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长庆低渗透油藏注水开发及提高区块采收率配套技术.pptx

发布:2025-06-10约4.23千字共82页下载文档
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长庆低渗透油藏注水开发及提高区块采收率配套技术;汇报提纲;长庆油田注水开发动用地质储量44.1亿吨,占总动用地质储量的89.4%;注水开发油藏原油产量2122.6万吨,占总产量的89.9%。

低渗透:注水开发油藏动用储量占94.2%,产量占95.1%;

特低渗~超低渗Ⅰ/Ⅱ类:均为注水开发;

超低渗Ⅲ类~页岩油:注水开发油藏储量占47.6%,产量占40.1%。;注水开发油藏综合开采曲线;?分注井数:针对油藏纵向非均质性强、水驱不均等注水难题,深化油藏地质认识,加大精细分层注水,目前分注井10626口,分注率46.7%。;?分注层数:以二层分注为主,井数9090口,占比87.5%;

?分注工艺:以桥式同心为主,井数6674口,占比64.3%。;分注效果;通过技术引进和攻关研究,推动分注工艺不断发展与进步,工艺适应性逐步增强,满足直井、定向井、水平井单层日注水量最小5方、卡距0.5米以上开发需求。;1、桥式偏心分注技术;2、桥式同心分注技术;测调工作量大,费用高:应测调井7000余口,年需测调28200井次,测调费用3.55亿元

分注合格率变化快:油区地形梁峁纵横,注水系统压力波动大;油藏微裂缝发育、层间非均质性强,吸水差异变化大,三个月分注合格率由93.8%↓51.5%

不能连续监测分层注水动态:常规工艺定时定点测试,数据采集量少、连续性差,不能满足注水开发技术政策优化调整需求;十三五期间,股份公司设立第四代分层注水工艺技术专项,由北京总院牵头,采用“一院四公司”组织模式,围绕总体目标开展研究与试验。;微电机;不同阶段工艺技术对比分析;波码通信分注水技术;研发了低功耗小流量波码配水器,实现全天候达标分注;针对地层吸水能力差导致无法快速建立稳定的波码问题,攻克了小压差信号识别及传送技术瓶颈,波码有效传输压差由4.5↓0.5MPa。;研发了恒流恒压双重作用电控阀,通过开关时长的不同建立含有层位、水嘴开度的压力波码,井下配水器接收压力波并完成解码,实现对不同层位地质配注量的调整。;配水器自动测调后,按照编码规则自动开关水嘴产生压力和流量变化,形成波码将实时注水量、压力传送到地面,地面控制器??收到信息后通过识别、整形、放大获取井下数据。;开发的远程监控系统具备分层数据采集+注水方案调整+信息实时传送+远程监控等功能,实现注水井办公化管理。;总体效果:累计实施波码分注井2000余口,剔除产建新井、调剖水井、措施油井,参与计算油水井2142口、640口,自然递减↓2.2%,累计少递减原油28.7万吨。

典型区块(塞392区):规模应用42口井,分注合格率由62.3↑92.6%,水驱动用程度由67.8↑80.7%,自然递减9.6↓8.3%,含水上升率3.2↓1.8,阶段少递减原油5546吨。;取得的认识:;波码通信分注技术实现了单层注水量5-50m3/d、0.5MPa压差3000m井深双向通信、分注合格率90%以上全天候达标注水,2020年集团公司鉴定达到了国际领先水平。;同心双管分注管柱;设计了“外管带压+内管常压”作业工艺,实现了带压作业;研制吸水剖面测试配套装置,解决上层吸水剖面测试难题;截止2021年12月底,在吴旗、安塞、姬塬、合水等油田应用760口井。集中实施区块控水稳油效果明显,其中吴433区块实施115口井,分注合格率由70.5%↑91.7%,月递减率由1.2%↓0.7%,月含水上升幅度由0.7%↓0.3%。;2022年在清水井和腐蚀结垢不严重的采出水回注井推广波码通信分注技术,在腐蚀结垢严重的采出水回注井推广同心双管分注技术。;可投捞波码分注仪;波码通信分注技术目前主要在两层井上应用,随着单砂体精细刻画的深入,分注的层段数逐步增多,层间差异较大,需要进一步提升多级分注适应性。;4、开展低渗透油藏智能注采联调联控技术;汇报提纲;针对低渗储层致密、非均性强、水驱矛盾突出等难题,通过引进吸收,研发优化,形成了以交联聚合物冻胶+体膨颗粒、微米级PEG凝胶系列为主的近井调剖和以纳米聚合物微球为主的深部调驱技术,年应用工作量3000-5000井次。;调驱剂类型;评价内容;历年堵水调驱工作量与自然递减柱状图;按照股份公司IOR“四个一”工程部署、结合长庆各类油藏改善水驱需求,2022年部署4907口,上半年累计开工3882口,开工率79.1%,实施区月度递减由1.2↓0.3%,月度含水上升速度由0.37↓0.06%,规模实施降递减、控水效果持续较好。;前期通过反相微乳液聚合方法,采用釜式反应实现了纳米级聚合物微球的精准制备,满足了低渗透油

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