国内外低渗透油田开发技术探讨

摘要：本文探讨了国内外低渗透油田油藏工程理论研究方面成就，根据目前开发中存在的问题，一方面继续应用成熟的开发技术，另一方面加大科研攻关力度，开展有针对性的科研与现场试验。

关键词： 低渗油藏 开发 技术 增效

一、低渗油藏国内外技术

（1）国外开发技术

从目前国外低渗透油田开发技术看，主要是以室内研究与现场试验为主（如美国应用各种先进技术，发挥地质、地震、测井、试井、压裂增产等多学科研究方法，取得了不少新的认识）。由于受经济效益的制约，进行工业开采动用的较少。目前动用的低渗透油田，其储层渗透率都10×10-3μm2以上，如喀尔巴阡地区油田储层渗透率平均20×10-3μm2，十月油田渗透率10～80×10-3μm2。国外开发象油田储层渗透率只有1～2×10-3μm2和丰度只有20×104t/Km2的实例很少。

（2）国内开发技术

低渗透油田油藏工程理论研究方面：目前国内油藏工程理论方面的研究进展缓慢，对特低渗透油田的开发的机理性问题还不十分清楚，总体上处于发展和探索阶段。应用储层的各向异性的特征，应用矿场资料求取启动压力梯度，并应用油藏工程的计算方法，计算出了渗流阻力、有效驱动距离和井距、排距等界限，同时以低渗透油藏渗流机理、井网整体优化设计、长跨距合采分抽技术和简易多功能组合地面流程为重点，开展了系列配套技术攻关。

二、低渗透油田的注水开发技术现状与矛盾

1、注水开发技术现状

总结低渗透油田理论研究与开发实践，认为低渗透油田开发技术的发展趋势是以油藏工程理论为基础，以多学科工作组的方式进行综合技术集成。

（1）地震、地质、测井多学科油藏综合描述技术

油田低渗透油田断层密集、砂体规模小、油水分布复杂，在实践中从地震、地质、测井等方面优化组合成了一套多专业协同配合作业的综合技术。

地震解释技术方面：应用高分辨率开发地震技术已能识别出小至10m的微幅度构造和断距小至5m的断层，扶杨油层砂体预测符合率分别达到了85%和80%以上。

测井解释技术方面：总结出多参数“逐步判别法”、“最小孔喉半径法”、“含油量损失法”，使含钙、低阻、薄互层油水层解释符合率达到85%以上。

地质特征描述技术方面：建立了以油砂体为基本研究描绘单元，地质-地震-测井技术综合应用的综合描述技术，使油田开发井的钻井成功率由80年代初的79%提高到90年代的95%以上。

（2）早期注水和早期分层注水技术

针对油层天然能量小，导压性能差，采取早注水，以达到保持地层压力、减少渗透率损失的目的；针对较大的层间矛盾，采取采取早期分层注水，提高油田储量动用程度。

（3）沿裂缝注水向两侧驱油注水技术

对于存在着裂缝的水驱油藏，注采井点同时布置在裂缝系统上时，注入水将沿裂缝向生产井突进，造成油井过早见水或暴性水淹；注水井布置在裂缝系统上，沿裂缝注水拉水线，向裂缝两侧驱油，提高注入水的波及系数，改状况注水开发效果。如油田1992年开展此项技术研究与应用，转注83口采油井，使油田平面和层间矛盾得到改善。

（4）增效、简化、实用的“二降”工艺技术

针对油田渗透率低、油层薄、产能低的特点，开发初期进行降低投资、降低成本、增加单井产量的攻关研究。一是从钻井到基建投产各环节，简化工艺流程和地面集输，降低投资。二是采用提捞采油、螺杆泵采油和活动注水等开采工艺，降低成本。

2、目前存在的主要开发矛盾

一类区块开发面积48.6km2，地质储量3551×104t，目前主要矛盾是：水驱采出程度较高，剩余可采储量采油速度高（目前剩余可采储量150.6×104t，剩余可采储量采油速度14.2%），进一步稳产的难度大；二类区块开发面积98.5km2，地质储量6576×104t，目前已加密6个区块，加密面积64.77km2，储量4064.6×104t，当前主要矛盾是剩余储量没有加密潜力，同时在已加密区缺少进一步提高采收率技术；三类区块开发面积69.3km2，地质储量6041×104t，主要矛盾是存在3000×104t无法有效动用，这部分储量平均空气渗透率仅为1.0×10-3μm2，流度在0.08×10-3μm2/mPa.s左右，动用难度较大。

三、低渗油田已开发区块技术对策

根据目前开发中存在的问题，一方面继续应用成熟的开发技术，另一方面加大科研攻关力度，开展有针对性的科研与现场试验。

一是继续开展井网加密研究。在精细油藏描述成果基础上，目前已经在一类区块选定朝开展加密试验工作，设计了三种井网，布加密井11口，目的是探索中高含水区块的加密技术。

二是开展热力采油技术研究。在蒸汽吞吐现场试验研究方面，开展了注蒸汽采油技术可行性研究及配套采油工艺技术研究，完善了地层防膨处理、注氮隔热和工艺管柱等技术。目前应用2口井，实施了两个周期，累积增油2400吨，增产油汽比0.34-0.38，投入产出比为1：1.20。

在蒸汽驱方面，进行了试验井区优选，同时对注汽速度，注汽干度及注蒸汽驱开发不同开采方式进行了优化评估，确定了吞吐+汽驱半年转水驱的方式，并进行了注蒸汽开发油藏工程设计。目前试验区2口注汽井已累积注汽6050t，预计今年9月份能看到注汽效果。预计投入产出比为1：2.3。

三是开展微生物采油技术研究。2002年以来，通过在油田油层中采集本源微生物，并进行了培养和室内优选评价，确定了优选菌种具有明显的作用效果及较强的适应性，在此基础上，先后进行了微生物吞吐及微生物驱油试验，取得了较好的效果。共进行微生物65口井，平均单井井增油71.5t，累积增油4649.2t，投入产出比在1：3以上。

四是开展注混合气采油技术研究。该技术是使用“高温混合气体注气装置”产生蒸汽燃气混合气，现场应用4口井，吞吐后取得了较好增油效果，初期日产液22.4t，日产油12.9t，含水42.4%，措施前后对比日增油5.5t。有效期290天，累积增油1085.1t，平均单井271t。下步计划在渗透率小于5×10-3μm2、流度低于0.5×10-3μm2/mPa.s的区块开展注混合气驱试验，目前已开展了室内物模实验和可行性研究。

五是开展高含水井层转向压裂技术研究。主要是应用高强化学堵剂封堵原人工裂缝（高含水层位），然后应用氧化剂对射孔炮眼进行解堵后，再实施压裂，产生与原人工裂缝成一定角度的新的人工压裂裂缝。2004-2005年，开展了室内物理模拟试验，初步完成了高强堵剂及解堵剂的研究，完成了封堵管柱和施工工艺的设计。现场试验3口井，压后新的人工裂缝与原人工裂缝对比，转向角度分别为42.2°、22-28°和4.2°。措施后日增油9t，含水下降30.3个百分点，累积增油992.4t，含水下降51.1个百分点。

四、结论

在低渗油田开发过程中，必须不断解放思想，进一步完善发展已有开发技术，努力处理好生产规模和经济效益、资源储备和有效利用的关系，千方百计地节省投资，找准油田开发中的技术关键，大力研究先进实用的新技术、新方法，进一步更新体制、更新机制，加强科学管理，不断提高“三低”油藏开发技术水平，力争达到世界领先水平。