低渗透油田地质开发特征及开发对策

低渗透油田地质开发特征及开发对策MI能源公司周受超2021年07月26日目录

前言一、低渗透油田的地质特征二、低渗透储层的渗流特征三、低渗透油田的开发特征四、低渗透油田的开发对策前

言什么叫低渗透油田——就是因为油田的储层渗透率很低，所以，我们把储集层渗透率很低的这类油田叫做低渗透油田。低渗透储层的基岩有沉积岩的储层、有火山岩的储层，我们这次讲的是低渗透砂岩油田。低渗透砂岩油田又分为常规低渗透砂岩油田和裂缝性低渗透砂岩油田。一般来说，储层渗透率低，其孔隙度也低，所以也叫低孔低渗油田。前

言渗透率低到什么程度叫低渗呢？孔隙度低到什么程度叫低孔呢？2005年中国国家储委新公布的石油天然气储量标准中作了明确界定：有的专家把＜10×10-3µm2定为特低渗透，有的专家把＜1.0×10-3µm2定为超低渗透。前

言我们开发的三个油田：大安油田——低孔特低渗透油田，平均孔隙度11.8%，平均渗透率1.39×10-3µm2；

庙3油田——低孔特低渗透油田，平均孔隙度13.6%，平均渗透率1.5×10-3µm2；

莫里青油田——低孔低渗透油田，平均孔隙度12.7%，平均渗透率10.6×10-3µm2。低渗透油田的地质特征和渗流特征与中高渗透率油田存在明显差异，因而其开发特征也存在明显差异，要开发好低渗透油田所采取的对策也显然不同。前

言我这次想利用几天时间，从低渗透砂岩油田的地质特征、渗流特征、开发特征，以至开发对策这个思路出发，本着理论与实践相结合的原那么，特别是结合吉林油田几十年来开发低渗透油田实践中的经验教训和大家作一个讨论交流。希望能给大家在工作中一些思路和帮助。如有不同意见和看法我们可以讨论。低渗透油田地质特征渗流特征开发特征开发对策目录前言一、低渗透油田的地质特征二、低渗透储层的渗流特征三、低渗透油田的开发特征四、低渗透油田的开发对策一、低渗透油田的地质特征〔一〕低渗透油田的沉积特征中国的低渗透砂岩储层主要为三个成因：——近源沉积成因——远源沉积成因——成岩作用成因一、低渗透油田的地质特征〔一〕低渗透油田的沉积特征1.近源沉积形成的低渗透储层特征：近源沉积储层碎屑颗粒大小悬殊，分选极差，大小不一的碎屑近源堆积在一起，加上泥质充填在不同的孔隙中，造成储层的总孔隙度和连通孔隙度都大幅度减小，形成低孔低渗储层。根据其距离物源的相对远近又分为：——洪积扇沉积的砾岩储层；——冲积扇沉积的砾状砂岩储层；——水下扇沉积的砂砾岩储层；——湖底扇重力流沉积储层。我们开发的莫里青油田是属于近源水下扇沉积的砂砾岩储层。一、低渗透油田的地质特征〔一〕低渗透油田的沉积特征2.远源沉积形成的低渗透储层特征：远源沉积储层碎屑物经过长途搬运，颗粒细，微小悬浮物多，成岩后形成粉细砂岩，细粉砂岩，孔隙半径细小，泥质含量高的低孔低渗储层。根据沉积环境可分为：——河流相沉积储层；——三角洲相沉积储层；——三角洲前缘相沉积储层。松辽盆地的低渗透油田的储层就是属于远源沉积的储层。一、低渗透油田的地质特征〔一〕低渗透油田的沉积特征3.成岩作用形成的低渗透储层特征：碎屑物沉积后，在成岩过程中，由于压实作用、胶结作用、溶蚀作用的影响，使孔隙度和渗透率不断变低，形成低孔低渗储层。由于受影响作用的不同又分为：——压实、胶结作用形成的低渗透储层；——压实、胶结作用和溶蚀作用形成的低渗透储层。在中国成岩作用形成的低渗透储层主要分布在西北陕甘宁地区的沉积盆地。一、低渗透油田的地质特征〔二〕低渗透储层的岩性、物性特征1.岩性特征岩性与物源母岩性质、风化程度、沉积物搬运远近有直接关系。低渗透砂岩储层总的特点是粒度分布宽、分选性差，矿物成分主要是岩屑、石英、长石，胶结物主要为泥质。2.孔隙结构特征低渗透砂岩储层一般孔隙小，孔喉半径小于1µm，中孔很少，主要为低孔，特低孔。如大安油田孔隙半径中值为0.24µm，平均为0.33µm。一、低渗透油田的地质特征〔二〕低渗透储层的岩性、物性特征3.物性特征：低渗透储层特征主要为三低：孔隙度低，一般小于15%；渗透率低，一般小于10×10-3µm2；含油饱和度低，一般50%左右。根据储量标准标准，目前吉林油田所属的低渗透油田中：低孔低渗——新立、乾安、新民、莫里青、大老爷府、英台的萨尔图油田；低孔特低渗——大安、新庙、大情字井油田；低孔超低渗——两井油田。一、低渗透油田的地质特征〔二〕低渗透储层的岩性、物性特征4.含油饱和度特征我国低渗透储层含油饱和度都比较低，一般为45～60%，50%左右。因为影响饱和度的因素很多，所以低渗透油田的含油饱和度差异很大。含油饱和度——根据二次运移理论，在油气运移到储层之前，是先由水运移到储层的的孔隙中，占据着孔隙体积，油气第二次运移到储层是依靠驱动力克服阻力，驱出原来占据孔隙中的水，而储存在孔隙中。油气驱替出水的多少，重新占领孔隙体积的程度就是含油饱和度。含油饱和度就是油气运移聚集成藏过程的最终结果的表达。一、低渗透油田的地质特征〔二〕低渗透储层的岩性、物性特征影响含油饱和度的因素：①浮力——驱动力，油水密度差产生浮力。②水动力——可以是驱动力，也可成为阻力水向上倾方向流动〔与浮力方向一致〕使浮力梯度增大，有利于油气进入更小的孔道，从而提高含油饱和度。这时水动力就成为驱动力。相反，水向下倾方向流动〔与浮力方向相反〕，抵消了一局部浮力，使浮力梯度降低，使油气难以进入小孔道，从而降低含油饱和度，这时水动力成为阻力。③构造作用力——驱动力构造圈闭高度越大，含油饱和度越高。这就是一般构造轴部比构造翼部含油好的原因。④毛细管压力——阻力。原来储层孔隙被水饱和——水是润湿相；油是后来运移到孔隙中——油是非润湿相。一、低渗透油田的地质特征〔二〕低渗透储层的岩性、物性特征油水互不相溶的结果，在毛细管中形成一个界面，产生界面张力。油驱水在凹面一侧，承受压力大，水处在凸面一侧，承受压力小，这种在毛细管中两侧产生的压力差就叫毛细管压力。油要进入储层的孔道中，必须克服毛管压力的阻力。孔隙吼道半径越小，毛管压力阻力越大，油进入小孔道就越难。相反，毛管压力越小，油容易进入。低渗透储层一般孔喉半径很小，在一定驱动力作用下，相对大的孔道进油了，而毛管压力阻力大的小孔道油进不去，所以造成了低渗透储层含油饱和度比较低。——在相同驱动力条件下，毛管压力阻力大的储层含油饱和度低；——毛管压力阻力是影响低渗透储层含油饱和度低的主要因素；——在相同毛管压力阻力条件下，驱动力大，含油饱和度高。在低渗透油田注水开发中，毛管压力也是影响水驱涉及体积系数低、驱油效率低、最终采收率低的主要因素。一、低渗透油田的地质特征〔三〕低渗透储层分布特征低渗透砂岩储层分布特征和储层沉积环境有关。中国陆相沉积形成的低渗透储层除三角洲前缘相的席状砂储层外，一般都是分布不稳定，在平面上、纵向上分布差异都很大。一、低渗透油田的地质特征〔四〕裂缝性低渗透油藏的裂缝特征我国发现的具有裂缝的油田比较多。国内外油田开发实践证明，裂缝对油田开发影响很大，研究和搞清裂缝性质及其分布特征，对提高油田开发效果具有特别重要的意义。一、低渗透油田的地质特征〔四〕裂缝性低渗透油藏的裂缝特征1.裂缝成因的分类构造裂缝——由于构造运动拉张、挤压形成的裂缝，一般有张裂缝和剪裂缝。非构造裂缝——由于非构造运动力形成的裂缝，如层面缝、溶蚀缝等。我国低渗透油藏的裂缝绝多数为构造裂缝。我国沉积盆地构造体制分为四种类型：——伸展型——挤压型——稳定型——走滑型我国东部沉积盆地主要为伸展型盆地。构造裂缝与正断层伴随发育，裂缝发育规模小，延伸长度和密度不大。如吉林油区各油田发育的裂缝就是这种类型。我国西部沉积盆地多为挤压型盆地，裂缝多伴随逆冲断层发育，裂缝发育很明显，发育规模大，延伸长度和密度大，多为直劈型开度大的裂缝，对开发影响特别大，如新疆火烧山、小拐油田就是这种类型。一、低渗透油田的地质特征〔四〕裂缝性低渗透油藏的裂缝特征2.裂缝特征①裂缝产状：裂缝方位、倾角；②裂缝分布：裂缝在平面和纵向上的分布特点；③裂缝发育规模：裂缝密度，裂缝开度，裂缝延伸长度、宽度，裂缝纵向切深。④裂缝孔渗特征：通过多种方法计算裂缝的孔隙度，渗透率。裂缝的孔隙度很低，但渗透率比基质岩高得多，对流体流动影响很大，对石油储量影响很小。一、低渗透油田的地质特征〔四〕裂缝性低渗透油藏的裂缝特征3.裂缝性低渗透油藏综合评价孔隙-裂缝型裂缝-孔隙型显裂缝型微裂缝型潜裂缝型裂缝性低渗油藏∮f«∮m∮f«∮m∮f«∮mKf»KmKf＞KmKf≈Km∮f，Kf——为裂缝孔隙度，渗透率；∮m，Km——为基质岩的孔隙度，渗透率。吉林油田的裂缝性低渗透油藏根本上是属于微裂缝型。根据裂缝各种性质和分布特征对裂缝性低渗透油藏进行综合评价，并对开发的影响做出预测。在综合评价的根底上研究和采取相应的开发对策。一、低渗透油田的地质特征〔五〕低渗透油田的流体性质流体性质与油气生成的环境、运移环境、聚集环境以及其过程中的物理化学作用有关，与低渗透本身好似没有直接关系。但是就原油性质来说，一般低渗透油田的原油性质都比较好，多属正常轻质油，很少有低渗透稠油油田。——如果在运移过程中有条件造成原油轻质成分挥发扩散而形成较稠的油，由于低渗储层孔道小，稠油难进入小孔道而聚集。相反，轻质油渗流阻力小容易进入小孔道而聚集。——聚集成藏后，低渗透储层扩散作用较弱，原油轻质成分不容易挥发扩散，不易形成稠油。——如果同一个油田，浅层为高渗透，深层为低渗透，浅层高渗透层的原油轻质成分容易挥发，形成稠油油藏，而深层低渗透那么形成轻质油油藏，辽河有的油田就是这样。浅层的馆陶组多为稠油，深层的东营组多为轻质油。——低渗透储层颗粒细，比外表积大，吸附能力强，原油中极性强的胶质沥青质重质成分容易被岩石颗粒外表吸附，被吸附的这局部重质成分很难被驱动出来。一、低渗透油田的地质特征〔五〕低渗透油田的流体性质我国低渗透油田原油性质：原油密度：一般为0.83～0.87〔g/cm3〕脱气油粘度：一般为7～33〔mPa·s〕地层油粘度：一般为0.7～9〔mPa·s〕凝固点：一般为16～33〔℃〕胶质沥青质：一般为18～40〔%〕原始气油比：一般为20～50〔m3/T〕含蜡量：一般为13～28〔%〕一、低渗透油田的地质特征〔六〕低渗透储层的压力和温度油层压力与沉积的压实程度、构造运动、温度升降有关，与低渗透本身没有直接关系。我国低渗透油田有正常压力、异常高压、异常低压的。我国东部多为正常压力，松辽盆地的油田为正常压力，但东部的渤海湾盆地有欠压实异常高压油田。我国西部酒西盆地、准葛尔盆地有与构造有关的异常高压油田；陕甘宁异常低压油田比较多。油层温度一般正常地温梯度，异常高温很少。一、低渗透油田的地质特征〔七〕低渗透油藏驱动能量及驱动类型油气藏驱动能量分为天然驱动和人工驱动。天然驱动能量——边水、低水、气顶、溶解气、弹性、重力驱动能量。人工驱动能量——水驱、气驱、蒸汽驱、聚合物驱、复合驱等。我们这里讲的是地质特征，讲的是天然驱动能量，人工驱动在开发中再讲。低渗透油田一般为构造性岩性圈闭和岩性圈闭，加上低孔低渗，边水、底水很不活泼，天然水驱能量很小。低渗透油田天然驱动能量主要为弹性驱动能量和溶解气驱动能量。由于不同油田饱和程度和原始气油比的不同，弹性驱和溶解驱能量差异比较大。我国低渗透油田除异常高压油田外，一般天然驱动能量比较小，一次采收率比较低，必须采用人工补充能量开发方式才能取得比较好的开发效果。一个油田探明以后，要对其地质特征进行全面的综合描述和综合评价，并且要在编制开发总体方案以及开发以后都要进行油藏地质综合描述和综合评价。目录前言一、低渗透油田的地质特征二、低渗透储层的渗流特征三、低渗透油田的开发特征四、低渗透油田的开发对策二、低渗透储层的渗流特征流体的流动方式有多种：层流、管流、湍流、紊流、旋流、渗流。如水在河床中流动就有层流、旋流、紊流三种方式；自来水在水管中流动为管流；而油气流体在储层中的流动就属于渗流〔除裂缝中流动外〕。因为储层的孔道很小，分布不规那么弯弯挠的，流体在细小不规那么孔道中的流动是以渗流的方式流动的。上面讲含油饱和度时讲到油气生成后运移到圈闭中聚集成藏的过程，就是油气在孔隙中漫长的渗流过程。相反，我们要开发油田，在驱动能量形成压差的作用下，油气从储层的孔隙中向油井井底渗流的过程。储层孔隙既是聚集油气的空间，也是油气渗流的通道。在油田开发中，油气水流体在储层中的渗流是一个极其复杂的过程，是驱动力和阻力矛盾斗争的过程。影响渗流的因素很多。为了开发好油田，我们必须认真研究和掌握流体在储层中渗流的特征。低渗透储层由于孔道很小，结构非常复杂，渗流阻力很大，流固外表、不同流体外表之间的分子作用强烈，使渗流变得更加复杂，和高渗储层相比，渗流差异很大。二、低渗透储层的渗流特征〔一〕低渗透储层渗流的影响因素1.低渗透储层小孔隙体积占总孔隙比例大要研究低渗透储层渗流影响因素，我们首先要搞清楚低渗透储层小孔隙占总孔隙体积的比例。根据压汞资料统计，不同渗透率岩样小孔隙体积占总孔隙的比例：从上表和图可以看出，随着渗透率的降低，储层小孔道的体积占总孔隙的体积的比例提高。当储层渗透率小于5×10-3µm2的特低渗透率，绝大局部孔隙为小于1µm的孔隙。也就是说，低渗透特低渗透储层的油主要储存在小孔隙之中，我们采出的油也主要从小孔隙中采出来。二、低渗透储层的渗流特征〔一〕低渗透储层渗流的影响因素流体通过小孔道渗流和通过大孔道渗流有明显差异。流体通过小孔道的渗流特征就是低渗透储层的渗流特征。我们研究低渗透储层的渗流特征主要就是研究流体通过小孔道的渗流特征。我们大安油田储层的孔道半径中值只有0.24µm，均值只有0.33µm。说明小孔隙体积所占比例也一定很大。二、低渗透储层的渗流特征2.低渗透储层岩石比外表积大岩石的比外表积——单位重量岩石的颗粒外表积〔m2/g〕。岩石的比外表积是度量岩石颗粒分散程度的物理参数。一般岩石颗粒越细、越分散，比外表积就越大；反过来说，比外表积越大，颗粒越细、越分散，渗透率就越低。根据理论计算，比外表积与渗透率的关系，如以下图曲线。Sm2/gk(10-3µm2)根据吸附理论认为，物质比外表积越大，其吸附能力越强，吸附的物质越多，低渗透储层的比外表积大，其吸附能力强，对渗流影响大。岩石颗粒外表吸附水和原油中极性强的重质成分多，造成束缚水和剩余油饱和度高，水驱油效率低。二、低渗透储层的渗流特征3.低渗透储层岩石外表油膜量很大原油是由烃类和非烃类化合物组成的复杂混合物，原油中含大量的极性物质。当原油与岩石颗粒外表接触时，产生相互作用，岩石颗粒外表就吸附有极性物质的液体层，这个吸附层多为原油中的胶质沥青质等重质组分，其粘度和密度都比体相原油大，这个特殊的油膜层定义为边界层。经大量的实验和研究说明：——储层孔道越小，原油边界层越厚，对渗流影响越大；——原油含胶质沥青质等重质成分含量越高，原油边界层越厚；——在相同条件下，驱动压力梯度增加，导致原油边界层厚度减小，它们之间成双对数关系；——低渗透特低渗透储层边界厚度大，边界层储量占总储量比例大。边界层储量中有相当一局部在相当大的驱动压力下难以流动，被滞留在孔隙中，导致可动油比例低，采收率低。二、低渗透储层的渗流特征3.低渗透储层岩石外表油膜量很大综上所述，在原油和岩石颗粒接触的外表，吸附原油中胶质沥青质等重组分形成一个原油边界层，其厚度与原油的物理化学性质，孔隙孔道半径大小及驱动压力梯度等因素有关。边界层中原油和体相原油在成分上有较大差异。在边界层中原油形成某种结构，边界层中原油具有较高粘度和极限剪切应力，必须在非常大的驱动压力梯度下才能流动。储层孔道半径越小，难以开采的原油比例就越大，采收率就越低，这对低渗透、特地渗透砂岩储层是一个不可无视的影响渗流特征的因素。二、低渗透储层的渗流特征4.低渗透储层毛细管力对渗透影响显著低渗透储层是由无数小颗粒和无数小孔道组成，这些小孔道可以看作众多直径不同的毛细管。当油水在这些毛细管中流动时，由于油水对毛细管壁润湿性不同，在油水界面上产生毛细管力，毛细管力表达式为：其中：σ——界面张力；θ——润湿角〔三相接触角〕；r——毛细管半径。当界面张力和润湿角不变的情况下，毛细管力与毛细管半径有关。毛细管半径越小，毛细管力越大，毛细管力是流体渗流的阻力。低渗透储层孔道半径很小，毛细管力很大，对渗流的影响十分显著。二、低渗透储层的渗流特征5.低渗透储层贾敏效应显著当流体珠泡在某一驱动压力梯度下开始克服上述毛细管力而运动时，珠泡弯月面产生变形，从而产生第二毛细管力〔第二个阻力〕。其中：Pc2——第二毛细管力；R’——cosθ’/r；R〞——cosθ〞/r。因此，当驱动压力梯度必须克服PC1、PC2和液膜阻力以后，珠泡才能流动。R”R’液膜二、低渗透储层的渗流特征5.低渗透储层贾敏效应显著上面讲PC1、PC2是发生在等径毛细管中的情况。但是，储层中的孔隙系统是大小不同的孔隙与连通的喉道所组成的复杂孔隙网络。因此，当流体珠泡流动到孔道窄口时，就遇到阻挡。要使流体珠泡通过窄口的喉道，那么要克服珠泡遇变形所产生的第三种毛细管力，这就是所谓的贾敏效应。

式中R1、R2可近似用孔隙与喉道的关系表示。R2R1二、低渗透储层的渗流特征R2=BR1

B—孔隙半径与喉道半径比值，即孔喉比，那么对强亲水储层：低渗透砂岩储层孔喉变化大，孔喉比大，贾敏效应显著，对渗透影响大。B贾敏效应与孔喉比的关系二、低渗透储层的渗流特征6.卡断现象严重通过砂岩微观孔隙模型水驱油实验看到，在连续油流通过孔隙喉道时，由于低渗透层喉道半径很小，毛细管阻力增大，当驱动力不能抵消毛细管力时，连续油流将被卡断，变成分散油滴。这种流动形态的变化导致渗流阻力增大和驱油效率的降低。(a)(b)二、低渗透储层的渗流特征7.低渗透储层可动流体饱和度小经过上述几个方面的分析，大家应该对低渗透储层可动油饱和度小，可以很好的理解了。中石油利用核磁共振对饱和流体岩心，离心前后测得得弛豫时间图谱，计算可动流体饱和度〔见以下图〕。弛豫时间

T（ms）10-1100101102103120060040020001000800幅度121400曲线1代表岩心饱和流体后离心前核磁共振测得的弛豫时间图，曲线1有两峰，左峰对应束缚状态流体，右峰代表对应自由状态流体〔可动流体〕。曲线2为经离心后核磁共振测得的弛豫时间图谱，图谱和曲线1比照只剩下左峰，而对应可动流体的右峰消失了，这说明经离心力驱动下，可动流体排出来了，束缚流体仍留在岩心中。利用曲线1和曲线2之间这局部就能计算出可动流体的饱和度。二、低渗透储层的渗流特征〔二〕低渗透储层非达西渗流特征1.达西定律和达西渗流我们以前所了解的油田开发和渗流力学是以达西定律为主要理论根底的，达西定律表达式：υ——视渗流速度K——渗透率µ——流动粘度——压力梯度达西定律的假设条件为：流体为均质牛顿流体，渗流为层状流状态；流体与孔隙介质不起作用。

二、低渗透储层的渗流特征1.达西定律和达西渗流用达西定律推导出油井产量公式为：Q0——油井产量h——油层有效厚度k——渗透率μ——原油粘度PH——供油边界压力PC——油井流动压力rH——供油半径rC——井眼半径达西渗流理论方法对于中高渗透油藏的开发是根本适应的。对于低渗透油藏的情况就不同了，上面讲到低渗透储层有诸多条件对于渗流影响，与达西定律假设的条件相差很大。如果简单用达西定律的理论方法，很难认识低渗透油藏复杂的渗流特征。二、低渗透储层的渗流特征2.低渗透储层非达西渗流特征西安石油学院和中石油总院渗流力学研究所，通过大量的实验揭示：当岩样渗透率比较低时，无论用水还是用油通过天然岩心进行渗流实验，都存在明显的启动压力梯度显示——产生非达西渗流现象。acbdυeΔP/L非达西流达西流0.1110k0.11启动压力梯度与渗透率关系曲线10这些实验的共同特点是：——当压力梯度在较低范围时，渗流速度的增加呈上凹型非线性曲线〔ad段〕；——当压力梯度较大时，渗流速度呈直线性增加〔de段〕；——直线段延伸不通过坐标原点，直线段延伸与压力梯度坐标线交点的压力梯度，为启动压力梯度〔c点〕；——在实验范围内湍流影响不明显；——渗流特征与渗透率及流体性质有关，渗透率越低，原油粘度越大，上凹型非线性曲线段延伸越长，启动压力梯度越大。二、低渗透储层的渗流特征2.低渗透储层非达西渗流特征黄延章教授推导出存在启动压力梯度的非达西渗流条件下油井产量公式：

——油层孔隙度——极性剪切力——启动压力梯度〔其余符号同达西流产量公式〕非达西渗流油井产量公式和达西渗流油井产量公式相比较，多了一局部，这就是低渗透油藏比中高渗透油藏多影响减低产量的局部。

二、低渗透储层的渗流特征〔三〕低渗透储层两相渗流特征上面讲的是低渗透储层单相流体渗流特征，低渗透储层两相流体渗流是怎样的特征呢？1.相渗透率曲线特征根据目前为止研究成果，最能代表两相渗流特征的是油水两相渗流的相渗透率曲线。从理论上讲，储层和流体的主要物理化学性质，如渗透率和孔隙结构、原油粘度和油水粘度比、外表润湿性和原油边界层厚度等等，都可以在相渗透率曲线中得到反映。因此，相渗透率曲线的不同特点也就反映了不同类型储层水驱油特征和效果。二、低渗透储层的渗流特征与中高渗透储层相比，低渗透储层相渗透率曲线有以下特点：——束缚水饱和度高，原始含油饱和度低；——两相流动范围窄；——剩余油饱和度高；——油相渗透率下降快；——水相渗透率上升慢，最终值低；——驱油效率低。上述特点产生的结果是造成低渗透油田油井见水后产液指数、产油指数大幅度下降。1.0不同渗透率的相渗透率曲线0.80.60.40.200.20.40.60.850×10-3μm2200×10-3μm2600×10-3μm2SwKro,Krw1.0二、低渗透储层的渗流特征2.低渗透油藏产液指数、产油指数变化特点根据非达西渗流和两相渗流特点推导出低渗透油藏无量纲产液指数和无量纲产油指数公式：无量纲产液指数ηL0为：无量纲产液指数ηo0为：Kro(Scw)——束缚水条件下油相的相对渗透率为常数1；M——油水粘度比，M增大导致水相比列增大；Kro(Sw)——在某一含水饱和度条件下油相的相对渗透率。对于低渗透储层来说，在油水相渗流时，由于喉道细小而贾敏效应增强，随着含水饱和度增加，油相渗透率急剧下降；Krw(Sw)——在某一含水饱和度条件下水相的相对渗透率，对于低渗透储层来说，也由于贾敏效应增强，随着含水饱和度增加，水相渗透率上升慢，而且最终值总是处在很低范围内〔0.1左右〕；——启动压力梯度，储层渗透率越小，油的极限剪切应力越大，启动压力梯度越大。二、低渗透储层的渗流特征2.低渗透油藏产液指数、产油指数变化特点我国低渗透油田开发实践，普遍反映的特点是油田平均无量纲产液指数随含水上升而下降，继而稳定，最后含水上升到80%左右以后才有所上升，而无量纲产油指数根本上一直随含水上升而下降。这导致人工水驱开发的低渗透油田油井见水后，提液困难，稳产难度很大。二、低渗透储层的渗流特征〔四〕低渗透储层的压敏效应特征国内外低渗透油田开发中普遍存在一个非常突出的现象，就是随着地层压力的下降，采油指数急剧下降，即使注水后地层压力恢复上升，采油指数也很难恢复〔因而造成产量快速下降，而难以恢复〕，这是什么原因造成的呢？经过大量观察和实践，人们揭示了这是储层的压敏效应〔即流固耦合作用〕造成的。以前渗流力学计算中，都是假设多孔介质储层是刚性的，但实际储层不是不可压缩的刚性介质，而是具有弹塑性的的多孔介质，当储层压力下降，储层发生膨胀，导致孔隙度缩小和渗透率的降低，低渗透性储层弹塑性突出，当地层压力下降后，储层孔隙度渗透率急剧下降，特别是渗透率下降明显；当地层压力上升时，孔隙度和渗透率恢复的很少，这种现象叫压敏效应。低渗透储层的压敏效应很强是造成油井采油指数，产油量下降而难恢复的主要原因。二、低渗透储层的渗流特征〔五〕低渗透储层的渗吸特征在油田开发过程中，也发现储层具有渗吸现象如自吸排油的现象。近几年中石油渗流力学研究所系统做了自然渗吸和驱替条件下渗吸的各种实验，加深了研究，取得了新的认识。研究结果说明：水驱初期以驱替作用为主，渗吸作用较弱；水驱中期驱替作用和渗吸作用同时起作用；水驱后期渗吸作用增大。储层大孔道中的油主要靠驱替采出，而细小孔道中的油主要靠渗吸作用采出。因此，我们开发低渗透油田，要认真研究利用储层渗吸机理，特别是在开发中后期利用渗吸作用采油方法，增加产量和提高采收率。目录前言一、低渗透油田的地质特征二、低渗透储层的渗流特征三、低渗透油田的开发特征四、低渗透油田的开发对策三、低渗透油田的开发特征上面讲了低渗透油田的地质特征和渗流特征。由于低渗透油田地质特征和渗流特征，导致低渗透油田在开发过程中具有与中高渗透油田所不同的开发特征。低渗透油田在开发上具有以下七个方面的特征。〔一〕油井自然产能很低油井自然产能和储层性质、原油性质以及原始驱动能量有直接关系。低渗透油田油井自然产能很低。这是低渗透油田很重要的开发特点，低渗透油田的油井如果不采用压裂等改造油层提高油井产能的技术手段，一般不具有工业开采价值。特别是特低或超特低渗透油田有相当一局部油井不经过压裂改造就根本不出油，没有自然产能。对于低渗透和特低渗透油田，只有通过优化压裂改造以后，才能做出正确的技术经济评价。三、低渗透油田的开发特征〔二〕油层压力和油井产量下降快，一次采收率低低渗透油田由于边底水不活泼，天然驱动能量缺乏以及渗流阻力大，能量消耗快，如果压裂改造后不采用人工补充能量的开发方式，结果必然是两快一低，即油井产量递减快、油层压力下降快、油田一次采收率低。024681012（月）1.0无量纲产量1.00.80.40.200.6快速递减平稳递减0.50.40.40.3大安油田新民油田不同油田两快一低情况不同。两快一低在实际开发中的分析方法：分析油井产量递减的方法，一般用第一年油井无量纲产量变化来分析衡量。一般低渗透油田油井第一年无量纲产量下降60～70%，第二年进入平稳递减，一般年递减20～30%。三、低渗透油田的开发特征〔二〕油层压力和油井产量下降快，一次采收率低地层压力下降一般用以下指标分析：压力变化速度——年压力变化值；压力变化率——采出1%地质储量地层压力变化值。如果不注水，低渗透油田一般每采出1%地质储量地层压力下降3～5MPa。——一次采收率主要决定弹性驱动能和溶解气驱动能的大小。地饱压差大，弹性驱动能量就大，弹性驱动采收率就高；原始汽油比高，溶解气驱动能量就大，溶解气驱采收率就高。两者相加就是低渗透油田一次采收率。低渗透油田一般一次采收率是10%左右；低渗透油田一般二次采收率是20～25%；低渗透油田一般三次采收率是25～30%。低渗透油田一次采收率是计算值，很少能取得矿场实际的一次采收率，因为低渗透油田都采用人工补充能量开发方式。低渗透油田不但一次采收率低，而且最终采收率也低。三、低渗透油田的开发特征〔三〕注水井吸水能力低，启动压力和注入压力上升快目前国内外低渗透油田根本上都是人工注水方式开发。低渗透油田在注水开发中存在一个普遍的特点，就是注水井的吸水能力低，启动压力和注入压力高，而且上升快。特低渗透油田和特低渗透区块，甚至开展到注不进水的程度。我国东部和西部的低渗透油田注水开发都普遍存在这种特点。吉林油田新立、新民、新庙、乾安、大老爷府、大安、莫里青、两井等低渗透和特低渗透油田注水开发中也普遍存在这种特点。低渗透油田注水井吸水能力，启动压力的变化可以通过测注水井的注水指示曲线分析。三、低渗透油田的开发特征〔三〕注水井吸水能力低，启动压力和注入压力上升快日注水量日注水量Ⅱ2注入压力2015105020151050baⅠ11996.3.151995.3.10注入压力视吸水指数——单位注入压力的日注水量，可用指示曲线a,b两点对应注入压力差和日注水量差求得。

低渗透油田注水井吸水能力低而且逐步下降，其主要原因是由低渗透储层内在地质因素所决定的，此外和注入水水质污染伤害堵塞等外在因素也有重要关系。三、低渗透油田的开发特征〔四〕油井注水见效的效果较差和中高渗透油田比较，低渗透油田油井注水见效的效果比较差，主要表现在以下五个特点：——油井见效慢；——油井见效程度低；——油井见效增产幅度小；——油层压力恢复慢；——低压低产现象严重。三、低渗透油田的开发特征1.油井见效慢低渗透油田油井注水见效总的来说比较慢。但是，不同油田、不同区块、不同油井见效快慢差距很大。这主要与储层的性质、主力油层分布及连通状况、井距大小、注水早晚等因素有关。吉林油区低渗透油田根底井网井距300m的情况下，一般油井在投注后6个月左右开始见效。我们大安油田早期同步注水，油层比较好的区块，一般注水后3～4个月油井就开始见到明显效果。三、低渗透油田的开发特征2.油井见效程度低低渗透油田油井见效程度一般来说是比较低的，30～70%。但是不同油田，不同区块见效程度差异很大。油层分布好的区块〔A类区块〕油井见效程度可达60～70%，而油层差的区块〔C类区块〕油井见效程度可小于10%。三、低渗透油田的开发特征3.油井见效增产幅度比较小低渗透油田油井注水见效后一般产量变化平缓，上升幅度小，少局部油井注水见效后产量上升幅度较大。实现早期同步注水或超前注水的区块，而且油水井有多层“A—A〞连通的油井，注水见效后产量上升幅度大，并有可能上升到投产初期的日产水平。由于低渗透油田储层分布不稳定，非均质强，油井注水见效增产效果差异很大。对于油田和区块来说，注水见效后整体产量一般是出现一段时间的稳产，少局部油层好的区块可出现一定程度的上升阶段。三、低渗透油田的开发特征4.油层压力恢复慢低渗透油田如果滞后注水，油层压力下降快，注水见效后油层压力恢复慢，甚至很长时间也很难恢复。除了高含水和特高含水注采反响敏感外，油层压力一般不可能恢复到原始压力附近。三、低渗透油田的开发特征5．低压低产现象严重低渗透油田开发过程中低压低产现象严重。随着注水开发阶段的开展，低压现象逐步好转，而低产低效井逐步增多。低渗透油田注水普遍见效后，一般低产低效井数占总井数的20～30%。随着油井逐步见水和含水不断上升，油井产量递减加快，低产低效现象越来越严重。低压低产状况在不同油田，不同区块差异也很大。我们大安油田是：构造轴部区带低产井少，翼部区带低产井多；南部区带低产井少，北部区带低产井多；目前全油田日产小于1吨的低产低效井约占25%左右。三、低渗透油田的开发特征〔五〕油井见水后产液，产油指数下降，油田稳产难度大低渗透油田油井见水后，产液指数明显下降一般到含水50%左右开始稳定，然后稳定到含水80%以后才有所上升，在含水上升和产液指数下降的双重影响下，产油指数连续下降，直到开发终止。由于产油产液指数明显下降，油井流压本来就很低，因此，增大采油压差提液的余地很小。尽管采取各种增产挖潜措施，油井也难以稳产。对于整个油田和区块来说，进入中高含水阶段，综合挖潜工作做的好，只能减缓产量递减，要想实现稳产和上产，只有大规模加密调整才能实现。三、低渗透油田的开发特征这里举两个例子：胜利油田的呈东油田，平均渗透率2526×10-3µm2，见水后含水上升到50～60%时，无量纲产液量到达2.4～2.5，无量纲采油量1.1～1.4。吉林油田的乾安油田，平均渗透率5.4×10-3µm2，见水后含水上升到50～60％时，无量纲产液量只有0.5～0.6，无量纲产油量只有0.3左右。00.80.60.40.20204060801.0含水（fw）乾安油田产液（油）指数与含水关系曲线无量纲产液、产油指数三、低渗透油田的开发特征〔六〕低含水阶段含水上升比较慢，低含水期是低渗透油田主要采油期含水变化规律可以根据相渗曲线和达西定律推导公式来描述：油水粘度比对含水变化直接影响：低渗透油田储层一般油水粘度比较小，油井见水初期含水上升比较慢，中后期含水上升快。一般低渗透油田小于30%低含水期可采出可采储量40%左右。0.600.10.20.30.40.50.60.70.20.40.81.0含水率（小数）采出程度（小数）含水率与采出程度关系曲线Ⅰ型Ⅱ型Ⅲ型Ⅳ型Ⅴ型含水％1008060004030201020采出程度（％）三、低渗透油田的开发特征〔六〕低含水阶段含水上升比较慢，低含水期是低渗透油田主要采油期低渗透油田低含水阶段，含水上升比较慢，正是油井普遍见效，油田上产稳产的主要采油阶段。这里举两个油田的例子：新立油田——1984年开始全面开发，7年后1992年1月含水29.6%，采出程度11.55%，采出可采储量46.4%。平均采油速度1.65%。乾安油田——1986年开始全面开发，6年后1992年6月含水29.3%，采出程度9.79%，采出可采储量44.5%，平均采油速度1.63%。三、低渗透油田的开发特征〔七〕裂缝性低渗透砂岩油田开发特征我国低渗透砂岩油田储层裂缝比较发育，构成裂缝性砂岩油藏。裂缝性低渗透砂岩油田的开发特征和单纯的低渗透油田是不同的，表现在裂缝对开发的特殊影响上。我们研究裂缝性低渗透砂岩油田开发特征之前，应该搞清楚以下3个问题：——根据裂缝发育程度，裂缝性低渗透油田有显裂缝型、微裂缝型和潜裂缝型。对于裂缝特别发育的显裂缝型的低渗透砂岩油田，裂缝对开发的特殊影响很明显，表现出典型的裂缝性油田开发特征；对于微裂缝型和潜裂缝型的裂缝性低渗透油田，裂缝对开发的特殊影响程度相对较差。——裂缝性低渗透油田不是所有区块，所有的井排都有裂缝发育。裂缝不发育的区块和井排，裂缝对开发的特殊影响程度低或不存在裂缝影响。其开发特征根本上表现为常规低渗透油田的开发特点。——裂缝发育的方向上，注入水的流动方式为沿裂缝方向的线状流动，而垂直裂缝方向的流动主要表现为孔隙渗流。因此，沿裂缝方向油井注采反响主要表现为裂缝型注采反响特征。而垂直裂缝方向的生产井排的油井那么主要表现为孔隙渗流型的注采反响特征。三、低渗透油田的开发特征裂缝对低渗透油田开发的特殊影响的开发特征主要有以下三个方面：1.注水井吸水特征〔1〕注水井启动压力和注入压力低，吸水能力强。裂缝发育的低渗透油藏，裂缝渗透率远大于储层基质渗透率。因而注水井启动压力和注入压力很低吸水能力很强。注水初期相当一局部注水井注入压力为0，这些注水井处于自吸注水状态。扶余油田西区1973年开始转注时，我和几位同志在转注现场逐个井组组织投注，发现有一多半注水井投注初期井口没有注入压力，处于负压灌水状态注水。新疆的火烧山油田有42.6%的注水井注水初期为自吸注水状态。〔2〕注水井指示曲线存在拐点，超过拐点压力吸水指数明显增大。当注入压力超过裂缝张开的压力时，指示曲线就会出现拐点。吉林油田低渗透油田注水井指示曲线很少出现拐点，其原因有两个：1〕因为注水井都采用压裂排液后投注，吉林油区裂缝方向和最大水平主应力方向一致。如果存在裂缝，经压裂后，天然裂缝已经被压裂张开了，不存在注水过程中天然裂缝再张开的情况了。2〕吉林油田裂缝性低渗透油田都采取控制注水压力注水，测指示曲线4个点的压力没有超过裂缝张开的破裂压力范围。所以，没有出现拐点。我国西北火烧山、鄯善、安塞等一些低渗透油田裂缝非常发育，裂缝张开压力较低，而且不少注水井不压裂投注，所以，注水指示曲线出现的拐点多。三、低渗透油田的开发特征裂缝对低渗透油田开发的特殊影响的开发特征主要有以下三个方面：2．油井生产特点

〔1〕沿裂缝方向，油井水窜水淹严重。注入水沿裂缝方向水窜水淹是裂缝性低渗透砂岩油田注水开发的普遍特点。扶余油田是裂缝性中渗透砂岩油田，1973年开始全面注水，注水三年沿裂缝方向水窜水淹200多口，占裂缝方向油井三分之二左右，最快的注水16小时后水淹。新疆火烧山油田是典型的裂缝性低渗透油田。1989年投入开发，当年109口生产井见水和水窜水淹，占生产井50%，第二年达74%，最快水窜推进速度高达289.7m/d，年综合含水上升率高达9～15%。吉林油区的新立、新民、乾安、大老爷府等裂缝性低渗透砂岩油田在开发初期也都出现不同程度的沿裂缝方向水窜水淹的现象。我们开发的大安油田，也出现沿裂缝方向水窜现象，目前已有13口水窜水淹井。〔2〕裂缝两侧油井见效比较好。沿裂缝方向油井水淹关井后调整了注入水渗流方向，形成垂直裂缝方向平面渗流，促进了裂缝两侧生产井排的油井见效。特别是适时转注裂缝方向水淹井，形成线状注水以后，进一步发挥了生产井排油井见效效果。三、低渗透油田的开发特征裂缝对低渗透油田开发的特殊影响的开发特征主要有以下三个方面：3.裂缝水窜造成油水井套管变形严重裂缝性砂岩油田在注水开发早期，如果我们对注入压力和注入速度控制不好，注入水沿裂缝窜入泥岩层段和敏感层面，引起层面滑动和泥岩膨胀，造成大批油水井套管变形，使大批油水井无法正常生产和分层作业。对整个油田开发效果造成严重影响。吉林油区的扶余油田、新立油田、乾安油田、在这方面都有极其沉痛的教训，逼迫我们花很多的人力物力和财力进行大规模的全面调整。自1990年开发新民油田以后，我们采取了防止套管变形的配套的技术对策，此后这类油田在开发过程中根本上未发生油水井套管变形的现象。目录前言一、低渗透油田的地质特征二、低渗透储层的渗流特征三、低渗透油田的开发特征四、低渗透油田的开发对策四、低渗透油田的开发对策低渗透油田开发是一项多技术、多专业、多工种联合作业的系统工程，也可以说是技术密集、投资密集的系统工程。针对上面讲的低渗透油田地质特征、渗流特征和开发特征。大家回忆一下，三大特征中由于不利因素影响形成的特征很多。我们要实现低渗透油田高效开发，必须有一套与三大特征相适应的配套的开发技术经济对策。下面讲低渗透油田开发对策，主要是本着理论与实践结合的原那么。但主要侧重实践，特别是结合吉林油田几十年来开发裂缝性低渗透砂岩油田的经验教训来讲。为了比较系统和连续性，也涉及油田开发的一些常规程序做法。四、低渗透油田的开发对策〔一〕深入开展油藏研究评价和开发试验，编制总体开发方案

上世九十年代后期以来，中国的油田开发在程序上做了一些改变。强调开发早期的介入，早期评价。原来探明储量由勘探部门直接提供。九十年代后期改为勘探部门只提供控制储量，由开发部门早期介入，开展油藏评价，在控制储量的根底上提供探明储量。因此，开发工作就增加了一个油藏评价阶段。但是我们进行的油田合作开采工程，在合作开采合同签订之前，合作开发的油田和区块一般都由甲方探明并提供了探明储量。合作方只要按照合同要求，在开发先导试验期内开展开发试验，编制油田总体开发方案，做好开发前各项准备工作，就可以实施开发建设了。因此，合作方在开发先导试验期内，主要工作就是深入开展油藏研究评价和开发试验，编制油田总体开发方案。四、低渗透油田的开发对策1．开展油藏初步总体评价，确定油田开发总体思路开展油藏初步总体评价首先根据甲方提供的勘探阶段取得的地震、探井、岩心分析、试油、试采，储量等全部资料，对合作区油藏进行初步研究和总体评价。根据对油藏初步总体评价结合参考比照本油区相似类型的低渗透油田开发的经历和经验教训，初步确定油田开发总体思路。包括初步确定：开发单元和开发层系;开发井网方式和密度;人工补充能量方式和时机;单井产能和单井注水量;开发动用区块和开发顺序;开发动用储量规模和产能建设规模;钻采工艺技术总体设想;地面工程框架布局;框算开发总体投资;平安环保框架;开发风险初步评价。以上十一个方面就初步构成了油田开发的总体思路。这个开发总体思路相当于开发概念设计方案。四、低渗透油田的开发对策2.选定开发试验区，开展开发试验按照?纲要?要求，对大型和复杂的低渗透油田要选择有代表性的区块，开展注水开发试验，为油藏工程，钻采工程设计提供依据。如果油田规模不大，地质情况不十分复杂或者同油区同类型油田开发有可借鉴的经验也可不开展开发试验区。我们大安油田虽然规模比较大，但有扶扬油层可借鉴的油田开发经验，而且原来有大208和大206两个开发试验区，所以我们在开发试验期就没有开辟新的开发试验区。四、低渗透油田的开发对策3.补取资料及开展相关地质开发、工艺技术试验一个探明的油田，虽然按照储量标准取得大量相关资料，但要编制油田总体开发方案和实施开发建设还是很不够的，必须在开发总体思路的指导下，进一步取全取准相关资料或开展相关地质开发、工艺技术试验，为正式编制总体开发方案和实施开发建设提供系统而全面的依据。——必要时，对地震资料进行重新处理和解释，进一步落实构造、断层，并进行储层预测和沉积相研究；——适当补钻评价井，特别是对第一批开发区块，布置适当的评价井；——通过新评价井补取取芯分析资料，地层压力资料和PVT资料；——对补钻评价井和有条件的探井全面开展试采，进一步落实油井产能；——开展钻采工艺技术相关的现场试验，为钻采技术总体开发设计提供依据；——开展地质开发、工艺技术相关的室内分析实验。四、低渗透油田的开发对策4.深入开展油藏地质研究评价，建立油藏地质模型在补取各项资料的根底上，根据原有资料和新补取资料深入开展油藏地质研究评价，建立三维地质模型。包括建立：构造模型——构造、断层、裂缝特征、圈闭模式；储层模型——岩性、物性、孔隙结构、岩电关系；沉积模型——沉积相和砂体展布；流体模型——油、气、水性质及其分布；压力模型——原始压力、饱和压力、压力系数;温度模型——油层温度、地温梯度；天然驱动能量模型——边底水、弹性、溶解气驱动能量。在开展油藏地质研究评价同时，必须开展：——油田和分区块储量评价；——油田和分区块产能评价；——储层敏感性及储层伤害评价；——油层改造工艺技术评价；——注水水源水质评价。四、低渗透油田的开发对策5.编制油田总体开发方案在开发先导试验期内通过补取资料，在深入开展油藏地质研究、评价和工程技术试验的根底上，正式编制油田总体开发方案。油田总体开发方案包括8个局部内容：总论；油藏工程方案；钻井工程方案；采油工程方案；地面工程方案；工程组织及实施要求；健康、平安、环保要求；投资估算和经济效益评价。油田总体开发方案编制的详细内容在?纲要?中都有具体规定和要求，在这里我们不多说了。四、低渗透油田的开发对策油田总体开发方案经有关国家部门审查批准后，就进入开发建设阶段，就可以按照总体开发方案的部署和要求实施油田开发建设。油田开发建设阶段的具体要求在?纲要?中都有详细规定，而且大家在这几年中都在具体实践中干过来的，在这里我也不多讲了。下面我就针对裂缝性低渗透砂岩油田开发的相关开发方式选择，开发井网优选、有效注水、油层保护、整体优化压裂以及改善注水开发效果和提高采收率等问题讲讲经验和对策。四、低渗透油田的开发对策〔二〕开发方式的优选1.注水开发是低渗透油田最适应、最经济有效的开发方式上面讲的低渗透油田的三大特征要求我们必须采取人工补充能量的开发方式。国内外几十年的开发实践证明，目前为止，注水开发是低渗透油田人工补充能量最适应、最成熟、最经济的开发方式。近十多年来，国内外相继开展注空气、注CO2等开发方式的试验，据说国外试驱成功，国内也开展试验。但是不管那种新的开发方式，应该都有适用条件，而且需要较长时间试验，取得成功后才能大面积推广。我们MI能源公司作为私营公司，经济实力不够。因此，我们不宜承担大风险去搞试验，如果国内试验成功，效果很好，也很经济，我们可以引进应用。四、低渗透油田的开发对策〔二〕开发方式的优选2.注水时机的选择关于低渗透油田注水时机问题，几十年来认识不一。有的观点认为，适当晚些时候注水有利于充分发挥天然能量的作用；有的观点认为早期注水好，能使油井保持在较高压力下生产，产量比较高。自从上世纪80年代以来，由于渗流机理研究揭示了低渗透储层压敏效应的特点以及众多油田的早期注水试验结果，认识开始统一，趋向于早期注水。虽然多数认识认为早期注水好，但不少油田的生产指挥在和产能建设中，优先抓油井投产工程，注水工程往往滞后一年多，实际上一个油田开发建设头一两年的开发区块一般都迟后一年多才注上水，我们大安油田也是如此，2004年开发区到2005年三季度才开始全面注上水。四、低渗透油田的开发对策〔二〕开发方式的优选关于早期注水，吉林油田是在开发新民油田才真正尝到甜头。新民油田1990年投入开发，90～91年主要开发东断块，迟后一年半才全面注水，西断块92年开发，一般四个月后全面注水。两个断块油层都比较好，压后平均单井初产都在8吨左右，但注水后产量变化效果差异很大。见效后东断块单井日产油1.7～1.9吨，而西断块平均单井日产油3.0～3.2吨，注水见效后西断块比东断块平均单井日产高1.3吨左右。10666121212第一年第二年第三年单井日产t/d84206注水注水见效见效东断块（迟后1.5年注水）西断块（迟后4个月注水）新民油田注水早晚油井产量变化曲线四、低渗透油田的开发对策〔二〕开发方式的优选我们根据大216区块实际产量变化做了一个见效模式图。按其实际见效模式推算大216区块早期注水见效曲线进行比照，比照结果到2021年末，早注水要比晚一年注水见效期内多采油6.6万吨。四、低渗透油田的开发对策〔二〕开发方式的优选由大216区块见效模式推算4种不同注水时机油井产量变化模式曲线。希望动态组的同志，你们自己对各个区块做出注水见效实际的模式图来比照看看是不是这个特点。四、低渗透油田的开发对策综上所述，由于低渗透油田压敏效应强，地层压力和油井产能递减快，注水见效后压力和产能也难以恢复。晚注水，油井见效只能在低水平稳产或略有上升。而早期注水能大大减少压敏效应造成的损失，能使油井保持在较高地层压力水平条件下生产，能使油井见效后保持在较高产能下稳产或上升。四、低渗透油田的开发对策〔二〕开发方式的优选我们真正认识到低渗透油田早期注水好，我们只要把开发建设运行安排好，把注水井钻井，排液和注水工程建设向前抢出一个时段，就可以实现早期同步注水，不用增加投资，就能获取巨大的效益。目前有的专家认为，天然能量大的油田可以适当推迟注水。我们不太同意这种观点。我的观点是：——边底水活泼，天然水驱能量大的中高渗透油田，可以推迟注水，因为中高渗透油田压敏效应差，注采反响很敏感，地层压力下降，产量下降可以有效恢复，甚至可以恢复到初始产能以上生产〔如吉林的四方坨子油田〕。——天然能量大的低渗透油田，甚至超高压的低渗透油田也必须实现早期注水。因为低渗透储层弹塑性比较突出，压敏效应强，油井产能随压力下降而降下来就很难恢复上去。推迟注水确实可以利用天然能量，使油井产量下降相对较慢。但和压敏效应造成对整体开发的损失相比，肯定是得不偿失的。四、低渗透油田的开发对策〔三〕开发井网系统优选开发井网系统选择包括三个问题：开发层系划分、开发井网部署方式选择、开发井网密度选择。1.开发层系划分开发层系划分要考虑以下7个原那么：——油藏类型、油水分布、压力系统、流体性质；——储层沉积条件、物性差异；——油层层数，油层井段长短；——油层厚度大小；——层系间的隔层条件；——经济效益；——国家对原油产量的特殊要求。对大安油田来说：扶扬油层合为一套层系开发是适宜的；对于葡萄花、黑帝庙油层，合到扶扬油层一套层系开发显然不适宜。可以采用二种方法对待：一是零星分布的，等开发后期上返动用开发；二是相对集中分布的，可以在适当时候局部打另一套井网开发。对于局局部布的高台子油层，因与扶余油层相隔只有几十米，可以和扶扬油层同一层系动用开发。四、低渗透油田的开发对策2.开发井网部署方式和井网密度优选裂缝性低渗透砂岩油田开发井网方式和井网密度的选择是十分重要而又十分复杂的技术经济问题。我们必须根据地质特征、渗流特征、开发特征、经济效益，认真进行技术经济综合评价，合理优选。〔1〕开发井网方式和井网密度选择原那么。裂缝性低渗透砂岩油田开发井网方式和井网密度选择必须考虑以下9个原那么：——裂缝分布及发育程度；——控制较高的水驱储量；——单井控制较高的可采储量；——满足一定的采油速度；——充分发挥注水效果；——到达较高的阶段采出程度和最终采收率；——对开发中后期调整留有适当的余地；——能获得较好的经济效益；——满足国家在特殊时期对原油的特殊要求。四、低渗透油田的开发对策2.开发井网部署方式和井网密度优选〔2〕影响合理井网技术经济因素分析。对影响裂缝性低渗透砂岩油田合理井网的重要因素要进行认真分析：——裂缝分布和发育程度对井网影响分析；——油层分布及水驱控制程度与井网密度关系分析；——采油速度与井网密度关系分析；——采收率与井网密度关系分析；——单井控制可采储量经济极限与井网密度关系分析；——单井平均日产经济极限与井网密度关系分析；——开发投资收益与井网密度关系分析。在考虑以上9个原那么和开展以上7个方面分析的根底上进行技术经济综合评价，优选裂缝性低渗透性砂岩油田合理井网方式和井网密度。四、低渗透油田的开发对策3.吉林油区裂缝性低渗透砂岩田井网部署的开展历程和经验分析吉林油田是开发裂缝性砂岩油田开发最早的油田之一，在井网部署上经历了四个阶段。〔1〕第一阶段——扶余正三角井网扶余油田是我国最大的裂缝性砂岩油田。含油面积84km2、地质储量13240万吨，平均有效厚度10.3米，平均孔隙度23%，平均渗透率180x10-3µm2〔属中渗透油田〕，含油饱和度73%，油层埋深370～500m。扶余油田是一个大油田、浅油田、好油田。150m200m150m200m173m134m四、低渗透油田的开发对策1963年开辟开发试验区，1965年和1969年分别在中一北和西三区开展2个注水试验区。1968～1969年完成600米根底井网。1970年开始全面开发，1973年开始全面注水。全面开发井网为正三角井距200m和150m，井排方向为东西方向。注水方式有反九点面积和两排夹三排行列注水。1973年全面注水后出现了大批东西裂缝方向油井水窜水淹。到1975年，注水3年，裂缝方向油井水淹200多口，占裂缝方向油井总数三分之二以上，到1980年水淹井总数达280多口，绝大多数裂缝方向油井水淹关井。150m200m150m200m173m134m四、低渗透油田的开发对策经验分析：——注水试验区已经暴露了沿裂缝方向水淹的问题，但对裂缝及其对注水开发影响认识缺乏。虽然井排方向按裂缝方向部署，但井距过小，井网密度过大，出现严重的沿裂缝方向的水窜水淹。——两排夹三排行列注水区。中间井排很难见到注水效果，加上裂缝方向油井水窜水淹，区块开发效果很差。——总结经验教训，及时关闭裂缝方向水淹井，因势利导，借助裂缝方向水窜拉成水线，向南北向油井排平面水驱，同时在南北向油井排对应压裂引效，促进油井排注水见效，开发效果明显改善。年产油由1975年111.2万吨，上升到1978年的134.6万吨，含水控制在40%左右。——经过充分研究和试验，1981年后，在主力区块全面开展调整，全面转注裂缝方向水淹井和行列注水区中间井排转注，形成线状注水方式。同时在油井排进行错位加密调整。经过调整，年产油量由1981年的92.6万吨上升到1983年的102万吨，实现第一次调整年产100万吨，稳产5年。150m200m150m200m173m134m四、低渗透油田的开发对策〔2〕第二阶段——新立油田扭22.5度角正方井网吸取扶余油田的经验教训，为了减缓沿裂缝方向油井水窜水淹。1982年开发新立油田是将300m正方井网井排方向与裂缝方向错开22.5度〔如以下图〕。新立油田开发初期300m正方反九点法面积注水井网井排与裂缝扭22.5度角井网，实际上构成134×680m小排拒、大井距的裂缝性油田开发井网。四、低渗透油田的开发对策经验分析：——新立油田开发初期实际上形成小排距、大井距的适应裂缝性低渗透砂岩油田开发井网。——新立油田开发初期开发效果很好，全面投入开发7年，采油速度1.65%，综合含水29.6%，采出程度11.55%，低含水期就采出可采储量46.2%，1988年最高年产到达70万吨。——由于裂缝方向井距拉大到680m，根本上没有发生裂缝方向水窜水淹，有效地控制了裂缝水窜水淹。——但是裂缝方向井距过大，注水井注水量负担过重，加上为了保稳产，注采比过大，注入压力上升快而且过高，造成70%以上注水井套管变形，不能正常分注，使中期开发效果明显变差。——1996年以后进行注水方式和加密调整，形成小排距线状注水，开发效果逐步好转。继新立油田以后、乾安油田、大庆的朝阳沟油田等也采用扭小角度井网方式，都取得比较好的效果。四、低渗透油田的开发对策〔3〕第三阶段——新民油田扭45度角井网1990年开发新民油田，吸取了扶余油田和新立油田经验教训。把井排与裂缝方向错开45度角，本身还是300m正方形反九点面积注水井网，实际构成了垂直裂缝方向排拒212m，东西向井距425m的212×425m井网。300m45°425m212m四、低渗透油田的开发对策经验分析：——新民油田初期井网212×425m，对裂缝性低渗透油田开发根本上是适应的，特别井距425m比较适中，既控制了裂缝方向水窜水淹，也没有造成注水井负担过重；——在选择合理井网同时，采取了控制注入压力等一整套防止套管变形的措施对策，防止油水井套变，开发近20年，目前根本上没有发生套管变形，总的开发效果比较好；——但是排拒还是较大，油井排注水效果比较缓慢；——中期进行调整，调整沿裂缝方向线状注水，加密井排调整，调整后也取得了较好的效果。300m45°425m212m四、低渗透油田的开发对策〔4〕矩形井网方式总结分析以上三个阶段关于裂缝性低渗透砂岩油田井网部署：——以上三个阶段都考虑裂缝定向分布的特点，把井排方向和裂缝方向为同一井排方向，这样有利沿裂缝拉水线，可调整为沿裂缝线状注水；——第二、三阶段新立、新民式的井网方式，进一步考虑井网对裂缝的适应性，不同程度拉大了沿裂缝井排的井距，减缓了沿裂缝方向油井水窜水淹，同时不同程度缩小了垂直裂缝方向的排拒，促进了生产井排油井的见效；——但是三种布井方式都离不开规那么的正三角和正方形井网，特别是跳不开几十年来惯用的300m反九点法规那么面积井网模式，都是布好300m正方井网，变戏法的扭转一定角度，新立扭22.5度，新民扭45度，变来变去都离不开300m正方井网格式，使井网灵活性适应性受到限制。四、低渗透油田的开发对策1996年召开全国低渗透油田开发研讨会上，对裂缝性低渗透砂岩油田开发井网部署形成共识：——平行裂缝方向注水；——垂直裂缝方向驱油；——井排方向平行裂缝方向；——采用线状注水方式；——井距适当加大，排距合理缩少。在上述共识根底上，裂缝性低渗透砂岩油田开始形成了在“平行裂缝线状注水方式〞总原那么下，根据裂缝性低渗透砂岩油田地质特点和裂缝分布发育特点任意而合理选择井距和排距的矩形井网方式。四、低渗透油田的开发对策矩形井网线状注水可分三步实施：第一步初期注水阶段——一注井注水，二注井排液拉水线；第二步正式线状注水阶段——二注井排液高含水或水淹后适时转为注水井，形成正规线状注水方式；第三步中后期阶段——油井普遍含水上升，单井产量下降，影响油田和区块总产量下降，稳产形势变差时，在经过充分研究试验，经过技术经济综合评价论证根底上，开展合理的加密调整，以延长稳产期，改善水驱效果，提高最终采收率。裂缝性低渗透油田开发从最大限度增加水驱动用储量，最大限度提高最终采收率的目的出发，当然是排距尽可能缩小最为有利，但最终必须以经济效益为中心作最后决策。四、低渗透油田的开发对策〔5〕对大安油田目前实施井网的评价大安油田目前开发实施的井网为150×375m，这对大安油田是否合理，开发初期评价不一。几年的开发实践证明，大安油田150×375m井网根本上适应大安油田裂缝性特低渗透油田的地质特点，是比较合理的：——大安油田裂缝分布密度虽然比较大，但延伸长度不大。根本是闭合的微裂缝型和潜缝型，加上投产压裂时，对注水井排水井采用控制人工缝长的小规模压裂。375m井距根本上起到减缓沿裂缝水窜水淹，注水开发5年。目前水淹井13口，约占裂缝方向油井5%左右；——油田轴部主体区带油井排见效效果比较好，一般注水后6个月左右见效，见效后产量稳定或上升。说明150m排距，对占油田产量80%以上的主体区是适宜的；——由于大安油田属三角洲平原分流河道沉积为主的储层，河道宽度不大，加上多数断块宽度小，如果井距放大，对水驱储量控制和断块内注采系统完善会造成较大影响，不利于提高采收率；四、低渗透油田的开发对策——对油层较差的翼部和北部，应该适当缩小排距较合理。但是如果排距缩小到120m和100m。井数将增加25％和50％。相应开发投资大大增加，加上单井控制可采储量低，油井产量低，经济效益很差，甚至可能无效。此外，从钻井工程施工来看，排距过小，斜井地下井位很难控制，如果油水井都向井排中间方向斜50m，那么油水井位在地下就可能出现重合了；——对北部A、B区块，井网的问题还是比较突出的问题。如果仍按150×375m实施，其适应性肯定比较差，对开发不利。如果缩小排距经济不合算，钻井施工又存在问题，希望大家再动动脑筋，想想方法，能否提出个好的方案来。从表中可见，目前150×375m井网，单井控制可采储量不高，只有0.56万吨，如果排距再小，单井控制可采储量只有0.37万吨。四、低渗透油田的开发对策〔四〕油层伤害和油层保护低渗透油田储层泥质含量高，孔喉细小，结构复杂，原始含水饱和度高，非均质严重，在开发过程中很容易受到污染伤害，一旦受到伤害，恢复是不可逆的。因此，在低渗透油田开发全过程中必须十分重视和认真搞好油层保护工作。1.油层伤害原因造成油层伤害一般有以下8种原因：〔1〕钻井、完井、作业等高压施工中固相微粒及污物带进油层，造成伤害；〔2〕注入水中机械杂质和其它不溶物质，随注水进入油层，造成伤害；〔3〕注入水与储层不配伍，产生各种敏感性，对油层造成伤害；〔4〕压裂施工中，压裂液残留物对油层造成伤害；〔5〕油层酸化等化学措施施工中，各种离子形成胶状物对油层的伤害；〔6〕注水、采油过程中产生新生矿物沉淀结垢堵塞，造成油层伤害；〔7〕注水和各种作业施工中产生各种有害细菌，对油层造成伤害；〔8〕外部液体进入油层产生润湿性变化，造成孔喉液锁对油层造成伤害。总之，钻井、注水、采油和各种井下作业中，由于各种物理、化学、生物化学的不利变化造成对油层伤害。四、低渗透油田的开发对策2.开展油层伤害综合评价，制定油层保护方案。开发低渗透油田首先必须加强油层伤害分析评价：〔1〕储层矿物组份分析；〔2〕储层敏感性试验评价；〔3〕钻井液、完井液、固井液与储层配伍性分析评价；〔4〕注入水水质分析评价；〔5〕各种井下作业入井液与储层配伍性分析评价；〔6〕其它油层伤害相关分析评价。通过油层伤害分析评价，制定油层保护方案。四、低渗透油田的开发对策3.认真做好低渗透油田开发全过程油层保护工作低渗透油田开发全过程都存在油层伤害的可能，因此，防止伤害保护油层的工作必须贯穿油田开发全过程。〔1〕钻井施工过程中油层保护；〔2〕射孔施工过程中油层保护；〔3〕压裂施工过程中油层保护；〔4〕井下作业施工过程中油层保护；〔5〕增产增注施工过程中油层保护；〔6〕注水过程中油层保护；〔7〕油井生产过程中油层保护。四、低渗透油田的开发对策〔五〕整体优化压裂国内外几十年来油层水力压裂工艺技术在油田开发中得到广泛的推广应用。水力压裂不仅在油水井单井增产增注广泛应用，而且在油田和区块整体压裂，有效调整低渗透非均质多油层纵上和平面