杨成玉综述低渗透油藏化学驱研究现状

低渗透油藏化学驱研究现状

—文献调研

摘要：针对低渗透油藏可探明储量增加，开发难度大，压裂酸化、注水和注气等手段已经不能满足现阶段的低渗透油藏开发，化学驱在低渗油藏中的应用不断受到重视。本文综述了低渗透油藏的特点、开发现状以及化学驱在其中的应用和渗流机理。综合分析表明：由于缔合聚合物经过强烈剪切后恢复能力强，合理的聚合物分子质量在渗透率为（40×10-3μm2-50×10-3μm2）时能够有效的提高低渗透层的原油产出程度。而表面活性剂能降低渗透油层的渗流启动压力梯度，很好地降低低渗透层界面张力和毛管自吸势能。ASP驱结合了三者的优点，能够一定程度上增加低渗透层的产量。化学驱在低渗透油藏开发中仍有很大的潜力。

关键词低渗透油藏化学驱渗流机理研究现状

1引言

随着我国国民经济的迅速发展，油气资源的消耗不断在增大，2007年我国进口原油1.59亿吨，预计2020年我国对原油的需求至少达到4-4.3亿吨，而我国的石油产量只能增至2亿吨左右[1]，因此对于不可再生的石油资源的开采程度要求不断提高。我国也加大了国内外的勘探力度，正在不断挤入世界油气勘探开发领域。然而挖掘现有油田潜力，保持稳产，提高采收率也势在必行，尤其是低渗透油藏开发。因为低渗透油藏已成为我国近几年油藏开发的主战场。从国土资源部获悉，截止2010年底我国石油累计探明地质储量为312.8亿吨，其中低渗透油藏总量200多亿吨，可探明储量为140多亿吨，占总地质储量的50%多，新增油藏储量中低渗透油藏储量占70%以上。由于低渗透油藏具有天然裂缝发育，基块渗透性差，非均质严重，孔喉细小、毛细管现象突出、油气流动阻力大，黏土矿物含量高等特点。国外一般采用压裂酸化、注水和注气开采。但水驱受到注入压力高，含水上升快，水驱动用程度较低，采收率低等因素的制约。气驱受到气源和经济的限制。而微生物采油受到温度、矿化度、PH、压力等一系列因素的制约，使得开展困难。由于化学驱的不断完善和发展已经不断的成为油田开采过程中的主导力量，但在低渗透油藏下还不够成熟，对这方面的研究还比较少。还存在着一些问题。但却有着很大的发展空间。

2低渗透油藏概述

2.1低渗透油藏形成条件和概念

我国低渗透油层，形成于山麓冲积扇－水下扇三角洲沉积体系和浊积扇沉积体系，有砾岩油层、跞状砂岩(或含跞砂岩)油层、砂岩(粗中细砂岩)和粉砂岩油层四种岩石类型。主要包括由近源沉积的油层分选差、矿物成熟度低、成岩压实作用、近源深水重力流和远源沉积物形成的油层[2]。

世界上对于低渗透油藏的概念没有统一的标准，只是一个相对的概念。顾名思义，就是其渗透率很低、油气水赖以流动的通道很微细、渗流的阻力很大、液固界面及液液界面的相互作用力显著。它导致渗流规律产生某种程度的变化而偏离达西定律。并且存在启动压力梯度。

2.2低渗透油层及油田划分标准

由于不同国家、不同时期的地质环境、经济、技术水平差异。世界上没有统一的划分标准。根据我国生产实践和理论研究，对于低渗透油层的范围和界限已经有了比较一致的认识。根据渗透率对采收率的影响程度及渗透率与临界压力梯度曲线的研究，渗透率在40×10-3μm2前后有较大的变化，即渗透率低于40×10-3μm2后，采收率明显降低，临界压力梯度明显加大，从油田生产实际看，渗透率低于50×10-3μm2的储层，虽然具有工业油流，但一般都要进行压裂改造，经过增产措施后，才能有效地投入正常开发。大庆油田在外围三肇地区专门对特低深透油层进行单层试油，证明渗透率低于1×10-3μm2的油层经过压裂改造后，仍有一定的生产能力。我国开发最早的延长油田其油层渗透率只有(0.1~1.0)×10-3μm2，经过简单压裂改造后初期单井日产量可达0.3~1.0t[3-4]。由此可见，低渗透油层是指渗透率在1×10-3μm2~50×10-3μm2之间的油层。但国外也有把小于100×10-3μm2的油层称之为低渗透油层，例如俄罗斯等国家。

我国根据低渗透砂岩储层平均渗透率大小又将低渗透油田分为三类：第一类是一般渗透率油田，油层渗透率在10.1×10-3μm2~50×10-3μm2，，这类油田接近正常油田标准，油井能够达到工业油流标准。第二类是特低渗透油田，油层平均渗透率在1.1×10-3μm2~10×10-3μm2，这类油层与正常油层差别比较明显，需要采取有效地采油手段才能有效地进行工业开发。第三类是超低渗透油田，油层平均渗

透率在(0.1~1.0)×10-3μm2，这类油层不具备自然产能，不具备工业开发价值，但综合经济因素和油层实际情况下也可以进行适当的开采[5]。

2.3低渗透油藏开发现状和特点

2.3.1低渗透油藏的特点

从低渗透油藏储量来看，目前发现的低渗透油藏储层以中深埋藏深度为主。低渗透油藏中特地渗透和超低渗透储量占有较大的比例。我国低渗透油藏岩性以砂岩为主。还有少部分的变质岩和石灰岩等特殊岩性油藏。

从低渗透油藏地质角度观察，我国低渗透油藏类型单一，储层物性差，孔隙度和渗透率低，孔喉细小孔喉半径一般小于1.5μm。溶蚀孔发育，储层非均质性严重。裂缝发育，裂缝的延伸长度大多小于100m，裂缝孔隙度一般小于1%。油水的原始含水饱和度较高，一般在30%-60%之间。储层敏感性极强，容易受到各种伤害。但原油的性质较好，这也是低渗透油藏开发的一个有力的因素[9-10]。

2.3.2低渗透储层开发技术研究现状

据最新石油储量评价结果表明，全国低渗透油藏储量210.7x108t。对于该类油藏目前一般采用常规注水开发方式，注入压力高，含水上升较快，水驱动用程度较低，油藏水驱采收率不到20%，大部分石油滞留于油层中。主要原因是低渗透储层的单层厚度薄、含油性差、孔隙结构复杂、粘土含量大、存在较大的启动压力；油水井间有效驱动压差小，油井受效较差，低产低效井较多；并时常出现水井注不进、油井采不出的情况，注水波及体积小、驱油效率差，导致采收率很低，平均仅25%左右[6-8]。目前国内外对低渗透油藏的开发技术主要包括以下几点：

1.注水开发低渗透油藏的井网型式和井网密度。90年代以来，我国在低渗透油气资源开发中成功地实施了水平裸眼分段压裂，取得良好效果。利用水平井开采，实现“稀井网、强驱油”。此前，美国、俄罗斯等国多年来研究得出的共同结论是对低渗透油气田的开发，必须采用“密井网，强驱油”。密井网无疑会增加成本，所以水平井，特别是低压钻水平井技术是解决这一问题的良好方法。即以稀井网实现“强驱替”。

2.低渗透储层的增产改造技术。低渗透储层一般必须经过增产改造才能获得