低滲透油藏的開發(fā)調(diào)研

討論主題：

組長：唐川東組員：劉佳麗、王妍、邸鵬偉、師艷濤指導(dǎo)老師：楊滿平制作日期：2014年3月29日低滲透油藏的開發(fā)目錄Part1、低滲透油藏的介紹一、低滲透油藏開發(fā)概況二、低滲透油藏的定義三、低滲透油田的定義四、低滲透油藏的形成條件五、我國低滲透油藏的特點(diǎn)Part2、低滲透油藏的開發(fā)方式

一、低滲透油藏開發(fā)特征二、低滲透油藏開發(fā)方式

三、開發(fā)后期存在問題與措施Part3、坪北油田實(shí)例分析Part4、參考文獻(xiàn)一、低滲透油藏開發(fā)概況二、低滲透油藏的定義三、低滲透油田的定義四、低滲透油藏的形成條件五、我國低滲透油藏的特點(diǎn)Part1、低滲透油藏的介紹

一、低滲透油藏開發(fā)概況

在中國特有的以陸相沉積為主的含油氣盆地中，普遍具有儲(chǔ)層物性較差的特點(diǎn)，相應(yīng)發(fā)育了豐富的低滲透油氣資源。在中國油氣產(chǎn)量構(gòu)成中低滲透產(chǎn)量的比例逐步上升，地位越來越重要。隨著勘探開發(fā)程度的不斷提高，老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)難度越來越大，開發(fā)動(dòng)用低滲、特低滲油藏成為我國陸上石油工業(yè)增儲(chǔ)上產(chǎn)的必經(jīng)之路。經(jīng)過長期不懈的探索，中國低滲透油藏的勘探開發(fā)取得了很大的突破。通過持續(xù)不斷的開發(fā)技術(shù)攻關(guān)和創(chuàng)新，中國的低滲透資源實(shí)現(xiàn)了規(guī)模有效開發(fā)，形成了國際一流的低滲透開發(fā)配套技術(shù)系列。低滲透油層的特點(diǎn)為低孔、低滲、低豐度、裂縫不同程度發(fā)育、應(yīng)力敏感性較強(qiáng)、層間非均質(zhì)性強(qiáng)、水動(dòng)力聯(lián)系差、邊底水不活躍及自然產(chǎn)能低等特征。目前，我國陸上大部分主力油田進(jìn)入中后期開發(fā)階段，總體上表現(xiàn)出“四高”特點(diǎn)：①采出程度高。地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度24.63%，可采儲(chǔ)量采出程度70.7%。②綜合含水率高。總平均達(dá)到82.985%，生產(chǎn)水油比4.9。產(chǎn)量占全國45%的最大主力油田--大慶喇薩杏油田更高，綜合含水88.8%，生產(chǎn)水油比8。③剩余可采儲(chǔ)量開采速度高。2001年為8.4%，而剩余可采儲(chǔ)量開采速度一般控制在6-7%左右。④遞減率高。2001年自然遞減率為12.65%，綜合遞減率為5.56%，比正常情況下的遞減率（6-10%）高2-6個(gè)百分點(diǎn)。因此，在這種形勢下，動(dòng)用好和開發(fā)好低滲透油田儲(chǔ)量（目前其儲(chǔ)量動(dòng)用程度和開發(fā)程度都比較低），顯得尤為重要。

二、低滲透油藏的定義

低滲透油藏是基質(zhì)滲透率較低的油藏，通常是指低滲透的砂巖油藏。低滲透油藏是一個(gè)相對的概念，世界上沒有統(tǒng)一固定的標(biāo)準(zhǔn)和界限，其根據(jù)不同國家、不同時(shí)期的資源狀況和技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件而劃定，因此，各項(xiàng)參數(shù)變化較大。國際上公認(rèn)的是把滲透率在0.1毫達(dá)西至50毫達(dá)西之間的油藏界定為低滲透油藏。

低滲透油田指儲(chǔ)量滲透率介于0.1~50×10-3μm2之間的油田（李道品等，1997）。

根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)特征，按照油層平均滲透率的大小，進(jìn)一步把低滲透儲(chǔ)層劃分為三類：一般低滲透儲(chǔ)層、特低滲透儲(chǔ)層、超低滲透儲(chǔ)層。

三、低滲透油田的定義影響低滲透油田開發(fā)效果的主要因素:1、油層孔喉細(xì)小，比表面積大，滲透率低。2、滲流規(guī)律不遵循達(dá)西定律，具有啟動(dòng)壓力梯度。3、彈性能量小，利用天然能量開采方式產(chǎn)量下降快。4、產(chǎn)油能力和吸水能力低，油井見注水效果緩慢。5、油井見水后產(chǎn)液（油）指數(shù)大幅度下降。6、裂縫性低滲透砂巖油田，沿裂縫方向油井水竄、水淹嚴(yán)重。

四、低滲透油藏的形成條件

我國低滲透油層，形成于山麓沖積扇－水下扇三角洲沉積體系和濁積扇沉積體系，有礫巖油層、礫狀砂巖(或含礫砂巖)油層、砂巖油層(粗中細(xì)砂巖)和粉砂巖油層四種巖石類型。主要包括由近源沉積的油層分選差、礦物成熟度低、成巖壓實(shí)作用、近源深水重力流和遠(yuǎn)源沉積物形成的油層。五、我國低滲透油藏的特點(diǎn)1、分布廣泛在我國，低滲透油藏在21個(gè)油區(qū)均有分布，如大慶、長慶、延長、吉林、大港、新疆、吐哈、玉門、二連、青海等油田，其中，在長慶、延長、新疆等油田，低滲透儲(chǔ)量在其油區(qū)原油儲(chǔ)量中占據(jù)了主要位置。2、形成地質(zhì)時(shí)代跨度大低滲透油層在古生代、中生代、第三系地層中均有分布。在同一油區(qū)，一般地層越老，低滲透油層所占比例越高。3、儲(chǔ)量巖性類型豐富低滲透儲(chǔ)層巖性既有碎屑巖（粉砂巖、砂巖和礫巖）、碳酸鹽巖，也有巖漿巖和變質(zhì)巖。如大慶、吉林、中原油區(qū)低滲透儲(chǔ)層以粉砂巖為主，新疆、二連油區(qū)以礫巖、砂礫巖為主，遼河油田以變質(zhì)巖、碳酸鹽為主。4、儲(chǔ)量大，以大中型油藏為主根據(jù)陸上285個(gè)低滲透油藏統(tǒng)計(jì)，地質(zhì)儲(chǔ)量在1×108t以上的大油田有6個(gè)，其中，低滲透油藏儲(chǔ)量94721×104t，占23.8%，地質(zhì)儲(chǔ)量在（1000-10000）×104t的中型油田有82個(gè)，其中，低滲透油藏儲(chǔ)量237800×104t，占59.6%，小于1000×104t的小油田197個(gè)，其中，低滲透油藏出量僅為66199×104t，占16.6%。5、油藏類型以構(gòu)造巖性油藏為主6、儲(chǔ)集的原油品質(zhì)較好Part2、低滲透油藏的開發(fā)方式一、低滲透油藏開發(fā)特征二、低滲透油藏開發(fā)方式

三、開發(fā)后期存在問題與措施

一、低滲透油藏開發(fā)特征1、自然產(chǎn)能低，生產(chǎn)壓差大，壓裂后增產(chǎn)幅度大。2、消耗方式下開發(fā)，產(chǎn)量遞減快，壓力下降快，一次采收率低。3、注水井吸水能力低，啟動(dòng)壓力和注水壓力高。4、油井見注水效果緩慢。5、裂縫性低滲透砂巖油田注水吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重。6、見水后采油指數(shù)下降，穩(wěn)產(chǎn)難度很大。7、原油粘度低，低含水階段含水上升較慢。

二、低滲透油藏開發(fā)方式1、水平井

作為一種高效的油氣田開采技術(shù)，水平井注水技術(shù)對低滲透油田的開發(fā)效果有極大的改善作用，世界范圍成功的水平井注水先例證明水平井注水不僅可提高注水量，增大驅(qū)油效率和波及系數(shù)，還可提高油藏的壓力維持程度，從而獲得良好的經(jīng)濟(jì)效益。2、小套管鉆采技術(shù)

在廣泛調(diào)研和前期試驗(yàn)的基礎(chǔ)上,從降低成本的角度出發(fā),經(jīng)過充分論證,優(yōu)化形成了小套管鉆采工藝技術(shù)。

鉆采工藝技術(shù)采用小管桿、小泵、小抽油機(jī),節(jié)約成本。（長慶油田）3、注水開發(fā)

與依靠天然能量采油相比，注水開發(fā)能補(bǔ)充低滲透油藏能量，保持油層壓力，因此能更大程度提高低滲透油田的采收率。

注水開發(fā)油藏在提高采收率方面早已得到證實(shí)，然而隨著氣油比的增加，彈性溶解氣驅(qū)采收率增高，孔隙度降低，水驅(qū)采收率也降低，注水開發(fā)效果變差。同時(shí)氣油比高、特低滲透率的油藏，注水困難，即使壓力達(dá)到35MPa，也很難注入。因此對于深層低滲高氣油比油藏可考慮注氣補(bǔ)充能量的開采方式。3.1、超前注水

我國低滲透油藏一般天然能量小，彈性采收率和溶解氣驅(qū)采收率也非常低，所以需要采用早期注水、保持地層壓力的開采方式，才能獲得較高的開采速度和最終采收率。降低油井產(chǎn)量的遞減速度。

國內(nèi)超前注水技術(shù)在長慶油田應(yīng)用較早，1983年陜北三疊系石油勘探取得重大突破。超前注水技術(shù)作為長慶一項(xiàng)創(chuàng)造性的低滲透油藏開發(fā)配套技術(shù)，已在吉林等油田大面積推廣。該項(xiàng)技術(shù)作為低滲透油藏提高單井產(chǎn)量新的核心技術(shù)，我國已處于國際領(lǐng)先水平。我國低滲透油田研究表明：隨著上覆壓力的上升，滲透率和孔隙度呈下降趨勢，而且其變化過程為一不可逆過程。因此，低滲透油田必須早注水，以保持較高的地層壓力，防止油層孔隙度和滲透率大幅度下降，保持良好的滲流條件。3.2

不穩(wěn)定注水

不穩(wěn)定注水即通過不斷改變注水量、注水方向及采出量造成的波動(dòng)壓差使剩余油采出，從而提高采收率。不穩(wěn)定注水初期又稱為周期注水或脈沖注水、間歇注水。

我國勝利油田對大蘆湖低滲透油田開采中就利用了該技術(shù)，增產(chǎn)效果比較明顯。各個(gè)開發(fā)階段進(jìn)行不穩(wěn)定注水均可收到較好效果，與常規(guī)注水相比，可保證最多增加原油采收率達(dá)2%～10%。3.3

增壓注水

所謂增壓注水，是以油田現(xiàn)有離心式注水泵站管網(wǎng)的壓力作為增壓泵的吸入壓力，并以注水井的實(shí)注壓力作為泵的排出壓力。

我國大港油田早在1997年就開始應(yīng)用了單井安裝增壓泵增壓注水技術(shù)，至2002年底共實(shí)施199井次，受益油井累計(jì)增油18.62×104t。勝利油田現(xiàn)河采油廠于2001年開展了增壓注水試驗(yàn)工作，達(dá)到配注要求的井由原先占總數(shù)的22.2%提高到62.5%。2000年到2001年，吐哈丘陵油田為解決欠注問題，對34口井集中高壓注水，提壓增注效果明顯好于壓裂。3.4

水氣交替

注入的水和氣在低滲透多孔介質(zhì)中具有較大的界面作用力，在一定程度上增加了流體通過高滲透竄流通道的流動(dòng)阻力，迫使流體流動(dòng)路徑發(fā)生變化，部分進(jìn)入低滲透層，驅(qū)出低滲透層中未動(dòng)用的原油。

我國吐哈油區(qū)的溫吉桑五區(qū)塊早在1994年投入注水開發(fā)，于2002年底進(jìn)行了地面注氣系統(tǒng)試運(yùn)行，溫西一區(qū)塊、溫西三區(qū)塊已全面實(shí)施注氣方案，兩個(gè)區(qū)塊采收率分別提高6.84%和6.5%。3.5、彈性能量較大和異常高壓的低滲透油田，可以適當(dāng)推遲注水時(shí)間，把地層壓力降到靜水柱壓力附近再開始注水，盡量增加無水采油量，以改善油田總的開發(fā)效果。

實(shí)例：龍虎泡油田原始地層壓力14.72MPa，飽和壓力10.78MPa，具有一定的彈性能量，原始?xì)庥捅?5m3/m3，地層原油粘度2.5mPa.s，原油性質(zhì)較好。1985-1987年利用天然能量開采，采出程度5.76%，地層壓力下降到10.2MPa（略低于飽和壓力）。1988年開始全面注水。到1994年底，采出程度23.6%，綜合含水43.4%，開發(fā)效果較好。

由于壓力下降導(dǎo)致油層滲透率不能完全恢復(fù)，裂縫不能重新完全開啟，因此，異常高壓油田必須采取注水（或注氣）開發(fā)，并將注水時(shí)間選擇在地層壓力降至靜水柱壓力附近。

4、注氣開采4.1

注CO2

CO2驅(qū)油機(jī)理既有混相又有非混相，主要是降低原油粘度，使原油體積膨脹、抽提和汽化原油中輕烴，減小界面張力吞吐。我國吉林油田自1995年始就進(jìn)行CO2單井吞吐試驗(yàn)，累積增油1420t，江蘇富民油田1996年開展了CO2吞吐試驗(yàn)，累增油1500t，勝利油田1998年開始進(jìn)行CO2單井吞吐增油效果的試驗(yàn)，平均單井增產(chǎn)油200t以上。4.2

注天然氣

近混相驅(qū)，主要的驅(qū)油機(jī)理是體積膨脹、粘度降低、相間界面張力降低、原油密度下降、以及重力穩(wěn)定驅(qū)替等。

我國注天然氣開采低滲透油田在中原的文南油田文72塊進(jìn)行礦場實(shí)驗(yàn)，并于2005年在河南中原油田試驗(yàn)成功并首次投入生產(chǎn)，這在國內(nèi)油田中尚屬首例。4.3

注氮?dú)?/p>

自20世紀(jì)70年代中期以來，由于N2獨(dú)特的優(yōu)越性，注N2開發(fā)油田得到了迅速的發(fā)展。1991年美國共實(shí)施N2驅(qū)項(xiàng)目31項(xiàng)，1998年共實(shí)施N2項(xiàng)目9項(xiàng)，2004年為6項(xiàng)，這些項(xiàng)目主要用于低滲透油田。實(shí)踐證明，埋藏深的特低滲透油藏最適宜注N2。

國內(nèi)注N2開發(fā)起步較晚，華北油田雁翎油田在1986年底開始與法國合作制定了一個(gè)N2驅(qū)方案，從1994～1999年共進(jìn)行了三次注氣，累計(jì)注氣4.6×104m3，取得一定效果。江漢油田于1999年開始注N2先導(dǎo)試驗(yàn)取得一定效果。其他油田如塔西南進(jìn)行了注N2開發(fā)揮發(fā)性油藏的試驗(yàn)研究，江漢油田、中原油田也進(jìn)行過較大規(guī)模的礦場試驗(yàn)，均取得較好效果。4.4、注空氣

注空氣驅(qū)油的機(jī)理：一是傳統(tǒng)的注氣效應(yīng)，二是由于注入氣中存在氧氣而產(chǎn)生的熱化學(xué)物理反應(yīng)。當(dāng)空氣注入輕質(zhì)油層中時(shí)，氧與原油發(fā)生熱化學(xué)物理反應(yīng)，這種反應(yīng)熱使溫度上升，從而使部分輕質(zhì)油氣化，驅(qū)動(dòng)氣體由空氣轉(zhuǎn)為就地產(chǎn)生CO、CO2、N2和汽化的輕質(zhì)烴組成的煙道氣。

對注空氣來說，最重要的是油藏溫度必須足夠高，保證空氣中的氧氣能通過就地燃燒反應(yīng)而消耗掉，否則將存在氧氣可能導(dǎo)致發(fā)生爆炸和嚴(yán)重的腐蝕。5.

壓裂（水力壓裂、重復(fù)壓裂、先封堵地層裂縫再壓裂）

壓裂改造儲(chǔ)層滲透性主要通過壓裂造縫機(jī)理在油層中形成各種類型的裂縫，且在井底儲(chǔ)集層形成一些具有一定長度和寬度的填砂裂縫。儲(chǔ)集層得以改善了滲透率，改變了儲(chǔ)集流體的壓力和方向，完善井網(wǎng)注采關(guān)系，使油氣井產(chǎn)量得到大幅度提高。

低滲油藏，隨著離井筒距離的不斷增加，驅(qū)替壓力梯度逐步減小，會(huì)依次出現(xiàn)易流區(qū)、不易滲流區(qū)、非流動(dòng)區(qū)三種流態(tài)。當(dāng)技術(shù)極限井距小于經(jīng)濟(jì)極限井距，表現(xiàn)為注水井吸水能力低，壓力擴(kuò)散慢，在井底附近容易形成高壓帶，而采油井難以見到注水效果，地層壓力急劇下降，產(chǎn)量大幅度遞減，容易形成“注不進(jìn)，采不出”的局面?？蓪τ筒剡M(jìn)行整體壓裂設(shè)計(jì)，優(yōu)化設(shè)計(jì)層的壓裂裂縫的縫長、縫寬等，來彌補(bǔ)極限井距和經(jīng)濟(jì)極限井距的差值。

6、酸化

酸化就是利用酸液的化學(xué)溶蝕作用以及向地層擠酸時(shí)的物理水力作用去溶蝕地層堵塞物和一些地層礦物，來擴(kuò)大、延伸、溝通地層縫洞或在地層中造成具有導(dǎo)流能力的裂縫，從而恢復(fù)和提高注水井的驅(qū)動(dòng)能力，可以實(shí)現(xiàn)油氣井增油增注的效果。選擇性酸化分層酸化深部酸化四、開發(fā)后期存在問題與措施1、①由于注水水質(zhì)問題、儲(chǔ)層的敏感性、開采過程中儲(chǔ)層有效應(yīng)力增加以及油藏過度壓裂造成水沿裂縫串流等，造成低滲透油藏注水開發(fā)效果差，并且儲(chǔ)層傷害具有動(dòng)態(tài)性、疊加性和不可恢復(fù)性。

應(yīng)注重注水水質(zhì)精細(xì)處理和注入水與地層水的配伍性，合理控制注采速度，保持地層能量，優(yōu)化壓裂方案，避免因過度壓裂引起的注入水竄流，不能有效地開采機(jī)制中的剩余油。②、初期采用較高的注水強(qiáng)度和注采比，所以油井見效見水會(huì)比較早，此時(shí)可根據(jù)油井生產(chǎn)情況，用逐步關(guān)閉高含水層的方法提高最終采收率，即進(jìn)行分層堵水。2、物理法增產(chǎn)技術(shù)：油田開發(fā)過程中由于鉆井、完井、壓裂、注水、注氣及各種措施引起的機(jī)械雜質(zhì)對油層近井地帶造成污染和損壞，以及地層本身的結(jié)垢和結(jié)蠟使近井地帶油層滲透率降低，阻礙了原油向井筒的匯聚，使油井產(chǎn)量急劇下降，致使油井的實(shí)際產(chǎn)能和其潛在產(chǎn)能之間存在很大差距，使部分井成為低產(chǎn)井、停產(chǎn)甚至死井，物理法技術(shù)可以有效解決該問題。

增油機(jī)理：

①、物理法作用導(dǎo)致油、水與巖層產(chǎn)生重力分離。

②、油層產(chǎn)生疲勞裂縫有利于原油流動(dòng)。

③、改變油層巖石的潤濕性，消除“賈敏效應(yīng)”，產(chǎn)生空氣效應(yīng)，加速油流向井筒匯聚。

④、物理法震動(dòng)解堵效應(yīng)。

⑤、物理法振動(dòng)可使殘余油參與運(yùn)轉(zhuǎn)。Part3、坪北油田實(shí)例分析

坪北油田主要含油層位為三疊系延長組C62，C61和C4+52，為三角洲前緣亞相沉積，平均油藏埋深1350m。主要地質(zhì)特征可歸結(jié)為"五低一高":低孔(11.5%)、特低滲(1.3×10-3μm2)、低豐度、低壓、低產(chǎn)、高飽和油田，屬典型的邊際油田。坪北油田于1998年5月投入滾動(dòng)開發(fā)，2001年底規(guī)模產(chǎn)建結(jié)束，累積建井481口，其中采油井375口，注水井106口，累積建成原油生產(chǎn)能力20.5×104t，年產(chǎn)油量達(dá)到18×104t，累積采油37.55×104t。目前形成了一套比較完整的特低滲透油藏開發(fā)方案。1方案準(zhǔn)備1)資料錄取

1998年5月~1999年10月為方案前準(zhǔn)備階段。此間共完鉆各類井149口，取心17口，試油119口170層，試采110口，共取得孔隙度、滲透率、粒度分析、薄片、相對滲透率曲線等19個(gè)巖心分析項(xiàng)目的6725個(gè)樣品分析資料，分析流體樣品36個(gè)，測吸水剖面12井次，開展微地震波儲(chǔ)層裂縫監(jiān)測7井次，地層傾角測井6口，地應(yīng)力分析4口。通過上述資料的處理與分析，為油藏早期評價(jià)和方案編制提供了可靠的依據(jù)。2)探索試油試采特征

在天然能量開采條件下，經(jīng)過初期一年多的試油試采，探索出以下特征:①特低滲透油層均需壓裂改造投產(chǎn)且單井產(chǎn)量低。②動(dòng)液面下降較快，采油井供液能力差。③天然能量開采條件下產(chǎn)量遞減快。④投產(chǎn)新井見水，乳化水含量高，沒有無水采油期。⑤地飽壓差小，地層溫度低，采油井脫氣，結(jié)蠟較為嚴(yán)重。

據(jù)此確立了早期注水開發(fā)的基本思路。3)編制注水開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)方案并投入現(xiàn)場試驗(yàn)

1998年開辟了注水開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，試驗(yàn)區(qū)含油面積1.49km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量127*104t。采用井排平行于水平最大主應(yīng)力方向(NE75b)、井距450m、排距150m的注采井網(wǎng)，共布井22口，其中采油井16口，注水井6口。1998年8~11月投產(chǎn)油井13口，6口注水井于1998年10月底投注，其余3口井于1999年5月全部完善。1999年7月在注水試驗(yàn)區(qū)取得較好效果的基礎(chǔ)上，逐步擴(kuò)大了注水區(qū)域。4)開展多項(xiàng)課題研究與技術(shù)攻關(guān)試驗(yàn)

先后完成了坪北儲(chǔ)層裂縫監(jiān)測及井網(wǎng)研究、注水開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)方案、數(shù)值模擬優(yōu)化設(shè)計(jì)方案研究、開發(fā)初期油藏描述、測井解釋方法及有效厚度劃分標(biāo)準(zhǔn)研究、鉆采工藝技術(shù)綜合研究、坪北油田特低滲透低壓油藏壓裂優(yōu)化技術(shù)研究等專題研究。同時(shí)，開展了儲(chǔ)層預(yù)測技術(shù)、叢式井鉆井工藝技術(shù)、分層壓裂技術(shù)、注采配套技術(shù)、油藏動(dòng)態(tài)監(jiān)測技術(shù)等開發(fā)配套工藝技術(shù)的攻關(guān)。此外，還開展了一趟管柱分壓三套油層試驗(yàn)、先期注水開發(fā)試驗(yàn)、水平井鉆采試驗(yàn)、小套管井試驗(yàn)、短距離原油集輸試驗(yàn)，為油田開發(fā)方案的編制做了必要的準(zhǔn)備。5)制定合理的主要開發(fā)技術(shù)政策

①開發(fā)層系劃分與組合。

②井排方向采取平行于主導(dǎo)裂縫方向NE75b布井。

③采用排距150m、井距450m、井排方向平行于主導(dǎo)裂縫方向NE75b布井的行列注采井網(wǎng)。④采油井整體壓裂改造、注水井不壓裂投注。⑤最佳裂縫穿透率為0.7，即該井網(wǎng)的優(yōu)化支撐半縫長160m左右。⑥合理的生產(chǎn)壓差范圍為310~510MPa，單井日產(chǎn)油能力平均為2.3t(水平1.9t)，平均最大單井理論排液量為8.0t左右，最大井口注入壓力為15.0MPa，合理的注采比為1.5。2.

方案實(shí)施1)油藏描述及效果運(yùn)用現(xiàn)代石油地質(zhì)理論和開發(fā)理論，系統(tǒng)研究了坪北油田地層、構(gòu)造、沉積、儲(chǔ)層、油層、裂縫特征、流體性質(zhì)、滲流機(jī)理、儲(chǔ)量參數(shù)、成藏機(jī)理和油氣富集規(guī)律，建立了油藏地質(zhì)靜態(tài)模型和預(yù)測模型，形成了一套以相控儲(chǔ)層預(yù)測技術(shù)為核心、裂縫特征研究為重點(diǎn)的特低滲透油藏描述技術(shù)系列。在方案實(shí)施過程中，始終堅(jiān)持“整體部署、分步實(shí)施，先肥后瘦、先易后難，跟蹤分析、及時(shí)調(diào)整”的滾動(dòng)開發(fā)原則，采取評價(jià)與滾動(dòng)相結(jié)合的方式實(shí)施，同時(shí)滾動(dòng)一塊，注水配套一塊。

4年鉆井480口，鉆井成功率達(dá)到99.0%。在合作開發(fā)面積減少的情況下，石油地質(zhì)儲(chǔ)量有較大幅度的增加，由開發(fā)前的2062×104t(C4+52面積64.0km2)增至目前的3448×104t。2)井網(wǎng)優(yōu)化部署及效果根據(jù)裂縫發(fā)育特征，確定了合理的井網(wǎng)部署方式，這就是沿裂縫方向合理井排距布井。經(jīng)優(yōu)化對比，最終確定采用井排方向平行于水平最大主應(yīng)力方向(NE75b)、井距450m、排距150m的行列注采井網(wǎng)。由此采取早期注水、先期注水的開發(fā)方式，認(rèn)為坪北油田南區(qū)是注采同步較好、井網(wǎng)相對完善的區(qū)塊，1999年開始投入產(chǎn)能建設(shè)，同時(shí)有目的地開展了先期注水試驗(yàn)，取得了良好的開發(fā)效果。截止2001年12月全區(qū)注水開發(fā)區(qū)共有油井46口，平均單井日產(chǎn)油水平2.7t，遠(yuǎn)高出全油田的平均水平和方案設(shè)計(jì)指標(biāo)1.9t。4)鉆采工藝技術(shù)應(yīng)用

①鉆井工藝技術(shù)。采用常規(guī)的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、單扶正器鉆具組合定向鉆井、叢式鉆井井眼防碰、固井工藝和無粘土低密度聚合物泥漿體系等技術(shù)，大幅度精減了鉆機(jī)地面設(shè)備和人員配備，提高了鉆井速度和效益，實(shí)現(xiàn)了平臺(tái)叢式鉆井，最高月鉆井速度可達(dá)到6開6完。②完井工藝技術(shù)。井口裝置為φ244.5mm*139.7mm或φ244.5mm*114.3mm焊環(huán)形鐵板，油層套管為114.3mm的小套管井共有63口。經(jīng)優(yōu)化論證，油井一般采用YD-89彈射孔，小套管井多采用YD-80射孔槍。注水井采用YD-89彈射孔，不壓裂投注。③油層壓裂改造工藝技術(shù)。對采