特低滲透油田注水開(kāi)發(fā)技術(shù)

1、特低滲透油田注水開(kāi)發(fā)技術(shù)。 王道富李忠興楊克文史成恩李恕軍趙繼勇吳志宇 (長(zhǎng)慶油田分公司)摘要本文根據(jù)鄂爾多斯盆地成功開(kāi)發(fā)的特低滲油田安塞、靖安、華池油田 長(zhǎng)6、長(zhǎng)3油層的儲(chǔ)層特征及開(kāi)發(fā)實(shí)踐，總結(jié)、提出了特低滲油田注水開(kāi)發(fā)的主 要技術(shù)，即油藏綜合評(píng)價(jià)技術(shù)，優(yōu)化布井技術(shù)，精細(xì)注水工藝技術(shù)，超前注水 技術(shù)，注采參數(shù)、注水方式優(yōu)化及調(diào)整技術(shù)，加密調(diào)整技術(shù)等，從而提高單井 產(chǎn)量及最終采收率，提高整體開(kāi)發(fā)效益。眾所周知，低滲、特低滲透油田只是個(gè)相對(duì)概念，且隨時(shí)間、資源狀況、 技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件的變化而變化。根據(jù)中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)及李道品 等專(zhuān)家的研究成果，現(xiàn)有條件下低滲透油田分類(lèi)的物性標(biāo)準(zhǔn)為：第一

2、類(lèi)為一般低滲透油田，油層平均滲透率為：1010。u m2k50103u m2：第二類(lèi)為特低滲透油田，油層平均滲透率為：1lo-3um2。k10l礦11 m2； 第三類(lèi)為超低滲透油田，油層平均滲透率為：置1oxl0。弘112。 這一分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)目前已在國(guó)內(nèi)廣泛應(yīng)用。 隨著勘探程度的逐步深入及油層改造工藝技術(shù)的不斷提高，低滲油田發(fā)現(xiàn)的個(gè)數(shù)及規(guī)模不斷擴(kuò)大，從長(zhǎng)慶油區(qū)2000年底石油儲(chǔ)量現(xiàn)狀看(表1)，探 明儲(chǔ)量中低滲以下儲(chǔ)量占793，其中特低滲油田儲(chǔ)量占57；未動(dòng)用儲(chǔ)量中 低滲以下儲(chǔ)量高達(dá)960，其中特低滲油田儲(chǔ)量占727。、而且根據(jù)石油資源 評(píng)價(jià)結(jié)果來(lái)看，今后提交的探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量也將以特低滲儲(chǔ)量為主

3、。衰1長(zhǎng)慶油田探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量構(gòu)成衰l物性分類(lèi) 中高奎低洛 特低滲超低渣i() () () ()l探明石汕地質(zhì)儲(chǔ)量 2n7j7 8 57 0 4 5i未動(dòng)朋地質(zhì)儲(chǔ)量 4 0 146 72 78 7o向參加本報(bào)告編寫(xiě)及提供資料的熊維亮、何永宏、張釗、裳#、王永康、靳文奇、李字征等同志表示感謝由此可見(jiàn)，低滲、特低滲油田儲(chǔ)量的開(kāi)發(fā)已成為長(zhǎng)慶油田穩(wěn)定發(fā)展的主要 潛力；但其物性差、產(chǎn)量低，多屬巖性油藏，天然能量匱乏，故搞好此類(lèi)油田 的注水開(kāi)發(fā)，提高其開(kāi)發(fā)水平和經(jīng)濟(jì)效益，是長(zhǎng)慶油田持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵技術(shù)。本文根據(jù)鄂爾多斯盆地目前開(kāi)發(fā)的主要特低滲油田安塞、靖安、華池油田長(zhǎng)6、長(zhǎng)3油層的地質(zhì)特點(diǎn)及開(kāi)發(fā)實(shí)踐，總結(jié)、

4、提出了特低滲油田注水開(kāi) 發(fā)的主要技術(shù)，對(duì)同類(lèi)油田提高整體開(kāi)發(fā)效益具有一定的指導(dǎo)意義。一、油藏地質(zhì)特征1構(gòu)造背景平緩長(zhǎng)慶特低滲油田位于鄂爾多斯盆地一級(jí)構(gòu)造單元陜北斜坡中部，區(qū)域構(gòu)造 背景為一平緩西傾單斜，地層傾角僅半度左右。局部地區(qū)發(fā)育著近東西向的低 緩鼻狀隆起帶，隆起幅度一般lo30m，軸長(zhǎng)212km，軸寬053km。這 些鼻狀隆起與三角洲砂體配合，對(duì)油氣的聚集起到一定作用。2三角洲前緣沉積體系，油層分布穩(wěn)定 該地區(qū)長(zhǎng)6、長(zhǎng)3地層屬內(nèi)陸淡水湖泊三角洲沉積體系，由于主要含油小層多以三角洲前緣水下分流河道、河口沙壩為主，各小層疊加，同時(shí)每個(gè)小層 又由數(shù)目不等(26個(gè))的單砂體疊置而成(單旋回厚25

5、5m，偶見(jiàn)薄泥質(zhì) 粉砂巖隔層，厚021om的鈣質(zhì)夾層發(fā)育)，因此一般含油范圍較大(單層 含油面積1461149km2)，油層分布穩(wěn)定。3天然微裂縫發(fā)育，但在地層條件下里閉合狀態(tài) 根據(jù)取心井巖心觀察資料，有13的井見(jiàn)到天然微裂縫。按成因分類(lèi)，有構(gòu)造應(yīng)力縫和水平成巖縫。構(gòu)造應(yīng)力縫一般傾角87。左右，有時(shí)可見(jiàn)到兩組 以上相互平行的垂直裂縫，裂縫大多數(shù)被方解石充填，充填厚度在05mm以 下或無(wú)充填物，一般縫長(zhǎng)o14m，縫間距0013m。成巖縫多近水平狀態(tài)， 個(gè)別井呈密集帶分布，如zj33井巖心中有9段見(jiàn)到密集分布的裂縫，平均間 距為14cm。一般巖心出筒后原油順層理面呈串珠狀外滲，層理越發(fā)育，原油 外

6、滲越多。應(yīng)用古地磁測(cè)試、構(gòu)造裂縫三維數(shù)值模擬等方法，分析認(rèn)為靖安一安塞地區(qū)長(zhǎng)6油層中主要發(fā)育近東西向和近南北向的天然微裂縫，次為北東向、北西 向，這與延長(zhǎng)縣張家灘一呼家川剖面、佳縣西梁峁剖面觀察結(jié)果一致。另外， 根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，靖安五里灣一區(qū)長(zhǎng)6層裂縫線(xiàn)密度在o206條m，裂縫間距為165m，一般為23m。美國(guó)cer公司對(duì)安塞油田長(zhǎng)6油層試井資料分析和niper研究所的巖心 室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果均表明，在原始地層壓力條件下，上述微裂縫一般呈閉合狀態(tài)， 對(duì)初期油氣滲流影響不大。4巖石顆粒細(xì)小，加之成巖后生作用，儲(chǔ)層孔喉細(xì)微，物性差儲(chǔ)層屬成巖型為主的沉積一成巖型硬砂質(zhì)長(zhǎng)石細(xì)砂巖。根據(jù)巖礦薄片資料分析，長(zhǎng)

7、石含量498512，石英含量201222，巖屑含量8615，雜基含量低(o283)。巖石顆粒分選較好(分選系數(shù)043)，粒徑 細(xì)(平均粒徑o138018mm)，粒度類(lèi)型以細(xì)砂為主(細(xì)砂含量72左 右)。據(jù)分析，儲(chǔ)層最初沉積物中的膠結(jié)物含量極少(小于2)，推測(cè)原始孔 隙度為3540。經(jīng)過(guò)綠泥石粘土膜的析出沉淀、壓實(shí)和淋濾作用所引起的 濁沸石等沉淀，有機(jī)酸對(duì)濁沸石、長(zhǎng)石的溶蝕等成巖及后生作用，目前孔隙度 僅為1 114。盡管以原生粒間孔為主(占總孔的59773)，但次生 孔隙較發(fā)育(占總孔的27403)，詳見(jiàn)表2。表2長(zhǎng)6、長(zhǎng)3等特低滲油層孔隙類(lèi)型裹粒間孔 長(zhǎng)石溶孔 濁沸石溶孔 其它孔隙 油層樣品

8、 面孔率 () () () ()川t位 塊數(shù) ()面孔率 占總孔 面孔率 占總7l 面孔率 占總孔 面孔率 占總孔靖安 長(zhǎng)屯 247 729 564730 0788 102 o 5136 6 1 788102 靖安 長(zhǎng)6l 142 63l 4 0634 0994 15 8 04” 7 8 o 823 13 o 安塞長(zhǎng)61 1726 483 87597 0 8 12 3 1 6525 5 016 2 5 華池 長(zhǎng)3138 702 4 88 67 6 094 13 o l 0 13 9 04 5 5根據(jù)壓汞資料，長(zhǎng)6、長(zhǎng)3儲(chǔ)層平均喉道半徑o18o43 11 m，中值半徑 o14o25111，分選系

9、數(shù)1839，退汞效率29-：36。安塞長(zhǎng)6儲(chǔ)層其中 大于o81 11 m的喉道連通的孔隙體積占22，01o81 u ill的喉道連通的孔隙 體積占38；小于01 u m的喉道連通的孔隙體積占40。大中喉道連通的孔 隙體積被油占據(jù)，而40的微孔是綠泥石薄膜充填或巖石碎片充填形成，基本 為水濕不流動(dòng)孔隙，反映出小孔喉高密度分布的特點(diǎn)。147上述特點(diǎn)導(dǎo)致了油層低孔、低滲，平均有效孔隙度1115，空氣滲透率110。3310。itm2。5粘土礦物以酸敏礦物為主，水敏礦物較少?gòu)膬?chǔ)層膠結(jié)物成分看(表3)，主要以酸敏礦物綠泥石(45471)、濁沸石(o4256)、方解石(10448)為主，占敏感礦物的80左右

10、；水敏礦物較少，主要為自生水云母及伊蒙混層礦物(一般小于1，油層部位小于o5)；雜基微粒含量一般為2左右，重結(jié)晶顯著，臨 界流速較高，通常不會(huì)發(fā)生遷移。另外，從粘土礦物成分分析(表4)來(lái)看， 結(jié)果也一致。表3長(zhǎng)6、長(zhǎng)3辭特徭滲儲(chǔ)層膠縮物成分分析簡(jiǎn)表膠結(jié)物油層 方懈石 水云母 綠扼石鐵自云石 鐵方解石 濁沸石 其它總量剛位 () () () () () () ()()靖安 睡62 13 32 o 2 0 68 4 54 016 2 25 242 3 07 靖安 長(zhǎng)6l 12 57 078 041 4 7 007 216 114 3 3l 安塞 長(zhǎng)6l 14 78 014 0 57 5 28 00

11、1 0 9 2 56 5 32 華池 長(zhǎng)3 167 01 02 71 o 7 4 7 04 3 5襄4儲(chǔ)屢粘土礦物x衍射分析數(shù)據(jù)表粘土礦物相對(duì)含量() 伊蒙混層汕fil 層位伊利石 綠泥石 伊蒙混層 高嶺石 蒙皂石品層安塞 長(zhǎng)6 461 9215 2 43 0 10 靖安 長(zhǎng)6 3 6 89 8 6 53 0 lo 華池 長(zhǎng)3 16 8 77 3 5 8 0 nue鼉崤吲糾眥勢(shì)n譬靜聚琴 一圖2安塞油田王1320井吸水剖面圖圖3安塞油田王128井吸水剖面由于油層物性差，滲流阻力大，驅(qū)替壓力梯度大。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)及測(cè) 壓資料計(jì)算，即使天然微裂縫不發(fā)育、非均質(zhì)性不強(qiáng)的井區(qū)，驅(qū)替壓力梯度也 較大(

12、靖安油田為142mpaloom；安塞油田為174mpaloom)；對(duì)于儲(chǔ)層物 性更差、天然微裂縫發(fā)育的井區(qū)，側(cè)向驅(qū)替壓力梯度可達(dá)27mpaloom(王窯 區(qū)東部)22mpaloom(坪橋區(qū))。1515部分井見(jiàn)效緩慢，地層壓力分布不均衡 盡管位于砂體軸向或裂縫線(xiàn)上的油井在注水36個(gè)月后即可見(jiàn)到注水效果，目前注水開(kāi)發(fā)的長(zhǎng)6、長(zhǎng)3油藏注水見(jiàn)效程度54386，但油井受效 不均衡，部分井見(jiàn)效緩慢。如安塞油田王窯區(qū)，自1989年12月開(kāi)始注水，平 均注水開(kāi)發(fā)時(shí)間8年以上，雖見(jiàn)效程度達(dá)763，但受效極不均衡，中西部目 前見(jiàn)效程度86以上，油井見(jiàn)效后產(chǎn)量增加2td左右，而東部見(jiàn)效程度僅43，見(jiàn)效井日增油不到0

13、5td，部分油井仍處于低壓、低產(chǎn)狀態(tài)。 另外，雖然安塞、靖安油田目前平均地層壓力均已保持在原始地層壓力附近，但壓力分布極不均衡。如安塞油田目前地層壓力平面分布差異較大(表8、圖4)，特別是裂縫主向與側(cè)向地層壓力相差2459mpa左右，見(jiàn)效井與 未見(jiàn)效井地層壓力相差311mpa。壓力分布的不均衡，更易導(dǎo)致注入水單向 突進(jìn)，降低注入水波及系數(shù)。襄8安塞油田分區(qū)地層壓力保持水平統(tǒng)計(jì)裹(2001年6月)王 窯坪橋 候 杏壓力狀況 東韶裂縫 東部裂縫 全裂縫 裂縫 全 中西部 主向 側(cè)向區(qū) 市河 主向側(cè)i柚區(qū)目前汕層靜壓ll 0215 679 75 10931092 10199 58 7197 37(m

14、pa)捱力保持120 7 171 6 106 8 119 9 113 8 101 9 115 3 86 5 88 7水平()6見(jiàn)水后采液、采油指數(shù)下降由于特低滲油層中性一弱 親水的潤(rùn)濕性，加之水驅(qū)過(guò)程 中局部地區(qū)出現(xiàn)水敏、水鎖、 速敏等問(wèn)題，以及注水滯后， 地層壓力下降，使油層產(chǎn)生滲 透率下降的不可逆轉(zhuǎn)性，因而 油水相對(duì)滲透率曲線(xiàn)呈現(xiàn)出隨 含水飽和度增加，油相滲透率圖4安塞油田坪橋區(qū)東北部壓力分布圖急劇下降，水相滲透率緩慢上152升，水的相對(duì)滲透率最大不 到06；最終導(dǎo)致了隨含水 上升，采液、采油指數(shù)下降 (圖5)。根據(jù)礦場(chǎng)實(shí)際資 料統(tǒng)計(jì)，開(kāi)發(fā)時(shí)間較長(zhǎng)的安塞油田王窯區(qū)，目前采出程 凝靼鞭磔繇捌

15、限度1066，綜合含水由2900 10 20 3040 5060 70 8090100上升為450，采液指數(shù)由古水()088m3(a mla)降為圖5安塞油田無(wú)量綱采液、采油指數(shù)049m3(dmea)，采油指數(shù)與含水關(guān)系曲線(xiàn)由0605mra)下降為028v(dmpa)。采液、采油指數(shù)的下降，增大了油田中后期的提液和穩(wěn)產(chǎn)難 度。三、注水開(kāi)發(fā)技術(shù)針對(duì)安塞油田低壓、低滲、低產(chǎn)的特點(diǎn)，先后開(kāi)展了井組、先導(dǎo)性和工業(yè) 化等先期開(kāi)發(fā)試驗(yàn)，解決了全面投入開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)，使這一被外國(guó)專(zhuān)家認(rèn)為 的“邊界油田”投入了經(jīng)濟(jì)有效的注水開(kāi)發(fā)。靖安油田是繼安塞油田后的又一 整裝大油田，在借鑒安塞油田注水開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，結(jié)

16、合自身特點(diǎn)，先后開(kāi) 展了精細(xì)注水、水平井、注氣、開(kāi)發(fā)壓裂等開(kāi)發(fā)試驗(yàn)，使靖安油田投入了高效 開(kāi)發(fā)。在安塞油田王窯區(qū)等開(kāi)發(fā)較早的區(qū)塊進(jìn)入中高含水期后，根據(jù)油藏重新 認(rèn)識(shí)及油水運(yùn)動(dòng)特點(diǎn)，適時(shí)地進(jìn)行了注采平面、注采參數(shù)、注采結(jié)構(gòu)、井網(wǎng)系 統(tǒng)調(diào)整等現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及推廣，使開(kāi)發(fā)效果不斷得到改善。通過(guò)總結(jié)、摸索，提出 了以下適應(yīng)特低滲油田特征的注水開(kāi)發(fā)技術(shù)。1油藏綜合評(píng)價(jià)技術(shù)1)早期油藏評(píng)價(jià)，優(yōu)選富集區(qū) 前期油藏研究是油田開(kāi)發(fā)的基礎(chǔ)。安塞油田堅(jiān)持開(kāi)發(fā)早期介入，做到勘探與開(kāi)發(fā)同步。通過(guò)開(kāi)發(fā)可行性研究、先期試驗(yàn)，經(jīng)過(guò)儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、敏感性、 滲流特征、儲(chǔ)量、產(chǎn)能等油藏綜合評(píng)價(jià)(圖6)之后，制定出先肥后瘦、先易 后難、先

17、評(píng)價(jià)后方案、先試驗(yàn)后開(kāi)發(fā)的具體思路，使處于經(jīng)濟(jì)邊界的安塞油田 投入開(kāi)發(fā)。153靖安油田在總結(jié)和借鑒安塞油田開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，結(jié)合自身特點(diǎn)，早期 介入，開(kāi)展前期油藏研究，在有利區(qū)預(yù)測(cè)的基礎(chǔ)上部署評(píng)價(jià)井(骨架井)。根 據(jù)開(kāi)發(fā)井、探井、評(píng)價(jià)井等各種信息進(jìn)行儲(chǔ)層三維精細(xì)描述，差中找優(yōu)，低中 找高，貧中選富，實(shí)現(xiàn)了邊勘探、邊建產(chǎn)、邊投入、邊受益，勘探與開(kāi)發(fā)緊密 結(jié)合，使靖安油田快速高效地形成了百萬(wàn)噸原油生產(chǎn)能力。至2000年底已累 計(jì)建成產(chǎn)能1477104t，預(yù)計(jì)2001年年產(chǎn)油可達(dá)到132104t(表9)。圖6安塞油田油藏評(píng)價(jià)框圖 表9安塞、靖安油田開(kāi)發(fā)歷程對(duì)比表價(jià)段安塞靖安勘探階段 1983 198

18、5(3年) 19951997(3年)單井及井組試采 19851988(4年)19951997(3年)，f：發(fā)前可行性研究 19851989(5年) 19961998(3年)期準(zhǔn)備開(kāi)發(fā)試驗(yàn) 19871989(3年) 19961999(4年)探明儲(chǔ)量(104t)2“68 25032產(chǎn)能建酷階段1990目前(未完) 1995目前(來(lái)完)至2000年底已建產(chǎn)(10t)218 4 147 72000年產(chǎn)量114 53 11712年產(chǎn)量上1t301 o|t建設(shè)時(shí)間(年)8 41542)注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中油藏再認(rèn)識(shí) 在油田全面投入注水開(kāi)發(fā)后，運(yùn)用理論研究、室內(nèi)試驗(yàn)、數(shù)值模擬與現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)相結(jié)合的手段，進(jìn)行

19、精細(xì)油藏描述，劃分流動(dòng)單元。即運(yùn)用現(xiàn) 代油藏描述方法，細(xì)分小層進(jìn)行細(xì)分沉積微相研究；利用古地磁、微地震聲發(fā) 射、長(zhǎng)源距聲波測(cè)試及井間干擾試井、注示蹤劑、不穩(wěn)定注水等方法研究地應(yīng) 力、天然裂縫、人工裂縫形態(tài)及分布規(guī)律；以室內(nèi)試驗(yàn)為主，結(jié)合常規(guī)油藏工 程方法，研究孔隙結(jié)構(gòu)、儲(chǔ)層物性隨含水、壓力的變化規(guī)律；利用動(dòng)靜結(jié)合 法、數(shù)值模擬法研究剩余油分布規(guī)律等，以摸索合理的提高單井產(chǎn)能、提高水 驅(qū)油效率的對(duì)策。如安塞油田王窯區(qū)通過(guò)沉積微相、天然裂縫、儲(chǔ)層物性隨含 水及壓力變化規(guī)律等研究，提出了沿裂縫側(cè)向加密等平面調(diào)整措施、注采結(jié)構(gòu) 及注水參數(shù)調(diào)整、西南部擴(kuò)邊等對(duì)策，取得了明顯的效果。2優(yōu)化布井技術(shù) 針對(duì)長(zhǎng)

20、慶特低滲透油藏物性差、產(chǎn)能低、儲(chǔ)層具有微裂縫等地質(zhì)特征，如何充分利用微裂縫增加儲(chǔ)層滲流通道的特點(diǎn)，抑制裂縫水竄，揚(yáng)長(zhǎng)避短，提高 單井產(chǎn)量及最終采收率是井網(wǎng)部署的關(guān)鍵。1)長(zhǎng)慶特低滲油田井網(wǎng)優(yōu)化歷程 特低滲透油藏井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)的形成經(jīng)歷了四個(gè)階段： (1)長(zhǎng)慶油田三疊系特低滲透油藏最早投入開(kāi)發(fā)的安塞油田王窯區(qū)，采用250300m正方形反九點(diǎn)面積注采井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，井排方向與裂縫呈225。夾 角(圖7)，目的是減緩裂縫暴性水淹。但由于天然裂縫與人工裂縫共同作 用，注入水沿裂縫方向竄進(jìn)，與水井相鄰的角井或 邊井都有可能形成水線(xiàn)， 調(diào)整難度大。(2)在坪橋、杏河區(qū)采用250300m正方形 圖7長(zhǎng)慶特低滲油田井

21、網(wǎng)形式演化示意圖 反九點(diǎn)面積注采井網(wǎng)，并 排方向與裂縫平行(圖7)。這種井網(wǎng)由于主側(cè)向井排距相同，主向油井見(jiàn)效 見(jiàn)水快，側(cè)向油井見(jiàn)效程度低，儲(chǔ)量動(dòng)用程度低。(3)為了避免裂縫主向暴性水淹，靖安油田五里灣一區(qū)采用300350m正方形反九點(diǎn)面積注采井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，井排方向與裂縫呈45。夾角(圖7)。這種155井網(wǎng)主向油井為角井，井距相對(duì)較大，可以延長(zhǎng)裂縫主向油井見(jiàn)水時(shí)間，但側(cè) 向油井由于排距仍較大，見(jiàn)效較慢。(4)綜合以上各種井網(wǎng)的優(yōu)缺點(diǎn)，以井網(wǎng)與裂縫合理匹配為中心，開(kāi)展 了大量室內(nèi)研究及靈活多樣的井網(wǎng)調(diào)整試驗(yàn)。研究及實(shí)踐表明，對(duì)于特低滲油 田裂縫發(fā)育區(qū)只有注水井和角井連線(xiàn)平行裂縫走向，放大裂縫方向的井

22、距，既 有利于提高壓裂規(guī)模、增加人工裂縫長(zhǎng)度、提高單井產(chǎn)量及穩(wěn)產(chǎn)期，又減緩了 角井水淹速度；同時(shí)縮小排距，提高側(cè)向井受效程度，并逐步轉(zhuǎn)為線(xiàn)狀面積注 水，最大限度地提高基質(zhì)孔隙的波及體積。2)考慮裂縫系統(tǒng)的反九點(diǎn)及矩形井網(wǎng) 首先，采用古地磁法、地層傾角測(cè)試法、微地震聲發(fā)射測(cè)試法等，結(jié)合野外露頭觀察，確定各油田主力層水平最大主應(yīng)力方位、天然微裂縫的主方位、 人工縫方位(表10)。在此基礎(chǔ)上，針對(duì)儲(chǔ)層特點(diǎn)，優(yōu)選井網(wǎng)，使注采井 網(wǎng)、壓力系統(tǒng)和裂縫系統(tǒng)相匹配，實(shí)現(xiàn)壓、注、采一體化。表lo儲(chǔ)層地應(yīng)力及裂縫方位測(cè)試結(jié)果匯總寰(ne。)古地碰測(cè)定水平微地震聲 動(dòng)態(tài)反映主 油田 層位 地層傾角最大主應(yīng)力方位發(fā)射

23、測(cè)試 要見(jiàn)水方向安塞 長(zhǎng)6 6073 58756070 靖安 長(zhǎng)672 269 768i70 華池 眭375796880 69787080據(jù)室內(nèi)試驗(yàn)資料，安塞油田長(zhǎng)6油層啟動(dòng)壓力梯度為005mpagm左右由 理論公式計(jì)算可得，只有當(dāng)與注水井距離小于180m時(shí)，油層中任一位置其驅(qū) 動(dòng)壓力梯度均大于啟動(dòng)壓力梯度(圖8、圖9)，即裂縫側(cè)向排距小于180m。，、03525重簍蔦。譬餐10鐾s0距油井扼離(m)r=260m。r=200mr=llbon；r=120z_r=10加，=120t圖8不同井距下壓力分布圈(j孓15100u m2)156另外，根據(jù)安塞油田王窯區(qū)側(cè)向加密井生產(chǎn)數(shù)據(jù)來(lái)看，排距大于80m

24、，小 于150m，加密井產(chǎn)量高，遞減小(表11)。表ll王窯區(qū)不同排距加密井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表加密 初期動(dòng)態(tài)半年動(dòng)態(tài) el前幼態(tài) 排趴井?dāng)?shù) 日產(chǎn)油 含水 動(dòng)液面 日產(chǎn)油 含水動(dòng)液面 日產(chǎn)油 含水 動(dòng)液而(m)(i1)(t)() (m)(t) () (m)(t) () (m)小于8012 2 41 0 10401 5 53 01180 l 9046 5 117l8012014 3 6313 6 900 3 14 16 4959 2 62 14 6 106l12015011 3 8214 9 931 2 9022 8 10132 49 23 9 1124大于1502 l 9l7 5 965l 4511 9

25、506 1 251l 9 lil 8考慮儲(chǔ)層中人工裂縫、滲透率各向異性，建立地質(zhì)模型，數(shù)值模擬結(jié)果表 明，對(duì)于正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)來(lái)說(shuō)，井排與裂縫夾角45。的開(kāi)發(fā)指標(biāo)優(yōu)于夾角0。 (圖10)；而菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)優(yōu)于正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)(圖1 l-)，矩形井網(wǎng)又 優(yōu)于其它，且合理井距為500m左右，排距150180m(表12)。100 i ll一 丌l|l l9080， ，lll1l60e甜70rr|，j40i一4550i一 ，-j illil-30水v*扣啦驃l，廣 1 11 j20r- iiij一 一10 -ill圖ll正方形反九點(diǎn)與菱形反九點(diǎn)井網(wǎng) 含水與采出程度對(duì)比曲線(xiàn)油井穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量20年末采出程度

26、投資回收期 財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值井持距(tdj() ，(年) (萬(wàn)元)600m100m7 5 23 35 l17 l6480m150m 6 7 21 3 3 68740480m180m7 3 2l 3 3 8 8256450m200m 6 920 5 4 3 6602400m250m5 7 17 5 5 43762157據(jù)此就裂縫發(fā)育、較發(fā)育和不發(fā)育三種情況，分別采用矩形、斜反九點(diǎn)、正方形反九點(diǎn)三種井網(wǎng)形式開(kāi)發(fā)。 對(duì)于裂縫不發(fā)育，注水后見(jiàn)水方向不很明顯的區(qū)塊，采用正方形反九點(diǎn)面積注水井網(wǎng)，井距300350m，正方形對(duì)角線(xiàn)方向與最大地應(yīng)力方向平行(圖7)，采油井加砂量2540m3，人工縫長(zhǎng)160m左右。如

27、靖安油田五里灣一 區(qū)，除開(kāi)發(fā)壓裂試驗(yàn)區(qū)外，均采用這種井網(wǎng)，目前水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度988， 水驅(qū)指數(shù)1317，存水率o949，見(jiàn)效程度86，地層壓力保持在原始地層壓力 的89，綜合含水85，采油速度15，采出程度414，預(yù)計(jì)采收率可達(dá)25以上。對(duì)于裂縫較發(fā)育的區(qū)塊，采用斜(菱形)反九點(diǎn) 注水井網(wǎng)，使菱形長(zhǎng)對(duì)角線(xiàn)與最大主應(yīng)力方向平行 (圖12)，井距450520m，排距130180m，可延 緩注水井排上油井的見(jiàn)水甚至水淹，并使位于裂縫側(cè)向上的油井比正方形井網(wǎng)見(jiàn)效快，水驅(qū)動(dòng)用程度高，圖12菱形井網(wǎng)何十角線(xiàn)與裂縫方向平行)且采油井壓裂規(guī)模大(3545m3)、人工縫長(zhǎng)(155185m)，有利于油井穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)

28、。目前已在長(zhǎng)慶特低滲油田廣泛應(yīng)用。對(duì)于儲(chǔ)層物性差、裂縫發(fā)育且最大主應(yīng)力方位清楚的井區(qū)，采用矩形井網(wǎng) (圖13)，井排與裂縫平行，排距130165m，井距500550m，注水井距10001loom，中后期拉通水線(xiàn)形成排狀注水，使裂縫側(cè)向油井見(jiàn)效，提高水 驅(qū)程度。般油井加砂規(guī)模3550m3，人工縫長(zhǎng)175195m。該井網(wǎng)己在靖 安油田五里灣一區(qū)進(jìn)行了開(kāi)發(fā)試驗(yàn)。試驗(yàn)區(qū)位于五里灣一區(qū)z60井區(qū)，面積6km2，設(shè)計(jì)采油井井間距480m，注水井井間距960m，排距為165m，井排平行于最大主應(yīng)力方 向(ne70。)。設(shè)計(jì)注采井均壓裂，人工裂縫 穿透比0，7(半縫長(zhǎng)170m左右)，最終形成排圖13矩彤井網(wǎng)(

29、井排狀注水。與裂縫方向平行)試驗(yàn)區(qū)于1998年10月開(kāi)始投入注水開(kāi)發(fā)，至1999年2月油井開(kāi)始陸續(xù) 見(jiàn)效，截止2001年6月底共有40口井不同程度地見(jiàn)到注水效果，占區(qū)內(nèi)油井 總數(shù)的952，見(jiàn)效程度比鄰區(qū)高104；見(jiàn)效周期26個(gè)月，平均45個(gè)158月，比鄰區(qū)快05個(gè)月；見(jiàn)效井單井產(chǎn)量由見(jiàn)效前的442td提高到目前的612td，比鄰區(qū)高02td左右(表13)。表13 靖安油田五里灣開(kāi)發(fā)壓裂試驗(yàn)區(qū)注水見(jiàn)效對(duì)比分析表見(jiàn)效前 見(jiàn)效后 目前預(yù)“見(jiàn)效川期 見(jiàn)效程度序號(hào) (fj)() 門(mén)產(chǎn)：油含水 動(dòng)液面 日產(chǎn)油 含水 動(dòng)液面日產(chǎn)油含水功液面采收率(t)()(m)(f)m)(m)0)()(m)()全區(qū) 5 o

30、860 4 8033 1450 5 70 2 8 1368 5 99 l 0 1276 25 鄰區(qū) 5 o 84 8 4 86 3 2 1“55 77 2 9 13685 96l 0 127824 7 試驗(yàn)區(qū) 4 5 952442 3 5 148l 5 33 2 3 1372 612 0 8 1264 26 2試驗(yàn)區(qū)與五里灣一區(qū)其它井區(qū)進(jìn)+鄰區(qū)l行平均單井產(chǎn)量對(duì)比，試驗(yàn)區(qū)初產(chǎn)比 i a j+實(shí)驗(yàn)區(qū)i鄰區(qū)高2otd左右，注水見(jiàn)效前、后 ，l與鄰區(qū)相近(55td)左右，但試驗(yàn)區(qū) 沁彳蚨、產(chǎn)：，產(chǎn)量穩(wěn)定并上升，目前產(chǎn)量6td左 1、。、右，而鄰區(qū)穩(wěn)產(chǎn)4個(gè)月后開(kāi)始緩慢遞時(shí)間減，產(chǎn)量由55td左右遞減為

31、48td左圖14靖安壓裂試驗(yàn)區(qū)與鄰區(qū)產(chǎn)能對(duì)比圖右(圖14)。反映出矩形井網(wǎng)具有較高的見(jiàn)效程度、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，且含水穩(wěn)定，未出現(xiàn)見(jiàn) 效即見(jiàn)水的現(xiàn)象，證實(shí)該井網(wǎng)對(duì)此類(lèi)儲(chǔ)層有較好的適應(yīng)性，顯示出較好的推廣 應(yīng)用前景。由于井網(wǎng)形式調(diào)整后，油井壓裂規(guī)模增加(20m3 f 40m3)，人工縫長(zhǎng)增加(100m t 160m)，單井產(chǎn)量提高(45 td f 52td)，開(kāi)發(fā)成本下降了93，經(jīng)濟(jì)效益顯著。3精細(xì)注水工藝技術(shù)1)不壓裂投注技術(shù) 為了尋找特低滲油田經(jīng)濟(jì)有效的投注方式，根據(jù)儲(chǔ)層物性差，但具天然微裂縫、吸水能力強(qiáng)等特點(diǎn)，開(kāi)展了水力加砂壓裂、深穿透負(fù)壓射孔、擠活性 水、高能氣體爆燃?jí)毫训韧蹲⒎绞皆囼?yàn)。經(jīng)過(guò)對(duì)比

32、分析，與水力壓裂相比，深 穿透射孔、擠活性水等不壓裂投注方式既可以滿(mǎn)足地質(zhì)配注要求，注水壓力相 近，且吸水厚度增加(表14)，不易形成尖峰狀吸水，吸水均勻；又可以節(jié)約 水力壓裂費(fèi)用56萬(wàn)元，井，目前這一投注方式已在特低滲油田得到了廣泛的 推廣應(yīng)用。159射孔段 平均有效厚度平均吸 (m)(m) 蛾水均勻井i與比例 統(tǒng)計(jì)井?dāng)?shù)投注萬(wàn)t 水焊度(i】)吸水厚度 總厚度 所占比例 吸水厚度 總厚度 所占比例(m)f)(m)(m)() (m)(m)()不壓裂 4 179 ilj13 58212 f6 7527i 4蚯裂 7014 7 961l 8868l 9“ 15 026l 5 34 32)水質(zhì)處理技

33、術(shù) 針對(duì)與注水水質(zhì)有直接關(guān)系的腐蝕、堵塞和結(jié)垢三大因素，在制定和貫徹低滲透砂巖油藏注水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)的同時(shí)，研究并不斷完善除氧密閉、殺菌防腐、加藥防垢的注水技術(shù)。重點(diǎn)研究了溶解氧、硫化氫、二氧化碳、硫酸鹽還原菌 (srb)、ph、含鹽量與腐蝕性能的關(guān)系。明確了溶解氧和srb是引起注水 系統(tǒng)腐蝕的主要因素，采用了以亞硫酸鈉和真空射流除氧、柴油和餅式氣囊密 閉的除氧密閉技術(shù)，不斷推廣和完善1227、wc_85等為主的殺菌防腐技術(shù)、 pe管(纖維束等)精細(xì)過(guò)濾技術(shù)、投加常規(guī)防垢劑的注水地層防垢技術(shù)等一 系列測(cè)試與處理技術(shù)。堅(jiān)持對(duì)重點(diǎn)區(qū)塊的水質(zhì)調(diào)查和監(jiān)測(cè)，及時(shí)完善注入水處 理工藝，改善注水水質(zhì)，使油田注水水

34、質(zhì)保持良好，如表15所示油田各主要 區(qū)塊注入水水質(zhì)均在執(zhí)行指標(biāo)(syt5329-94)以?xún)?nèi)運(yùn)行，只有個(gè)別區(qū)塊由 于注水系統(tǒng)不完善或餅式氣囊破未及時(shí)修復(fù)或密封柴油不足造成水中溶解氧和 懸浮物含量較高。表15油田注入水水質(zhì)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查結(jié)果井站取樣 os2-efefe” srbtgb 機(jī)雜號(hào)地點(diǎn) (mgl) (ragl)(mgl) (mg1)(個(gè)ml) (個(gè)ml) (mg,l) 王2-5配 匯水包 025 0005 004 1護(hù)10 ioo101 l 侯注 泵房 04 o 006 004 10010 100101l 杏注 配水間 0 40005 0031妒101 100101 l 坪一注 泵房 o 3

35、00 05 0 04 100101 l儼101 (1 靖一聯(lián) 硝水漂n47 o 003 0 020 101102 l 0 靖聯(lián)配水問(wèn) o 8 o 0l 004 101102 1 0210 l 0靖南，i轉(zhuǎn) 大罐 04 o0l 006 0100101 2靖南二注 配水問(wèn) 06 o0l 0 04i101 10102(1 0注水執(zhí)行指標(biāo)0 5 00 5 、l儼 1 02l o1603)注采同步技術(shù) 根據(jù)特低滲油田壓力低、下降快的特點(diǎn)，采用同步注水可及時(shí)補(bǔ)充能量，地層壓力保持在原始地層壓力附近，有利于油井穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)，安塞油田王窯區(qū) 不同注水時(shí)機(jī)開(kāi)發(fā)實(shí)踐證明了這一點(diǎn)(表16)。表16安塞油田王窯區(qū)不同注

36、水時(shí)機(jī)試驗(yàn)效果裹單井日產(chǎn)抽注水u,j$l 見(jiàn)效日價(jià)u期見(jiàn)效后最高，初期見(jiàn)效后平均，衲期() () ()注采同步 1436 132 5 晚注8個(gè)月 59297l826 晚注18個(gè)月 53 5 744 62 3基于此，在產(chǎn)建方面積極搶投注水井，實(shí)現(xiàn)注采同步?！熬盼濉逼陂g， 安塞油田建產(chǎn)能913104l，注水井204口，當(dāng)年投注195口，基本做到了當(dāng) 年產(chǎn)能建設(shè)的注水井當(dāng)年投注(表17)。裹17 安塞油田“九五”期間注水井投注率數(shù)據(jù)表時(shí)間 產(chǎn)能 建注水井 當(dāng)年投注井 投注率(1 oit)(1-7) (口) (j1996證 28 0 76 7l 931997健 186 47439l 51998年l王o

37、 16 16 1001999年 12212 12 1002000年 19 55353 100合計(jì) 9l 3 20419595 64超前注水技術(shù)1)超前注水機(jī)理 (1)建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，提高單井產(chǎn)量及采收率。 前已述特低滲透油田存在啟動(dòng)壓力梯度，且驅(qū)動(dòng)壓差及梯度均較大。采用超前注水，在超前的時(shí)間內(nèi)，只注不采，提高了地層壓力，當(dāng)油井開(kāi)抽時(shí)，可 以建立較高的壓力梯度，當(dāng)超前時(shí)間達(dá)到某一值后，油層中任一點(diǎn)的壓力梯度 均大于啟動(dòng)壓力梯度，此時(shí)，便建立了有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)。據(jù)推導(dǎo)，在非達(dá)西流、超前注水條件下，其壓力分布規(guī)律為：161nr 1p2p(r,t)詛(f)+2-蘢h(in毛一；。(r-rw)

38、代入長(zhǎng)6油層參數(shù)計(jì)算，注水井以定注入量超前注水時(shí)，地層壓力變化如圖15，由圖可以看出，超前注水時(shí)間越長(zhǎng)，地層壓力上升越高，且在排距150200m范圍內(nèi)，地層壓力可達(dá)到原始?jí)毫Φ?05130，在油井以同一 采油指數(shù)和流壓生產(chǎn)時(shí)，則會(huì)獲得較高的產(chǎn)量。根據(jù)室內(nèi)不同驅(qū)替壓力下的水驅(qū)油試驗(yàn)，提高水驅(qū)油的驅(qū)替壓力梯度，可以使更細(xì)小孔道的油被驅(qū)出，其驅(qū)油效率提高(圖16)。+超前1個(gè)月輻 三粼皇vn潭鼯翰白勘。塘?碉礙顰鯔白懿r咀翳_ 加 飛00050 100 150 200 250 300距水井距離(_)圖15超前注水不同時(shí)機(jī)地層壓力剖面圖同時(shí)采用超前注水，由于 均衡的地層壓力作用，注入水在 地層中將均勻

39、推進(jìn)。即首先沿滲 流阻力小的較高滲透層段突進(jìn)， 當(dāng)較高滲透層段的地層壓力升高 后，注入水再向較低滲透層段流 動(dòng)，從而有效地提高了注入水的 有效波及體積，從而達(dá)到提高采圖16長(zhǎng)6油層驅(qū)油效率與驅(qū)替壓力梯度收率的目的，數(shù)值模擬結(jié)果表關(guān)系曲線(xiàn)明，超前注水可提高采收率35，且經(jīng)濟(jì)效益顯著(見(jiàn)表18)。 (2)避免因壓力下降造成的儲(chǔ)層物性變差。 安塞長(zhǎng)6油層實(shí)際巖心室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果表明，在圍壓不變的條件下，隨著孔162隙壓力減小，其流量變小，再提高孔隙壓力至原始值，其流量?jī)H為初始值的608755(圖17、圖18)，因其它參數(shù)相同，可認(rèn)為隨流體壓力下降、 上升，儲(chǔ)層滲透率變差，僅恢復(fù)為原始值的608755。而超前注水可提 高并保持地層壓力，避免滲透率