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低渗油田提高采收率技术研究与应用现状王志林
低渗油田提高采收率技术研究与应用现状
摘要
油田开发是石油行业的重大课题。
随着对石油能源需求的增加,有效开发低渗透油藏成为了当前亟待解决的问题。
由于我国低渗透油藏地质情况复杂,其有效开发技术也存在差异。
对低渗透油藏开发方法进行分析,本文论述了有效开发低渗透油田的主要技术措施,介绍和分析了井网优化对油田开发效果的影响。
经济合理的井网密度和科学合理的井网布置是开发好低渗透油田,包括裂缝发育的油田的重要保障。
由于在低渗透油田的开发过程中,暴露出许多矛盾。
其中,最突出的矛盾之一就是低渗透油田“注不进、采不出”。
通过实施低渗透油田空气驱油技术,可以解觉低渗透油田的难注入问题,提高低渗透油田开发效果。
关键词:
低渗透油藏;提高采收率;井网调整
目录
第1章前言1
第2章低渗透油藏特点及开发现状2
2.1低渗透油田划分标准2
2.2低渗透油田储量分布状况2
2.2.1国外主要低渗透油田分布2
2.2.2国内主要低渗透油田分布3
2.2.3低渗透油田地质特征及开采规律4
2.3低渗透油田开发的主要做法和效果8
2.3.1地应力场及裂缝分布规律8
2.3.2优化低渗透油田开发方式12
2.3.3低渗油田压裂技术15
第3章提高油田采收率技术18
3.1井网密度与采收率的关系18
3.2井网的布置与调整18
第4章结论21
参考文献22
致谢23
第1章前言
低渗透油田是一个相对的概念,世界各国的划分标准和界限因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件不同而各异,变化范围也较大。
我国低渗透砂岩储层岩石学特征与中高渗透砂岩储层没有大的区别。
岩石矿物成分石英、长石、岩屑约各占1/3,属长石砂岩和岩屑砂岩类。
据19个油田、25个储层的17135块样品统计:
石英为36.24%,长石26.85%,岩屑35.84%。
胶结物含量较高,平均为16.6%,最高可达30%。
总体上看,岩屑含量高、粘土或碳酸盐胶结物较多是低渗透砂岩储层的普遍现象。
低渗透油田尤其是异常高压低渗透油田开发方式一般采取初期利用天然能量开采,在压力下降到一定程度后,选择适当时机人工补充能量开发。
补充能量开发一般采取注水方式,在保证水质的前提下,高压注水。
根据油藏特点还可采用周期注水的方式改善开发效果。
世界上低渗透油田资源十分丰富,分布范围广泛,各产油国基本上都有该类油田。
美国中部、南部、北部和东部,前苏联的前喀尔巴阡山、克拉斯诺达尔、乌拉尔一伏尔加、西西伯利亚油区和加拿大西部的阿尔伯达省都有广泛的分布。
随着时间的延长,小而复杂的低渗透油田的比例越来越大。
例如,俄罗斯近几年来在西西伯利亚地区新发现的低渗透、薄层等低效储量已占探明储量的50%以上。
有的地区低渗透砂岩油田连片分布,成为低渗透油区。
开采方式是否合理对气藏潜力的发挥至关重要。
如低渗凝析气藏选择衰竭式进行开采,凝析油在井筒附近析出,将降低气井的产能和采收率。
若一井多个低渗气层,加之各层的储层物性条件和压力相近的话,采用单层开采的方式,将达不到气井的产量和经济效益的要求。
如果又选择不合适的开发井网,将达不到预期的采收率。
对于边底水低渗气藏开采方式的不当,会导致地层水的提前产出,造成井底积液、水敏性黏土矿物的膨胀和渗流孔道的堵塞等,造成产量和采收率的降低。
特低渗油藏由于具有渗流喉道细小、孔隙之间连通性较差、微裂缝比较发育的储层特点,注入水的波及程度较低,经过长期注水开发后,地下形成相对固定的注采连通对应关系,注入水总是沿着微裂缝和相对高渗层段率先到达采油井底,而渗透率相对较低的油层不容易被注入水波及到,水驱动用程度很低,甚至根本未动用,因此水驱油效率就大大降低。
在现有注采条件下,采取不稳定注水方式可以提高波及系数和驱替效率,从而使特低渗透油田采收率得到很大提高。
近年来,有人提出了在绝对渗透率难以改变的客观条件下,通过改变油、水及岩石问的界面张力,而改善油、水渗流性,提高水相渗透率,降低低渗透油层注入压力的新思路[1]。
在这种思路的启发,国内一些低渗透油田相继开展了低浓度活性剂降压增注试验研究[2~4],取得了一定效果。
室内试验果[3]表明,在岩心中注入表面活性剂体系,可以不同程度地降低注入压力,最好情况可以达到40%、60%。
通过向油层注入表面活性剂,使油水界面张力大大降低,减小相间表面的作用,提高油层的流渗透率,达到降压增注进而提高采收率的目的。
但是,目前的试验研究还仅仅处于初级阶段,远远不能满足低渗透油田开发的需要。
为加大研究的度和深度,低渗透油田采用表面活性剂降压增注急需解决如下问题:
①表面活性剂降压增注提高采收的机理;②用于降压增注的表面活性剂的筛选与合成(界面张力、配伍性等);③室内岩心模拟试验降程度、采收率等);④现场注入工艺(注入浓度、段塞大小、注入方式以及注入工艺流程等)。
第2章低渗透油藏特点及开发现状
2.1低渗透油田划分标准
低渗透油田是一个相对的概念,世界各国的划分标准和界限因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件不同而各异,变化范围也较大。
我国根据低渗透油田的渗流特征和开采特征,将储层渗透率50×10-3μm2以下的油田算作低渗透油田。
同时,根据储层特征和生产实际,又将低渗透油田进一步细分为三类:
第一类为一般低渗透油田。
油层平均渗透率为50×10-3μm2~10.1×10-3μm2。
这类油层接近正常油层,油井能够达到工业油流标准,但产量太低,需采取压裂措施,提高生产能力后才能取得较好的开发效果和经济效益。
第二类为特低渗透油田。
油层平均渗透率为10×10-3μm2-1.1×10-3μm2。
这类油层与正常油层有明显差别,一般束缚水饱和度较高,必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施后,才能有效的投入开发,如长庆安塞油田、大庆榆树林油田、吉林新民油田等。
第三类为超低渗透油田。
油层平均渗透率1.0×10-3μm2-0.1×10-3μm2。
这类油层非常致密,束缚水饱和度很高,基本没有自然产能,一般不具备工业开发价值。
2.2低渗透油田储量分布状况
2.2.1国外主要低渗透油田分布
世界上低渗透油田资源十分丰富,分布范围广泛,各产油国基本上都有该类油田。
美国中部、南部、北部和东部,前苏联的前喀尔巴阡山、克拉斯诺达尔、乌拉尔一伏尔加、西西伯利亚油区和加拿大西部的阿尔伯达省都有广泛的分布。
随着时间的延长,小而复杂的低渗透油田的比例越来越大。
例如,俄罗斯近几年来在西西伯利亚地区新发现的低渗透、薄层等低效储量已占探明储量的50%以上。
有的地区低渗透砂岩油田连片分布,成为低渗透油区。
据《世界石油工业》报道,俄罗斯低渗透储层的储量达数百亿吨,其中大部分已投入开发,其原油采收率为平均采收率的1/3-1/2,目前30%多的可采储量位于渗透率低于50×10-3μm2的储层中(其中西西伯利亚占80%)。
2.2.2国内主要低渗透油田分布
(1)低渗透油田分布状况
低渗透油田广泛分布全国各个油区,截至2000年底,我国已探明低渗透油田地质储量52.14×108t,占全部探明地质储量的26.1%,其中中石油为43.37×108t,占低渗透探明储量的83.2%;中石化为8.77×108t,占低渗透探明储量的16.8%。
我国已动用低渗透油田地质储量26.66×108t,占全部已动用储量的25.5%,其中中石油为加20.58×108t,占低渗透动用储量的77.2%;中石化为6.08×108t占低渗透动用储量的22.8%。
虽然各油区分布状况不同,差别较大,但每个油区均有分布。
其中探明储量大于2×108t的油区分别是中石油的大庆、吉林、辽河、大港、新疆、长庆、吐哈和中石化的胜利、中原等9个油区。
并且以上油区的动用储量大于1×108t。
这些油区共动用低渗透地质储量22.02×108t,占全国低渗透油田储量的80%以上。
(2)低渗透油田储量分布的特点
①目前发现的低渗透油田储层以中深埋藏深度为主。
由各油区低渗透储层埋藏深度统计表明,目前发现的油藏以中深层为主,埋藏深度小于1000m的约占5.2%;1000-2000m的约占43.1%;2000-3000m的约占36.2%;大于3000m的约占15.5%。
②低渗透储层中特低渗透及超低渗透储量占有较大的比例。
根据渗透率大小,低渗透油藏又可以分为三类:
一类渗透率为(10~50)×10-3μm2,其储量占54%;二类渗透率为(1~10)×10-3μm2,其储量占37.6%;三类渗透率为(0.1。
1)×10-3μm2.其储量占8.4%。
二、三类低渗透储层的储量占到了46%。
③国内低渗透油藏岩性主要以砂岩为主。
从目前探明的低渗透油藏统计,砂岩油藏占了70%左右,砾岩油藏占了近10%左右,其余存在于变质岩及石灰岩等特殊岩性油藏中。
2.2.3低渗透油田地质特征及开采规律
(一)低渗透油田地质特征
(1)油藏类型较单一
我国低渗透油田属于常规油藏类型,以岩性油藏和构造岩性油藏为主,有60%以上储量存在于上述两种油藏类型中,主要为弹性驱动油藏,弹性能量的大小依各油藏的地质特征和饱和程度的高低有所不同。
我国低渗透砂岩油藏多数属于正常压力系统,然而,在快速沉积环境下形成的低渗透油藏,更易形成异常高压油藏,东部的新生代盆地深层的异常高压油藏,多数属于低渗透砂岩油藏,压力系数大于1.4。
(2)储层物性差
低渗透油田储层的成因是多方面的。
根据低渗透油田的实际,形成低渗透的主要原因有两个,即储层的沉积作用和成岩作用。
我国低渗透砂岩储层岩石学特征与中高渗透砂岩储层没有大的区别。
岩石矿物成分石英、长石、岩屑约各占1/3,属长石砂岩和岩屑砂岩类。
据19个油田、25个储层的17135块样品统计:
石英为36.24%,长石26.85%,岩屑35.84%。
胶结物含量较高,平均为16.6%,最高可达30%。
总体上看,岩屑含量高、粘土或碳酸盐胶结物较多是低渗透砂岩储层的普遍现象。
低渗透油田储层孔隙度低。
统计国内32个油层组12120块样品,平均孔隙度为18.55%,最大孔隙度30.2%,最小孔隙度1.2%,就油层孔隙度分布而言,平均孔隙度小于10%的油层组占6.67%,平均孔隙度10%~15%之间的油层占43.33%;.平均孔隙度在15%~20%之间的油层占36.67%;平均孔隙度大于20%的油层占13.33%。
低渗透油田储层渗透率一般(1-50)×10-3μm2,但各个油田的情况不一。
从18个油田、28套油层统计,平均渗透率小于10×10-3μm2的油层占61%,(10.20)×10-3μm2的油层占18%,(20-50)×10-3μm2的油层占2l%。
我国低渗透油田50%以上的储量存在于渗透率小于10×10-3μm2的油藏中,中石化所属油区主要低渗透油田渤南、牛庄、濮城、文东、托市、宝浪、洪湖等油田储层渗透率小于15×10-3μm2,储量超过3×10-3μm2。
(3)孔喉细小、溶蚀孔发育
低渗透砂岩储层的孔隙以粒间孔为主,原生粒间孔(<25%)和次生粒间溶蚀孔(40%~70%)都有发育,但溶蚀孔要较发育,另外还有微孔隙(<35%)、晶间孔和裂隙孔。
其中裂隙孔在低渗透油藏储层中占有非常重要的地位。
如丘陵、鄯善油田低渗透储层,溶孔在50%以上。
但是,随着渗透率和孔隙度降低,微孔有增加的趋势。
在孔隙大小方面,和中高渗透储层相比,低渗透储层以中孔、小孔为主,而连接孔隙的喉道以管状和片状的细喉道为主。
根据大量低渗透油田砂岩储层的统计,喉道中值半径一般小于1.5μm。
如渤南油田低渗透储层,各小层喉道中值在0.53-1.73μm之间,主要流动孔喉半径在0.93~2.9μm之间,只占孔喉体积的30%~40%,说明该储层以小孔喉为主。
非有效孔喉体积(<0.1μm的孔喉体积)在整个孔喉体积中占比例较大,在26%~65%之间,平均30%,直接影响储层渗透性。
另外,高渗透储层和低渗透储层的孔隙对渗透率的贡献有明显不同(图1-2)。
桩106块桩106-69井毛管压力曲线:
层位为馆陶组,井深1378.7m,孔隙度37.6%,渗透率2176×10-3μm2,渗透率贡献累积为96%对应的{L喉半径为6.3μm;大芦湖樊10井毛管压力曲线:
层位为沙三中,井深2902.7m,孔隙度15%,渗透率3.3×10-3μm2,渗透率贡献累积为95%对应的孔喉半径0.83μm。
通过对比表明,低渗透储层喉道细,排驱压力高,增加了注水驱油的难度。
(4)储层非均质性严重
低渗透油藏储层层间非均质性在纵向上总体评价各层(小层或单砂体),其层间非均质表现不够明显,但是在平面上的同一点(或井点)非均质受储层纵向上变化规律而表现出来,这主要是受水进、水退形成储层纵向的沉积旋回规律而造成储层不同微相之间的储层物性差89异。
如桩74断块沙三下第二套油层为断块岩性油藏,1-5砂层组平均孔隙度14.7%,平均渗透率5.810-3μm2,l-5各砂岩组渗透率分别为3.69、7.04、2.84、546、7.17×10-3μm2,渗透率级差2.52;而桩74-8-6井各小层之间储层最大渗透率为8.8×10-3μm2,最小0.3×110-3μm2,渗透率级差29。
低渗透油藏储层层内非均质性受沉积韵律的变化、成岩作用而表现明显的不同。
如桩74断块沙三下5砂岩组平均渗透率7.09×10-3μm2,变异系数1.04,渗透率最大39×10-3μm2,最小0.06×10-3μm2,级差650,非均质系数5.5。
两个较高渗透率段集中在该层的中下部和中上部。
低渗透油藏储层平面非均质性主要表现为储层沉积微相的不同而引起物性平面的变化。
如牛庄油田牛20沙三中D3“浊积扇砂体平均渗透率50×10-3μm2,沿扇体核部微相渗透率较高,渗透率大于60×10-3μm2,而扇外缘微相渗透率小于加20×10-3μm2。
(5)裂缝发育
低渗透油田储层裂缝在低渗透油田地质研究中具有十分重要的意义,正确认识和研究裂缝是裂缝性砂岩油田开发成败的关键。
我国低渗透油田储层按其成因,大多为构造裂缝,极少非构造裂缝。
因此,低渗透油田较规则,产状稳定,常常成组出现;有潜在缝的特点,裂缝面上常见擦痕及阶步等:
裂缝切穿深度大;裂缝常被矿物局部和全部充填;裂缝力学性质既有张裂缝,也有剪裂缝,一般以剪裂缝为主。
裂缝的产状以高角度缝为主,统计各低渗透油田倾角大于60。
的裂缝占总裂缝的70%以上。
如胜利油区大芦湖油田沙三中低渗透油层构造裂缝倾角一般在650~90。
,占总裂缝的81%。
我国其它几个低渗透油田如扶余、火烧山、丘陵、乾安、老君庙油田倾角大于60。
的裂缝占总裂缝的百分数分别为70%、90%、80%、84%、18%。
仅老君庙油田例外,以水平缝为主。
裂缝发育方位与区域构造有关.如胜利油区大芦湖油田储层裂缝主要是由两个构造期所形成的区域性裂缝体系,即始新世一渐新世构造期裂缝体系:
一组走向Ew向的剪切节理缝、一组走向NNW向的剪节理缝和一组走向Nw向的张节理缝。
晚第三系构造裂缝体系:
一组NE向、一组NW向的共轭剪切节理缝;另一组近EW的张节理缝。
裂缝密度:
低渗透油田储层裂缝密度受构造部位、砂岩厚度、岩性控制十分明显。
不同的构造部位其应力场大小和方位不同,造成裂缝发育的程度和方位不同,一般来说褶皱转折处、背斜的陡翼以及断层附近裂缝较发育。
砂岩厚度越大,裂缝密度越小;岩性越致密坚硬,裂缝越发育。
在裂缝的规模特征方面,据研究,我国低渗透油田裂缝宽度一般都很小,多数在十几到几十微米之间。
如胜利油区大芦湖油田沙三中储层裂缝宽度主要在1~5μm之间。
通过相近露头观察,我国多数裂缝的延伸长度小于100m。
在开启特征方面,我国低渗透油田以闭合缝尤以潜在缝为主。
裂缝隙孔隙度、渗透率是裂缝性油田开发的关键参数,虽然砂岩油田的裂缝孔隙度都十分小,一般小于1%,但渗透率变化十分巨大,从几十至上千10μm2不等。
裂缝性砂岩油田裂缝主要起增加储层导流能力的作用.而基本不是储集空间。
(6)油层原始含水饱和度高
低渗透油藏原始含水饱和度较高,一般在30%~50%,有的高达60%.而高渗透油藏原始含水饱和度一般小于20%。
如胜利油区渤南油田低渗透油藏各小层平均渗透率在(4.5-27.9)×10-3μm2之间,含水饱和度在29.33%~51.45%之间。
通过低渗透与高渗透油层油水相对渗透率曲线对比,可以明显地反映这一规律。
大芦湖油田樊3l井生产层位为沙三中,井深2906.64m,孔隙度15.63%,渗透率10.48×10-3μm2,原始含水饱和度44.6%;胜坨油田胜3-80井生产层位为东营组,井深1465m,孔隙度34.9%,渗透率3441×10-3μm2,原始含水饱和度18.4%。
虽然影响油层含水饱度的因素是多方面的,但与高渗透层相比,储层的低渗透特点仍是低渗透油田含水饱和度高的重要因素。
(7)储层敏感性强
在油田生产中,几乎所有的油层都会受到不同程度的损害,而低渗透油藏这一现象更为普遍。
这是因为低渗透砂岩油藏储层碎屑颗粒分选不好,粘土和基质含量高,成岩作用强,
油层孔喉细小,容易造成各种损害;且低渗透油藏本身渗透率就低,一旦发生油层损害,相对中高渗透油层来说,后果更为严重。
、
水敏性矿物,主要是蒙脱石和伊蒙混层矿物;速敏性矿物主要是伊利石和高岭石;酸敏性矿物主要是绿泥石。
(8)原油性质好
我国低渗透油田原油具有原油密度小、粘度小、含胶质和沥青少的特点,另外原油凝固点比较高、含蜡量比较高,原油密度一般为0.84-0.86kg/m3,地层原油粘度一般为0.7~8.7mPa·s。
原油性质好是低渗透油田开发的一个重要的有利因素。
(二)低渗透油田开采规律
低渗透油田储层物性差、岩性变化大、孔隙结构复杂、非均质严重、天然能量弱.在开采过程中表现出与一般中高渗透油田不同的开采特征。
(1)自然产能低,初期一般需要采取储层改造措施
(2)天然能量不足,地层压力下降快
(3)低含水期含水上升慢。
中低含水期是可采储量的主要开采期
(4)低渗透油田见水后无因次采液指数、采油指数随含水上升大幅度下降.稳产难度大
(5)注水井吸水能力低,启动压力和注水压力高
(三)国内低渗透油田开发现状
至2000年底,国内低渗透砂岩储量为19.336×108t,其中中石油为13.251×108t,占国内的68.5%,可采储量3.2114×108t,年产油1432×108t,采油速度1.08%,可采储量采出程度46.45%,年均含水43.8%。
中石化储量为6.0828×108t,占国内的31.5%,可采储量1.2922×108t,年产油447×104t,采油速度0.73%,可采储量采出程度57.37%,年均含水65.1%。
通过对国外低渗透砂岩油藏进行统计,其平均采收率在25%一50%之间。
而国内低渗透砂岩油藏采收率为23.3%,比国外低1.7%-26.7%;国内中石油低渗透砂岩油藏采收率为24.2%,中石化为21.2%,比中石油低3.0%。
2.3低渗透油田开发的主要做法和效果
2.3.1地应力场及裂缝分布规律
地应力场及裂缝分布规律是低渗透砂岩油田开发方案设计中不可缺少的基础,在注采井网设计、钻井过程中井壁的稳定性、地层破裂压力的预测、水平井最佳井眼轨迹的设计与控制、油层改造措施中裂缝方位及几何尺寸的预测、油水井套管的应力损坏分析等方面都需要它作为分析研究的基础,因此它的研究具有重要的意义。
地应力场及裂缝分布规律主要包括以下内容:
裂缝成因、裂缝体系及其分布,裂缝参数,裂缝延展性与穿时性,现今应力场状态及其对裂缝开启性与封闭性的影响,储层裂缝特征与评价。
研究手段主要是:
利用地震资料研究储层裂缝形成的构造背景,应用区域露头地质调查资料,及利用岩芯资料、通过古地磁恢复研究裂缝特征,利用测井资料计算分层应力剖面,采用现场测试技术研究地应力分布,应用应力一应变理论、采用数值模拟和光弹模拟研究应力场状态和裂缝发育分布规律。
我国低渗透油田开发重视地应力场及裂缝分布规律的研究,开展了大量的工作,取得了丰硕的成果,为低渗透油田开发提供了重要的地质基础。
胜利油区牛庄油田牛20块沙三段为一个低渗透砂岩油田,孔隙度为18%,渗透率为33××10-3μm2。
该块开展了地应力场及裂缝分布规律的研究。
通过对区域构造背景、野外露头、取芯资料的研究,并利用数值模拟和光弹模拟技术,研究了地应力场及裂缝分布规律。
得到了以下认识:
(1)最大主应力方位
以c砂组为例,从应力状态上,主要为双向压缩(P-P)应力状态。
通过模拟可以看出(图2-1),在东南断层区最大主应力方位由NE65°逐渐向NE750方向偏转;其余大部分地区最大主应力方位由NE55°逐渐向NE65°方向偏转,局部在NE85°左右。
图2-1牛20块最大主应力方位等值图
(2)天然裂缝方位预测
牛20块最大古主应力方位为850~1350,裂缝多为剪切裂缝,其两组共轭剪切裂缝与最大古主应力夹角为300-40°。
以C砂组为例,见图2-2。
图2-2牛20块天然裂缝方向变化等值图
(3)现今应力场及天然裂缝对压裂裂缝的影响
通过研究认为,人工压裂裂缝一部分是追踪天然裂缝形成;一部分是岩石产生新生破裂形成。
追踪天然裂缝形成裂缝的条件是天然裂缝的走向在~定的限角以内,限角一般小于45°;新生破裂走向与现今应力场最大主应力方向平行,如图2-3所示。
合理部署开发井网,提高开发水平
低渗透油田储层非均质严重,天然裂缝和人工压裂裂缝加剧了储层的非均质性,开发井网是否适应这种地质条件,将对开发效果有重大影响。
研究开发井网的合理部署,就是要研究开发井网与储层非均质性,特别是与裂缝分布的匹配关系,以及合理的井网密度,从而减缓含水上升,提高波及体积,提高采收率。
图2-3天然裂缝活动对压裂裂缝的影响分布图
(1)井网方式与裂缝的匹配
理论研究和矿场实践都表明,井网部署与裂缝延展方向是否匹配,影响开发效果。
数值模拟研究结果表明,当井网部署与裂缝延展方向相匹配时,水驱控制程度增加;反之,则水驱控制程度减小(见图2-4)。
图2-4压裂裂缝产装对驱油效果影响的模拟曲线
图2-5不同井网形式与裂缝的最佳匹配关系
图2-5给出了不同井网方式与裂缝最佳匹配关系,即注采主流线最大限度的与裂缝延展方向避开。
目前,认为矩形井网对储层裂缝分布的适应性较好,是值得推荐的布井方式。
牛庄油田牛25块,利用正方形井网,注采主流线最大限度避开裂缝延展方向,开发多年,没有发生注水暴性水淹,采油速度一直保持2%以上,取得较好的开发效果。
(2)合理井网密度
科学合理的井网密度应既能使储量损失小、采收率高、采油速度较高,又能取得较好的效益。
对于低渗透油田而言,井嗣密度是关系开发成功与否的关键问题。
低渗透油田注采压差主要消耗在注采井井底附近,注采井之间的有效驱替压差小。
渤南油田资料计算的注采压力剖面(图2-6)表明,80%的注采压差消耗在注采井底30m范围内,注采井之间的驱替压差仅占注采压差的20%。
因此,低渗透油田注采井距不宜过大。
低渗透油田由于受导压能力弱和非达西流特性的影响,其井距对产量影响较高渗透油田大。
以华北油区留路油田留17块为例,17-11井为注水井,地层压力为43.7MPa,与之相距300m的老生产井,地层压力只有16.2MPa,压力消耗达27.5MPa。
在两口注采井之间加密一口生产井,距注水井150m,该井的地层压力为32.7MPa,压力消耗为11MPa。
通过实践,将井距缩小到150m,与原井距相比,油井产能和注水井的吸水能力大幅度增加,单井日油由4.9t/d上升到8.6t/d,单井日注由17m3/d上升54m3/d。
井距的大小还受到经济因素的制约,胜利油区计算的经济极限井网密度为7~8井/km2,大于该值,则经济效益下降。
因此,低渗透油田开
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