低渗透油藏渗流理论研究

低渗透油藏渗流理论研究

随着石油工业的快速发展，对石油经济有效的开发显得相当重要。目前，全国累计探明原油储量为212.89×108t，其中，低渗油藏的探明储量为90.97×108t，约占43%，可见低渗透石油资源在我国占有十分重要的地位，因此低渗透油藏的科学合理开发是十分重要和迫切的。根据生产动态资料求解启动压力梯度,推导启动压力梯度公式，并进行验证；基于低渗透油气藏的渗流特点，比较系统地研究了不同类型的水驱特征曲线、产量预测模型在低渗透油藏上的应用，对影响产量变化的一些重要因素进行了深入的探讨，得到更符合实际的对不同类型开发区块的合理描述；最后对低渗透油藏中布井和井网密度等有关问题进行了简要的论述。低渗透油藏；渗流；启动压力；水驱特征；井网

第1章绪论

1.1我国当前油田开发简况

2006年我国总生产原油1.84亿吨，其中中国石油天然气股份公司生产1.066亿吨，中国石油化工集团公司生产4016.26万吨，中国海洋石油总公司生产3154万吨。

我国陆上大部分主力油田都进入中后期开发阶段，明显表现出“四高”的突出特点。四高就是：采出程度高、综合含水率高、剩余可采储量开采速度高、递减率高。以中国石油天然气股份公司为例，公司在2001年底的具体情况是：

(1) 采出程度高。地质储量采出程度24.63%，可采储量采出程度70.7%。国内外油田开发经验总结，可采储量采出程度达到60%以后，就会出现产量总递减现象。

(2) 综合含水率高。总平均达到82.98%，生产水油比4.9。产量占全国45%的最大主力油田----大庆喇萨杏油田更高，综合含水88.8%，生产水油比为8。

(3) 剩余可采储量开采速度高。2001年为8.4%。剩余可采储量开采速度一般控制在6%～7%左右，生产形式就比较稳定。

(4) 递减率高。2001年自然递减率为12.65%，综合递减率为5.56%。比正常情况下的递减率高2～6个百分点。

近几年来，尽管做了大量艰苦工作，但由于“四高”突出矛盾的影响，使中国石油天然气股份公司的稳产形势比较紧张。

在这种形势下，动用和开发好低渗透油田储量，尤其显得重要。

1.2低渗透油田的概念、界限和成因

世界上对低渗透油田并无统一固定的标准和界限，只是一个相对的概念。不同国家根据不同时期石油资源状况和技术经济条件而制定，变化范围较大。

例如前苏联将储层渗透率小于100×10-3µm2算作低渗透油田。美国把渗透率大于10×10-3µm2的储层算作好储层，低于10×10-3µm2的算作中等—差储层。

这些年来的实践说明，把渗透率为(0.1～50)×10-3µm2的储层统称为低渗透储层基本符合我国油田的实际情况。

根据实际生产特征，按照油层平均渗透率可以进一步把低渗透油田分为三类；

第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为(10.1～50)×10-3µm2。这类油层接近正常油层，油井一般能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益。

第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为(1.1～10.0)×10-3µm2。这类油层与正常油层差别比较明显，一般束缚水饱和度增高，测井电阻率降低，正常测试达不到工业油流标准，必需采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发，例如长庆安塞油田、大庆榆树林油田、吉林新民油田等。

第三类为超低渗透油田，其油层平均渗透率为(0.1～1.0)×10-3µm2。这类油层非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值。但如果其他方面条件有利，如油层较厚、埋藏较浅、原油性质比较好等，同时采取既能提高油井产量，又能减少投资、降低成本的有力措施，也可以进行工业开发并取得了一定的经济效益，如延长油矿管理局所开发的大部分油田。

上述分类主要是按油层基质岩块渗透率考虑，如果油层存在裂缝，其有效渗透率和生产能力可能会有变化和提高，不一定按上述界限分类，需进行双重介质的专门研究。

关于油田按油层物性和生产特征的分类，除以渗透率为标准分类外，还有其他多种分类方法，如流度(K/µ)分类法，流动系数(K·h/µ)分类法，还有把孔隙度也考虑进去的(K·h·ф/µ)分类法等。

考虑到低渗透油田在世界油田开发领域内已有比较明确的含义和概念，而且低渗透油田一般原油粘度也都比较低，按渗透率和按流度分类矛盾太突出。因而我们认为，从全国范围来说，还是以渗透率为标准划分低渗透油田类别比较合适，这种方法简单明了而且比较实用。当然，对某个油区而言，也可作一些不同分类方法的研究。

从储层的成因演化上看，低渗透储层的形成与沉积作用、成岩作用和结构作用密切相关。

根据不同地质因素在低渗透储层形成的过程中控制作用的大小，可将低渗透储层分为原生低渗透储层、次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层三类。

1.2.1 原生低渗透储层（沉积型低渗透储层）

这类储层主要受沉积作用控制。形成低渗透储层的原因在于沉积物粒度细、泥质含量高和分选差。该类储层的孔隙以沉积作用形成的原生孔隙为主，成岩作用产生的次生孔隙所占比例很少。储层一般埋藏较浅，大多未经受过强烈的成岩作用，岩石脆性较低，裂缝相对不发育。

我国陆相沉积盆地原生低渗透储层多分布于冲积扇与三角洲前缘相。如老君庙油田M层低渗透砂岩储层为一套棕红色冲积扇块状砂体沉积，形成低渗透储层的原因为泥质含量高、分选差。该储层砂体厚达60～70m，平均粒径0.18～0.14mm，

分选很差，分选系数1.8～2.7，泥质含量16%～21%。储层以原生孔隙为主，平均孔隙度19.1%，平均渗透率24µm2。

大庆油田杏一区东部低渗透砂岩储层为湖盆三角洲前缘相席状砂沉积，其形成原因为岩石颗粒细、泥质含量高、分选差。

1.2.2 次生低渗透储层（成岩型低渗透储层）

次生低渗透储层主要受成岩作用控制。这类储层原认为是常规储层，但由于机械压实作用、自生矿物充填、胶结作用及石英次生加大作用降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残余很少，形成致密储层（有时为非储层）。后由于有机质去羧基作用产生的酸性水使碳酸盐、沸石、长石等矿物溶蚀，产生次生孔隙，使其孔隙度和渗透率得到了提高，从而形成低渗透储层。

次生低渗透储层几乎发育于我国所有含油气盆地之中，构成了低渗透砂岩储层的主体。其中最典型的为安塞油田延长组长6油层。该储层原生粒间孔隙度为35%，经压实作用、压溶作用及长石次生加大作用，孔隙度降为17.48%；再经浊沸石、碳酸盐胶结作用，使孔隙度下降为7.09%，其中残留的原生粒间孔仅占1.62%，其余为微孔隙。实际上，该储层已成为致密层。后期，经浊沸石胶结物、长石和其它组分的溶蚀，使孔隙度回升到12.94%，成为次生孔隙为主的低渗透储层。其中，浊沸石溶孔为5.15%，长石和其它组分溶孔为0.70%。

由上述可知，次生低渗透储层的研究，应该从成岩作用事件和成岩作用史入手，以原生孔隙的消亡和次生孔隙的分布规律为重点，进行储层预测和评价。

1.2.3裂缝性低渗透储层（构造型低渗透储层）

低渗透砂岩储层尤其是次生低渗透储层，岩石致密程度相应增加，脆性更大，在构造运动产生的外力作用下，易发育裂缝，形成裂缝性低渗透储层。这类储层在我国也有大量发现，诸如扶余油田扶余油层、克拉玛依油田乌尔禾油层、乾安油田、朝阳沟油田、新民油田、火烧山油田及丘陵油田等均属于此类。

根据裂缝在储层中所起的作用，裂缝性储层可分为以下四类：

(1) 第一类储层，裂缝提供了储层基本的孔隙度和渗透率；

(2) 第二类储层，裂缝提供了储层基本的渗透率；

(3) 第三类储层，裂缝提高了储层的渗透率；

(4) 第四类储层，裂缝仅起到增加储层非均质的作用。

我国裂缝性低渗透砂岩储层一般为三、四类。即裂缝储集能力很小，仅能起到提高局部渗透能力或增加某一方向渗透率的非均质性。这是由砂岩中裂缝的发育特点所决定的。

从成因上看，天然裂缝可分为构造缝和非构造缝（成岩缝与沉积缝）两类。