特低渗

特低渗透油藏开发基本特征
0 引言
鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。

为了研究特低渗透油藏开发基本特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，展开对特低渗透油藏的开发及地质特征分析。

1 储层的分类及特低渗储层的特征
1.1 储层的分类
不同国家和地区对储层的划分标准并统一。

我国一般将渗透率在50mD以下的油藏称为低渗透油藏。

按照不同的标准，油藏有以下几种分类方法【1~2】。

按渗透率
按渗透率为标准划分低渗透率储层是目前国内外较为常用而且比让认同的方法。

以渗透率为基本标准，结合微观结构参数、驱动压差、排驱压力、储集层比表面积、相对分选系数、变异系数，将低渗透储层划分以下6类。

○1类（一般低渗透）：油层渗透率为10～50mD，这类储层的主要特点是，主流吼道半径较小，孔喉配位低，属中孔、中细组合型的油层，驱动压力低，流动能力较差，开采较容易。

○2类（特低渗透）：油层渗透率为1～10mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属中孔微喉、细喉组合型的油层。

驱动压力大，难度指数大，比表面积大，储层参数低，不易开采。

○3类(超低渗透)：油层渗透率为0.1～1mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构差，相对分选系数好，孔喉配位低，属小孔微喉组合型的油层。

驱动压力大，流动能力差，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低，开采难度大。

○4类（致密层）：油层渗透率为0.01～0.1mD，油层表面性质属亲水，驱油效率低。

○5类（非常致密层）：油层渗透率为0.0001～0.01mD，这类储层的显著特点是中值压力高，是非常差的储层。

○6类（裂缝-孔隙）：储层特征是在测试样品上肉眼是看不出裂缝的，岩石非常致密。

按启动压力分类
基于启动压力梯度对低渗透砂岩储层进行分类的方法，是为了全面反映低渗透储层的渗透特征。

通过室内岩心实验表明，启动压力梯度与渗透率的变化有明显的相关性，不同储层渗透率的启动压力梯度变化熟料级别不同，具体划分如下：
○1类：启动压力梯度变化率的数量级是10-4，渗透率范围是8～30mD。

○2类：启动压力梯度变化率的数量级是10-3，渗透率范围是1～8mD。

○3类：启动压力梯度变化率的数量级是10-2～10-1，渗透率范围是0.1～1mD。

这类分类方法认为渗透率大于30mD，启动压力梯度变化很小，渗流为达西流，因此将此低渗透储层的渗透率为上限定为30mD。

按流度分类
室内试验和实际油田开发表明，低渗透油田的开发不仅与渗透率有关，还与流体的粘度有关，并且低渗透油藏的孔隙狭窄，流体与岩石的相互作用强烈。

地审图储层按流度的大小可以分为以下3类。

○1类：低渗透储层，流度为30～50mD/（mPa.s）。

○2类：特低渗透储层，流度为1～30mD/（mPa.s）。

○3类：超低渗透储层，流度小于1mD/（mPa.s）。

1.2 特低渗储层特征和流体特点
目前发现的油藏以中深层为主，而低渗透及超低渗透及超低渗透储量占较大比例。

总的来说，特低渗透油田的储层特征和流体特点可以归纳为以下几点【4】：（1）储层物性差，孔隙度、渗透率低，粒细、分选差、胶结物含量高，后生作用强。

我国低渗透油田一半以上的储量存在于渗透率小于1～10mD的油藏中，即存在于特低渗透油藏中。

（2）孔喉细小，溶蚀孔发育，低渗、低孔、自然产能低，常规投产甚至不出油，必须经过油层改造才能达到商业产能。

（3）储层非均质性严重，油层砂泥岩交互、砂层厚度不稳定，层闻非均质性强。

由于受进水、水退形成储层纵向上的沉积旋回规律的影响，造成储层不同微相之间的物性差异。

层内非均质性受沉积韵律的变化和成岩作用而表现出明显的不同。

（4）储层敏感性强。

低渗透砂岩油藏储层碎屑颗粒分选性差，黏土和基质
含量高，成岩作用强，油层孔喉细小，容易造成各种损害。

（5）原油粘度低、密度小、性质较好。

我国特低渗透油田原油具有密度小、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。

原油性质好是低渗透油田开发一个重要的有力因素。

在特低渗透储层中，油层受岩性控制，水动力联系差，边底水不活跃。

流体的流动具有非达西流的特征。

由于固体与液体的界面作用，在油层岩石孔隙的内表面存在一个缘由的边界层，其中原油属边界流体（边界流体是指其性质受界面现象影响的流体）。

在边界层内，原油的组成和性质都与体相流体（体相流体是指其性质不受边界现象影响的流体）的差别很大，存在组分的有序变化，存在结构粘度特征，存在屈服值。

这个边界层的厚度，除了原油本身性质有关外，它与孔道大小、驱动压力梯度有关。

2 特低渗透油藏开发动态特征
2.1 低渗透油藏开发特征
低渗透油气藏具有低孔、低渗、低饱和低产等特征。

实际上，低渗透性油气层是一个相对概念。

据中国多年油气田勘探开发实践经验和理论研究，按照油藏分类标准，提出将储集岩空气渗透率小于50 mD的油气层称为低渗透性油气层，另外，根据油层渗透率可以将低渗透性油气层进一步细分为三类：空气渗透率为10～50mD的油气层为一般低渗透性油气层；空气渗透率为1～10mD 的油气层为特低渗透性油气层；空气渗透率为0.1～1mD的油气层为超低渗透性油气层。

生产实践证明，低渗透性油藏油井产量一般可以达到工业油流标准，只是当油井产量低下时，需要采取压裂措施提高单井产量才能取得较好的开发效果和良好的经济效益。

而特低渗透性油气层含油饱和度低，一般达不到工业油流标准，需要采取大型压裂等油层改造措施，才能获得一般产能。

2.2 特低渗透油藏开发特征
鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。

基质空气渗透率小于10mD 的特低渗透砂岩储层是鄂尔多斯盆地的主要含油储层类型。

为了研究特低渗透油藏开发特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，对特低渗透油藏的开发地质特征进行分析。

特低渗透油藏岩性致密、孔喉半径小、渗流阻力大，因而导致油井自然产能低，生产压差大。

2.2.1 油藏地质特征
三叠系长6油藏以岩性油藏为主，位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡的中东部，均为西倾单斜背景上由于差异压实作用形成的一组鼻状隆起，油藏构造比较平缓，坡降小，鼻隆的起伏形态和倾没方向与斜坡倾向近于一致，与上倾方向岩性致密带或泥岩相匹配，形成了良好的圈闭条件，对油气运移和聚集具有一定的控制作用。

鄂尔多斯盆地三叠系地层标志层特征明显，长6层自上而下可以划分为长61、长62、长63砂层，其中长61砂层可以分为长611、长612小层，长62砂层可以划分为长621、长622(或长621+2)、长623小层；长612、长621、长622小层是主要含油层系。

三叠系长6层均为三角洲沉积相，三角洲前缘亚相和前三角洲亚相，综合沉积学、古生物、地球化学、地球物理等标志，可以进一步细分为水下分流河道、河口坝、远端坝、席状砂、分流间湾、前缘泥、水下天然堤等沉积微相。

长6储层岩石颗粒细小，加之成岩后生作用，储层孔吼细微，物性差，平均孔隙度11%～13%，渗透率(1.0～2.0)×10-3µm2。

原始地层压力低，地饱压差小，天然能量贫乏，天然裂缝发育，但在地层条件下呈闭合状态。

2.2.2开发特征
特低渗透油藏岩性致密、孔喉半径小、渗流阻力大，因而导致油井自然产能低，生产压差大。

我国许多特低渗透率油田储层都是裂缝比较发育的裂缝性砂岩油藏。

1、产量递减规律
影响产量递减的因素包括地质特征、开发技术政策及油藏管理等。

开发方式不同，油井单井产能和初期递减差别较大，注水开发与自然能量开发相比，油井单井产能高，初期递减相对较小。

对于注水开发油藏，不同注水时机下油井的初期产量不同，超前注水比非超前注水井的初期产量提高10%～30% ，但递减率基本一致，保持在40%～50%左右。

裂缝发育的油藏，主向油井易见水，递减率大，侧向油井递减小，稳产时间长。

如裂缝发育的盘古梁长6油藏注入水沿裂缝方向单向突进严重，主向油井投产1年后基本上都见水，见水后含水持续上升。

2、含水上升规律
不同类型油藏，油藏含水上升受控因素不同，油井见水后含水上升规律不同。

注水时机不同，油井见水周期不同。

长6油藏含水上升规律整体上表现为S型，初期含水上升率小，中采出程度含水上升快，中高含水期含水上升率变小。

例如，五里湾长6油藏裂缝不发育，储层均质性较好，此时前期含水上升则主要是由于储层渗透率不均衡导致，后期油井含水上升，主要是由于采出程度高导致，油井
含水上升主要受采出程度影响，这类裂缝不发育油藏油井见水周期长，油井见水后，含水变化曲线为凹型，呈指数变化，含水上升相对缓慢，凹度越大，表明水驱越均匀，低含水期越长。

盘古梁长6油藏裂缝发育，平面上和剖面上非均质性强，含水上升主要是由于裂缝沟通导致，这类裂缝较为发育的油藏油井见水周期短，油井见水后，含水变化曲线为凸型，呈对数变化，含水上升快，凸度越大，表明裂缝水驱特征越明显，低含水期越短。

3、压力变化规律
随着注水时间的延长，地层压力总体呈上升趋势【3】。

如五里湾一区的地层压力由2000年的10.67MPa逐步上升至2007年的11.74MPa，压力保持水平达到96.2%，盘古梁地层压力由2000年的10MPa逐步上升至2007年的11.48MPa，压力保持水平达到88.35 (表1)。

4、注水见效规律
（1）对于注水开发油藏，油井产量变化一般分为3个阶段：初期递减阶段、见效稳产阶段和后期递减阶段。

在初期递减阶段，油井见效具有明显的滞后期，这一时期产量递减大。

见效稳产阶段分4种类型，一是注水见效后单井产量上升幅度大，达到初期产能的60～80％；二是注水见效后单井产能增加幅度小；三是油井见效增产特征不明显，但产能基本保持稳定；四是油井见效后很快见水并快速水淹，产量快速下降。

后期递减阶段：随着注水时间延长，油井见水后含水上升速度加快，产能大幅度下降。

（2）不同注水时机、不同井网形式，油井的见效特征不尽相同，超前注水油井早期递减阶段缩短、递减幅度小。

（3）裂缝发育油藏主侧向油井见效规律差异明显，主向油井见效早，但是见效后以见水水淹为主，稳产期短，侧向油井见效期长、增产幅度小，含水保持稳定。

5、水驱特征
通过开发规律研究，认识到井网与裂缝的合理匹配是提高三叠系长6油藏开发效果的关键，因此在井网部署中应考虑裂缝的影响，调整开发井网，以建立有效的压力驱替系统。

目前三叠系长6油藏有正方形反九点、菱形反九点、矩形3种开发井网。

6、压力敏感性特征【5】
（1）特低渗透砂岩储层裂缝的压力敏感性十分明显，在无裂缝时基质岩块为中等程度敏感性，含裂缝时为强压力敏感性。

而且裂缝的开度越大，渗透率越高，
其压力敏感性越强，渗透率的恢复程度越小，影响特低渗透砂岩油藏的开发效果。

（2）裂缝是特低渗透砂岩储层的主要渗流通道，影响着特低渗透砂岩油藏注水开发方案的部署。

随着有效压力增大，裂缝的渗透率呈负指数函数递减。

根据裂缝的压力敏感性特征，维持地层能量和原始的压力渗流场，对提高特低渗透砂岩油藏开发效果十分重要。

（3）由于裂缝的压力敏感性特征，使得特低渗透砂岩油藏开发过程中的裂缝动态参数研究十分重要，不同开发阶段裂缝动态参数的变化规律是特低渗透砂岩油藏注水开发井网调整的地质理论依据。

3结论
鄂尔多斯盆地是中国目前最重要的油气资源勘探和开发基地，其中低渗透油气藏具有油层物性差、非均质性强、油藏成藏因素复杂、油藏分布受多种因素联合控制等特点。

认清其储层及开发特征是对其进行开发的基础。

参考文献
[1]王渝明，庞颜明，杨树峰，陈汉林.基于启动压力梯度的低渗透砂岩储层分类研究[J].高校地质学报, 2005, 11 (4):617-621.
[2] 朱维耀,孙玉凯，王世虎，李正科，鞠岩.特低渗透油藏有效开发渗流理论和方法[M].北京：石油工业出版社，2010.
[3] 王登莲，冯立勇.鄂尔多斯盆地特低渗透长6油藏开发特征对比分析[J].石油天然气学报, 2009, 31 (4):346-348.
[4] 何琰，伍友佳，吴念胜.特低渗透油藏开发技术[J].钻采工艺, 1999, 22 (2):20-25.
[5] 曾联波，史成恩，王永康，李书恒，万晓龙，崔攀峰. 鄂尔多斯盆地特低渗透砂岩储层裂缝压力敏感性及其开发意义[J]. 中国工程科学, 2009, 9 (11):35-39.。