讨论主题：
低渗透油藏的开发
组长：邸鹏伟
组员：唐川东、师艳涛、刘佳丽、王妍
指导老师：杨满平
制作日期：2014年3月29日
一、开发背景
在中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍具有储层物性较差的特点，相应发育了丰富的低渗透油气资源。在中国油气产量构成中低渗透产量的比例逐步上升，地位越来越重要。随着勘探开发程度的不断提高,老区稳产难度越来越大,开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。经过长期不懈的探索，中国低渗透油藏的勘探开发取得了很大的突破。通过持续不断的开发技术攻关和创新，中国的低渗透资源实现了规模有效开发，形成了国际一流的低渗透开发配套技术系列。
低渗透油层的特点为低孔、低渗、低丰度、裂缝不同程度发育、应力敏感性较强、层间非均质性强、水动力联系差,边底水不活跃及自然产能低等特征。
目前，我国陆上大部分主力油田进入中后期开发阶段，总体上表现出“四高”特点：
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%。
②综合含水率高。总平均达到82.985，生产水油比4.9。产量占全国45%的最大主力油填--大庆喇萨杏油田更高，综合含水88.8%，生产水油比8。
③剩余可采储量开采速度高。2001年为8.4%，而剩余可采储量开采速度一般控制在6-7%左右。
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（6-10%）高2-6个百分点。
因此，在这种形势下，动用好和开发好低渗透油田储量（目前其储量动用程度和开发程度都比较低），尤其显得重要。
一、低渗透油藏的定义
低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏，通常是指低渗透的砂岩油藏。低渗透油藏是一个相对的概念，世界上没有统一固定的标准和界限，其根据不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定，因此，各项参数变化较大。国际上公认的是把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。
二、低渗透油田的定义
低渗透油田只储量渗透率介于0.1~50×10-3μm2之间的油田（李道品等，1997）。
根据实际生产特征，按照油层平均渗透率的大小，进一步把低渗透储层划分为三类：一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层。
四、低渗透油藏的形成条件
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。
五、我国低渗透油藏的特点
1、分布广泛
在我国，低渗透油藏在21个油区均有分布，如大庆、长庆、延长、吉林、大纲、新疆、吐哈、郁闷、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，一般底层月老，低渗透油层所占比例越高。
3、储量岩性类型丰富
低渗透储层岩性基友碎屑岩（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、中原有趣低渗透储层一粉砂岩为主，新疆、二连油区以砾岩、砂砾岩为主，辽河油田以变质岩、碳酸盐为主。
4.储量大，以大中型油藏为主
根据路上285个低渗透油藏铜及，地质储量在1*108t以上的大油田有6个，其中，低渗透油藏出量94721*10 4 t，战23.8%，地质戳靓仔（1000-10000）*10 4 t的中兴油田油82个，其中，低渗透油藏出量237800
810 4 t，占59.6%，小于1000*10 4 t的小油田197个，其中，低渗透油藏出量仅为66199*10
4 t，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
六、低渗透油天的驱动类型
1、低渗透油田一般多为低保和油田，原油中溶解气量少，对油藏驱动作用有限。
2、多数低渗透油田为构造-岩性圈闭或岩性圈闭，遍地谁能量弱，多油藏驱动作用很小。
低渗透油藏主要为弹性驱动油藏。
七、低渗透油藏开发特征
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、裂缝想低渗透砂岩油田注水吸水能力强，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
八、影响低渗透油田开发效果的主要因素
1、油层孔吼细小，比表面积大，渗透率低
2、渗流规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度
3、弹性能量小，利用天然能量方式开采方式和产量下降快
4、产油能力和吸水能力低，油井见注水效果缓慢
5、油井见水后产液（油）指数大幅度下降
6、裂缝性低渗透砂岩油田，沿裂缝方向油井水窜、水淹严重
九、低渗透油田开发方式
1、注水开发
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，因此能更大程度提高低渗透油田的采收率。
注水开发油藏在提高采收率方面早已得到证实，然而随着汽油比的增加，弹性溶解气驱采收率增高，空隙降低，水驱采收率也降低，注水开发效果变差。同时气油比高，特低渗透率的油藏，注水困难，即使压力达到35MPa，也很难注入。因此对于深层低渗高气油比油藏可考虑注气补充能量的开采方式。
1.1、超前注水
我国低渗透油藏一般天然能量小，弹性采收率和溶解气驱采收率也非常低，所以需要采用早期注水、保持地层压力的开采方式，才能获得较高的开采速度和最终采收率。降低油井产量的递减速度。
国内超前注水技术在长庆油田应用较早,1983年陕北三叠系石油勘探取得重大突破。超前注水技术作为长庆一项创造性的低渗油藏开发配套技术,已在吉林等油田大面积推广。该项技术作为低渗透油藏提高单井产量新的核心技术,我国已处于国际领先水平。
我国低渗透油田研究表明：随着上覆压力的上升，渗透率和孔隙度呈下降趋势，而且其变化过程为一不可逆过程。因此，低渗透油田比徐早注水，以保持较高的地层压力，防止油层孔隙度和渗透率大幅度下降，保持良好的渗流条件。
1.2不稳定注水
不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成的波动压差使剩余油采出,从而提高采收率。不稳定注水初期又称为周期注水或脉冲注水、间歇注水。
我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术,增产效果比较明显。各个开发阶段进行不稳定注水均可收到较好效果,与常规注水相比,可保证最多增加原油采收率达2%～10%。
1.3增压注水
所谓增压注水,是以油田现有离心式注水泵站管网的压力作为增压泵的吸入压力,并以注水井的实注压力作为泵的排出压力。
我国大港油田早在1997年就开始应用了单井安装增压泵增压注水技术,至2002年底共实施199井次,受益油井累计增油18.62×104t。胜利油田现河采油厂于2001年开展了增压注水试验工作,达到配注要求的井由原先占总数的22.2%提高到62.5%。2000年到2001年,吐哈丘陵油田为解决欠注问题,对34口井集中高压注水,提压增注效果明显好于压裂。
1.4水气交替
注入的水和气在低渗透多孔介质中具有较大的界面作用力,在一定程度上增加了流体通过高渗透窜流通道的流动阻力,迫使流体流动路径发生变化,部分进入低渗透层,驱出低渗透层中未动用的原油。
我国吐哈油区的温吉桑五区块早在1994年投入注水开发,于2002年底进行了地面注气系统试运行,温西一区块、温西三区块已全面实施注气方案,两个区块采收率分别提高6.84%和6.5%。
1.5、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，把地层压力降到静水柱压力附近再开始注水尽量增加无水采油量，以改善油田总的开发效果。
实例：龙虎泡油田
原始地层压力14.72MPa，饱和压力10.78MPa，具有一定的弹性能量，原始气油比75m3/m3，底层原油粘度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。
由于压力下降导致油层渗透率不能完全恢复，裂缝不能重新完全开启，因此，异常高压油田必须采取注水（或注气）开发，并将注水时间选择在地层压力降至静水柱压力附近。3、注气
注气机理总体上可分为一次接触混相、多次接触混相、非混相驱三种,近几年人们又提出近混相驱的概念。总的来说是降低界面张力,使毛细管力降低。注气开发的研究起源比较早,1950-1956年Whorton等人就提出并研究了蒸发气驱混相过程,后来人们针对混相驱开展了很多工作。
目前注入的气体有二氧化碳(包括烟道气)、烃类气(干气、富气)、氮气(直接制氮)和空气。注气已成为国外除热采之外最重要的提高采收率方法。20世纪80年代以来,美国、前苏联、加拿大、阿尔及利亚和其他一些石油生产国的低渗透油藏,该技术都得到成功应用,到目前为止,美国和加拿大混相驱已取得明显成果。我国在该技术领域尚处于矿场试验阶段,在我国大庆、华北、中原、江苏、吉林、长庆、吐哈等部分油田已开展注气的现场试验,有一些成功的经验。
3.1注CO2
CO2驱油机理既有混相又有非混相,主要是降低原油粘度,使原油体积膨胀、抽提和汽化原油中轻烃,减小界面张力吞吐。
我国吉林油田自1995年开始就进行CO2单井吞吐试验,累积增油1420t;江苏富民油田1996年开展了CO2吞吐试验,累计增油1500t;胜利油田1998年开始进行CO2单井吞吐增油效果的试验,平均单井增产油量200t以上。
美国的低渗透油田东北帕蒂斯林格油田,于1953年投入开发,1980年开始实施注CO2改善开发效果方案。注CO2后原油产量大幅度上升,预计注CO2可使油田开发延长13年,多采11%的地质储量。
3.2注天然气
近混相驱,主要的驱油机理是体积膨胀、粘度降低、相间界面张力降低、原油密度下降、以及重力稳定驱替等。
我国注天然气开采低渗透油田在中原的文南油田文72块进行矿场实验,并于2005年在河南中原油田试验成功并首次投入生产,这在国内油田中尚属首例。
3.3注氮气
自20世纪70年代中期以来,由于N2独特的优越性,注N2开发油田得到了迅速的发展。1991年美国共实施N2驱项目31项,1998年共实施N2项目9项,2004年为6项,这些项目主要用于低渗透油田。实践证明,埋藏深的特低渗透油藏最适宜注N2。
国内注N2开发起步较晚,华北油田雁翎油田在1986年底开始与法国合作制定了一个N2驱方案,从1994～1999年共进行了三次注气,累计注气4.6×104m3,取得一定效果。江汉油田于1999年开始注N2先导试验取得一定效果。其他油田如塔西南进行了注N2开发挥发性油藏的试验研究;江汉,中原也进行过较大规模的矿场试验,均取得较好效果。
3.4注空气
注空气的驱油机理不但具有传统的注气作用,而且还具有氧气产生的其它效果。注空气气体来源广,气源丰富,成本低,氧化反应产生的热效应也可增加采收率。
60年代以来,国外(主要在美国)针对注空气提高轻质油油藏采收率,在室内研究、数值模拟等方面做了大量工作,现场注空气驱油配套技术逐渐完善。从1967年开始,Amoco,Gulf和Chevron公司在美国先后成功地开展了注空气三次采油现场试验,增油效果令人瞩目。1985年至今,美国先后在Williston盆地MPHU、HC、CC等低渗轻质油油藏进行注空气二次和三次采油先导性试验,获得了独特的经济技术效果。80年代初,大庆油区对注空气采油技术进行了理论探讨和现场试验,取得了一定的效果。但我国对于低渗透油田一直未开展注空气驱油项目。到90年代末,该技术引起国内新疆油区和胜利油区等对低渗透油田的关注,并在室内进行了相关的机理研究。几十年来,该技术的现场试验均获得了明显的经济效益,一般很少发生作业与安全方面的难题。
注气开采比注水开采增产效果更好，成本更低。
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。
注天然气开发的有利因素和不利因素
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、天然气与原有年度差别大，汽油流度比高，易造成粘滞指进，产生气窜（原油粘度越高，影响越大）
3、压裂
压裂改造储层渗透性主要通过压裂造缝机理在油层中形成各种类型的裂缝，且在井底储集层形成一些具有一定长度和宽度的填砂裂缝。储集层得以改善了渗透率，改变了储集流体的压力和方向，完善井网主材关系，使油气井产量得到大幅度提高。
低渗油藏，随着离井筒距离的不断增加，驱替压力梯度逐步减小，会依次出现易流区、不易渗流区、非流动区三种流态。当技术极限井距小于经济极限井距，表现为注水井吸水能力低，压力扩散慢，在井底附近容易形成高压带，而采油井难以见到注水效果，地层压力急剧下降，产量大幅度递减，容易形成“注不进，采不出”的局面。可对油藏进行整体压裂设计，优化设计层的压裂裂缝的缝长、缝宽等，来弥补极限井距和经济极限井距的差值。
3.1水力压裂
水力压裂是利用地面的高压泵组将高粘度压裂液泵入井中,当压裂层段的液体压力达到
一定值后,裂缝开启,随着支撑剂(一般为陶粒)的添加,逐渐形成一条高导流能力的添砂裂缝,
从而达到提高产量的目的。国内外对低渗透油藏水力压裂改造的研究最早可以追溯到20世纪50年代,但是理论和应用上有所突破是在20世纪90年代以后。美国于1947年进行了第一口井的水力压裂,此后,水力压裂技术不断发展并成为油气井的一种主要增产措施。美国目前35%～40%的井都进行过水力压裂,有近30%的原油产量是通过压裂获得的。我国的文南油田自从1986年投入开发以来,已经实施了66井次的水力压裂施工,有效54井次,有效率达
81%。1998-2000年,胜利现河低渗油区共实施水力压裂改造措施80余井次,累计增产1.6×104t,效果较理想。
3.2重复压裂
经过压裂的井,在生产过程中由于种种原因,会导致裂缝逐渐失效。所谓重复压裂,是指同层第二次的或更多次的压裂。早在20世纪50年代,国外已开始进行重复压裂。到了20世纪80年代,国外又从重复压裂机制、油藏数值模拟、压裂材料、施工等方面进行研究攻关。最近二十年来,随着压裂技术的不断发展,重复压裂技术在选井选层、裂缝转向、定向射孔、转向条件下的油藏模拟技术方面有了进一步的完善和发展,重复压裂的单项技术也有了很大进展。国内重复压裂虽然起步较晚,但发展迅速,尤其在地应力预测、选井选层、裂缝转向实施等方面已接近或达到国际先进水平。我国安塞油田、江汉油田都运用重复压裂技术来增加原油产量。
3.3先封堵地层裂缝再压裂
进入21世纪,随着重复压裂技术的进一步发展,有人提出了一种迫使裂缝方位转向的新技术,即堵老裂缝压新裂缝技术。该技术用一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝,然后采用定向射孔技术重新射孔以保证在不同于原有裂缝的方位最佳方位裂缝,实现控水增油。我国的大庆油田就使用了这项技术,用裂缝封堵剂如超细水泥+聚丙烯酰胺凝胶对天然裂缝进行封堵,然后转向压裂。台肇区块自2003年实施先封堵地层裂缝再压裂后,4口井日产液7t,含水1.5%,与试验前对比,日增液3 t,日增油7 t,有效封堵了水裂缝,实现转向压裂造新缝,得到了理想的增油效果。
4、酸化
酸化就是利用酸液的化学溶蚀作用以及向地层挤酸时的物理水力作用去溶蚀底层堵塞物和一些地层矿物，来扩大、延伸、沟通底层缝洞或在底层中造成具有导流能力的裂缝，从而恢复和提高注水井的驱动能力，可以实现油气井增油增注的效果。
4.1选择性酸化
选择性酸化是将乳化酸液挤入地层,使其遇水后粘度升高,遇油后粘度降低,使酸液优先进入含油孔道,有效地酸蚀含油孔道,使其渗透率增大,从而达到有效解放油层和含油孔道,使整个产层的含水量得以控制,从而达到选择性酸化的目的。2002年以来,在文南油田累计实施选择性酸化20井次,有效18井次,有效率90%;累计增油6540吨,取得了较好的效果。
4.2分层酸化
用分隔器或堵塞球进行分隔,酸液分别进入各层段,达到均匀布酸、定向改善目的层的渗透率,提高酸化增产效果。大港油田各小层渗透率级差大,低渗透层的油难以采出。2004年,通过现场8井次的成功应用,表明了这套分层酸化工艺具有良好的增产增注效果。2004年中原油田对9口井进行了分层酸化施工。共酸化层段19个,分层施工工艺成功率100%,酸开17个层段,剖面改善明显。
4.3深部酸化
深部酸化的实现是通过减缓酸液与反应物的反应速度,即通过缓速来实现的。江苏油田的黄桥CO2气井深部酸化技术是经过多年酸化实践不断总结与提升的结果,以大排量挤酸,达到了深部酸化的目的。华泰3井经酸化改造后,产量得到了极大提高,无阻流量由0.3×
104m3/d上升至120×104m3/d,酸化效果好。深部酸化技术在吐哈油田现场推广应用56井次,有效率达到94.6%,取得了较好效果。[19]酸化也被国外各个油田普遍采用。RickGdanski博士针对酸化时碰到的粘土膨胀、凝胶、沉淀等问题进行了实验室定量研究扫现场试验。2002年左右氢氟酸体系被成功用于泰国的4口井。
十、开发后期存在问题及措施
1、①、由于注水水质问题、储层的敏感性、开采过程中储层有效应力增加以及油藏过度压
裂造成睡眼裂缝串流等是造成低渗透油藏注水开发效果差的主要原因，并且储层伤害具有动态性、叠加性和不可恢复性。
应注重注水水质精细处理和注入水与地层水的配伍性，合理控制注采速度，保持地层能量，优化压裂方案，避免因过度压裂引起的注入水窜流，不能有效地开采机制中的剩余油。
初期采用较高的注水强度和注采比，所以油井见效见水会比较早，此时可根据油井生产情况，用逐步关闭高含水层的方法提高最终采收率。
②、开发后期含水率上升，应进行分层堵水。
2、物理法增产技术：油田开发过程中由于钻井、完井、压裂、注水、注气及措施引起的机械杂质对油层近井地带造成污染和损坏，以及地层本身的结垢和结蜡使近井地带油层渗透率降低，阻碍了原油向井筒的会聚，使油井产量急剧下降，致使油井的实际产能和其潜在产能之间存在很大差距，使部分井成为低产井、停产甚至死井，物理法技术可以有效解决该问题。
增油机理：
①、物理法作用导致油、水与岩层产生重力分离。
②、油层产生疲劳裂缝有利于原油流动。
③、改变油层岩石的润湿性，消除'贾敏效应"，产生空气效应，加速油流向井筒汇聚。
④、物理法震动解堵效应。
⑤、物理法振动可是残余油参与运转。
低渗透油藏合理井距的确定方法 孤东采油厂新滩试采矿 裴书泉 摘要：为了经济有效地开发低渗透油藏，合理井网密度的确定是低渗透油田开发的一个重要问题。本文对低渗油田开发存在的问题，井网井距对低渗油田开发的影响，确定了低渗透油藏的开采原则，给出了经济极限和经济最佳井距的计算公式，总结了技术合理井距的多种方法。当技术合理井距大于经济极限井距时，应取技术合理井距，结合具体实例进行了计算，计算出了合理井距，并分析了合理井距与各个物理量之间的关系，为低渗油田的开发提供了很好的理论依据。 关键词：低渗；井网；井距；渗流规律； 1引言 低渗透油田广泛分布于全国各个油区，具有丰富的储量资源。胜利油区从“六五”以来，平均每年新增探明低渗透储量1000～2000万吨。2003年上报探明储量为2325万吨（占2003年度上报探明地质储量的21%），成为胜利油田的重要的增储阵地之一。截至到2003年底为止，胜利油田低渗透油田共上报探明储量5.87×8 10t ，占胜利油田上报探明储量的13.3%。其中，已开发低渗透油田储量为4.11×8 10t ，占胜利油田已开发储量的11.37%。未开发低渗透油田储量为1.76×8 10t ，占胜利油田未开发储量的30%。胜利油区低渗藏具有埋藏深，储量丰度低，平面和纵向上非均质严重等不利因素，与国内其他油区的低渗透油藏相比，其开发效果相对较差。 合理井网密度的确定是低渗透油田开发的一个重要问题。目前，普遍的确定方法是，从水驱控制程度、原油最终采收率、采油速度、驱替压力梯度、有效渗透率与探测半径、类比、三维数值模拟以及动态分析等8个方面与井网密度之间的关系。 2低渗透油藏井距井网对开发的影响 2.1井距对开发低渗透油藏的影响 众所周知，低渗透油层一般连续性差，渗流阻力大，必须缩小井距，加大井网密度，才能提高井网对油层的控制程度，使油井见到较好的注水效果。 不少低渗透油田采用以加密井网为主要内容的综合治理措施，改变了低产低效的被动局面，取得了良好的开发效果。 根据地下实际情况，许多低渗透油田都需要缩小井距，加密井网。但过去油价偏低，都因经济效益而未能进行加密调整。现在油价已经开放，基本保持正常状态，为加大井网密度，改善和开发好低渗透油田提供了非常有利的条件。 当然，也不是说井距越小越好，密度越大越好，还是要根据油田实际情况，以达到较高油层连通程度和水驱控制程度，较高的采收率和较好的开发效果为原则。同时还要保持较好的经济效益。 今年来，各油田都进行了经济最佳井网密度和极限井网密度的研究和测算。有关低渗透油田的资料数据如表2-1。长庆油田在编制安赛油田坪桥区开发方案时，根据新的价格和费用，对不同井网密度的技术和经济指标做过初步计算：简单数据见表2-2和图2-1。
低渗透油藏开发业务流程 自己的神 （长江大学软件工程石油应用方向荆州434023） 摘要：低渗透油藏作为一种重要的非常规油藏，正逐渐成为我国油田开发的主体，其原油产量占国内总产量比例逐年上升。本文简要介绍了我国低渗透油藏的特点，并结合低渗透油藏具体地质、开发特征重点介绍了低渗透油藏开发流程，最后结合我国低渗透油藏具体特征介绍了几点改善低渗透油藏开发的思路。旨在通过本文增强油田现场工做人员、为低渗透油田开采服务的人员、及油田开发初级学习者对低渗透油田开发流程的认识。 关键词：低渗透油藏开发；业务流程 随着我国现代化建设的快速发展，作为重要能源物质和化工原料的石油在国计民生中扮演越来越重要的角色。我国的石油资源比较丰富，石油资源总量排名世界第八，但人均占有量少，国内的石油供给已不能满足经济发展的需求。在巨大的石油需求驱动下，我国对石油勘探和开发的投入逐渐增大，油田的勘探和开发程度也得到很大提高。 国内的油田大多数已投入生产多年，产能高的油藏已进入开发中后期。在这种背景下，特殊油藏的开发显得越来越重要，低渗透油藏在我国原油供给中扮演越来越重要的角色。在探明未动用石油地质储量中，低渗透储量所占比例高达60%以上。我国陆地发现并探明的低渗透油藏共300个，地质储量占40亿吨，广泛分布于全国已勘探开发的21个油区，其中新疆地区最多，其次依次为大庆、胜利、吉林、辽河、大港、中原、延长、长庆、吐哈、华北等油田[1]。最近20年来，低渗透油气产量持续增长，其在产量中的地位越来越重要。2008年，中国低渗透原油产量0. 71 ×108 t （包括低渗透稠油），占全国总产量的37. 6 %。低渗透产量比例逐年上升，近三年分别为34. 8 % ， 36 % ，37. 6 %。低渗透资源在油气田开发中的地位越来越重要，正在成为开发的主体[2]。因此认识我国低渗透油藏的特点、了解低渗透油藏开发的业务流程和渗透油藏开发的前景对于石油相关专业学生具有重要意义。 1我国低渗透油藏的特点 低渗透油藏是指渗透率比较低的油藏。世界上对低渗透油藏并没有明确的定义，不同国
低渗透油藏的开发技术及其发展趋势 摘要：中国低渗透油气资源丰富，具有很大的勘探开发潜力。近20年来，在低渗透砂岩、海相碳酸盐岩、火山岩勘探方面取得了很大发现，形成了国际一流的开发配套技术。低渗透油气田开发成熟技术有注水、压裂、注气等，储层精细描述和保护油气层是开发关键。多分支井技术、地震裂缝成像和裂缝诊断技术、新型压裂技术、注气提高采收率等新技术快速发展，发达国家低渗透油气田勘探开发技术日趋成熟。本文主要介绍了低渗透油藏的开发技术及其未来发展趋势。 关键词：低渗透油藏；开发技术；发展趋势 1 前 言 在中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍具有储层物性较差的特点，相应发育了丰富的低渗透油气资源。经过长期不懈的探索，中国低渗透油藏的勘探开发取得了很大的突破。通过持续不断的开发技术攻关和创新，中国的低渗透资源实现了规模有效开发，形成了国际一流的低渗透开发配套技术系列。在中国油气产量构成中低渗透产量的比例逐步上升，地位越来越重要。 低渗透油藏通常具有低丰度、低压、低产“三低”特点，其有效开发难度很大。低渗储层中油气富集区，特别是裂缝发育带和相对高产区带的识别评价、开发方案优化、钻采工艺、储层改造、油井产量、开采成本、已开发油田的综合调整等技术经济问题，制约着低渗透油藏的有效和高效开发。如何经济有效地开发低渗透油气藏已成为世界共同关注的难题。 国外低渗透油田开发中，已广泛应用并取得明显经济效益的主要技术有注水保持地层能量、压裂改造油层和注气等，储层地质研究和保护油层措施是油田开发过程中的关键技术。 小井眼技术、水平井、多分支井技术和CO2泡沫酸化压裂新技术应用，较大幅度地提高了单井产量，实现了低渗透油田少井高产和降低成本的目的。 2 低渗透油藏的特点 2.1 低渗透的概念 严格来讲，低渗透是针对储层的概念，一般是指渗透性能低的储层，国外一般将低渗透储层称之为致密储层。而进一步延伸和概念拓展，低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源的概念，现在讲到低渗透一词，其普遍的含义是指低渗透油气藏。具体来说低渗透油气田是指油层孔隙度低、喉道小、流体渗
低渗透油藏开发存在问题、开发难点及开发新思路2009-01-01 12:00 低渗透油藏在勘探阶段就要依靠储层改造提高产能，几乎全部新井都需要压裂投产。结合胜利低渗油藏的特点和国内外低渗透油藏开发技术的新进展，科学规划近期乃至未来5～10年的技术发展方向，关系到低渗透油藏的有效动用，关系到胜利油田的稳定发展大局。 国际上把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。20世纪80年代，我国仅陕北地区就探明低渗透油藏储量数亿吨，其平均有效渗透率只有0.49毫达西，而当时能够成功开发的只是渗透率为10毫达西以上的油藏。此外，还有一种特殊的低渗透油藏——盐湖沉积低渗透油藏，它除了具有渗透率低的特点外，还常常因为结盐结垢导致油水井作业频繁、井况恶化等。但是，随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。 在低渗透油藏开发方面，我国石油地质科技人员经过长期的探索与研究，形成了地层裂缝描述、全过程油层保护、高孔密射孔、整体压裂改造、小井距密井网等一系列技术。但在裂缝描述、渗流机理研究、开发技术政策界限研究、配套工艺技术研究等方面，还不能完全适应低渗透油藏高效开发的需要，低渗透油藏储量动用程度、水驱采收率还比较低。因此，进一步探索动用低渗透油藏，提高低渗透油藏采收率，依然任重而道远。 一、低渗透油藏开发存在的问题 任何一个油田，从发现到投入开发，人们对它的认识是有限的。但是，随着大规模开发的进行，为了便于管理，按初期对油藏的认识，人为地划分开发单元在所难免。而接下来的地质研究和油水井动静态研究，也随之按人为划分的单元展开。这就等于把一个局限性的认识关进一个特制的笼子里，进行局限性的研究。在勘探开发过程中，随着地质研究的逐步深入，人们发现这种人为划分的单元与油藏分布的实际状况存在很大差别。人为划分的单元，绝大部分情况下把本来连片的油藏割裂开来，使地质研究乃至地质认识出现局限性，直接导致油藏认识的不完整性，成为制约低渗透油藏开发的瓶颈之一。因此，加快开发低渗透油藏，就要重新按照油藏分布划分开发单元，继而进行整体的地质研究，使低渗透油藏开发成为老油田稳产的主战场。 对于低渗透油藏的特殊性研究，直接关系到它的开发效果。近年来，国内外地质科研人员对低渗透油藏做了大量研究。通过实验，推导出了低渗透油层的渗流数学方程，总结了低渗透油层中油、水非线性渗流特征及其规律，这为低渗油藏开发提供了科学依据。胜利油田通过引入压力梯度函数改造达西定律，开发了“非线性渗流三维二相油藏数值模拟软件”，成为准确描述低渗透油藏渗流特殊性的利器。 一方面，在油层认识上，其测井响应特征及解释标准与常规油层差异性大，随着低渗透油藏的不断开发和开发工艺的不断提高，逐渐发现有些井原本测井解释为干层，但经过压裂试油获得了工业油流甚至高产。因此有必要重新制定油层划分标准，进行储量复算，重新认识低渗透油藏的物质基础。 另一方面，对开发配套工艺提出了更高要求。盐的强腐蚀作用、盐塑性流动作用造成套管损坏严重，可溶性盐类重结晶在储层孔隙中结盐结垢，钙芒硝矿物见水极易溶解析出石膏、结硫酸钙垢，造成地层伤害，导致井况恶化。采用掺水解盐的方法可以缓解井筒结盐，但不
低渗透油藏的开发技术 0 引言 低渗透是针对储层的概念，一般指渗透性能低的储层，国外一般将低渗透储层称为致密储层[1-3] 。进一步延伸和概念拓展，低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源的概念。现在讲到低渗透一词，其普遍的含义是指低渗透油气藏。具体来说低渗透油气田是指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油气田。目前低渗透储层的岩石类型包括砂岩、粉砂岩、砂质碳酸岩、灰岩、白云岩以及白垩等，但主要以致密砂岩储层为主。 低渗透油田一般具有储层渗透率低、丰度低、单井产能低，与中高渗透油田相比具有以下特点： 1）低渗透油层连续性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低； 2）储层渗透低，流度低，孔隙喉道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大； 3）低渗透油层见水后，采液和采油指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁； 4）储量丰度低，含油饱和度低，自然产能低，压裂投产后产量递减较快，无稳产期。 低渗透油气田与高渗油气田相比，其储层特性、伤害机理、流动规
律不仅仅是量的变化，实际上在一定程度上已经发生了质的变化，因此在开发中遇到的主要问题是：①油藏表征准确度差，渗流机理尚未研究清楚；②对油层伤害的敏感度强；③储层能量低，单井产量低；④基质中的油难以开采。归结起来是成本、效益和风险问题。 1 低渗透油藏开发技术 1.1油气藏表征技术 油藏表征是对油藏各种特征进行三维空间的定量描述、表征以至预测的技术。现代油藏表征技术是国外进行剩余油分布预测和开发决策等生产优化的最主要技术。技术发展经历了三个主要阶段，目前向着精细化方向发展。 油气藏表征主要包括野外露头天然裂缝描述技术、成像与常规测井裂缝描述、储层生产动态测试资料表征、三维地震、四维地震、井间地震和井间电磁波等油气藏表征、三维可视化、综合地质研究技术。油藏描述技术是对油气藏特征进行定性与定量描述、预测是进行剩余油分布预测和开发决策主要技术。由于决策的内容不同油藏描述技术和方法也不同描述内容和精度有差别。对进入中后期开发的老油田以确定剩余油分布为目的的油气藏描述必须通过集成化的精细表征提供准确的剩余油分布状况指导油气田调整挖潜改善开发效果。 1.2低渗油藏钻井技术包括气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井和欠 平衡钻井技术等。 欠平衡钻井亦称为欠平衡压力钻井这一概念早在20 世纪初就已提出但是直至20 世纪80 年代初期井控技术和井控设备出现才使防止井喷成为可能这种钻井技术也得以发展和应用。在美国和加拿大欠平衡钻井已经成为钻井技术发展的热点并越来越多地与水平井、多分支井及小井
低渗透油藏开发难点分析及开发对策研究 摘要：低渗透油藏是针对储层物性特征的概念，一般是指渗透性能较低的储层，国外一般将低渗透储层称之为致密储层。低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源，但一般是指低渗透油气藏。在进行当前低渗透油藏开发难点分析的基础上，介绍了低渗透油藏开发的管理和技术对策研究。 关键词：低渗透油藏开发难点开发对策研究 0引言 低渗透油藏在勘探阶段就要依靠储层改造提高产能，几乎全部新井都需要压裂投产。结合胜利油田低渗油藏的特点和国内外低渗透油藏开发技术的新进展，科学规划近期乃至未来5～10年的技术发展方向，关系到低渗透油藏的有效动用，关系到胜利油田的稳定发展大局。 随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为陆上油田增储上产的必经之路。 在低渗透油藏开发方面，我国石油地质科技人员经过长期的探索与研究，形成了地层裂缝描述、全过程油层保护、高孔密射孔、整体压裂改造、小井距密井网等一系列技术。但在裂缝描述、渗流机理研究、开发技术政策界限研究、配套工艺技术研究等方面，还不能完全适应低渗透油藏高效开发的需要，低渗透油藏储量动用程度、水驱采收率还比较低。 1低渗透油藏开发难点分析 优化和完善注采井网，是提高低渗透油藏采收率的重要途径，而合理调整注采井网的首要前提，是了解和掌握低渗透油藏开发现状。国内低渗透油田开发技术与国外相比，存在一定差距，这里列举了目前普遍存在的四个问题。 1.1 注采井网部署未考虑沉积微相类型和分布特征 沉积微相研究是井网部署的地质依据。但由于初期人为划分开发单元，沉积微相研究也以人为划分的油田或开发单元展开，导致编制开发方案针对各开发单元主体部位，缺乏整体考虑。 1.2 注采井网未考虑裂缝分布 由于目前对裂缝分布认识的局限性，对油田注入水流线推进规律认识不清，注采调整过程中，注采井网部署未考虑裂缝分布，油田注水开发后，注入水沿裂缝突进，造成主线上油井含水上升快，甚至暴性水淹，油井产量下降快。同时，侧向油井见效差，甚至注水不见效，长期低产低液。
低渗透油藏剩余油分布研究与高效开发配套技术p 纯梁采油厂所管油田处东营凹陷边缘,构造复杂、油藏类型多、储层岩型复杂,渗透率差异大,尤其是纯化、梁家楼主力老油田,经过几十年的开发,地下矛盾日益激化,原油自然递减幅度加大,产量曾一度呈现大幅度下滑趋势。其中:梁家楼油田1971年投入开发,自1991年开始进入特高含水开发阶段。近年来,针对梁家楼油田不同区块存在的问题及开发中暴露出的不同矛盾,突出科技在原油稳产与上产过程中的主导地位,依靠科技寻找储量,深挖老油田上产潜力。新区按照“新老结合、深浅兼顾、抓整拾零”的工作思路,充分运用三维地震精细解释、约束反演、储层综合分析评价等技术成果,保持储采平衡,为实现稳产和上产奠定了物质基础。老区借助油藏精细描述技术,精细油藏研究,不断加深地下油水变换规律和剩余油分布规律的认识。 1、剩余油分布规律与产能影响因素 1.1 剩余油分布规律 (1)局部井网控制程度低的区域。各主力油层剩余油细分到小层后,油砂体分布零散,注采系统不完善,注采井网不能很好地控制全部含油砂体,注水有效率低。因此,各主力油层平面上剩余储量主要分布在井网注水波及不到的区域。(2)裂缝影响局部水淹区域。受应力方向和裂缝展布方向影响,部分主力小层发生局部水淹,注入水以点状向周围推进,总体上北东－南西向更容易发生水淹,(3)各主力小层剩余油集中在边角地带。储层非均质性差异区域。在平面上和纵向上,由于储层岩性和物性的差异及水驱开发不均衡的矛盾各小层间采出程度差异大,主力小层虽然动用程度大,其地质储量大,剩余可采储量也比较大。 1.2 产能影响因素 (1)各开发单元渗透率低,天然能量弱,产量递减快,注水后递减速度减缓,可见到明显效果。(2)开发期内含水上升率的高低对开发效果和经济效益起决定作用。 (3)利用相渗曲线推算无因次采油、采液指数随含水变化规律,认为随含水上升无因次采油指数下降快,低含水期为该块的主要采油期,要尽量延长无水、低含水采油期,以提高采收率。(4)弹性开发阶段地层能量下降比较快,注水开发后,油藏压力传导慢,造成油井受效慢,压力逐年下降,水井压力不断提高。(5)随注水时间的增加,启动压力相应增加,且渗透率低,压力扩散慢;注水初期注入水利用率较低,随着注采井网逐渐完善,注入水利用率提高。 2、配套技术的研究及应用 2.1 完善注采井网,精细注采调配
目录 一、国内国外低渗透油田开发现状？ (1) 二、低渗透油田地质特点有哪些？ (6) 三、朝阳沟油田目前开发现状、存在的主要矛盾及对策？ (9) 四、提高采收率原理是什么？主要的提高采收率技术有哪些？ 其提高采收率机理是什么？ (17) 五、外围难采储量如何经济有效动用？ 要实现经济有效动用需要哪些技术攻关？ (23) 六、如何搞好技术创新与应用，实现油田可持续发展？ (26) 七、低渗透油田（朝阳沟油田）注水开发技术方法？ (32) 八、精细油藏描述技术的内容及成果应用有哪几个方面？ (37) 九、多学科油藏研究？ (41) 十、油藏评价的方法（模式）有哪些？主要应用的技术？ (42) 十一、“百井工程”的内容以及在零散、复杂、规摸小的 油藏评价中的作用？ (44) 十二、水驱开发过程中的油层保护技术有哪些？ (45) 十三、目前三次采油技术主要有哪些？哪些具有应用潜力 (48) 十四、油田开发合理采油速度、合理储采比受哪些因素，如何界定？ (51) 十五、油田开发合理注水压力、合理注采比是如何界定？ (53) 十六、区块分类治理的原则、思路和目标？ (54) 十七、油田分几个开发阶段，不同阶段的调整方法有哪些？ (55) 十八、如何确定注水开发中技术调控指标？ (57) 十九、裂缝对低渗透油田的利弊？ (58) 二十、低渗透油田怎样进行合理井网部署？ (59) 二十一、如何进行低效井治理？ (60)
一、国内国外低渗透油田开发现状 1、低渗透油田的划分 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。根据我国的实际情况和生产特征，按照油层平均渗透率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，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1.1～10.0×10-3μm2，一般束缚水饱和度较高，必须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； 第三类为超低渗透油田，油层平均渗透率为0.1～1.0×10-3μm2，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。 2、国内低渗透油田储量动用情况 2004年，我国探明低渗透油层的石油地质储量为52.1×108t，动用的低渗透油田地质储量约26.0×108t，动用程度为50％。从我国每年提交的探明石油地质储量看，低渗透油田地质储量所占的比例越来越大，1989年探明低渗透油层的石油地质储量为9989×104t，占当年总探明储量的27.1%。1990年探明低渗透油层的石油地质储量为21214×104t，占当年总探明储量的45.9%；1995年探明低渗透油层的石油地质储量为30796×104t，占当年总探明储量的72.7%，年探明的石油地质储量中大约三分之二为低渗透油层储量。可见，今后低渗透难采储量的开发所占的比重逐年加大，如何经济有效做好难采储量的评价、动用和开发理论技术的研究是我们攻关的主要目标和方向。 从我国近些年来对低渗透油田的研究和开发水平看，有了较大的进展和提高， - 1 -
对于低渗透油藏开发技术的分析 发表时间：2018-06-19T16:39:48.030Z 来源：《基层建设》2018年第11期作者：曹娜 [导读] 摘要：随着我国石油勘探开发力度的不断增强，国内从事石油行业的工作人员对低渗透油气藏的开发力度也相应增强。 大庆油田第九采油厂敖古拉作业区技术队黑龙江省大庆市 163000 摘要：随着我国石油勘探开发力度的不断增强，国内从事石油行业的工作人员对低渗透油气藏的开发力度也相应增强。而低渗透油藏具备的某些特性对油气田的有效开发与使用效果造成了一定的制约作用。可以说，如何科学合理地开发低渗透油气藏，俨然成为了现阶段从事石油行业工作人员急需解决的问题。针对于此，文章主要对低渗透油藏的储层特性、开发特点、开发技术方法进行深入研究与表述，以供参考。 关键词：低渗透；油藏；开发技术；工艺方法； 前言： 随着我国油气勘测开发理论与开发技术的不断完善与发展，使得国内油气开发领域的建设规模不断拓展。现阶段，以低渗透油藏为代表的油田已经大范围地分布在全国各个油田地区当中。低渗透油藏主要是指油层储层渗透率较低且丰度低的油田，一般来说，这种类型的油田具备的单井产能也相对较低。最重要的是，随着开采时间的延长，这类油藏往往普遍存在着综合含水上升的情况，使得原油产量明显降低，不利于油田企业经济效益的长远发展。针对于此，要求从事于油田行业的工作人员应该利用有效的工艺技术改善低渗透油藏的开发效果，增加剩余油采收率，进而提高原油产量。 1低渗透油藏储层特性的相关分析 第一，储层物性较差，砂岩粒度含量多且分布广。砂岩的颗粒多表现为分选性差、杂物较多且含有的胶结物较多等特点，内部结构也多表现为严重的非均质性[1]。 第二，孔隙通道半径要比一般的油藏要小、孔隙之间呈现的曲折性比较明显，且内外表层的粗糙度要比其它的要大。孔隙多以中孔和小孔为主，内外结构的粗糙度较高。 第三，处于储层内的流体在和岩石进行深入接触之后，往往会受到物理作用与化学作用的影响而发生一些变化。如地层矿度化水与岩石中的特定物质进行接触后，会引发岩石内部结构中的孔隙道出现变细变窄的情况，且随着时间的延长，孔隙道会被严重堵塞，导致储集层的渗透率严重下降[2]。 第四，油层束缚水的饱和度要比高渗透层的油藏高得多。一般来说，低渗透油藏原始具备的含水饱和度可以维持在30%-60%，部分甚至可以达到60%以上。这与一般的渗透层的油藏相比，区别较大。 2低渗透油藏具备的开发特点 根据多年的实践经验，对低渗透油藏具备的开发特点进行总结与归纳，大致可以将其具备的开发特点，分为五个部分，分别为： 第一，启动压力与渗透率互成反比例关系。即渗透率越低，对应的启动压力越大，反之则相反。 第二，采收率与渗透率互成正比例关系。即渗透率越低，对应的采收率越低，反之则相反[3]。 第三，内层结构存在不规则的天然裂缝，在受到外界一定压力之后，会加大地层非均质的特性，不利于后期的开采效果。 第四，油层储层渗透率较低且丰度低，具备的单井产能也相对较低。实际采油的速率比较慢，基本上都低于1.5%。 第五，储层水水动力呈现出来的连通性极差，单井可控制泄油的范围比较小，给正式泄油工作带来了不小的难度[4]。 3对于低渗透油藏开发技术的探究 3.1 科学布置井网，确保裂缝与地应力场分布的合理性 为了实现科学化的布置井网，确保裂缝与地应力场分布的合理性。我们应该从地应力、压裂造缝以及油藏数值模拟技术三个方面进行研究与改善。首先，在地应力研究方面，我们应该细致地研究地应力的分布规律，明确储层流体动态的特性。一般来说，在地应力的研究方面，工作人员更加倾向于利用水力压裂法、声发射法等技术进行研究。 其次，在压裂造缝的研究方面，我们可以将压裂造缝的形成情况分为两大方面进行深入研究，如分为追踪天然裂缝与分析岩石新裂缝。利用将裂缝走向与应力场最大主应力方向相互平行的方法提高泄油的力度，增加单井产能。最后，在油藏数值模拟技术研究方面，我们可以基于分析相关数据的基础上，构建与油藏有关的数学模型，有效预测油藏的最新动态，全方位地提升油藏开发的经济效益[5]。 3.2 早期注水开发技术 目前国内的低渗透油藏在弹性采收率与溶解气驱采收率方面都普遍呈现较低的问题，在实际开采的过程中遭遇的难度较大。针对于此，我们可以利用早期注水的开发方式，确保低层压力，获得较高的弹性采收率与溶解气驱采收率。在实际利用早期注水开发技术的时候，工作人员对于部分弹性能较大的油田或者处于异常高压状态的油田，可以适当地推迟规定注水的时间，最大限度地增加最终的采收率，以便从根本上改善低渗透油藏弹性采收率与溶解气驱采收率较低的现状。另外结合相关研究也可知，伴随着上覆压力的持续上升，低渗透油藏自身的渗透率与孔隙度会发生严重降低。由此可知，低渗透油藏必须实行早期注水的工作，确保后期开采的渗透效果。 3.3 压裂改造开发技术 低渗透油藏具备的自然产能较低，无法达到工业石油的相关标准。必须实行压裂改造工作才能够有效提升开发力度与运用效果。因此我们可以说，压裂改造开发技术是确保低渗透油藏开发效果的根本途径。现阶段，国内应用的整体压裂开发技术是我国近些年来在低渗透油藏开采方面实现的一项重大突破，这项技术的全面实行标志着我国低渗透油藏在开采技术方面得到了有效创新，是油田总体开发方案核心部分。 针对低渗透油藏的压裂工艺，我们可以根据工艺性质的不同，将其具体涵盖为限流法压裂工艺技术、二氧化碳压裂工艺技术以及复合压裂工艺技术等。一般来说，压裂改造储层渗透性的主要机理为：利用压裂改造技术将井底储集层的裂缝进行改善，使其形成具有一定规则长度与宽度的裂缝，且这些裂缝在性质上最好可以呈现出填砂裂缝的特点。在此种机理的作用下，储集层会改变原本的渗透性，且也会有效改变储集流体的流向。最重要的是，储集层中的储集流体的压力也会发生适当改变，有效完善与优化了井网的布置效果。 3.4 酸化技术与增压注水调剖技术 酸化技术作为提高油井产能的补充手段，可以在特殊井位中强化低渗透油井的开采率。一般来说，酸化工艺技术作用于低渗透油藏储
长庆油田低渗透油气藏开发 董义军乔娇 （西安石油大学，陕西西安710065） 【摘要】借鉴已有低渗透油气藏成功开发经验，结合超低渗透油藏特点，提出有效开发鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的对策，对实际开发工作具有指导意义。 【关键词】鄂尔多斯盆地；超低渗；现状；挑战；对策 长庆油田在鄂尔多斯盆地的勘探开发，自新中国成立至今已经历了５０多年的发展历史。最初是在１９６９年前的２０年间，在盆地西缘段褶带先后获得工业性油气流井，在三叠系和侏罗系发现了几个小油气田。进入７０年代，在盆地中南部发现并陆续开发建设了一批侏罗系低渗透油田；到８０年代底，累计形成年产１３６．８×１０４ｔ规模的石油生产基地。在９０年代，油气勘探开发取得了突破性进展，陆续发现和开发了三叠系安塞、靖安大油田，古生界靖边、榆林大气田。 进入２１世纪，油气勘探开发快速发展，先后发现了乌审旗、苏里格大气田和西峰大油田。至今已先后成功开发了３６个低渗、特低渗油气田，创造了著名的安塞、靖安、西峰油田开发模式，靖边、榆林、苏里格气田建设模式。２００８年对鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的开发，是继苏里格气田成功开发后的又一重大举措。 一、鄂尔多斯盆地低渗透油气藏开发现状 在上世纪７０年代，长庆油田先后开发了马岭、吴旗、红井子等侏罗系油田。８０年代末至９０年代，长庆油田针对安塞油田特低渗透油藏的特点，开展了大量开发试验研究与科技攻关，发现并开发了安塞、靖安等三叠系大油田和靖边、苏里格等特大型气田。长期的油气勘探开发实践加深了对盆地内油气藏地质条件特殊规律的认识，在勘探开发过程中，尤其是在开发中，必须始终坚持分油田和区块，深化油藏研究和认识，同时进行储量、单井产量和经济界限的研究评价。对于油田的开发，要井井压裂投产和早期注水开发；对于气田的开发，井井都要进行酸化压裂投产；以提高油气井单井产量和最终采收率，降低开发建设成本，实现效益开发。 长庆油田在对鄂尔多斯盆地低渗透油气藏的长期勘探开发实践基础上，依靠科技创新，逐步创造性的形成了“六大油气勘探开发理论”、“四种建设模式”、“十一项主体技术”、“十项关键技术”、“十项技术政策”，已成功开发的安塞油田、靖安油田都是典型的特低渗透油田，已形成较为成熟的“三低”油藏经济开发理论，为长庆油田在鄂尔多斯盆地加快油气勘探开发建设速度奠定了理论与技术基础。 二、面临新的挑战—— —超低渗透油藏开发 在综合油田发展基础和国家能源需求的情况下，长庆油田提出了一个极富挑战的战略目标：２０１５年实现油气当量５０００万吨，这意味着长庆油田将有望成为中国西部的大庆油田。２００８年长庆油田勘探开发在加大现有主力油田、气田上产力度的同时，锁定鄂尔多斯盆地储量规模巨大的超低渗透油藏，展开了大规模产能建设，超低渗油藏成为其原油快速上产的主力接替区。长庆超低渗透油藏主要分布在华庆、姬塬、吴起、志靖－安塞、西峰两侧五大区带，石油探明、控制、预测三级地质储量６．０７×１０８ｔ。与特低渗透油藏相比，超低渗透油藏岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差，开发难度更大。也具有油层分布稳定，储量规模较大，原油性质较好，水敏矿物较少，易于注水开发等有利条件。超低渗透油藏资源丰富，开发潜力巨大。 三、超低渗透油藏开发对策 1．加强管理创新、技术创新和市场创新 在储量一定、区域有限的情况下，管理、技术、资源配置等方面的改革和创新对推动油气田快速发展显得尤为必要。以安塞、靖安、西峰模式等为借鉴，在盆地超低渗透油藏开发过程中，通过实施以“标准化设计、模块化建设、标准化预算、规模化采购和数字化管理”为主要内容的管理创新，成效显著。在资源配置方面，实行以市场配置和优化资源。优选具备相应资质、业绩表现良好的社会单位作为超低渗透油藏开发主力队伍保障，并与之建立良好的合作伙伴关系，以实现规模建产、快速建产。根据市场队伍的保障情况、各工序的难易程度以及现场实施风险大小，建立对外有吸引力、对内有竞争力的价格体系，并以价格调控市场、优选队伍、降低投资成本。通过前期的开发实践，表明要实现超低渗透油藏的高效开发就必须进行有效的管理创新、技术创新和市场创新。 2．大力推行勘探开发一体化，实现快速增储上产 勘探开发一体化是世界各大石油公司管理体制的一个重要特征。勘探开发一体化，就是在油田开发中，将原先彼此分散、独立的勘探与开发紧密结合起来，视勘探开发为一个有机整体，勘探向开发延伸，开发向勘探渗透，变前后接力为互相渗透，相互协调，相互配合，共同完成储量向产量的转化。长庆油田超低渗透油藏开发过程中，大力推行勘探开发一体化，盆地大面积“三低”油气藏背景下存在油气富集区，为勘探开发一体化奠定了最有力的物质基础，勘探开发一体化又是提高油气田整体经济效益的必由之路。大力推行勘探开发一体化，能够有效解决储量接替问题，实现快速增储上产，井均征地大幅度减少，有效减少征地费，节约开发投资。勘探向开发延伸，开发向 区域经济 184 企业导报2009年第11期
讨论主题： 低渗透油藏的开发 组长：邸鹏伟 组员：唐川东、师艳涛、刘佳丽、王妍 指导老师：杨满平 制作日期：2014年3月29日
一、开发背景 在中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍具有储层物性较差的特点，相应发育了丰富的低渗透油气资源。在中国油气产量构成中低渗透产量的比例逐步上升，地位越来越重要。随着勘探开发程度的不断提高,老区稳产难度越来越大,开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。经过长期不懈的探索，中国低渗透油藏的勘探开发取得了很大的突破。通过持续不断的开发技术攻关和创新，中国的低渗透资源实现了规模有效开发，形成了国际一流的低渗透开发配套技术系列。 低渗透油层的特点为低孔、低渗、低丰度、裂缝不同程度发育、应力敏感性较强、层间非均质性强、水动力联系差,边底水不活跃及自然产能低等特征。 目前，我国陆上大部分主力油田进入中后期开发阶段，总体上表现出“四高”特点： 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%。 ②综合含水率高。总平均达到82.985，生产水油比4.9。产量占全国45%的最大主力油填--大庆喇萨杏油田更高，综合含水88.8%，生产水油比8。 ③剩余可采储量开采速度高。2001年为8.4%，而剩余可采储量开采速度一般控制在6-7%左右。 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（6-10%）高2-6个百分点。 因此，在这种形势下，动用好和开发好低渗透油田储量（目前其储量动用程度和开发程度都比较低），尤其显得重要。 一、低渗透油藏的定义 低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏，通常是指低渗透的砂岩油藏。低渗透油藏是一个相对的概念，世界上没有统一固定的标准和界限，其根据不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定，因此，各项参数变化较大。国际上公认的是把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。 二、低渗透油田的定义 低渗透油田只储量渗透率介于0.1~50×10-3μm2之间的油田（李道品等，1997）。 根据实际生产特征，按照油层平均渗透率的大小，进一步把低渗透储层划分为三类：一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层。
2009-01-01 12:00 低渗透油藏在勘探阶段就要依靠储层改造提高产能，几乎全部新井都需要压裂投产。结合胜利低渗油藏的特点和国内外低渗透油藏开发技术的新进展，科学规划近期乃至未来5～10年的技术发展方向，关系到低渗透油藏的有效动用，关系到胜利油田的稳定发展大局。? ? ? 国际上把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。20世纪80年代，我国仅陕北地区就探明低渗透油藏储量数亿吨，其平均有效渗透率只有0.49毫达西，而当时能够成功开发的只是渗透率为10毫达西以上的油藏。此外，还有一种特殊的低渗透油藏——盐湖沉积低渗透油藏，它除了具有渗透率低的特点外，还常常因为结盐结垢导致油水井作业频繁、井况恶化等。但是，随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。 ? ? 在低渗透油藏开发方面，我国石油地质科技人员经过长期的探索与研究，形成了地层裂缝描述、全过程油层保护、高孔密射孔、整体压裂改造、小井距密井网等一系列技术。但在裂缝描述、渗流机理研究、开发技术政策界限研究、配套工艺技术研究等方面，还不能完全适应低渗透油藏高效开发的需要，低渗透油藏储量动用程度、水驱采收率还比较低。因此，进一步探索动用低渗透油藏，提高低渗透油藏采收率，依然任重而道远。 ? ? 一、低渗透油藏开发存在的 ? ? 任何一个油田，从发现到投入开发，人们对它的认识是有限的。但是，随着大规模开发的进行，为了便于管理，按初期对油藏的认识，人为地划分开发单元在所难免。而接下来的地质研究和油水井动静态研究，也随之按人为划分的单元展开。这就等于把一个局限性的认识关进一个特制的笼子里，进行局限性的研究。在勘探开发过程中，随着地质研究的逐步深入，人们发现这种人为划分的单元与油藏分布的实际状况存在很大差别。人为划分的单元，绝大部分情况下把本来连片的油藏割裂开来，使地质研究乃至地质认识出现局限性，直接导致油藏认识的不完整性，成为制约低渗透油藏开发的瓶颈之一。因此，加快开发低渗透油藏，就要重新按照油藏分布划分开发单元，继而进行整体的地质研究，使低渗透油藏开发成为老油田稳产的主战场。 ? ? 对于低渗透油藏的特殊性研究，直接关系到它的开发效果。近年来，国内外地质科研人员对低渗透油藏做了大量研究。通过实验，推导出了低渗透油层的渗流数学方程，总结了低渗透油层中油、水非线性渗流特征及其规律，这为低渗油藏开发提供了科学依据。胜利油田通过引入压力梯度函数改造达西定律，开发了“非线性渗流三维二相油藏数值模拟软件”，成为准确描述低渗透油藏渗流特殊性的利器。 ? ? 一方面，在油层认识上，其测井响应特征及解释标准与常规油层差异性大，随着低渗透油藏的不断开发和开发工艺的不断提高，逐渐发现有些井原本测井解释为干层，但经过压裂试油获得了工业油流甚至高产。因此有必要重新制定油层划分标准，进行储量复算，重新认识低渗透油藏的物质基础。 ? ? 另一方面，对开发配套工艺提出了更高要求。盐的强腐蚀作用、盐塑性流动作用造成套管损坏严重，可溶性盐类重结晶在储层孔隙中结盐结垢，钙芒硝矿物见水极易溶解析出石膏、结硫酸钙垢，造成地层伤害，导致井况恶化。采用掺水解盐的方法可以缓解井筒结盐，但不