浅析低渗透油藏开发效果影响因素

断　块　油　气　田　２０１１年７月　

井对比．水平井的合理应用可有效地提高单井的产能，　

是各类油田有效开发的一项关键技术［１－５］。常规研究认　

为中高渗、超稠油油藏。水平井技术结合蒸汽吞吐的开　

发方式过程中。水平井水平段的跟端２００　ｍ的范围内　

会发生蒸汽吞吐热膨胀的末端效应。因此优化水平井　

水平段不适宜较长，最佳长度在２００　ｍ左右　］。针对　

这一问题。应用数值模拟方法，建立低渗中黏、高渗高　

黏、中渗高黏、高渗中黏４种不同油藏类型的模型，以　

周期生产油汽比和累计产油量作为对比指标，展开深　

入的研究。　

１油藏地质特征　

油藏岩性为灰岩。原油黏度３０—２００　ｍＰａ・Ｓ，属于　

中等黏度原油；储层非均质性严重；油藏类型除为稠油　

油藏外。还属于低渗透油藏类型。因此，低渗透稠油特　

性使此类油藏的研究成为世界性攻关课题。两大特性　

也给此类油田的开发带来巨大挑战。油藏渗透率为　

５０ｘ１０　ｍ２，５０℃时原油黏度１７０　ｍＰａ・Ｓ，地面原油密　

度０．９５５　３　ｍ３，属普通稠油．地质基础条件除渗透率　

外基本符合蒸汽吞吐开采要求［１ｏ－１３］。　

２储层物性对吞吐效果的影响　

影响水平井蒸汽吞吐开发效果的因素很多＿１引。主　

要影响因素为地质因素。包括渗透率、黏度及流度对吞　

吐效果的影响。　

２．１　渗透率　

通过数值模拟，计算出不同渗透率（５ｘｌＯ－３－２００￣　

１０　ｍ　）条件下，产油能力与地下黏度（３０—１　０００　

ｍＰａ・ｓ）的关系（见图１）。当地层渗透率２５￣１０－３｝ｘｍ２，原　

油黏度２００　ｍｌ：＇ａ・８时。评估初始产量经济指标为１０２　

。结果表明，该模型储层平均渗透率符合经济标准，　

水平井单井初期产能也能够达到经济指标．说明该类　

油藏适合水平井技术的开发。　

２００　４０Ｏ　６ＯＯ　８０ｏ　１　０００　黏度／（ｍＰａ・Ｓ１　

图１　不同渗透率下产油量与黏度关系　２．２黏度　

数值模拟计算了不同渗透率（５×１０－３　２００ｘ１０　

浅析低渗油藏的研究

摘 要：随着经济快速、稳定、健康的发展，国民经济对原油的需求以每年5%～6的速度增长，而我国低渗透油气资源储量是201.7×l08t，占总资源量的24%。随着油藏开发工艺技术和油层改造技术的进一步完善与改进，低渗透油气藏发现与投入的比例持续递增，最初认为无经济价值的低渗透油藏，经过注水开发、储层改造等现代技术措施，获得了较好的开发效果，大幅度提高了低渗透油藏的产量。

关键词：低渗 油藏 研究

一、技术背景

国内外的开发实践得到：对于低渗透、稠油油藏、薄储层以及小储量的边际油气藏等，最佳的开发方式是水平井开发。水平井的主要优点是：泄油面积大、生产压差小、提液潜力大，可大幅度增加单井控制储量，减少开发井数，降低开发投资，提高最终采收率和油田开发效果。

二、低渗油藏现状

关于注气机理的论述很多，总体上可分为一次接触混相、多次接触混相、非混相驱三种，而多次接触混相又分为蒸发气驱混相和凝析气驱混相两种，近几年人们又提出近混相驱的概念。总的来说注气都是降低界面张力，使毛细管力降低，可以降低因毛管效应产生毛细管滞留所捕集的原油，原则上可以使微观驱油效率达到百分之百，从而提高采收率，提高油田开发整体经济效益。当存在多相流动时，油气体系间会产生相间的传质和传热，当有气体注入时，流体的物理化学性质如粘度、密度、体积系数、界面张力、气液相组分和组成均会发生变化，对相态的定量描述是了解非均质性、粘性指进，确定能否进行混相驱，研究混相驱和非混相驱机理的重要依据，研究气驱的驱油效果的方法主要有室内实验和数值模拟，室内实验包括静态实验和动态实验两种，并且最终采收率高于原来预测值，这些都大大增加了注气提高采收率的信心。目前注气方式有气驱、水气交替、气水交替和脉冲注气四种，在水平混相驱替中，气水交替驱替效果比较好，与注水采收率相比，垂向混相驱可增加采收率15-40%，水平混相驱可增加5-20%。预计注气混相驱、非混相驱将是低渗油藏最主要的提高采收率方法之一。由于注气混相驱已公认是提高采收率三大方法之一，国外已成为除热采以外的第二种规模较大的方法，而且近几年来，西南石油学院等一些石油院校对注气开采技术进行了大量室内和数值模拟研究，取得了一定的成绩。21世纪是天然气的世纪，近年来我国气田储量和开发急剧上升，为注气提供丰富的气源。目前注入的气体有烃类气（干气、富气）、氮气（直接制氮）、二氧化碳（包括烟道气），一些油田正在考虑用空气。气具有流动容易，又有降粘、体积膨胀、扩散、降低界面张力的作用，故在解决低渗透油藏开发方面表现出独特的优势，但对于低渗注气的机理研究尚不深入，有必要进行全面的分析研究。

石油地质　亘三　、呈Ｑ】　车舅　—一　ｌ２　

影响低压低渗油藏压裂效果因数的分析　汪洋　涂军　张磊　（长江大学＜教育部＞油气资源与勘探技术重点实验室）　摘要本文通过对低压低渗透油藏压裂井的分析，总结了井区油井压裂影响因数，找出了提高其压裂效果的方法，为下步井区　措施增油提供有力的指导：　关键词压裂影响因数提高方法　１　区块概况　从低压低渗透油藏压裂井的压裂分析得出：区块为低压低渗透油　藏，其储层水敏性较强，披一条主断层分为南北两个断块，断层发　育，不密封，地质情况复杂。大部分新井投产基本上都要进行压裂，　但从井区开发中压裂来看，油井增产效果是不理想的。因此，有必要　对井区油井压裂资料进行分析，找出影响压裂效果的因数，以便对以　后井区油井压裂进行指导，达到提高压裂效果，使油井增产的目的。　２　影响井区油井压裂效果因数　压裂是一项很常见的油井增产措施重要手段，原理就是利用高压　液体（压裂液）在井底生产层造成裂缝或扩展原始裂纹，再用支撑剂　充填，以形成高渗透率区域。　对井区不同阶段压裂进行统计：产能建设阶段，共压裂５井次；　产量下降阶段，共压裂６井次。从两个开发阶段的压裂效果来看，开　采初期压裂效果较好，产量下降阶段压裂效果较差，分析主要有以下　几个方面的影响因数。　（１）地层压力对压裂的影响。从压裂的ｌｌ井次时间来看，在井　区开发初期，进行产能建设阶段。这个阶段，井区油井能量比较充　足，油井压裂后产量比较高，效果较好。分析主要原因是该阶段地层　能量充足，压裂后压裂液返排效果好，不易对地层堵塞；在产量下降　阶段，由于地层能量急剧下降，压裂液不能顺利排出，污染油层。　（２）油井压裂后出砂严重影响压裂效果。从井区各油井作业资　料统计来看，几乎所有油井在压裂后的短时间内检泵作业频繁，从油　井探砂面来看，砂面增涨快．有的油井甚至油层被砂埋．可以看出井　区油井压裂后出砂非常严重，油层出砂，堵塞油流通道，使得油井产　量下降很快，大量出砂造成的泵凡尔关闭不严，凡尔卡死等，影响油　井作业。　（３）作业时冲砂对油层的伤害。井区油藏水敏严重，油井作业　冲砂使油层发生水敏，对油层进行伤害。因为，几乎所有的产油砂岩　颗粒均含有一定的粘土矿物，压裂液与地层粘土矿物作用后，引起地　层粘土水化膨胀、细微颗粒分散、运移，堵塞地层，降低地层渗透　

低渗透油田开发难点及对策探析

在我国油气开发领域中，低渗透油田已探明储量占据油气资源总储量的2/3以上，具有极大开发潜力，也是油气开发领域的未来主要发展趋势，其重要性不言而喻。但是，低渗透油田具有储层渗透率低、单井产能低等特征，在开发过程中面临诸多难点，难以实现预期原油产量与经济效益。为解决这一问题，充分挖掘油田开发潜力，本文对低渗透油田的主要开发难点进行简要分析，并提出问题解决对策，以供参考。

标签：低渗透油田;油田开发难点;解决对策

一、低渗透油田的主要开发难点

1.油层孔喉细小、渗透率过低

低渗透油田的定义为，渗透率在（0.1-50）x10-3μm2的储层。由于储层渗透率过低，从油田开发角度来看，绝大多数低渗透油田的开采难度过大，普遍存在比表面积过大、油层孔喉较为细小的问题，这也是储层渗透率过低问题的主要出现成因，常规油田开采技术体系与油田开采需求不符。同时，油层渗透率越低，则油田开发难度越大。例如，当油层渗透率保持在（0.1-1.0）x10-3μm2时，被称作为超低渗透油田，基本不具备自然产能与开发价值。

2.渗流不规律

在常规油田开发过程中，油田渗流往往具备特定规律，工作人员在全面掌握油田渗流规律的基础之上，可以针对性制定开发方案，有效利用现有开发资源，将油田开采效率控制在较高标准。但是，多数低渗透油田的渗流规律难以确定，与达西定律相违背，且油田的贾敏效应以及表面分子力极为明显，以此为诱因，产生压力梯度，为后续油田开发工作的开展造成负面影响。

3.弹性能量过小

多数低渗透油田普遍存在储层连通性过差的问题，加之受到渗流阻力因素影响，导致这类油田的弹性能量相对较小，实际采收率往往在1%-2%区间范围内。在油田开采过程中，不但实际产量会处于较低程度，同时，也将浪费一定量的天然气资源，难以实现预期经济效益。

4.注水效果不明显

目前来看，受到工艺限制，在开发多数低渗透油田时，需提前对油田进行压裂改造处理，方可具备大规模开发的基础条件。但是，这类油田的注水井吸水能力有所不足，启动压力值过高。在后续注水阶段，受到周边地层压力等因素影响，泵压以及井口压力极有可能形成为稳定平衡关系，进而出现停止吸水现象。同时，