【2017年整理】特低渗油藏高效注水开发技术及管理石油开发中心.pptVIP

特低渗油藏高效注水开发技术及管理 ——以滨425沙四上亚段为例;开发中心探明储量构成情况;热采稠油优质储量接替阵地不足；普通稠油进入7-8周期，特、超稠油进入5-6周期的递减阶段。;发展历程;开发中心探明储量构成情况;1、油藏呈深（埋藏深）、贫（丰度低）、薄（厚度薄）、低（渗透率低）特点;特低渗透储量占比97%，平均渗透率3.6mD，针对这类薄层特低渗油藏，目前还缺乏经济有效的手段；根据现有认识技术极限井距140m左右，经济合理井距300m左右，也是制约开发的瓶颈。; 前 言; 2013年，在毕总审查指导下，经开发处总体协调，在地质院等单位大力支持下， 针对特低渗油藏开发难点，结合中心实际情况，由开发中心具体组织特低渗透油藏机理研究，创新开发理念，并集成相关配套技术及管理措施， 初步实现了低渗透油藏的常规井网注水高效开发。;汇报内容;（一）孔喉半径大小是影响渗流的主要因素; 特低渗储层微观孔隙结构复杂、岩石孔喉细小、比表面积急剧上升，固液两相间表面吸附作用越强，导致渗流阻力变大。;渗流边界层示意图;;4、液测渗透率受孔喉半径的影响远大于气测渗透率; 试验表明，只有驱替压力梯度大于最小启动压力梯度（a)时，流体才开始流动；克服最大启动压力梯度（b)后，遵守达西渗流规律。 ;原油通过天然岩心的渗流特征曲线;1、启动压力梯度影响因素;2、启动压力梯度对渗流的影响 （1）启动压力梯度存在，导致特低渗透油井存在最大动用半径; （2）注水井波及半径远大于油井最大泄油半径;滨425-4井组：平均渗透率6.7mD，注采井距210-280m，对应油井均见到注水效果，也很好的验证了这一认识。;3、水驱过程中存在反相乳化点，影响启动压力的变化;（三）取得的认识;汇报内容;二、有效注水的开发技术; 识别低序级断层，优化断层组合，构造解释更精细。; 拓频后：分辨率提高；地震反射轴连续性变好；合成记录与处理后井旁道对应性好。;实现了小层级的沉积微相及储层空间展布的研究。; 在特低渗地层储层伤害机理研究的基础上，配套了油田开发全过程油层保护技术系列：;1、钻井过程中的油层保护;微 观 分 析 手 段;（二）全过程油层保护技术;（1）岩心润湿性能分析;（2）岩心污染测试;（3）电镜扫描测试;统计17口新钻井表皮系数-0.9，“个性化”钻井液体系有效降低了钻井伤害。;2、作业过程中的油层保护;2、作业过程中的油层保护;3、采油过程中的油层保护 ;序号;2、注水水源由脱油污水转变为低矿化度弱碱水; 五级处理流程简化为三级，减少了气浮和双滤料过滤流程，降低运行工作量和成本。;3、创新了膜处理工艺，提高了处理效率和效益;4、推广应用隔氧膜，保证注入水密闭隔氧; 5、降压增注技术;（2）优越的降压增注能力;（3）优良驱油能力;智能自动调测分层注水工艺技术研究;汇报内容;三、有效注水的管理措施;组织协调组;组织专人对钻井液材料供货厂家进行全面筛查，涉及14大类、66个品种、140余个产品，建立钻井液材料质量评价数据库。;（二）实施节点控制，确保全过程质量达标;（二）实施节点控制，确保全过程质量达标;节点1：入井液源头质量控制;拉运罐车固定;施工过程水质控制; （1）水站控制：确保站出口水质达标； （2）沿程控制：确保井口水质达标； （3）井筒控制：确保井筒水质达标； （4）制度保障：建全4项制度，强化监督考核。;节点1：水处理站出口水质控制;历年水井作业油管投入;汇报内容;(一)主要油藏特征 ;（二）开发历程;（三）试验井组试注开发情况;2、筛选结果： 1）滩砂区：滨425-4井组：反七点井网，1注6采，井距210-280m，阶段采出程度3.5%； 2）坝砂区：滨425-斜27井组：不规则井网，1注3采，井距182-278m，阶段采出程度5.5%。;3、试验效果：滩砂、坝砂常规井网注水开发均取得较好效果;;4、试验认识;在前期两个注采井组均取得成功的基础上，2014年又相继转注8口井，累计注采井组达到10个，水驱储量增加325万吨，井组注采对应率80%，分注率100%，层段合格率100%。;日注水量增加到277m3/d，日油从注水前28.6t升至76.2t，上升47.6t，动液面回升120m，注水压力稳定在25MPa左右，单井日注水28m3/d；整个单元呈现“四升一降”开发态势。;根据试验结果，编制完成滨425块沙四上亚段老区整体调整方案。;滨425块历年自然递减率柱状图;（四）经济效益;2、新钻井优化后投资大幅降低;与传统思路相比：井距增加102m；新钻井数减少52口；投资减少3.42亿元，70美元/桶油价下内部收益率由3.7%提高至12.3%，大幅提高了特低渗滩坝砂油藏开发经济效