特(超)低渗油藏开发技术

低渗透油藏水驱提高采收率技术研究水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术。

但随着低渗透油藏开发程度不断加深，开发矛盾日益突出，如何不断改善开发效果、进一步提高水驱采收率将成为低渗透油藏产量稳定的关键。

本文针对低渗透油藏采用注水开采技术中存在的各种问题，总结归纳了一系列低渗透油藏水驱提高采收率的相关技术，对提高低渗油藏开发水平具有一定的借鉴意义。

标签：低渗油藏；水驱开发；采收率中国低渗透油藏经过长期的不懈探索和实践，在开发理论和开发技术方面都取得了很大的成就。

但随着低渗透油藏开发阶段的不断深入、开发对象和储层改造的日益复杂，将面临一系列新的问题。

水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术，提高水驱采收率是改善低渗油田开发效果，有效动用低渗储量，对油田持续稳产、效益发展具有重要现实意义。

1 井网优化及加密调整技术2000年以后投入开发的特低渗透油藏，结合整体开发压裂，优化并采用了非常规的菱形和矩形井网。

这种井网的优点是井排距灵活可变，适应不同开发物性、不同裂缝发育程度的低渗透油藏。

并且在一定程度上抑制方向性水淹速度，提高侧向井见效程度及平均水驱均匀化程度。

缺点便是与基质物性匹配难度大，调整余地小，对于天然裂缝多向发育的油藏风险较大。

动态缝的延伸、沟通是低渗透油藏方向性见效、水窜的主要原因，天然裂缝方向和人工裂缝方向及相互影响决定了水窜、水淹方向。

裂缝侧向基质的有效驱替范围，主要取决于基质物性，是确定合理排距或注采井距的主要依据。

类块状油藏井网对河道砂体的控制和多层油藏井网对非主力层的控制是提高水驱动用的关键。

单砂体注采井网的合理性和完善程度是提高水驱波及的主要因素。

注采井网与砂体分布形态的合理配置，尽量避免沿河道方向注采，造成基质水驱沿主河道高渗条带突破。

井网与缝网的合理匹配是改善低渗透油藏开发效果的关键，针对不同类型油藏、不同井型、不同改造方式，优化并确定合理注采井网系统。

2 层系优化重组技术层间及层内非均质造成动用程度、水驱状况差异较大，层系优化重组技术，可以提高采油速度、水驱波及体积和采收率。

137延长油田SJH区块大部分井初期依靠天然能力衰竭开发，产出水均为地层水，含水率稳定在20%左右。

此时油井的储量动用范围有限，主要在近井地带，并且随着地层压力的降低，产液和产油量均逐渐降低。

油井处于低含水率阶段，一方面原因可能为裂缝不发育，未形成油水井间水窜；另一方面原因可能为注入水未突破，尚未波及至油井。

在低含水率阶段，这类油井面临的主要问题是地层压力低、能量供给不足。

针对此类油井，本文有针对性提出了氮气泡沫驱参数设计方法，以地层能量的补充和恢复为主要目标，以弱调驱作用为辅助目标，并针对SJH区块特点设计了相应注入参数。

1 水源充足氮气与泡沫液+水交替注入参数设计方法延长东部各采油厂注水资源、气体资源均相对缺乏，在实际氮气泡沫驱开发参数设计时需要考虑实际注入流体资源现状进行优化。

首先考虑当水源充足时，对泡沫驱方案设计思路为充分发挥注入水对补充地层能量的作用，此时注入气段塞对水窜具有抑制作用，另外注入泡沫液可充分发挥注入泡沫液对泡沫驱流体注入能力及提高发泡能力的作用。

对于特低渗、超低渗储层，由于泡沫液与储层原油界面张力低，因此毛管力也低，所以同样的注入量注入水比注入泡沫液注入压力要高。

由于氮气与水交替注入、氮气与泡沫液交替注入均可以产生泡沫，只是注入压力具有差异性，因此可以根据实际注入压力允许情况选择注入方式。

泡沫液成本相对较高，在水的注入能力满足压力供给需求的情况下，推荐优先采用氮气-水交替注入。

已有研究表明[1-3]，如果泡沫驱周期太短，则注入气和泡沫液或水交替频繁，而段塞在地层中超低渗油藏低含水阶段氮气泡沫驱注入参数设计汤佳佳1 霍萍萍1 武金卫1 李康1 涂彬2 1.延长油田股份有限公司七里村采油厂 陕西 延安 7160002.中国石油大学（北京） 北京 100000摘要：针对延长油田SJH区块大部分低含水井地层压力低、能量供给不足等特点，针对性提出了氮气泡沫驱注入参数设计方法。

当水源充足时，设计每个注入周期注水段塞0.05HCPV、注气段塞0.01PV，充分发挥注入水对补充地层能量的作用，注入气段塞对水窜具有抑制作用；当水源不足时，每个注入周期推荐注气段塞0.05HCPV、注水段塞0.01HCPV，充分发挥注入气对补充地层能量的作用，注入水段塞对气窜具有抑制作用；当水源不足、且注入井注入压力较高时，每个注入周期推荐注气段塞0.05HCPV、注泡沫液段塞0.01HCPV。

低渗油藏提高采收率的措施低渗油藏提高采收率的措施1. 水平井技术•水平井技术是在油层中钻设水平井，通过沿油层水平方向增加水平井段长度，从而增加油井与储层接触面积。

•水平井技术能够有效地改变低渗油藏的流动规律，提高原油的产量，从而提高低渗油藏的采收率。

2. 人工增压技术•人工增压技术主要包括水驱、气驱、聚合物驱等。

•水驱技术是通过注入水来增加低渗油藏中的压力，以推动原油流向井口。

•气驱技术是通过注入气体来改变低渗油藏中的压力，以减少原油与岩石之间的相互作用力，从而提高原油的采收率。

•聚合物驱技术是通过注入聚合物来改变低渗油藏中的物理性质，从而提高原油的流动性，进而提高采收率。

3. CO2驱替技术•CO2驱替技术是通过注入二氧化碳气体来改变低渗油藏中的相对渗透率及岩石表面性质，从而提高原油的采收率。

•CO2驱替技术能够改变低渗油藏中原油与岩石之间的相互作用力，促使原油流向井口，提高采收率。

4. 流动改造技术•流动改造技术主要包括油藏微生物改造、化学改造等。

•油藏微生物改造是通过注入微生物来改变低渗油藏中的物理性质，从而提高原油的流动性。

•化学改造是通过注入化学剂来改变低渗油藏中的物理性质，提高原油的采收率。

5. 提高采油效率的辅助技术•提高采油效率的辅助技术主要包括水下采油技术、油藏数值模拟技术等。

•水下采油技术是通过油井底部设置注水管道，提高水的注入效率，从而增加油井产量。

•油藏数值模拟技术是通过计算机模拟法预测低渗油藏的产量及采收率，从而指导采油操作。

以上就是提高低渗油藏采收率的一些常见措施，每一种措施在实际应用中需要综合考虑油藏特征及成本效益，并根据具体情况选择最适合的技术手段。

通过采用这些措施，可以有效提高低渗油藏的采收率，提升油田开发效益。

低渗油藏提高采收率的措施（续）6. 增强油藏管理•通过合理的油藏管理措施，如精确的施工、完善的注采井网布置等，可以提高油藏的开发效率。

•合理的油藏管理还包括有效地控制注采井之间的间隔距离，以及优化生产操作参数，如生产压力、注水量等。

精细注水开发技术在低渗透油藏中的应用摘要：提高低渗透、尤其是特低渗透储量的动用率和开发效果是当前一段时期内采油厂稳定发展的关键。

注水作为提高采收率的一种有效方式在低渗透油藏的开发中也得到了广泛应用，而如何有效提升注水开发水平则直接关系到油藏开发效果及效益。

针对低渗油藏开发难点，结合采油厂各管理区实际情况，创新开发理念，集成配套技术，初步实现了低渗油藏的常规井网注水效益开发。

关键词：低渗透油藏；精细注水开发；提高采收率1低渗透开发面临的问题1.1深、贫、薄、低华北油气分公司采油一厂所属低渗透油藏平均埋藏深度大，储量丰度不高，断层发育、构造破碎，且含油井段长、单层厚度薄，单层厚度甚至低于1m，渗透率低、非均质性强，孔喉半径细小，驱替压力高。

1.2缺乏经济有效动用手段除了采用常规的注水驱油及化学驱油外，没有其他有效的低渗透油藏精细开发技术。

并且据原有认识，技术极限井距余经济合理井距相差较大，经济有效动用难度大。

1.3储层以砂泥岩薄互层为主，有效压裂改造难度大本区低渗透油藏普遍发育为砂泥岩互层，地层塑性强；油水层间互，压裂易水窜；压裂后无法实现分注。

2渗流机理再认识2.1主流孔喉半径决定储层渗流能力空气渗透率相近，有效渗透率差异大。

实验表明，特低渗储层在气测渗透率相差1/3，主流孔喉半径均值相差1/3，但液相渗透率相差达7倍。

2.2外来颗粒粒径和浓度决定储层伤害程度渗透率越低，伤害越大，必须根据孔喉半径筛选外来颗粒粒径。

这为水质细分提供了理论依据。

2.3边界层进一步降低特低渗储层的渗流能力低渗油藏由于孔喉细小，边界层体积占比大，对渗流影响更大；但随压力梯度的增大，边界层的厚度相应减薄，渗流能力有所改善。

2.4两相流界面张力对启动压力梯度的影响远大于单相流体油水两相的启动压力梯度数值比单相高8～12倍；随着含水的上升油水两相启动压力呈现下降趋势。

2.5水井的水驱半径远大于油井的极限泄油半径与传统认识不同，油水井之间存在三个渗流区，其中水相渗流区启动压力远小于油相和油水两相区，从而决定了水驱油半径远应大于极限泄油半径。