第7章 非常规油气

第1页第七章非常规油气第2页主要内容第一节低渗透油藏开发第二节致密气藏开发第四节煤层气藏开发第三节页岩气藏开发第七章非常规油气第3页主要内容第一节低渗透油藏开发1.低渗透油田开发特征2.低渗透油田开发基本原则和部署3.开发低渗透油田的主要工艺技术世界上对于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。前苏联将储层渗透率低于100×10-3m2的油田算作低渗透油田。罗蜇谭、王允诚（1986）将渗透率小于100×10-3m2的油层划分为低渗透油层。严衡文等（1993）将渗透率为10-100×10-3m2的储层划分为低渗透储层，0.1-10×10-3m2的储层为特低渗透率储层。唐曾熊（1994）划分的低渗透油田储层渗透率为10-100×10-3m2，小于10×10-3m2为特低渗透油田。

低渗透油田的定义第一节低渗透油藏开发低渗透油田指储层渗透率介于0.1～50×10-3m2之间的油田（李道品等，1997）。低渗透储层的典型特征是具有启动压力梯度，呈现出非达西型渗流特征。图1-1不同流态的渗流曲线第一节低渗透油藏开发类型渗透率(×10-3μm2)生产特征实例中低渗透50-100产能不需压裂也可达到工业标准。－一般低渗透10-50自然产能较低，但可达工业标准，压裂后可获较好开发效果和经济效益。－特低渗透1-10自然产能低，未达工业标准，需大型压裂改造和相应的配套措施才能有效开发。长庆油田大庆榆树林油田吉林新民油田超低渗透0.1-1基本无自然产能，仅在特殊条件下方可开采。延长油矿的川口油田低渗透油田的分类注：上述分类针对油层为基质岩块，若存在裂缝，则分类界限需重新界定。第一节低渗透油藏开发①分布广泛

在我国，低渗透在21个油区中皆有分布，如大庆、长庆、延长、吉林、大港、新疆、吐哈、玉门、二连、青海等油田，其中，在长庆、延长、新疆等油田，低渗透储量在其油区原油储量中占据了主要位置。②形成地质时代跨度大

低渗透油层在古生代、中生代、第三系地层中均有分布。在同一油区，一般地层越老，低渗透油层所占比例越高。③储层岩性类型丰富

低渗透储层岩性既有碎屑岩（粉砂岩、砂岩和砾岩）、碳酸盐岩，也有岩浆岩和变质岩。如大庆、吉林、中原油区低渗透储层以粉砂岩为主，新疆、二连油区以砾岩、砂砾岩为主。我国低渗透油藏的特点第一节低渗透油藏开发④储量大，以大中型油藏为主

根据陆上285个低渗透油藏统计，地质储量在1×108t以上的大油田有6个，其中，低渗透油藏储量94721×104t，占23.8%；地质储量在（1000-10000）×104t的中型油田有82个，其中，低渗透油藏储量237800×104t，占59.6%；小于1000×104t的小油田197个，其中，低渗透油藏储量仅为66199×104t，占16.6%。

⑤油藏类型以构造岩性油藏为主⑥储集的原油品质较好第一节低渗透油藏开发1.低渗透油田开发特征1)自然产能低，生产压差大，压裂后增产幅度大2)消耗方式下开发，产量递减快，压力下降快，一次采收率低3)注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高4)油井见注水效果缓慢5)裂缝性低渗透砂岩油田注水井吸水能力强，油井水窜严重6)见水后采油指数下降，稳产难度很大7)原油粘度低，低含水阶段含水上升较慢1.低渗透油藏开发特征1.1自然产能低，生产压差大，压裂后增产幅度大低渗透油田油井生产能力数据表低渗透油层在经过压裂后，增产幅度较大1.低渗透油藏开发特征1.2采用消耗方式开发，产量递减快，压力下降快，一次采收率低低渗透油田一般边底水都不活跃，天然能量不充足，再加渗流阻力大，能量消耗快，采用自然消耗方式开采，产量递减快，地层压力下降快，一次采收率低。根据国内一些低渗透油田的统计，在依靠天然能量开采阶段，产油量年递减率一般在25-45%之间，最高可达60%，地层压力下降快，每采出1%的地质储量，地层压力下降3.2-4MPa。1.低渗透油藏开发特征油田开采层位产油量年递减率(%)采1%地质储量压力下降值(MPa)备注新民扶余、杨大城子604.89生产1年产量下降2/3，压力下降50%安塞长625.8-32.23.94榆树林扶余、杨大城子67-67沈95断块沙三28.7克拉玛依八区乌尔禾45.4新井投产6-8月产量下降55%高尚堡30断块沙三44.22.75尕斯库勒E31353.52纯化沙二上、沙四3.19濮城沙三上5-104低渗透油田压力、产量变化数据表1.低渗透油藏开发特征地层压力在投产后的3个月内，从19.76MPa下降到16.29MPa，日产油从平均8.5t下降到平均5.5t；动液面从1514m上升到1728m。榆树林油田东区产量递减曲线1.低渗透油藏开发特征低渗透油田依靠天然能量开采，一次采收率低。据美国和加拿大50个低渗透油田的统计，在渗透率分别为100-50×10-3m2，50-10×10-3m2和小于10×10-3m2时，相应的采收率分别为14.9%、14.8%和13.1%。我国低渗透油田计算的平均弹性采收率为3.2%，平均溶解气采收率13.9%。1.低渗透油藏开发特征1.3注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高

19801981198219831984198519861987198819891990注水井数（口）1719232324293795150180199注水井泵压(Mpa)17181918.518.5202122252626注水井口压力(Mpa)15.516.517.916.818.219.319.220.722.32424.2平均单井日注水量(m3)128111127106151158143132121129121视吸水指数[m3/(d·Mpa)]8.36.77.16.38.38.27.46.45.45.45渤南油田注水数据表1.低渗透油藏开发特征

199719981999200020012002200320042005注水压力(Mpa)8.29.91111.211.611.111.411.512.2启动压力(Mpa)7.78.79.29.69.69.81010.510.8单井日注水量(m3)747268737363515246吸水指数(m3/(d.Mpa))726459575456585054某低渗油田历年注水状况数据表低渗透油田注水井吸水能力低的原因：1、油层渗透率低；2、注采井距偏大；3、油层受伤害、污染及堵塞。1.低渗透油藏开发特征注采井距偏大、油层连通性差，则注水井的能量（压力）难以传递、扩散出去，致使注水井井底附近压力蹩得很高。这类注水井的指示曲线一般是平行上移，斜率不变，说明吸水指数并未降低，主要是驱动压力升高，有效的注水压差减小，导致注水井吸水量低。1.低渗透油藏开发特征1.3注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高注入水质不合格或者作业压井液不合格、不配伍，会污染和堵塞油层，也降低注水量。这类井的指示曲线一般是斜率增大，表示吸水指数下降。针对造成的油层伤害，应采取相应的解堵措施，恢复和提高注水井吸水能力。辽河油田静安堡油田沈95断块，油层粘土含量高，注入水质不合格，含铁、含油严重超标，结构严重，导致注水压力升高，吸水能力降低。1990年转注9口井中2口井长期注不进水，7口井初期在注水压力16MPa下，日注水仅70-100m3，2-3个月后，日注水降为50m3，注入压力增至20MPa。1991年采取解堵，注热水，并挤防膨剂进行先期处理后，注水问题得到解决。1.低渗透油藏开发特征1.4油井见注水效果缓慢，压力、产量变化不如中高渗油层敏感低渗透油层渗流阻力大，注水井到油井间的压力消耗大，注水井作用给油井的能量就很有效，因此见注水效果时间晚，见效后压力、产量恢复幅度不大。根据鄯善、榆树林、安塞、老君庙M层和新立等油田的统计，在井距250-300m条件下，油井一般在注水后6个月左右开始见效。1.低渗透油藏开发特征

树61-621树61-622树32树61-62树59-60树60-63树61-64树61-65有效厚度(m)12.225.433.728.922.48.710.422连通厚度(m)12.216.227.325.210.87.710.46.4初期投产时间(年.月)1991.61991.61991.61991.91991.51991.61991.61991.6日产油(t)13.313.410.911.310.310.84.910.1采油强度(t/(d.m))1.90.530.320.390.51.240.470.46转注时(1991)日产油(t)8.37.58.49.57.68.11.76.5采油强度(t/(d.m))0.680.30.250.330.340.980.160.29见效期投产时间(年.月)1991.121991.121992.81992.11993.11992.41992.61993.1日产油(t)9.586.28.24.85.92.54.1采油强度(t/(d.m))0.780.310.180.280.210.680.240.19最高时日产油(t)11.612.28.28.74.876.226.1采油强度(t/(d.m))0.950.480.240.30.210.80.310.28稳定时日产油(t)912674.561.65.6采油强度(t/(d.m))0.740.470.180.240.20.690.150.25榆树林油田32井区油井见效情况表该井区油井见效时间6个月，见效后平均最高产量只有投产初期的72.6%。1.低渗透油藏开发特征油井注水见效的早晚除了与注采井距有关外，还与投注时间、注水强度、注采比和油层连通程度等有关。根据榆树林油田不同注水时间、不同注水强度条件下油井见效快慢和效果程度的现场试验：早期（同步）注水区块见效时间快、见效井比例大，产量恢复程度高；晚注水区块见效时间慢，见效井比例小，产量恢复程度低。注水强度大、注采比高的区块，见效状况好。1.低渗透油藏开发特征榆树林油田油井见效情况表区块注水时机油井数（口）见效井数（口）见效比例(%)单井产量(t/d)产量恢复程度(%)投产初期见效前见效后树32滞后5个月19126310.74.85.652.3树332滞后6个月4121518.72.64.349.4树34同步15106784.9675东16同步69507312.36.89.375.6东14滞后1个月361646.67.95.16.784.8全油田1791096110.45.47.370.2同步或早期注水，产量恢复程度高。1.低渗透油藏开发特征低渗透油层由于渗流阻力大，注水井的能量扩散不出去，在注水井附近蹩成高压区，使注水井地层压力和注水压力上升快，注水产量很快降低；而生产井难以见到效果，地层压力和流动压力迅速下降，产量迅速递减。丘陵油田压力剖面图1.低渗透油藏开发特征龙虎泡高台子油藏压力剖面图1.低渗透油藏开发特征1.5裂缝性低渗透砂岩油田注水井吸水能力强，油井水窜严重火烧山油田（二叠系平地泉组，裂缝发育；1989年投注61口井，单井日注水量为30～40m3）

a、井口注入压力为0（自吸注水）的26井（42.6%）

b、井口注入压力为0.1～2MPa的23井（37.6%）

c、井口注入压力大于2MPa的11井（19.8%）备注：该油层空气渗透率15×10-3μm2，压力恢复曲线计算的有效渗透率为25～163×10-3μm2。1、注水井生产特征①注水井启动压力和注入压力低，吸水能力强1.低渗透油藏开发特征拐点压力8MPa，拐点前吸水指数4m3/(d.MPa)，拐点后吸水指数增到16m3/(d.MPa)②注水井指示曲线存在拐点，超过拐点压力，吸水量急剧增大安塞油田吸水指示曲线1.低渗透油藏开发特征拐点压力17MPa，拐点前吸水17.4m3/(d.MPa)，拐点后吸水指数增到40.2m3/(d.MPa)鄯善油田吸水水指示曲线1.低渗透油藏开发特征压裂投注，吸水不均匀，局部层吸水百分比特高。③在微裂缝发育时，注水井不经压裂直接投注，吸水能力较好，吸水剖面比较均匀王13-18井吸水剖面图王13-18井吸水剖面图不压裂投注，吸水能力较强，吸水均匀。1.低渗透油藏开发特征加11在1969年3月1日注水，导致东西向的加10、12、13和14三个月内全部水淹。加12井在注水16h后即遭水淹，水线推进速度达8.9m/h。④沿裂缝走向油井水窜严重，方向性比较明显备注：东西向裂缝，反九点方式注水，井距150m扶余油田西三试验区井位示意图1.低渗透油藏开发特征效果：（1）油全面见效，产量翻番，井组月产油量从190t上升到500t；（2）油层压力稳定回升，年上升0.05-0.13MPa；（3）含水稳定；（4）修井次数大幅度减少。⑤沿裂缝注水，两侧油井见注水效果较好措施：1965年10月147、161注水，后根据水窜方向陆续转注148、149、693、95、128、135，形成95－693和128-135两条水线玉门石油沟油田147井组井位图1.低渗透油藏开发特征老君庙油田

1975-1976间，注入水压力从15.8MPa提高到19MPa，注采压差由11.1MPa增大到17.3MPa，注水压力超过地层破裂压力1.3倍，导致裂缝水窜。至1980年底，先后出现油水井裂缝串通井165对，包括层内和上下相邻层间的裂缝串通。裂缝串通引起油井暴性水淹，1975-1980年间先后水淹井78口，日减产154.9t，年产量从1975年的23.8×104t，降至1979年的19.25×104t，综合含水由41%上升至54.7%。⑥注水压力不能超过裂缝张开或延伸压力，注采比不能过大，防止注入水沿裂缝窜流1.低渗透油藏开发特征1.6低渗透油田见水后采油指数下降，稳产难度很大低渗透油田见水后，采液（采油）指数大幅度下降，一般到含水50%-60%时，降至最低点，无量纲采液指数降到0.4左右。在含水上升和采液指数下降的双重影响下，采油指数下降更为严重，当采液指数最低时，无量纲采油指数只有0.15。低渗透油田油井见水后，由于产液指数和产油指数的大幅度下降，造成产油量的急剧递减。在这种情况下，从需要上讲，油井见水后应该逐步加大生产压差，提高排液量，以保持产油量的稳定。但低渗透油田由于渗流阻力大，能量消耗多，流动压力本来就已很低，继续加大生产压差的潜力很小，因此油井见水后，一般产液量和产油量大幅度下降。尽管采取调整、综合治理等多方面措施，但稳产难度很大。1.低渗透油藏开发特征1.7低渗透油田原油粘度低，低含水阶段含水上升较慢，是重要的采油期采出程度与含水率关系曲线低渗透油田原油粘度低，其曲线类型为Ⅲ－Ⅴ类，即含水初期含水率上升慢，在这一期间的采出程度可以达到很高。1.低渗透油藏开发特征2.1开发程序2.2开发方式2.3开发层系划分与组合2.4井网密度2.5注采井网部署2.6裂缝性低渗透砂岩油田开发井网部署2.7应用水平井开发低渗透油层2.8提高采收率方法2.9改善水驱效果方法2.低渗透油田开发基本原则和部署2.低渗透油藏开发基本原则和部署2.1低渗透油田开发程序（1）开发提前介入，落实生产能力，优选富集区块（2）进行早期油藏评价，编制开发概念设计（3）加深油藏研究试验，编制和优选正式总体开发方案（4）整体部署，分批实施，跟踪研究，及时调整（5）加强动态观察分析，逐步加强和完善注采系统2.低渗透油藏开发基本原则和部署2.2低渗透油田开发方式我国低渗透油田计算采收率汇总表与依靠天然能量采油相比，注水开发能补充低渗透油藏能量，保持油层压力，因而能更大程度提高低渗透油田的采收率。1)注水开发低渗透油田2.低渗透油藏开发基本原则和部署同步采油注水及时补充了地层能量，可以保持较高的压力水平，降低油井产量的递减速度。2)早期注水保持压力朝阳沟油田不同注水时机采油强度对比图2.低渗透油藏开发基本原则和部署3）弹性能量较大和异常高压的低渗透油田，可以适当推迟注水时间，尽量增加无水采油量弹性能量较大的低渗透油田－龙虎泡油田开发实例

原始地层压力14.71MPa，饱和压力10.78MPa，具有一定的弹性能量，原始气油比75m3/m3，地层原油粘度2.5mPa.s，原油性质较好。1985-1987年利用天然能量开采，采出程度5.76%，地层压力下降到10.2MPa（略低于饱和压力）。1988年开始全面注水。到1994年底，采出程度23.6%，综合含水43.4%，开发效果较好。2.低渗透油藏开发基本原则和部署4）注气开采①注天然气前苏联多林油田注水与皮特科夫油田注气经济指标表项目1964年1965年1966年1967年1968年1969年保持压力时的年产油量(×104t)注水13.6213.7916.4718.3218.8117.81注气41.4135.9536.7733.5630.8624.79节省开采费用(×104卢布)注水

注气20.2929.4883.47115.195.3676.11保持压力时的采油成本(%)注水200227.4305.2327.1326.4330.4注气100106112.7121.9123146.8增加1t采油量的费用(卢布)注水16.7226.7724.5417.591717.14注气8.056.244.13.854.365.56注气开采比注水开采增产效果更好，成本更低。2.低渗透油藏开发基本原则和部署安塞油田岩心实验计算不同方案开发指标对比表注伴生气开采最终采收率最高，注水与注干气开发效果相差无几。2.低渗透油藏开发基本原则和部署有利因素：（1）吸气能量强，且能保持稳定，易于实现注采平衡，保持地层压力。（2）注气流压低于注水流压，有利于避免裂缝张开，防止产生窜进现象。（3）没有水质问题，可以节省水质处理费用。（4）因水质腐蚀和泥岩膨胀而造成的套管损坏问题较轻，报废井少。不利因素：（1）技术、设备较复杂，在我国实践较少。（2）天然气与原油粘度差别大，气油流度比高，易造成粘滞指进，产生气窜（原油粘度越高，影响越大）。2.低渗透油藏开发基本原则和部署注空气驱油的机理：一是传统的注气效应；二是由于注入气中存在氧气而产生的热化学物理反应。当空气注入轻质油层中时，氧与原油发生热化学物理反应，这种反应热使温度上升，从而使部分轻质油汽化，驱动气体由空气转为就地产生CO、CO2、N2和汽化的轻质烃组成的烟道气。对注空气来说，最重要的是油藏温度必须足够高，保证空气中的氧气能通过就地燃烧反应而消耗掉，否则将存在氧气可能导致发生爆炸和严重的腐蚀。②注空气2.低渗透油藏开发基本原则和部署2.3低渗透油田开发层系划分与组合开发层系划分与组合的一般原则1、一套开发层系中的油藏类型、油水分布、压力系统和流体性质等特征应基本一致2、一套开发层系中油层沉积条件应该大致相同，油层渗透率差异不应过大（K级差不超过5-10倍）3、一套开发层系中油层不能太多，井段不能太长（一个层系主力油层一般2-3个，一口井油层总数一般6-9个）4、一套开发层系中要有一定的厚度（15米左右）、油井生产能力和单井控制储量5、不同开发层系之间要有比较稳定的泥岩隔层2.低渗透油藏开发基本原则和部署低渗透油田开发层系划分与组合原则1、通常，如果低渗透油田渗透率绝对差值较小，开采过程中的流动压力较低，层间干扰相对较轻，且单位厚度油层采油指数小，则开发层系划分可以采用“多层油层一套开发层系－合层开采”，但井网密度要保持合理；2、如果油层层数多、厚度大，非均质比较严重，层间矛盾突出，在油层厚度、储量和经济条件允许的情况下，应分不同层系开采；若油层厚度、储量和经济条件不允许划分更多的层系开采，在原油性质较好时，可以用一套合理的井网密度，逐步上返开采。2.低渗透油藏开发基本原则和部署2.4低渗透油田开发井网密度油田开发走过的历程表明：由于储层的非均质性，因此要提高油田的最终采收率，必须采取较大井网密度开采的办法。从低渗透油田的地质特点和开发需要看：也应该采用较小的注采井距、较大的井网密度，才会取得较好的开发效果。但是，低渗透油田单井控制储量低、单井产量低，如果井网密度大，则经济效益变差。因此，对低渗透油田而言，合理的井网密度是关系其开发成败的关键问题之一。2.低渗透油藏开发基本原则和部署1）合理井网密度的概念和原则合理井网密度以经济效益为中心，同时要合理地考虑油藏的地质特点，具体考虑基本原则包括：①井网密度首先要适应油层的分布特征，每套开发井网要控制一定的水驱储量，水驱储量控制程度要达到80％以上，水驱动用程度达到70%以上；②井网密度要充分考虑油层的特点，使注入水能够发挥有效的驱替作用，生产井能够见到较好的注水效果，保持较长的稳产时间；③井网密度要保证一定的采油速度和稳定产量，以适应国民经济发展宏观上对原油产量的需要。2.低渗透油藏开发基本原则和部署合理井网密度以经济效益为中心，同时要合理地考虑油藏的地质特点，具体考虑基本原则包括：④井网密度要达到较高的最终采收率，以充分开采地下原油资源；⑤井网密度要有一定的灵活性，为以后油田发生新的情况和变化、需要调整时留有余地；⑥井网密度要进行优化和筛选，要对技术经济和效果效益等多项开发指标作综合分析评价，并以经济效益为中心进行最终优化筛选。2.低渗透油藏开发基本原则和部署低渗透油田一般油砂体分布范围小、连续性差，必须用较小的井距、较大的井网密度，才能提高水驱控制程度，提高油井之间的连通程度。鄯善油田水驱控制程度与井网密度关系图2）影响低渗透油田合理井网密度的因素①油层连续性－水驱控制程度2.低渗透油藏开发基本原则和部署②油井产量低渗透油田加密井距可以提高油井产量，改善开发效果。华北油田留17断块加密综合调整效果表留17断块井距从300m加密到150-200m，辅以压裂、注水等综合措施，使得该断块水驱控制程度从49.6%增加到81.3%，单井日产液提高一倍，单井日注水量增加二倍，采油速度提高2.6倍。2.低渗透油藏开发基本原则和部署③原油采收率国外不同类型油田井网密度与采收率关系数据表要达到同样的采收率，低渗透（5-80×10-3m2）油田的井网密度要比高渗透率（300-600×10-3m2）油田的井网密度大得多。2.低渗透油藏开发基本原则和部署低渗透油田要达到较高的采收率，必须采用较大的井网密度。我国不同类型油田井网密度与采收率数据表当井网密度为10口/时，I类油田（高渗透）最终采收率为49.7%，V类油田(低渗透)最终采收率只有14.3％;要达到30%的采收率,I类油田井网密度为2.8口/,V类油田的井网密度为35.7口/。2.低渗透油藏开发基本原则和部署

④采油速度采油速度要适应国民经济发展需要和经济形势的需要，适应国民经济发展需要的采油速度计算方法为：井网密度与采油速度成正比关系。2.低渗透油藏开发基本原则和部署低渗透油田合理实用井网密度应介于经济最佳和极限井网密度之间,且偏近于经济最佳井网密度。低渗透油田开发要在确保较好经济效益(不一定是最大经济效益)前提下,采取合理实用的井网密度,使注水有效驱替原油,达到一定的采油速度和采收率,同时,采取措施降低成本,并争取国家给予必要的优惠政策。3）低渗透油田合理实用的井网密度①低渗透油田合理实用井网密度筛选依据2.低渗透油藏开发基本原则和部署②低渗透油田合理实用井网密度实例－新民油田小井距试验新民油田19-6小井距试验区加密井位示意图新民油田：开采层位为扶余、杨大城子，油层平均渗透率7.4×10-3m2，1990年采用300m井距、反九点法注采系统开发。至1996年，采油速度1.09%，采出程度6.77%，综合含水37.7%。小井距试验区：在该油田西垒块19-6井区，在19-6井周围钻8口加密井，把原来的300m井距、正方形、反九点法系统变为150m井距、正方形、反九点法系统。试验区1991年投产，至1996年底，采油速度5.7%，采出程度35.08%，综合含水35.8%。2.低渗透油藏开发基本原则和部署③低渗透油田合理实用井网密度实例－文东油田小井距逐层上返开采试验文东油田开发层位为沙三中，分5个油层组，平均渗透率29.2×10-3m2。1986年用300-400m井距，分两套层系注水开发。由于极少数层单层突进，大多数层因井距大而见不到注水效果，开发效果很不理想。为了改变被动局面，在文东13-128区块开展了缩小井距、加密井网、逐层上返的先导试验。分四段逐层上返注水开采。第一段为沙三中下8-10，分5个小层。采用三角形井网，井距200m，取得了显著效果。项目井距(m)井网密度(口/km2)水驱控制程度(%)采出程度(%)采油速度(%)综合含水(%)油田平均300-40013.254.714.90.8371.9文13试验区20026.380.635.64.9387.9文东油田小井距逐层上返试验效果表2.低渗透油藏开发基本原则和部署2.5低渗透油田开发注采井网部署低渗透油层传导能力差，生产能力低，行列注水方式（两排注水井中间夹3排以上生产井）下，注水井与生产井距离偏大，一般不太适应，大多数常规（无裂缝）的低渗透油田都采用面积注水方式。根据国内和国际油田开发注采井网部署的经验，低渗透油田开发注采井网以正方形井网、反九点法面积注采方式比较合适。该方法灵活性好，可以在加密和注采方式上作多种调整。2.低渗透油藏开发基本原则和部署正方形井网加密调整示意图2.低渗透油藏开发基本原则和部署

1978年油田投入开发，采用大井距(550m)、正方形井网，井网密度3口/，进行开发，油井产量高，但递减很快。

1983年第一次加密，井距388m，井网密度增加到6口/，但井距仍然很大，产量压力继续下降。

1992-1993年第二次加密，井距缩小到273m，井网密度增加到13/，开采速度从0.4%提高到0.8%以上。克拉玛依油田八区乌尔禾组井网加密调整示意图2.低渗透油藏开发基本原则和部署

2.6裂缝性低渗透砂岩油田开发井网部署1）国外裂缝性砂岩油田注水开发井网布置美国的斯普拉柏雷油田：储层平均有效厚度67-79m，平均孔隙度7-19%，基质渗透率小于1×10-3m2；垂直裂缝十分发育，间距0.2-2.1m。油田投产后，地层压力急剧下降，油井产量大幅度递减，月递减幅度达7.5-15%。随后，在试验基础上，从1961年开始大规模注水，注水井排方向平行于裂缝方向（北东50°）。初期因注水压力过高，开采速度过快，几个月内含水上升高达80-90%，以后逐渐改为间歇注水、低压稳定注水。总的来看，注水效果较好。2.低渗透油藏开发基本原则和部署美国斯普拉柏雷油田井位图和开采曲线图2.低渗透油藏开发基本原则和部署2）我国裂缝性砂岩油田注水开发井网实施状况①初期阶段，沿裂缝自然水线注水阶段玉门油田147井组沿裂缝注水效果表注水5年，井组日产油量上升69%，含水保持稳定。2.低渗透油藏开发基本原则和部署②第二阶段，将井排方向与裂缝方向错开22.5°将井排方向与裂缝方向错开22.5°后，初期效果较好，注水井两边的油井见水时间延长，水淹延迟，开发指标较好。但到中后期，注水井注入水沿裂缝方向窜进，与相隔两个井位的生产井形成新的水线。这样每口生产井都与注水井形成水线，生产井一旦见水，含水率迅速上升，很难再进行调整改善。井排方向与裂缝方向错开22.5º布井示意图2.低渗透油藏开发基本原则和部署③第三阶段，将井排方向与裂缝方向错开45°第一步：将井排方向与裂缝方向错开45°采用正方形井网、反九点法注采方式。注采比1：3，延长了裂缝方向油井水淹时间，初期效果好。第二步：裂缝方向油井完全水淹后，调整为沿裂缝方向线状注水方式，取得了较好效果。井排方向与裂缝方向错开45º布井示意图2.低渗透油藏开发基本原则和部署④第四阶段，进一步缩小排距的调整和试验阶段新民油田早期采用井排方向与裂缝错开45°的300m、正方形、反九点法注采井网。初期实行反九点法注水，中后期角井高含水后转注，即形成424m（井距）×212m（排距）的线状注水方式。到后期，注水井压力越来越高，部分甚至达到地层破裂压力或注不进水，而生产井见注水效果差，地层压力只有原始地层压力的40%左右，产量递减严重。调整方案：①在原两老井排之间钻一排加密井，形成两排注水井中间夹三排生产井（排距106m）的开发井网；②在原两老井排之间钻两排加密井，构成两注水井排之间夹5排生产井（排距70m）的开发井网。2.低渗透油藏开发基本原则和部署项目稳定生产状况产量(t/d)含水(%)距注水井排距离70m排2.845.1106m排4.616.7140m排3.716.7212m排216新民油田加密调整生产数据表井排方向与裂缝成45º夹角井网调整示意图2.低渗透油藏开发基本原则和部署3）裂缝性低渗透砂岩油田开发井网部署基本原则①平行裂缝方向布井，采用线状注水方式理论研究和生产实际都已证明，对裂缝性砂岩实行平行裂缝方向注水，垂直裂缝方向驱油，即平行裂缝方向布井，可以最大限度地减缓注水向生产井窜进和造成生产井暴性水淹的现象，提高注入水驱油效率，改善油田开发效果。裂缝性低渗透油田，垂直裂缝方向驱油阻力大，生产井见注水效果的难度大，只能采取线状注水的方式。2.低渗透油藏开发基本原则和部署②充分发挥压裂作用，井距可以加大低渗透储层裂缝规模小，在地下多处于闭合状态，且基质渗透率低，往往没有自然产能，因此必须采取压裂措施，并合理加大压裂规模，达到提高油井产量，同时适当拉大井距，减少钻井数量。裂缝方向油层渗透率高，注入水推进快，所以沿裂缝方向的井距应该加大。注水井一般不采取压裂措施，可防止单层吸水过多、减少单层突进现象。2.低渗透油藏开发基本原则和部署③排距需要缩小裂缝性低渗透油田，油层基质渗透率比裂缝渗透率小很多，注入水垂直裂缝方向驱油的阻力很大，只有缩小排距，缩短水线至油井排的距离，减少阻力，才能使生产井见到比较充分的注水效果，保持压力和产量的相对稳定。低渗透油田开发实践说明，原有开发方案排距偏大，在油田综合治理中，当把排距缩小后，都见到了比较良好的效果。排距的具体大小，应根据油层基质渗透率的高低和裂缝密度的大小而定。2.低渗透油藏开发基本原则和部署4）裂缝性低渗透砂岩油田开发井网部署步骤①第一步：初期阶段一注井注水、二注井排液拉水线阶段。二注井应当适当加大生产压差、增强排液，以利于水线的形成。生产井则应控制生产压差，以保持油田总产量和开采速度的稳定平衡。②第二步：正式线状注水阶段排液井高含水后转为注水，形成正规的线状注水。采油井可逐步加大生产压差，提高产量，以接替、补偿排液井转注所减少的产量。③中后期阶段当油井生产压差不能继续放大，或生产井含水上升影响到全油田产量时，在经过研究、掌握剩余油分布基础上，可在原生产井之间补打加密调整井，以延长油田稳产时间，提高原油最终采收率。2.低渗透油藏开发基本原则和部署裂缝性砂岩油田开发井网部署方案的参考表2.低渗透油藏开发基本原则和部署2.7应用水平井开发低渗透油层2.7.1水平井开发裂缝性低渗透油田应满足的地质条件（1）构造、断层和油水分布关系比较清楚简单;（2）主力油层厚度单一，厚度大于6-8m，厚度（h）与

（）的乘积h·<100m；（3）砂体分布比较稳定，面积较大，连通性好（一般砂体宽度应大于300-400m，长度应大于800-1000m）;（4）地应力和天然裂缝发育状况清楚，分布关系比较简单。2.低渗透油藏开发基本原则和部署2.7.2裂缝性低渗透油田水平井开发注采井网布置方式优点：生产井距注水井距离好掌握，注水井垂于裂缝方向向生产井驱油，推进均匀。缺点：水平井平行于最大主地应力，压裂效果受影响。水平井平行于裂缝方向布井示意图①水平井方向平行于裂缝方向2.低渗透油藏开发基本原则和部署优点：生产井可多段压裂，形成多条裂缝，初期产量较有把握。缺点：生产井的水平阶段距注水井的距离难掌握，注入水可能沿距离最近的裂缝突入生产井。水平井垂直于裂缝方向布井示意图②水平井方向垂直于裂缝方向2.低渗透油藏开发基本原则和部署2.8低渗透油田提高采收率方法低渗透油田提高采收率方法初步筛选数据表a、CO2混相驱提高采收率方法比较适合于低渗透油田；b、烃类混相驱可提高低渗透油层采收率，但不适合于裂缝性低渗透储层；c、聚合物驱对低渗透油层适应性差，而表面活性剂驱不适合。2.低渗透油藏开发基本原则和部署2.9低渗透油田改善水驱效果方法改善水驱效果的方法很多，根据我国低油田特点和实际开发状况，着重介绍具有较大现实意义的周期注水（水动力学调整方法）改善低渗透油田水驱效果方法。周期注水原理－高低渗透区间的油水交渗效应在注水升压半周期时，注入水在压力梯度作用下沿高低渗透层之间的交渗面强化渗入低渗层；在停注降压半周期中，高渗透层压力迅速下降，低渗透层弹性能量释放，孔隙内流体反向流入高渗层；同时，部分渗入水被滞留在低渗孔隙中，被滞留水取代的原油在降压半周期中流入高渗透层后采出。交渗效应的强弱取决于：1、毛管力，主要为地层孔隙结构、润湿性和界面张力，一般亲水地层交渗效益较强，2、高低渗透区间压力差的大小2.低渗透油藏开发基本原则和部署①周期注水开始周期的效果较好，以后逐渐减弱；②一个周期内不对称的注、停制度中短注长停比长注短停效果好；③周期注水量应保持在常规注水总注水量的80-100%，以保持总的地层能量和供液能力；④在注水升压期间停止采油，在降压采油期间停止注水效果最好。周期注水调控制度此外，周期注水常与改变液流方向相结合，可以取得较好的水驱效果2.低渗透油藏开发基本原则和部署3.开发低渗透油藏的主要工艺技术3.1油层保护技术3.2高效射孔技术3.3压裂改造油层技术3.4高效注水技术3.5机械采油和防腊降粘技术3.6油田动态监测技术3.7丛式定向井和小井眼开采技术3.开发低渗透油藏的主要工艺技术3.1油层保护技术低渗透储层具有泥质含量高、孔喉细小、结构复杂、原始水饱和度高、非均质性严重等特点，决定了油层在钻井和开采过程中易受污染和损害，且一旦受到损害，恢复十分困难。因此开发低渗透油田要重视对油层的保护。1)钻井过程中的油层保护技术钻井过程造成的油层损害包括：钻井液和完井液性能差、失水量大；密度高、压差大；固相含量高、滤饼作用小；浸泡油层时间长以及滤液化学成分与产层水不配伍等。采取的相应油层保护技术：平衡压力钻井技术；优选钻井液完井液；屏蔽暂堵技术；欠平衡钻井技术。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术2)完井固井中的油层保护技术固井过程造成的损害包括：水泥浆颗粒引起的损害；水泥浆滤液对地层的损害；水泥浆滤液中无机物结晶沉淀对地层的损害。固井过程中的保护油层技术包括：改善水泥浆性能；改进固井技术：如合理压差固井、提高水泥顶替效率和采用低密度水泥固井技术3.开发低渗透油藏的主要工艺技术3)射孔过程中的油层保护技术射孔过程的油层损害包括：射孔弹的碎屑物堵塞孔眼；射孔液的固相和滤液伤害油层。射孔过程中的保护油层技术包括:选用新型无杵堵、穿透能力强的聚能射孔弹；改进射孔工艺技术；使用优质射孔液。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术4)压裂过程中的油层保护技术压裂过程造成的损害包括：压裂液残渣损害填砂裂缝导流能力；压裂液滤液损害油层渗流能力；返排液不及时且返排不彻底损害油层。压裂过程中的保护油层技术包括：选用残渣低、滤失量小的压裂液；在压裂过程中加入粘土稳定剂、表面活性剂、破乳剂、破胶剂和助排剂等添加剂；压裂后及时彻底返排压裂液。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术5)注水过程中的油层保护技术注水过程造成的损害包括：注入水中的机械杂质、铁离子和细菌等物质直接堵塞油层孔道；水中氧离子和细菌腐蚀管线设备，产生杂质堵塞油层；注入水使油层中的粘土膨胀或颗粒运移堵塞油层；注入水与地层不配伍，发生化学反应，产生盐类沉淀(结垢)。注水过程中保护油层技术：对注入水精细过滤、除菌和杀菌；管线设备的腐蚀处理；对注水井进行粘土稳定处理。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术3.2高效射孔技术1)合理确定布孔相位角；2)过油管射孔技术；3)负压射孔技术；4)油管输送式射孔技术；5)高孔密射孔技术；6)优选射孔液；7)优化射孔方案；8)深穿透射孔技术。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术3.3压裂改造油层技术水力压裂既可使单井增产增注，也能通过采用油、水井对应压裂和分区块的整体压裂，达到有效调整非均质多油层在纵向和横向上的差异，起到提高注水效果、改善开发状况的目的。1)整体压裂优化设计技术最大限度提高单井产量最大限度提高水驱油藏的波及体积和扫油效率合理设置压裂参数、努力节省工程费用整体压裂优化设计基本原则：整体压裂优化设计以油藏总体作为一个工作单元，充分考虑其非均质性，优化设计水力裂缝与油藏之间的组合，预测在水力裂缝作用下，油藏在不同开发阶段的动态变化及对扫油效率的影响，同时评价压裂实施后其实际效益与设计吻合程度。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术鄯善油田的整体压裂优化设计及实施与评估技术：方案设计；压前地层评估；压裂液优选与评估；支撑剂优选与评估；水力裂缝诊断；分压评估；压后评估；建立压裂数据库。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术鄯善油田整体压裂优化方案压后评估：①压后产能达到了设计指标：设计单井日产量21-33t，采油指数0.143-0.197t/(d·MPa·m)，实际日产油22.4-26t，采油指数0.169t/(d·MPa·m)。②实际支撑缝基本达到了预期结果：总体方案优选支撑缝半长75m，压后试井分析支撑缝半长为61.7-72.1m，数模计算为72.5-76.3m。③实际导流能力达到了预期效果：总体方案要求支撑缝导流能力为30-45m2·cm，压后试井分析为44.1m2·cm。④增产效果和经济效益显著：两年时间累计增产原油37.19×104t，净现值2.11亿元。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术2)压裂工艺技术限流法完井压裂技术投球法多层压裂技术封隔器多层分层压裂技术CO2压裂技术高能气体压裂技术复合压裂技术3.开发低渗透油藏的主要工艺技术限流法完井压裂技术工艺原理

采取低密度射孔、大排量施工，依靠压裂液通过射孔炮眼时产生的摩阻，大幅度提高井底压力，从而使压裂液自动转向，压开破裂压力相近的目的层。适用地质条件纵向上和平面上油水分布情况比较复杂的多层低渗透薄油层。技术关键根据目的层物性、厚度、纵向上相邻油层情况及平面上的连通关系，制定合理的布孔方案，确定每个目的层所射炮眼数量及直径，以此控制不同油层的处理强度，获得所需的产液剖面。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术②投球法多层压裂技术工艺原理

根据压开层位吸液能力高的特点，在一个压裂层段内压开第一个层后，在低压下挤入高强度暂堵剂将已压开层的炮眼堵住，提高泵压压开第二个层，然后再堵第二个层，再压第三个层。适用范围

a、常规射孔井，要求夹层厚度多小于2m，层段内有较发育的多层含水或低含水薄油层，且与注水井连通较好；

b、重复压裂，达到一井压多段，一段压多层，提高油井产量；

c、注水井调剖，以提高注水井的吸水能力技术特点

单层处理强度低，有利于重复压裂。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术封隔器多层分层压裂技术工艺原理使用“可反洗井多层压裂管柱”，压裂液经过导压喷砂封隔器内的节流嘴，在管柱内外造成节流压差，使上下封隔器坐封，隔离所要处理的层位进行压裂。第一层压裂完后，放掉油管压力，上下封隔器自动解封，即可上提管柱进行另一层段的压裂。适用范围低渗透或特低渗透油层，高砂地比（平均砂地比可达到50%），要求形成具有高导流能力短宽缝。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术泡沫压裂技术工艺原理用气、液乳化液－泡沫代替常规的水基压裂液进行压裂。适用地质条件a、低渗透率、低孔隙度、低压力系数、高粘土含量的水敏性油气藏；b、压裂深度一般在2500m以内。技术特点携砂能力强、滤失量低、返排速度快。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术泡沫压裂技术－CO2压裂技术CO2泡沫压裂增油机理液体CO2和凝胶液（压裂基液）与发泡剂构成乳状液。乳状液在向井下注入过程中吸收与管壁摩擦产生的热量及地层的热量，从而使温度上升，当温度超过31℃时，液态CO2开始汽化，并在高速流动状态下形成以压裂稠化液为分散介质的外相，以CO2气为分散内相的泡沫体系，并结合常规水力压裂作用，把支撑剂带入油层，达到改造油层、增产的目的。同时,CO2还有可大量溶解在原油中等许多有利的增产因素，因此对低渗透油田来说是一种比较理想的增产措施。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术CO2压裂特点

a、CO2泡沫液滤失量小、粘度高，是理想的前置液和携砂液，携砂性能好，造缝能力强，对油层损害小。

b、CO2泡沫界面张力低，而且溶解的CO2气体有助排作用，可以提高低压地层的返排率。

c、CO2易溶解于原油中，使原油体积膨胀，粘度降低，流动性能变好。

d、CO2溶于水中后，形成低pH酸液，不仅能溶蚀垢类，而且可抑制粘土膨胀，提高油层渗透率。泡沫压裂技术－CO2压裂技术3.开发低渗透油藏的主要工艺技术泡沫压裂技术－

CO2压裂技术榆树林油田不同压裂方法效果对比表吉林扶余油田不同压裂方法效果对比表3.开发低渗透油藏的主要工艺技术高能气体压裂技术工艺原理利用火药或推进剂的燃烧，产生脉冲加载并控制压力上升速度，在井壁上形成径向多裂缝体系来增加油气产量。适用范围低渗透油层油井解堵、注水井增注、探井试油与油层评价以及天然裂缝发育的油气层和水敏、酸敏油层的改造。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术作用机理①用高加载速率的气体压力形成径向裂缝体系，解除污染、沟通天然裂缝；②火药燃烧释放热量溶解近井地带腊质和沥青质，解除油层孔隙堵塞；③火药燃烧生成的CO、CO2、HCl等气体遇水形成酸液，酸化解堵近井地带；④高能气体压裂过程中伴随的振动有利于解除机械杂质堵塞，并可改变原油结构，降低粘度，减少岩层中孔隙界面张力。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术中原油田不同高能气体压裂数据表压力发生器类型最大装药量(kg)升压时间最大作用时间(ms)井深(m)井温(℃)单井累积增油量(t)有弹壳固体火药40毫秒级<250560-1600<120212无弹壳固体火药100秒级1000>2300100-150

液体火药2000秒级1000>23002503933.开发低渗透油藏的主要工艺技术复合压裂技术工艺原理先对欲处理的油层进行高能气体压裂，在近井地带形成多条多向裂缝，然后进行水力压裂，对已形成的多条裂缝进行扩展，形成主裂缝。适用范围低、特低渗透油藏，致密深层油气藏，以及破裂压力异常高的油气藏。工艺特点①油层处理半径大，可达水力压裂形成的裂缝半径；②既具有裂缝高导流能力的增油机理，又具有高能气体压裂中热化学作用、水力冲击作用增油的机理；③压裂顺序可以变化；④充分利用了两种压裂技术造缝机理的差异互补性。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术区块项目对比井数(口)压裂厚度采液强度增加值[t/(d·m)]采油强度增加值[t/(d·m)]砂岩(m)有效砂岩(m)太南复合压裂23.53.32.712.41普压24.53.11.61.11葡萄花复合压裂37.24.54.952.15普压375.21.730.87朝阳沟复合压裂8

140.310.18普压8

19.40.280.24平均复合压裂13

10.71.790.93普压13

14.40.820.52大庆外围低渗透油田复合压裂与同区块普压对比表3.开发低渗透油藏的主要工艺技术①重复压裂总体方案内容

a、根据全油田调整方案要求进行先导性试验，为整体重复压裂编制方案提供理论和实践依据；

b、油层整体改造，油井普遍实施二次或多次压裂，提高油层渗流能力；

c、与井组、区块注水、抽油、堵水相结合选好压裂井层；

d、逐步完善重复压裂工艺。3）重复压裂3.开发低渗透油藏的主要工艺技术②重复压裂的原则

a、掌握重复压裂的有利时机：中低含水期为主力油层重复压裂的最佳时期，中高含水期为非主力油层或接替层重复压裂的最佳时期；

b、分析增产有效压力界限；

c、优选压裂方式：以重复压裂后能控制含水上升和提高增产幅度为原则优选；

d、确定合理加砂：注水开发油田加砂应保证不穿透油水间高含水前缘的位置。3.开发低渗透油藏的主要工艺技术3.4高效注水技术1）水质处理工艺技术精细过滤技术除氧灭菌技术全程内防腐技术水质达标工艺技术低渗透油层致密、弹性能小、导压系数低、驱油能量消耗大，要使油井产量保持稳定，必须及时注水补充地层能量。但低渗透油层吸水能力又差，且易被污染堵塞，因此，高效的注水技术对开发低渗透油田十分关键。低渗透油层孔喉细小，多在1-2μm以下，极易堵塞，因此对注入水水质要求特别严格，由此形成的水质处理技术包括：3.开发低渗透油藏的主要工艺技术中原油田原来注入水质具有很强的腐蚀性，污水处理工艺技术复杂且难度大，导致生产系统腐蚀严重，1994年生产系统年腐蚀穿孔平均8345次，平均腐蚀速率达3mm/a。近年来，中原油田注水系统紧紧围绕搞好污水处理，实现注入水水质达标，减缓腐蚀这个中心开展注入水水质综合治理工作，注水系统不断配套完善了6大技术：清污先混合后处理水质改性技术、井口精细过滤技术、污水处理自动化控制技术、残渣处理技术、无害化学清洗和物理清洗技术、高压封隔器分注和测试技术。水质达标工艺技术－以中原油田为例3.开发低渗透油藏的主要工艺技术中原油田污水处理站滤后历年腐蚀速度变化图3.开发低渗透油藏的主要工艺技术中原油田水质处理前后指标对比表3.开发低渗透油藏的主要工艺技术2）注水井试注技术强排液试注技术通过采取深抽强排措施，在最短时间内尽可能地排出油层内地堵塞物。热泡沫混气水洗井试注工艺技术用泵车向井内挤入发泡剂和热水，按一定比例配制成泡沫洗井液，同时用压风机混气进行循环洗井。试注：把井筒、井底和井眼附近的油层清洗干净，并采取