低渗透油藏开发存在问题、开发难点及开发新思路

低渗透油藏开发存在问题、开发难点及开发新思路2009-01-01 12:00

低渗透油藏在勘探阶段就要依靠储层改造提高产能，几乎全部新井都需要压裂投产。结合胜利低渗油藏的特点和国内外低渗透油藏开发技术的新进展，科学规划近期乃至未来5～10年的技术发展方向，关系到低渗透油藏的有效动用，关系到胜利油田的稳定发展大局。

国际上把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。20世纪80年代，我国仅陕北地区就探明低渗透油藏储量数亿吨，其平均有效渗透率只有0.49毫达西，而当时能够成功开发的只是渗透率为10毫达西以上的油藏。此外，还有一种特殊的低渗透油藏——盐湖沉积低渗透油藏，它除了具有渗透率低的特点外，还常常因为结盐结垢导致油水井作业频繁、井况恶化等。但是，随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。

在低渗透油藏开发方面，我国石油地质科技人员经过长期的探索与研究，形成了地层裂缝描述、全过程油层保护、高孔密射孔、整体压裂改造、小井距密井网等一系列技术。但在裂缝描述、渗流机理研究、开发技术政策界限研究、配套工艺技术研究等方面，还不能完全适应低渗透油藏高效开发的需要，低渗透油藏储量动用程度、水驱采收率还比较低。因此，进一步探索动用低渗透油藏，提高低渗透油藏采收率，依然任重而道远。

一、低渗透油藏开发存在的问题

任何一个油田，从发现到投入开发，人们对它的认识是有限的。但是，随着大规模开发的进行，为了便于管理，按初期对油藏的认识，人为地划分开发单元在所难免。而接下来的地质研究和油水井动静态研究，也随之按人为划分的单元展开。这就等于把一个局限性的认识关进一个特制的笼子里，进行局限性的研究。在勘探开发过程中，随着地质研究的逐步深入，人们发现这种人为划分的单元与油藏分布的实际状况存在很大差别。人为划分的单元，绝大部分情况下把本来连片的油藏割裂开来，使地质研究乃至地质认识出现局限性，直接导致油藏认识的不完整性，成为制约低渗透油藏开发的瓶颈之一。因此，加快开发低渗透油藏，就要重新按照油藏分布划分开发单元，继而进行整体的地质研究，使低渗透油藏开发成为老油田稳产的主战场。

对于低渗透油藏的特殊性研究，直接关系到它的开发效果。近年来，国内外地质科研人员对低渗透油藏做了大量研究。通过实验，推导出了低渗透油层的渗流数学方程，总结了低渗透油层中油、水非线性渗流特征及其规律，这为低渗油藏开发提供了科学依据。胜利油田通过引入压力梯度函数改造达西定律，开发了“非线性渗流三维二相油藏数值模拟软件”，成为准确描述低渗透油藏渗流特殊性的利器。

一方面，在油层认识上，其测井响应特征及解释标准与常规油层差异性大，随着低渗透油藏的不断开发和开发工艺的不断提高，逐渐发现有些井原本测井解释为干层，但经过压裂试油获得了工业油流甚至高产。因此有必要重新制定油层划分标准，进行储量复算，重新认识低渗透油藏的物质基础。

另一方面，对开发配套工艺提出了更高要求。盐的强腐蚀作用、盐塑性流动作用造成套管损坏严重，可溶性盐类重结晶在储层孔隙中结盐结垢，钙芒硝矿物见水极易溶解析出石膏、结硫酸钙垢，造成地层伤害，导致井况恶化。采用掺水解盐的方法可以缓解井筒结盐，但不

能从根本上解决盐卡盐堵等问题，油井作业频繁，势必增加作业维护费用，严重时造成油井大修，影响正常生产。

二、低渗透油藏开发难点

优化和完善注采井网，是提高低渗透油藏采收率的重要途径，而合理调整注采井网的首要前提是了解和掌握低渗透油藏开发现状。国内低渗透油田开发技术与国外相比，存在一定差距，这里列举了目前普遍存在的四个问题。

一是注采井网部署未考虑沉积微相类型和分布特征。沉积微相研究是井网部署的地质依据。但由于初期人为划分开发单元，沉积微相研究也以人为划分的油田或开发单元展开，导致编制开发方案针对各开发单元主体部位，缺乏整体考虑。

二是注采井网未考虑裂缝分布。由于目前对裂缝分布认识的局限性，对油田注入水流线推进规律认识不清，注采调整过程中，注采井网部署未考虑裂缝分布，油田注水开发后，注入水沿裂缝突进，造成主线上油井含水上升快，甚至暴性水淹，油井产量下降快。同时，侧向油井见效差，甚至注水不见效，长期低产低液。

三是部分开发单元局部注采失衡。应当说，油田开发初期，注采井网是相对完善的，但经过长期开发后，一般都会出现油水井套损，同时油井高含水转注或关井，导致不同开发单元之中，注水井相对集中，形成多注少采的格局，且注入水显示出方向性，从而导致部分开发单元局部注采失衡。

四是剩余油分布规律认识不清。低渗透油藏孔隙系统的孔道很微细，固液界面上分子力作用显著增强，导致流体产生非规律的渗流。因此低渗透油藏的开发与中、高渗砂岩油藏油水渗流特征有很大差异，注水开发过程中油水运动更加复杂。

在低渗透油藏的开发中暴露出来的矛盾，主要表现在主力低渗透油藏开发单元已进入中高含水期，低渗透油藏开发系统工程技术需要完善配套，超深层低渗透油藏开采效益差。中国石化已开发低渗透油藏的含水率为42.9%～77.7%，采出程度为2%～13.9%，采油速度仅为0.51%～0.89%，目前整体处于中含水开发期，普遍存在储量利用程度低、单井产量低、采油速度较低的开采特征。

具体来看，低渗透油藏开发中普遍存在着如下问题。首先，绝大部分低渗透油藏天然能量不足且消耗快。低渗透油藏依靠弹性能量开发的采收率一般低于5%，油井自然产能很低，一般只有1～8吨，甚至没有自然产能。经压裂后，平均单井日产油量可达到3.6～27.7吨。

其次，注水井吸水能力低，注水见效差。低渗透油层一般吸水能力低，加之油层中黏土矿物遇水膨胀和注入水的水质与油层不配伍等因素导致的油层伤害，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，致使注水井附近形成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量迅速递减。

第三，油井见水后产量递减快。低渗透油藏的油水黏度比一般小于5，见水后，采油指数连续大幅度下降，采液指数急剧下降，虽在高含水期采液指数慢慢回升，但最终也不能恢