低渗油藏【欧31块低渗油藏有效开采技术】
时间：2019-04-11 03:17:49 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
摘 要： 主要介绍欧31块低渗透油气藏开发主要做法，对断块的地质特征，流体渗流特征进行精细研究，以理论为基础，通过对岩心的实验分析，启发出对低渗透油气藏的开采技术手段。在研究开采过程中，主要以加密井网、压裂、注水、制定合理的生产压差等技术手段进行开发，即时同步进行总结，效果评价，使低渗透断块油藏得到较好的开发效果，为同类新型油藏开发提供经验。
关键词： 低渗；注水；敏感性；非均质性
1 油藏概况
欧31块构造上位于东部凹陷中段欧利坨子断裂背斜构造带中部，含油面积1.2Km2，原油地质储量465×103t，沙三上Ⅲ、Ⅳ油层组为主力含油层段，储层岩性以不等粒砂岩和砾岩为主，储层孔隙度平均为15.7%，渗透率平均为69.76×10-3μm2，为中孔-低渗储层，油藏类型为层状岩性构造油气藏，原油为稀油，地层水为NaHCO3型。
2 渗流物理特征
2.1 岩石润湿性
根据2口井7块岩心润湿性试验结果，该块储层强亲水，有利于注水开发。
2.2 敏感性评价
统计3块岩样岩石的膨胀率平均为3.10%，说明储层与注入水接触后的水敏程度较弱。
从盐敏性试验结果来看，临界矿化度为2500mg/L，低于地层水矿化度，从而提供了注入水与储层相配伍的临界矿化度范围。
2.3 油水相对渗透率特征
1）根据3口井9块岩心3个油层组相渗试验结果，油层Swi=33.80%，Soi=66.20%，Sor=39.91%。
2）随着含水饱和度的增加，水相曲线的上升幅度较快。大多数水相值都是在含水饱和度达到50%以后而大幅度增加。
3）随着含水饱和度的增加，油相相对渗透率下降比较快。在含水饱和度未达到40%以前时的油相的下降幅度基本是一条直线段。
4）油水两相区比较窄，平均为0.264，说明该套油层储层物性较差。
3 断块生产特征及存在问题
3.1 边底水不活跃，天然能量不足，产量递减快
根据该块动态资料，投产初期仅有个别位于构造较低部位、油水边界附近的井含水较高，其余油井基本不含水或含水很低，且投产井初期能够自喷的仅有两口井。统计该块32口投产井试采资料，初期平均单井日产油14.0t/d，目前平均单井日产油4.6t/d。
3.2 储层物性差，吸水能力差
由于储层物性差，大部分水井需压裂改造，压裂后初期有较高的吸水能力。但随着注水时间的增长，一方面由于洗井、作业过程中对油藏造成冷伤害，孔隙度、渗透率的下降，导致吸水能力逐渐下降；另一方面，由于注水水质达不到低渗油藏注水的水质标准，造成地层污染、堵塞，吸水能力下降。
3.3 受层间非均质性影响，储层吸水能力差异大
欧31块储层层间非均质性较为严重。从单层层间非均质统计结果看，渗透率级差为3-1764倍，非均质系数1.44-12.82，变异系数为0.37-2.06。
统计15口34井次的吸水剖面资料，吸水厚度占注水厚度的62.3%。从单井欧31-28-30井吸水剖面反应的情况来看，注水44.4m/5层，其中（41）10.0m/1层占射开厚度的22.5%，而相对吸水量达到了76.1%。
4 断块有效开采技术方法
4.1 合理组合划分层系
根据层系划分组合原则，将物性相近、储量丰度相对较高、具有统一的温度压力系统的Ⅲ2和Ⅳ1划分为上层系，Ⅳ2和Ⅳ3划分为下层系，采用两套层系开发；西南部和东北部由于油层薄、物性较差，产能低，采用一套层系开发。
4.2 确定合理的注采井网
4.2.1 注水方式
根据欧31块储层分布特点，在主体部位采用不规则五点法注水方式，在断块南北部合采区采用点状注水方式。注采井别确定采油井25口，注水井18口，注采井数比为1:1.4。
4.2.2 注水时机
由于该断块埋藏较深，属于低渗高饱和油藏，前期开发过程中充分利用天然能量，注水最佳时机选择在地层压力下降到低于饱和压力15%左右，但考虑到低渗油藏压力下降较快，所以应选择早期注水，保持地层压力，尽可能使流体成汽油混相开采出来。
4.2.3 井距的确定
根据谢尔卡乔夫法、单井合理控制储量法、采油速度制约法计算的结果，结合经济极限井网密度计算公式及油层分布呈南北长、东西窄的条带状特点，认为主体部位采用190m×210m矩形井距开发较为合理；西南、东北部根据油层发育特点和试采情况分别采用190m×210m井网和210m不规则井网开发。
4.3 低渗油层压裂改造技术
欧31块油层物性较差，部分油井常规开采自然产能低，初期经过压裂改造后油井获得一定产能。统计8口实施压裂的油井，压前平均日产油0.5t/d，压后平均日产油9.7t/d。
4.4 提高断块注水量，油井采用放大压差生产
由于低渗透油藏排驱压力高，退汞效率低，加上储层敏感性弱的特点，原则上应提高断块注水量，油井放大生产压差。生产测试结果表明当断块地层压力为21MPa，井底流压由16.5MPa降到9.8MPa时，动液面由576m下降到1463m，断块单井日产液由9m3上升到22.5m3，根据测试结果从2001-2008年期间，断块注水量由103m3提高到486m3，以补充地层压力，油井采用控制套压生产，是生产压差控制在7-10MPa范围之内，取得良好效果。
4.5 按由下至上顺序，下层系优先实行层系归位
断块注水开发以来，实施下层系归位7口，提高了断块的水驱控制程度及动用程度。目前水驱储量控制程度为90%，水驱储量动用程度为79.5%。
4.6 多氢酸酸化解堵技术
多氢酸技术相比于常规酸化技术，具有防止地层基质肢解、强吸附、减小二次沉淀污染等优越性，对低渗油藏油水井解堵有较好的效果。如欧31-29-31井酸化前日注水30m3，油压25MPa，套压25MPa，经过多氢酸酸化处理之后，日注水达到40m3，油压降到10MPa，套压也降到10MPa，取得明显降压增注的效果。 5 效果评价分析
5.1 断块压力得到恢复，产量递减得到有效控制
断块从2006-2011年期间地层压力由16.38MPa恢复到18.58MPa，日产油稳定在120t左右，有效控制了断块的递减，实现了稳产。
5.2 综合含水与采出程度的分析
根据童式曲线可以看出，欧31块上层系综合含水在33.5%时，向采出程度35%的理论曲线接近；下层系综合含水在62.2%时，向采出程度35%的理论曲线接近。断块开发效果明显好转。
5.3 注水利用率的评价
通过近几年的注采调整，在目前采出程度下存水率值低于理论值，并有逐渐增加趋势，注水利用率得到提高。
6 低渗透油藏开发结论与认识
6.1 结论
1）低渗透油藏具有较弱的敏感性，润湿性多为亲水，所以有利于注水开发。
2）低渗透油藏储层物性差，渗流阻力大，压力传导较差，所以不宜采用较大的井距开发。
3）低渗透油藏边水一般不活跃，天然能量低，压力下降快，地饱压差小，弹性采收率低，所以应当实行早期注水开发。
4）岩心实验表明低渗透油藏排驱压力高，退汞效率低，所以注水开发应水井提高注入压力，油井放大生产压差进行开采。
5）低渗透油藏开发过程中采用压裂技术能得到较好的措施效果。
6.2 认识
1）除上述结论外，根据欧31块的岩心实验及水驱油实验表明，低渗透油藏渗流特征属于非达西渗流，所以开采过程中应降低原油的极限剪切应力，如化学处理，提高地层温度，或其它物理场效应的方法等提高采收率。
2）根据欧31块的相对渗透率曲线看出，断块油井见水后，低含水阶段含水上升较慢，但含水突破50%时，产液指数和产油指数的大幅度下降，造成产油量的急剧递减。欧31块在2007年部分油井含水突破50%，产量下降较快，后期经过一系列措施调整，虽有一定恢复，但稳产难度大，目前断块日产油只有50.3t。在这种情况下，从需要上讲，油井见水后应该逐步加大生产压差，提高排液量，以保持产油量的稳定。但低渗透油田由于渗流阻力大，能量消耗多，流动压力本来就已很低，继续加大生产压差的潜力很小，因此油井见水后，一般产液量和产油量大幅度下降。尽管采取调整、综合治理等多方面措施，但稳产难度很大。
3）近些年来，多氢酸酸化解堵技术对于砂岩低渗油藏具有较好解堵增注，增产效果，并且相比于其他压裂酸化等增产增注措施成本较低，更为经济实用，值得推广。
