低滲油藏提高采收率研究與應(yīng)用

趙忠晶

摘要：油藏工程是以依據(jù)油層物理與油氣層滲流為基礎(chǔ)，來進行油田開發(fā)設(shè)計與工程分析方法的綜合性技術(shù)。其主要任務(wù)是：研究油藏與氣藏在不斷開發(fā)過程中所涉及到的油、氣、水等物質(zhì)的運動規(guī)律與替代的機理。通過對相關(guān)工程措施進

行模擬，來科學(xué)、合理地提高開采時的速度與總體的收集量。

關(guān)鍵詞：低滲油藏;采收率;應(yīng)用

1油田基本狀況

DL油田主要含油層位為ES3、Z0、ZⅡ、ZⅢ油組，油藏埋深為2880～3540m，含油面積6.5km2，油層平均孔隙度16%，平均空氣滲透率29×10-3μm2，屬于典型的低滲油藏。

截至目前，油田油井總井103口，開井81口，日產(chǎn)液水平978.33m3/d，日產(chǎn)油水平252.7t，含水74.2%;水井總井65口，開井33口，日注水平1320m3/d，采出程度29.28%。

2油藏開發(fā)過程存在的主要問題

2.1井網(wǎng)不完善，儲量控制程度低

DL油田在1985年以300米井距正方形井網(wǎng)投入開發(fā)，經(jīng)歷短暫的初期建產(chǎn)小高峰后，由于物性差，井距過大，儲量控制程度低，產(chǎn)量迅速遞減。1990-1995年日產(chǎn)油73t左右，采油速度0.26%，階段末采出程度5.27%，處于低速低效的開發(fā)狀態(tài)。

沉積相影響是造成油田開發(fā)低速低效的主要原因之一，ZⅡ、ZⅢ油組屬沖積扇辮狀河沉積，水流能量較強，辮狀河道擺動快，儲層橫向上河道寬150～500m，集中在200～300m，300m井距無法實現(xiàn)儲量的有效控制和動用。統(tǒng)計DL油田285個油砂體的結(jié)果，300m井距下70%的油砂體都只有1～2口井控制，儲量控制程度低，平均單井控制儲量達到21.64×104t。

2.2修井作業(yè)過程油層污染，嚴重影響油田產(chǎn)量

通過對多年來油田產(chǎn)量下降原因的分析，作業(yè)井減產(chǎn)量占總減產(chǎn)量的27%，作業(yè)井采收率已成為油田開發(fā)中不可忽視的問題。據(jù)統(tǒng)計，2009年共投產(chǎn)56口井，投產(chǎn)后回采46口井，未回采10口井，回采率82.1%;46口采油井平均采收期8.6天，影響總產(chǎn)量2594噸。

造成這些問題的主要原因是：（1）水敏損害強烈，工作液流入的鹽度降低，造成孔喉堵塞;（2）作業(yè)過程中有溢流，需要鹽水壓井。地層水中含有NaHCO3和CaCl2，鹵水中大量的鈣離子和硫酸根離子與地層水不相容，壓井液容易侵入儲層造成污染。另外，由于鹵水中含有大量的固相組分，其固相堵塞更為嚴重。

3提高采收率對策及效果

3.1加密調(diào)整，提高儲量控制程度

根據(jù)“謝氏公式”采用交匯法得出DL油田ES3、Z0和ZⅡ、ZⅢ合理井距分別為228m和201m，證實區(qū)塊具備內(nèi)部加密調(diào)整的潛力。

近年來在全油田規(guī)模實施加密調(diào)整合計46口，調(diào)整后，增加可采儲量65.4×10t，單井控制儲量由21.64×104t下降至10.5x×104t。投轉(zhuǎn)注井23口，實際注采井比例由1∶10上升為1∶2，形成較為完善的注采井網(wǎng)。

3.2儲層改造，提高油層導(dǎo)流能力

針對Z鋼物理性能差、生產(chǎn)能力低的問題Ⅱ還有ZⅢ2001年實施了油氣層壓裂措施，至今已壓裂76口井。

儲層壓裂后，油層的電導(dǎo)率在ZⅡ還有ZⅢ油組得到改善，米液產(chǎn)量指數(shù)由0.02t/d.m.mpa提高到0.0504t/d.m.mpa，單井平均日產(chǎn)油量由5.31t/d提高到13.35t/d，壓裂后單井平均日產(chǎn)油量提高8.04t/d。

3.3優(yōu)選選井技術(shù)

（1）選井原則。根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)信息，選擇低效、低產(chǎn)程度、具有一定潛力的儲層作為候選儲層，模擬壓裂層段，選擇較好的技術(shù)措施。根據(jù)油田的現(xiàn)狀，結(jié)合近年來國內(nèi)外壓裂選層的研究成果，確定了適合的區(qū)域。裂縫性井層特征參數(shù)為：跨度30～60m，有效厚度10～25m，含油飽和度35%～60%，孔隙度14%～20%，含水率10%～50%，地層壓力系數(shù)0.7～1.3，采收率10%～30%。通過壓裂，提高了生產(chǎn)效果。同時要保證所選井況良好，子層外無竄槽和套管變形，滿足一定的工藝條件。

（2）抓住最好的機會。通過壓裂和油藏模擬，模擬了增壓后增產(chǎn)量與增壓前地層壓力系數(shù)的關(guān)系，當(dāng)壓力系數(shù)為0.7～1.3時效果最好。以往以儲層為評價依據(jù)時，要充分考慮各種因素可能產(chǎn)生的影響，運用模糊識別原理計算出合適的儲層壓裂模式，并進行定量評價，以保證工作的科學(xué)性和程序性。根據(jù)計算結(jié)果，確定了不同區(qū)塊的壓裂時機。

3.4耐高溫壓裂液體系

（1）預(yù)壓裂液。根據(jù)不同儲層的特點，開發(fā)不同的前置液保護儲層是十分必要的。低傷害預(yù)壓裂液主要由復(fù)合粘土穩(wěn)定劑、表面活性劑、破乳劑等組成，平均傷害率為1.38%?？缀韺μ岣邘r心滲透率也有一定的疏通作用。

（2）耐高溫壓裂液。采用復(fù)合交聯(lián)劑將低殘渣羥丙基胍膠與壓裂液體系膠結(jié)。在160℃的環(huán)境內(nèi)剪切120min，黏度為97mPa·s。在井內(nèi)溫度不同的情況下，加入小于0.01%的破膠劑，便能夠讓其黏度低于4mPa·s。其中的殘渣含量為240～280mg/L。破膠劑水化液可與地層水隨意融合，不會發(fā)生沉淀現(xiàn)象，還可與原油形成穩(wěn)定的乳化液，在其處于90℃的高溫內(nèi)120min時，破乳效率能夠達到95%，壓裂液中放入0.3%的液體降濾失劑之后，系數(shù)為每分鐘為6.02×10-4m，對巖心造成的傷害減少8.23%。

（3）壓后接頭表面處理技術(shù)。壓裂作業(yè)結(jié)束后，每分鐘注入0.3-0.5m3裂縫表面處理劑。同時，應(yīng)加快破膠過程，減少壓裂液對地表和地層的傷害。印后封面處理劑的組成為：強氧化劑、有機酸、表面活性劑等增效劑。在低溫環(huán)境下，能在最短時間內(nèi)破膠，并能有效降解粗纖維素、蛋白質(zhì)、脂肪、灰分等物質(zhì)，使殘渣含量大大降低。與傳統(tǒng)斷路器相比，80℃，殘渣含量下降73.1%～78.7%。此外，支撐間隙對滲透率的影響不大，但電導(dǎo)率提高了40%左右。

結(jié)論

DL油田屬于沖積扇辮狀河沉積，流動能量強，辮狀河道擺動快，側(cè)向河道寬度150～500m，井距300m，無法實現(xiàn)有效的儲量控制。平均孔隙度16%，平均滲透率29%×10-3μ儲層物性差，自然產(chǎn)能低，是典型的低滲透儲層。由于半徑小，水敏性強，注水難度大。試驗區(qū)塊采收率提高了24%，形成了小井距井網(wǎng)加密提高儲層控制程度、儲層改造提高儲層導(dǎo)流能力等低滲透油藏配套技術(shù)，增注提高儲層壓力，保護儲層，減少不規(guī)則遞減，對類似低滲透油田的開發(fā)調(diào)整具有較強的指導(dǎo)意義。

參考文獻：

[1]尹萬泉，張吉昌，陳忠.低滲透油藏提高采收率的井網(wǎng)調(diào)整研究[J].特種油氣藏，2020，03（03）：21-23.