质中颗粒表面上仍留有约几个水分子层的薄
度大于高渗透
膜。
第10页/共81页
③多相渗流特征
• 绝对渗透率为1314×10－3μm2岩心 • 绝对渗透率为20×10－3μm2岩心
的相对渗透率曲线
的相对渗透率曲线。
1. 束缚水时，油相的相对渗透率Kro
1. 束缚水时，油相相对渗透率较低，约
较高，约为0.97，接近油相的绝对
为0.75。
渗透率。
2. 残余油时，水相相对渗透率很低，约
层
2. Б.B.泽烈金也指出，玻璃面上油水膜厚度约为0.075μm。
2. 油藏比气藏更
3. 流体粘度越高，吸附层越厚。
易受吸附层的 影响
4. 在岩石孔隙中，水被吸附于孔隙内壁表面上形成牢固的吸附层，
孔隙半径等于和小于吸附层厚度的孔隙，就不会再有储油价值。
5. 从吸附角度而言，有效孔隙应是半径大于吸附水膜厚度的孔隙。
第3页/共81页
一、问题的提出2——（低渗油藏注水开发表现出的矛盾）
① 注水井注水压力不断上升，注水困难
60
② 注水启动压力与地层压力呈正相关关
50
系，造成油田注水困难
40
注水井压力
地层压力 MPa
③ 注水井注水压力高、注水量小
30
油井压力
20
百分比，%
40 35 30 25 20 16.4 15 10 5 0
试论低渗油藏开发的现状及对策
试论低渗油藏开发的现状及对策【摘要】随着我国石油工业的稳定的发展，我国的部分油田已经出现了高含水的阶段，所以想要保持石油的稳产以及高产就必须开发一些新的油田。
现在低渗透油藏在新发现的石油储量中占有很大的比例。
最近几年来，对于地渗透油藏的发现越来越多，由此可见，地渗透油藏在以后的石油的增产增储方面时比较重要的能源。
对于低渗透油藏来说，作为我国可持续发展的重要的能源物质。
因此对于地渗透油藏的开发机研究已经成为了当今比较热门的话题。
本文主要通过介绍低渗透油藏的开发的现状以及渗流的特征和在注水，井距以及压裂的技术，气驱的技术方面得出了对低渗透油开发的一系列的对策。
针对这些探讨的实践，对低渗透油藏在高效合理的开发作业中提供了有利的依据。
【关键词】低渗透油藏开发现状对策1 对于低渗透油藏开发的现状在国际上，地渗透油藏并没有比较统一固定的标准，只是一种相对的概念。
在不同的国家以及不同的能源的状况，经济，技术等方面来决定的。
相对来说变化的范围是很大的。
通过了解低渗透油藏的生产的特征以及油藏的平均渗透率可将地渗透油藏分为三种不同的类型。
第一种类型，为一般的低渗透油田，这种储层与一般的储层很接近，地层的条件下的水的饱和度在25%～50%之间，对于这类储层中具有工业性的自然产能。
但是对于钻井和完井的作业中会比较容易的造成污染，所以必要时对储层采取一定的保护措施。
对于第二种类型来说，属于一种特低渗透油田。
这种类型的油田的储层中含水的饱和度比较大。
由于在这类油田中的一部分油层具有低电阻，因此在测井作业中增加了难度。
这类储层一般状况下达不到工业的标准，需要压裂作业。
第三种类型，属于一种致密低渗透储层，这种储层的空隙的半径比较小，对油气进入早成了一定的困难。
这种储层和有效储层的下线比较相似，大多没有了自然产能，这时就需要大量的压裂作业才能够进行投产作业。
对于国外来说，开发低渗透油藏已经有很长的时间了。
在国外始终持有一个观点，尤其对于低渗透油田中的高压的地渗透油田在刚刚开采的时候压力比较大，天然气的能量也比较充足。
低渗致密油藏开发提高采收率渗流理论及方法
一、低渗致密油藏概述在我国低渗透油藏是指基质渗透率小于0.1mD的油藏。
而致密油藏一般是指在各种类型致密储集层中形成的石油，与石油岩层系的关系主要有吸附、共生或者游离等。
除此之外，致密油藏处于地层中，流动性较差，不能依据常规技术进行勘察和开发。
所以低渗致密油藏的基本概念为处于碳酸盐岩、致密砂岩或是致密灰岩中，且基质渗透率低于0.1mD的油藏。
低渗致密油藏的致密油一般集中在致密储集空间中，该空间多由各种微孔隙构成，同时这些微孔隙的微观形态和连通性影响着致密油的分布及储存状态。
与常规油藏相比低渗致密油藏的孔隙度小于0.1，同时单井产能低，不具备自然工业产能，所以开采方式主要是水平钻井、多段水力压裂等技术。
二、渗流理论与常规油田相比，低渗致密油藏的储层物性以及流体性质差异极大，所以决定着二者间的渗流机理与渗流规律大不相同，这种不同一般体现在低速非线性渗流中。
从渗流机理层面来说，低渗致密油藏的储层渗透率低于常规油藏，这是由其内部结构和环境决定的。
低渗致密油藏内部环境复杂且孔喉狭窄，使得石油经过的通道口径十分细微，所以在流动时液固界面互作用力以及渗流阻力较大。
从渗流规律层面上出发，低渗透多孔介质物性的参数由上覆有效应力控制，从因此低渗致密油藏的渗流规律会出现低速非线性渗流现象，与达西定律不相符。
根据上述分析，低渗致密油藏狭窄的孔喉直径使得该类油藏脆性矿物体积分数高于4/5，因此在开采时储集层很容易被压裂，同时与天然裂缝沟通形成网缝，所以自然产能较低。
在对低渗致密油藏的开采方式进行研究时，经验和理论来源多为低渗--超低渗透油藏，这是因为二者之间在开发时都会损失大量的地层能量。
经过借鉴同时结合大量的实际开采经验，目前我国开采低渗致密油藏时为扩大渗流面积，基本上使用的开发模式为水平多段压裂、体积压裂以及水汽注入补充地层能量等，可以大规模且高效地动用地质储量。
根据理论计算表明，水平井体积压裂前期产量可以大于10倍的直井单井产量，因此是最有效的开采手段。
低渗、特低渗油藏注空气驱提高采收率技术
S
10*
914~ 3657
1890 2895 2590 2621
94
50
27
300
0.9
—
6 D＆ L D L 6 ？ ？
94 104 102 99
24.8 30.33 30.33 30.33
11 17 19 11
190 5 18 10
0.8 0.5 0.5 0.5
3011 2138 1781.6 3563.2
一、前
言
低渗透油田气驱类型及各自优势
气驱的类型 天然气驱 不同气驱的优点 不同气驱的缺点 国内外的应用情况
氮气驱 （包括烟道气） 二氧化碳驱
混相压力低，易于进 无大的气源、成本 混相驱已经在上千个油田应 行混相驱。 高。 用，提高采收率在 3~14%之 间。 混相压力高，不易实 无大的气源、制氮 在美国有 60 多个区块实施了 施混相驱。 成本高。 氮气驱。 混相压力较低，混相 驱 提高采收 率最高 可达 22%以上。 来源便宜、方便，成 本低，驱油效果优于 氮气 无大的气源、成本 混相驱已经在 292 个油田应 高。 用，提高采收率最低≥7% （原始石油地质储量） 混相压力高，不易 已经在七个油田应用，提高 实施混相驱。危险 采收率在 3~10% 性较大。
尽可能的提高空气驱采收率。
ARC (accelerating rate calorimeter)试验仪
试验步骤： 加热-等待-绝 热-跟踪记录-
放热-自动记
录。
记录时间、 温度和压力 变化资料。
耗氧速率测试试验结果
（试验温度120℃、原油密度0.82g/cm3）
项目 初始压力（MPa） 最后压力（MPa） 恒温时间（h） 反应产物组成 O2、CO2、CO % 氧气的平均消耗速度 （gO2/h.kgoil）
《低渗透油气藏》PPT课件
动静态杨氏模量对比
断裂韧性的测量与预测
岩石断裂韧性是描述裂尖附近的应力场的参数，是应力奇 异性的度量。断裂韧性是载荷参数(如缝中压力，原地应力)和 岩体参数(如裂缝尺寸)的函数它可以提供裂缝扩展的判据。但 是，长期以来，由于测试手段和理论研究的局限，在水力压裂 设计中往往只能给出断裂韧性的经验估计。
水力压裂技术发展
•第一代压裂(1940’-1970’)：小型压裂
加砂量较小，在10m3左右，主要是解除近井地带污染
• 第二代压裂(1970’-1980’)：中型压裂
加砂量迅速增加，主要是增加地层深部油流通道，
提高低渗透油层导流能力 •第三代压裂(1980’-1990’)：端部脱砂压裂
Mr.哈里伯顿
5000
100
90
4000
80
70
3000
60
50
2000
40
30
1000
20
10
0
0
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
年探明天然气储量（亿方）
低渗储量百分数（%）
2. 压裂酸化技术在低渗透油气藏勘探开发中作用巨大
自1947年首次压裂，至1988年作业总量已超过100万井次以上
Hydraulic fracture induces a characteristic
deform ation pattern
F ra c tu re -in d u c e d surface trough
Induced tilt reflects the geom etry and
orientation of created hydraulic fracture
【精品】低渗透油藏提高采收率潜力及方向ppt课件
8
7
6
5
4
3
2
1
5
9 13 21 25 29
时间（月）
低渗透油气田研发中心
二、低渗透油田提高采收率的途径
1、提高水驱储量动用程度的技术途径
（3）注采调控
①剖面调控 由于特低渗透油藏油层致密，物性差，存在天然微细裂，大部分注水井油层 段出现不吸水、吸水差或尖峰状吸水等情况，对应采油井存在不见效或见效少 或过早见水等问题。通过多年的开发实践，一方面对注水井实施细分层注水、 补孔调层、解堵增注、裂缝堵水等综合措施，调整吸水剖面；另一方面，对采 油井采用堵水调剖、复压引效、酸化解堵、补孔压裂、套损井治理等挖潜措施， 调整产液剖面。通过双向调剖有效地改善了特低渗油层吸水－产液结构，提高 了油层水驱储量动用程度，单井产量保持平稳。如安塞油田水驱储量动用程度 已达72.7%，王窑区为78.0%，综合递减5.6%，含水平稳。
二、低渗透油田提高采收率的途径
1、提高水驱储量动用程度的技术途径
（1）井网优化
考虑储层中人工裂缝、渗透率各向
不同井网下效果对比曲线 （k=1.5md）
100
异性，建立地质模型，进行数值模拟。
80
从模拟结果表明，菱形反九点井网优
矩形井网 菱形井网 正方形反九点井网
含水率（%）
60
于正方形反九点井网，矩形井网又优 40
不同排距下压力梯度曲线 不同排距下（压k力=1梯.5度md曲）线（k=1.5md）
0.35
0.3
0.25
0.2
0.15
0.1
0.05
0
0
50 100 150 200 250 300
距油井距离（m)
r=250m r=200m r=150m r=120m r=100m r=180m
特低渗透油田开采面临的主要问题与对策
能小到1t。经过采用优质压裂液、高强度支撑剂分层压裂后，
初期平均产量可达9—10t/d.
二、特低渗透油藏开发面临的主要问题
2、油田天然能量小，产量和压力下降很快，一次采收率低
二、特低渗透油藏开发面临的主要问题
2、油田天然能量小，产量和压力下降很快，一次采收率低
产油量的年递减率—般在25％～45％，最高达到60％； 每采出1％地质储量，地层压力下降3.2～4.0MPa。
四、开采对策
3、泡沫酸酸化工艺 4、稠化酸处理工艺 5、高温地层酸化 6、PPAS酸液
稳定粘土，改善多价铁鳌合 反应及浓酸液的表面活性和 水润湿性的作用。
储层改造
四、开采对策
水平井
(张蕾刘新刘颖)
目前技术水平下，地层系数kh<20mDc.m时，难有好效果。 水平井井网布井方式将会影响开发效果
四、开采对策
二、特低渗透油藏开发面临的主要问题
2、油田天然能量小，产量和压力下降很快，一次采收率低
弹性开采阶段采收率只有0.2％～9.56％，平均3.18％；溶解 气驱阶段平均采收率13.98％，两阶段合计17.16％。 由此看出低渗透油田要改善开发效果、提高最终采收率， 需要采取保持压力的开发方式。
二、特低渗透油藏开发面临的主要问题
特低渗储层中，由于流动能力差，速敏伤害比较小，主要的问题是水敏 性伤害和酸敏性伤害。 特低渗储层中实验测出的敏感性不见得就一定比中高渗储层的敏感性强 ，但特低渗储层经受不起伤害。这类储层中要特别注意水敏和酸敏性伤害。
目
录
一、特低渗透储层特点 二、特低渗透油藏开发面临的主要问题 三、开采困难的主要原因
三、开采困难的主要原因
储层敏感性
特低渗透油层一般都含有一定量的敏感性矿物，会出现一