1、低渗透油田开采配套工艺技术,目 录,前言应用效果分析经济效益测算,低渗透油藏,开发单元,15个,总动用储量,4404104,新动用储量,626 104,前 言,占稀油年产91年10.2% 99年28.8%主力油藏进入三高开发期后低渗油藏成为重要稳产基础,前 言,2000年低渗透油藏开采技术新进展,油层保护工艺,油层改造工艺,高压注水工艺,应用效果分析 油层保护工艺,钻井油层保护技术,以牛20断块新井为例,应用效果分析 油层保护工艺,钻井液体系对储层岩心损害程度动态实验评价,多元醇-正电胶钻井液具有正电、不分散等特性，对泥岩具有抑制分散和膨胀的能力。在正电胶钻井液中加入3%的多元醇油层保护剂时，
2、岩芯的渗透率恢复值较大，污染半径和表皮系数较小。,应用效果分析 油层保护工艺,岩心损害评价,岩芯端面处的损害率为38.02%，渗透率恢复值为67.4%。 将岩芯距端面处切割1.2cm后，岩芯损害率为4.02%，渗透率恢复值为94.08%。说明岩芯深部未受到损害，损害只局限在岩芯的端面处。 岩芯渗透率恢复随着注入流体的倍数增加而增加，说明随着原油采储量的增加钻井液对储层的损害可降低至最低。,应用效果分析 油层保护工艺,配伍性评价,泥浆体系处理剂与地层水的配伍性,非离子型处理剂不易形成沉淀。如PA-1、PAM等。离子型处理剂易形成沉淀，如正电胶处理剂。但正电胶处理剂与粘土作用后，就不易形成沉淀，说
3、明多元醇-正电胶类钻井液与地层水配伍。,应用效果分析 油层保护工艺,现场实施效果,2000年多元醇-正电胶类钻井液体系在现河低渗透油区全面应用，共实施38口井。平均单井初期日产液18.7吨/天，日产油16.3吨/天，含水13%。,增效射孔工艺,射孔总会引起地层附加伤害。无论是正压还是负压下射孔，射孔眼周围的岩石总受到挤压，并形成平均厚0.5英寸的一个带，该带的渗透率平均下降80%.,增效射孔技术是在保证原有射孔弹射孔效果的基础上，通过在射孔孔道内扩张造缝或腐蚀压实带的途径，改善孔道的渗透性，从而达到提高油气井产量的目的。,常规射孔,增效射孔,应用效果分析 油层保护工艺,首先射孔弹引爆形成射孔通
4、道 射孔过程形成的压实带被紧接着到来的高能气体加载破除，形成多条微裂缝，从而消除了射孔污染。,增效射孔示意图,应用效果分析 油层保护工艺,增效射孔应用效果统计表,共实施增效射孔10井次，投产初期液量175t/d，油量35t/d，累计增油7492吨。,应用效果分析 油层保护工艺,河110-20断块增效射孔效果表,应用效果分析 油层保护工艺,新投井,地层情况相同,应用效果分析 油层保护工艺,与常规射孔对比,应用效果分析 油层改造工艺,水力压裂工艺,2000年，面临着油层变薄、上下层关系复杂、油水井井距受限制、边部无水井对应等措施井难度增大，对设计施工的要求提高的挑战，在地质、工艺技术人员的共同努力
5、下，总结99年经验，宽短缝、高砂比为主导思路，强调单井针对性。,应用效果分析 油层改造工艺,薄 层,上下有水层,控制缝高,针对单井特点确定施工规模及参数。,应用效果分析 油层改造工艺,效果：压后自喷，目前日液25.5t，日油24.4t。,史3-11-10井裂缝模拟图片,压裂层为3.9米薄层，且距底界5.6米为油水同层。 1、高砂比。每米加砂量2.02m3。2、排量2.5m3/min，造缝主要控制在目的层，确保油层部位具有较高的铺砂浓度。3、压后含水4.5%，说明没有由于油水同层影响油层生产,应用效果分析 油层改造工艺,油水井距小,靠近断层,周围油井已有见效井,高砂比思路下，严格控制缝长。,应用
6、效果分析 油层改造工艺,1）最高砂比达70%，平均砂比34%。2）油水井距离250米，小规模压裂，控制排量3.5m3/min。压裂模拟缝长76.2米，为油水井距的30.4%。3）原射孔井段较长，起泵投球80个，减少滤失面积。,效果：目前日液19.2m3/d、日油17.1m3/d。实现增产比9。,史3-25压裂模拟图片,应用效果分析 油层改造工艺,无对应注水井,渗透性很差,适当增加缝长，增大泄油半径,应用效果分析 油层改造工艺,牛20-131井，位于牛20区块边部。 91.4-2000.3期间，经转注，补孔水井转抽，油井又转水井等措施，注水不吸水，采油产量低的情况反应了储层渗透性较差。压前累计采
7、油仅2553t，剩余油储量达2.78万吨，动用程度小。投产初期日产液13.1t，油10.3t。综上所述，说明了储层具备一定产能。,典型井例,应用效果分析 油层改造工艺,方案：针对该井位于边部，无水井对应，渗透性差的特点，确定造缝长适当放大。裂缝模拟参数：缝长111.4米，支撑缝长90.5米。较同区设计参数长7-10米。,效果：措施后初期8毫米油嘴自喷日产液17t，日产油13t，自喷期已达280天（继续有效），已实现累计增油3409.1吨，,应用效果分析 油层改造工艺,通过压裂方式的选择提高剖面动用程度,油层集中，地应力差异小，物性相近,合压,油层多，跨度大，地应力差异大，剖面非均质性强，射孔厚
8、度相近,投球分压,应用效果分析 油层改造工艺,井例：史3-10-斜10井，两层渗透率相差142.9毫达西，两层之间隔层7.6米。,应用效果分析 油层改造工艺,常规压裂可能造成的后果,造成裂缝在渗透率相对较高的油层造缝充分，而对渗透率相对较低的油层改造不充分，达不到两层同时改造的效果。,应用效果分析 油层改造工艺,投球压裂施工,采用投球压裂可利用不同油层之间吸收能力不同的特点，通过投入高强度的暂堵剂将渗透率高，吸收能力大启动压力低的相对高渗层封堵，迫使压裂液分流，从而在渗透性较低层位压开新的裂缝，达到选择性压裂，充分改造两层目的。,应用效果分析 油层改造工艺,史3-10-斜10井投球压裂压力曲线
9、,应用效果分析 油层改造工艺,史3-10-斜10井压后效果,应用效果分析 油层改造工艺,根据岩石柱状应力剖面模拟确定裂缝参数及施工参数,根据井史及同区前期压裂施工情况，确定降滤措施,根据压裂井地层压力、区块平均地层压力、同区压裂井放喷情况确定压后返排工艺,应用效果分析 油层改造工艺,冲击波解堵工艺,利用固体药剂在井底燃烧产生的高温高压能量，通过射孔通道作用油层，使油层产生多条辐射状微裂缝，产生的冲击波作用于油层可疏通油流通道，从而达到提高油层的渗透率和导油能力。,炮身,套管,冲击波解堵示意图,应用效果分析 油层改造工艺,工艺技术特点(与HEGF对比),应用效果分析 油层改造工艺,增加了导向弹：
10、导向弹首先爆燃，产生高压气团作用于炮眼形成低压槽，解堵药剂产生巨能沿低压槽及时作用于油层，减小了对套管的压力，使套管不易损坏,延长了燃爆时间：火药弹燃爆采用了延迟技术，压力作用过程达到1.5s。对套管影响小。,形成多级脉冲： 14节弹依次引爆，可形成多次压力脉冲作用于油层，进一步提高解堵效果。,冲击波解堵工艺特点,应用效果分析 油层改造工艺,射孔要求 对原孔密低于13孔或射孔不完善的油层，大枪弹重复射孔，16-25孔/m，保证燃爆巨能充分作用于油层。峰值压力大于破裂压力，不高于套管最大内抗压，按固井质量，设计药剂数量,一般14节弹，峰值压力80兆帕左右解堵施工时，确保井筒内的液柱在700米以上
11、,现河低渗透油区设计要求,应用效果分析 油层改造工艺,应用效果分析 油层改造工艺,压裂井冲击波解堵施工成功率100%，有效率86%。,99.3对沙三段实施酸射流解堵，初期液10t、油6.2t 99.11实施压裂、砂堵，初期液4.8t、油4.2t，液面测不出。实施冲击波解堵后日产液15t、油14t，（液面测不出-883m），累计增油1325t。,日产油（t/d）,应用效果分析 油层改造工艺,应用效果分析 油层改造工艺,压裂井冲击波解堵后期改造效果好的原因,冲击波解堵产生的冲击裂缝，不受地应力控制形成多条水平或垂直裂缝。 一方面在井筒附近形成了多方位裂缝高导流能力区。 一方面又可解除原水力裂缝的渗
12、透率损害，发挥水力裂缝优势。,应用效果分析 油层改造工艺,现场验证：牛20-68井施工前后进行36臂井径测井，解释结果套管无变形,监测证明对套管无损害,河135站污水处理设备图,美国PTI全自动不锈钢滤芯过滤器,注水站水处理新技术,应用效果分析 高压注水工艺,河111站引进DXF1000型过滤器 为金刚砂 石榴石混合滤料多层滤床式结构，污水自滤罐顶部向下过滤，滤层上部孔隙较大，水中杂质可以进入深层下部，使整个滤层得以充分利用，设计能力A3级。,应用效果分析 高压注水工艺,史100注水站引进BJL过滤器 不锈钢烧结粉末过滤器, 设备采用不锈钢粗滤网预处理，60x300mm不锈钢滤芯进行精滤(1u
13、m)，设计能力可达到A2级。,应用效果分析 高压注水工艺,三级精滤,四级精滤,郝现联污水处理流程图,应用效果分析 高压注水工艺,四级精滤,应用效果分析 高压注水工艺,河135注水站水质检测图,含量/粒径,水质效果分析,杂质含量降低 水质达标率提高,应用效果分析 高压注水工艺,史100注水站水质检测图,应用效果分析 高压注水工艺,史100注水站BJL过滤器出口水质检测表,应用效果分析 高压注水工艺,河135注水站PTI过滤器出口水质检测表,应用效果分析 高压注水工艺,注水井先期防膨技术,应用效果分析 高压注水工艺,工作量,15井次,厚度/层数,281.5m/77层,每米用量,3.55m3,防膨半
14、径,2.4m,应用效果分析 高压注水工艺,防膨处理半径的选择，充分考虑油层伤害深度、伤害带的渗透率对注水能力的影响并结合现河低渗透油藏特点选择防膨半径不低于2.5米。,防膨处理半径的选择,防膨预处理施工工艺,在转注防膨预处理工艺的施工环节上，通过优化施工方案，实现小排量低压挤入，具体做法是： 作业过程中严格避免压井，以杜绝新的油层污染； 配液时使用配伍性好的首站或史南站处理污水； 80的热水混气负压洗井，直到进出口水质一样； 限定施工排量11m3/h，泵压最高不超过28-33Mpa； 注入完毕后关井24小时。,应用效果分析 高压注水工艺,注水井先期防膨工艺应用效果表,应用效果分析 高压注水工艺
15、,吸水指数k,河143-*45井、河2-5井吸水指数明显上升,应用效果分析 高压注水工艺,应用效果分析 高压注水工艺,针对注水开发中的主要矛盾，近年来加强油藏前期研究，利用多种先进技术，开展了单井增压注水（35井次）、强氧化剂解堵（16井次）、高压分层注水（20井次）等注水新工艺的实验推广，逐步形成一套高效注水保持地层压力的成功做法。,河143注水新区产量稳中有升,河143断块2000年陆续有5口油井转注。正是由于高压精细注水工艺的使用，保证了转注井良好的吸水能力，增强了油层的供液状况。,河143断块注采调整部署图,应用效果分析 高压注水工艺,河143单元开发曲线图,应用效果分析 高压注水工艺
16、,整体开发状况明显改善,通过高压精细注水工艺的整体应用99年以来史南油田 现河庄油田低渗透单元的注水状况得以整体改善。,73%,23%,4%,应用效果分析 高压注水工艺,累计注采比变化图,低渗透单元99-2000开发指标对比表,应用效果分析 高压注水工艺,主要措施投入,经济效益评价,油井增产工艺,高压注水工艺,经济效益评价,增油量及效益测算,经济效益根据公式A=Q。Xa。-B=3726,51856吨,（增产措施部分）,经济效益评价,增油量及效益测算,（高压注水部分）,综合经济效益7345万元,现河油区低渗透开采配套技术的应用，使低渗透油藏的高效开发成为可能，近期可陆续投入开发储量4000-5000万吨,增加800-1000万吨可采储量，增加产能40万吨。从而可从根本上改变目前的储采结构，使油田开发逐步走上良性循环的轨道 。,经济效益评价,恳请各位批评指正,
