低滲透油田地質(zhì)開發(fā)特征及開發(fā)對策

低滲透油田地質(zhì)開發(fā)特征及開發(fā)對策M(jìn)I能源公司周受超2021年07月26日目錄

前言一、低滲透油田的地質(zhì)特征二、低滲透儲層的滲流特征三、低滲透油田的開發(fā)特征四、低滲透油田的開發(fā)對策前

言前

言滲透率低到什么程度叫低滲呢？孔隙度低到什么程度叫低孔呢？2005年中國國家儲委新公布的石油天然氣儲量標(biāo)準(zhǔn)中作了明確界定：有的專家把＜10×10-3μm2定為特低滲透，有的專家把＜1.0×10-3μm2定為超低滲透。前

言我們開發(fā)的三個油田：大安油田——低孔特低滲透油田，平均孔隙度11.8%，平均滲透率1.39×10-3μm2；

廟3油田——低孔特低滲透油田，平均孔隙度13.6%，平均滲透率1.5×10-3μm2；

莫里青油田——低孔低滲透油田，平均孔隙度12.7%，平均滲透率10.6×10-3μm2。低滲透油田的地質(zhì)特征和滲流特征與中高滲透率油田存在明顯差異，因而其開發(fā)特征也存在明顯差異，要開發(fā)好低滲透油田所采取的對策也顯然不同。前

言我這次想利用幾天時間，從低滲透砂巖油田的地質(zhì)特征、滲流特征、開發(fā)特征，以至開發(fā)對策這個思路出發(fā)，本著理論與實踐相結(jié)合的原那么，特別是結(jié)合吉林油田幾十年來開發(fā)低滲透油田實踐中的經(jīng)驗教訓(xùn)和大家作一個討論交流。希望能給大家在工作中一些思路和幫助。如有不同意見和看法我們可以討論。低滲透油田地質(zhì)特征滲流特征開發(fā)特征開發(fā)對策目錄前言一、低滲透油田的地質(zhì)特征二、低滲透儲層的滲流特征三、低滲透油田的開發(fā)特征四、低滲透油田的開發(fā)對策一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔一〕低滲透油田的沉積特征中國的低滲透砂巖儲層主要為三個成因：——近源沉積成因——遠(yuǎn)源沉積成因——成巖作用成因一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔一〕低滲透油田的沉積特征1.近源沉積形成的低滲透儲層特征：近源沉積儲層碎屑顆粒大小懸殊，分選極差，大小不一的碎屑近源堆積在一起，加上泥質(zhì)充填在不同的孔隙中，造成儲層的總孔隙度和連通孔隙度都大幅度減小，形成低孔低滲儲層。根據(jù)其距離物源的相對遠(yuǎn)近又分為：——洪積扇沉積的礫巖儲層；——沖積扇沉積的礫狀砂巖儲層；——水下扇沉積的砂礫巖儲層；——湖底扇重力流沉積儲層。我們開發(fā)的莫里青油田是屬于近源水下扇沉積的砂礫巖儲層。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔一〕低滲透油田的沉積特征2.遠(yuǎn)源沉積形成的低滲透儲層特征：遠(yuǎn)源沉積儲層碎屑物經(jīng)過長途搬運，顆粒細(xì)，微小懸浮物多，成巖后形成粉細(xì)砂巖，細(xì)粉砂巖，孔隙半徑細(xì)小，泥質(zhì)含量高的低孔低滲儲層。根據(jù)沉積環(huán)境可分為：——河流相沉積儲層；——三角洲相沉積儲層；——三角洲前緣相沉積儲層。松遼盆地的低滲透油田的儲層就是屬于遠(yuǎn)源沉積的儲層。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔一〕低滲透油田的沉積特征3.成巖作用形成的低滲透儲層特征：碎屑物沉積后，在成巖過程中，由于壓實作用、膠結(jié)作用、溶蝕作用的影響，使孔隙度和滲透率不斷變低，形成低孔低滲儲層。由于受影響作用的不同又分為：——壓實、膠結(jié)作用形成的低滲透儲層；——壓實、膠結(jié)作用和溶蝕作用形成的低滲透儲層。在中國成巖作用形成的低滲透儲層主要分布在西北陜甘寧地區(qū)的沉積盆地。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔二〕低滲透儲層的巖性、物性特征1.巖性特征巖性與物源母巖性質(zhì)、風(fēng)化程度、沉積物搬運遠(yuǎn)近有直接關(guān)系。低滲透砂巖儲層總的特點是粒度分布寬、分選性差，礦物成分主要是巖屑、石英、長石，膠結(jié)物主要為泥質(zhì)。2.孔隙結(jié)構(gòu)特征低滲透砂巖儲層一般孔隙小，孔喉半徑小于1μm，中孔很少，主要為低孔，特低孔。如大安油田孔隙半徑中值為0.24μm，平均為0.33μm。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔二〕低滲透儲層的巖性、物性特征3.物性特征：低滲透儲層特征主要為三低：孔隙度低，一般小于15%；滲透率低，一般小于10×10-3μm2；含油飽和度低，一般50%左右。根據(jù)儲量標(biāo)準(zhǔn)標(biāo)準(zhǔn)，目前吉林油田所屬的低滲透油田中：低孔低滲——新立、乾安、新民、莫里青、大老爺府、英臺的薩爾圖油田；低孔特低滲——大安、新廟、大情字井油田；低孔超低滲——兩井油田。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔二〕低滲透儲層的巖性、物性特征4.含油飽和度特征我國低滲透儲層含油飽和度都比較低，一般為45～60%，50%左右。因為影響飽和度的因素很多，所以低滲透油田的含油飽和度差異很大。含油飽和度——根據(jù)二次運移理論，在油氣運移到儲層之前，是先由水運移到儲層的的孔隙中，占據(jù)著孔隙體積，油氣第二次運移到儲層是依靠驅(qū)動力克服阻力，驅(qū)出原來占據(jù)孔隙中的水，而儲存在孔隙中。油氣驅(qū)替出水的多少，重新占領(lǐng)孔隙體積的程度就是含油飽和度。含油飽和度就是油氣運移聚集成藏過程的最終結(jié)果的表達(dá)。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔二〕低滲透儲層的巖性、物性特征影響含油飽和度的因素：①浮力——驅(qū)動力，油水密度差產(chǎn)生浮力。②水動力——可以是驅(qū)動力，也可成為阻力水向上傾方向流動〔與浮力方向一致〕使浮力梯度增大，有利于油氣進(jìn)入更小的孔道，從而提高含油飽和度。這時水動力就成為驅(qū)動力。相反，水向下傾方向流動〔與浮力方向相反〕，抵消了一局部浮力，使浮力梯度降低，使油氣難以進(jìn)入小孔道，從而降低含油飽和度，這時水動力成為阻力。③構(gòu)造作用力——驅(qū)動力構(gòu)造圈閉高度越大，含油飽和度越高。這就是一般構(gòu)造軸部比構(gòu)造翼部含油好的原因。④毛細(xì)管壓力——阻力。原來儲層孔隙被水飽和——水是潤濕相；油是后來運移到孔隙中——油是非潤濕相。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔二〕低滲透儲層的巖性、物性特征油水互不相溶的結(jié)果，在毛細(xì)管中形成一個界面，產(chǎn)生界面張力。油驅(qū)水在凹面一側(cè)，承受壓力大，水處在凸面一側(cè)，承受壓力小，這種在毛細(xì)管中兩側(cè)產(chǎn)生的壓力差就叫毛細(xì)管壓力。油要進(jìn)入儲層的孔道中，必須克服毛管壓力的阻力?？紫逗鸬腊霃皆叫。軌毫ψ枇υ酱?，油進(jìn)入小孔道就越難。相反，毛管壓力越小，油容易進(jìn)入。低滲透儲層一般孔喉半徑很小，在一定驅(qū)動力作用下，相對大的孔道進(jìn)油了，而毛管壓力阻力大的小孔道油進(jìn)不去，所以造成了低滲透儲層含油飽和度比較低?！谙嗤?qū)動力條件下，毛管壓力阻力大的儲層含油飽和度低；——毛管壓力阻力是影響低滲透儲層含油飽和度低的主要因素；——在相同毛管壓力阻力條件下，驅(qū)動力大，含油飽和度高。在低滲透油田注水開發(fā)中，毛管壓力也是影響水驅(qū)涉及體積系數(shù)低、驅(qū)油效率低、最終采收率低的主要因素。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔三〕低滲透儲層分布特征低滲透砂巖儲層分布特征和儲層沉積環(huán)境有關(guān)。中國陸相沉積形成的低滲透儲層除三角洲前緣相的席狀砂儲層外，一般都是分布不穩(wěn)定，在平面上、縱向上分布差異都很大。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔四〕裂縫性低滲透油藏的裂縫特征我國發(fā)現(xiàn)的具有裂縫的油田比較多。國內(nèi)外油田開發(fā)實踐證明，裂縫對油田開發(fā)影響很大，研究和搞清裂縫性質(zhì)及其分布特征，對提高油田開發(fā)效果具有特別重要的意義。一、低滲透油田的地質(zhì)特征一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔四〕裂縫性低滲透油藏的裂縫特征2.裂縫特征①裂縫產(chǎn)狀：裂縫方位、傾角；②裂縫分布：裂縫在平面和縱向上的分布特點；③裂縫發(fā)育規(guī)模：裂縫密度，裂縫開度，裂縫延伸長度、寬度，裂縫縱向切深。④裂縫孔滲特征：通過多種方法計算裂縫的孔隙度，滲透率。裂縫的孔隙度很低，但滲透率比基質(zhì)巖高得多，對流體流動影響很大，對石油儲量影響很小。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔四〕裂縫性低滲透油藏的裂縫特征3.裂縫性低滲透油藏綜合評價孔隙-裂縫型裂縫-孔隙型顯裂縫型微裂縫型潛裂縫型裂縫性低滲油藏∮f?∮m∮f?∮m∮f?∮mKf?KmKf＞KmKf≈Km∮f，Kf——為裂縫孔隙度，滲透率；∮m，Km——為基質(zhì)巖的孔隙度，滲透率。吉林油田的裂縫性低滲透油藏根本上是屬于微裂縫型。根據(jù)裂縫各種性質(zhì)和分布特征對裂縫性低滲透油藏進(jìn)行綜合評價，并對開發(fā)的影響做出預(yù)測。在綜合評價的根底上研究和采取相應(yīng)的開發(fā)對策。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔五〕低滲透油田的流體性質(zhì)流體性質(zhì)與油氣生成的環(huán)境、運移環(huán)境、聚集環(huán)境以及其過程中的物理化學(xué)作用有關(guān)，與低滲透本身好似沒有直接關(guān)系。但是就原油性質(zhì)來說，一般低滲透油田的原油性質(zhì)都比較好，多屬正常輕質(zhì)油，很少有低滲透稠油油田?！绻谶\移過程中有條件造成原油輕質(zhì)成分揮發(fā)擴(kuò)散而形成較稠的油，由于低滲儲層孔道小，稠油難進(jìn)入小孔道而聚集。相反，輕質(zhì)油滲流阻力小容易進(jìn)入小孔道而聚集。——聚集成藏后，低滲透儲層擴(kuò)散作用較弱，原油輕質(zhì)成分不容易揮發(fā)擴(kuò)散，不易形成稠油?！绻粋€油田，淺層為高滲透，深層為低滲透，淺層高滲透層的原油輕質(zhì)成分容易揮發(fā)，形成稠油油藏，而深層低滲透那么形成輕質(zhì)油油藏，遼河有的油田就是這樣。淺層的館陶組多為稠油，深層的東營組多為輕質(zhì)油?！蜐B透儲層顆粒細(xì)，比外表積大，吸附能力強(qiáng)，原油中極性強(qiáng)的膠質(zhì)瀝青質(zhì)重質(zhì)成分容易被巖石顆粒外表吸附，被吸附的這局部重質(zhì)成分很難被驅(qū)動出來。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔五〕低滲透油田的流體性質(zhì)我國低滲透油田原油性質(zhì)：原油密度：一般為0.83～0.87〔g/cm3〕脫氣油粘度：一般為7～33〔mPa·s〕地層油粘度：一般為0.7～9〔mPa·s〕凝固點：一般為16～33〔℃〕膠質(zhì)瀝青質(zhì)：一般為18～40〔%〕原始?xì)庥捅龋阂话銥?0～50〔m3/T〕含蠟量：一般為13～28〔%〕一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔六〕低滲透儲層的壓力和溫度油層壓力與沉積的壓實程度、構(gòu)造運動、溫度升降有關(guān)，與低滲透本身沒有直接關(guān)系。我國低滲透油田有正常壓力、異常高壓、異常低壓的。我國東部多為正常壓力，松遼盆地的油田為正常壓力，但東部的渤海灣盆地有欠壓實異常高壓油田。我國西部酒西盆地、準(zhǔn)葛爾盆地有與構(gòu)造有關(guān)的異常高壓油田；陜甘寧異常低壓油田比較多。油層溫度一般正常地溫梯度，異常高溫很少。一、低滲透油田的地質(zhì)特征〔七〕低滲透油藏驅(qū)動能量及驅(qū)動類型油氣藏驅(qū)動能量分為天然驅(qū)動和人工驅(qū)動。天然驅(qū)動能量——邊水、低水、氣頂、溶解氣、彈性、重力驅(qū)動能量。人工驅(qū)動能量——水驅(qū)、氣驅(qū)、蒸汽驅(qū)、聚合物驅(qū)、復(fù)合驅(qū)等。我們這里講的是地質(zhì)特征，講的是天然驅(qū)動能量，人工驅(qū)動在開發(fā)中再講。低滲透油田一般為構(gòu)造性巖性圈閉和巖性圈閉，加上低孔低滲，邊水、底水很不活潑，天然水驅(qū)能量很小。低滲透油田天然驅(qū)動能量主要為彈性驅(qū)動能量和溶解氣驅(qū)動能量。由于不同油田飽和程度和原始?xì)庥捅鹊牟煌?，彈性?qū)和溶解驅(qū)能量差異比較大。我國低滲透油田除異常高壓油田外，一般天然驅(qū)動能量比較小，一次采收率比較低，必須采用人工補(bǔ)充能量開發(fā)方式才能取得比較好的開發(fā)效果。一個油田探明以后，要對其地質(zhì)特征進(jìn)行全面的綜合描述和綜合評價，并且要在編制開發(fā)總體方案以及開發(fā)以后都要進(jìn)行油藏地質(zhì)綜合描述和綜合評價。目錄前言一、低滲透油田的地質(zhì)特征二、低滲透儲層的滲流特征三、低滲透油田的開發(fā)特征四、低滲透油田的開發(fā)對策二、低滲透儲層的滲流特征流體的流動方式有多種：層流、管流、湍流、紊流、旋流、滲流。如水在河床中流動就有層流、旋流、紊流三種方式；自來水在水管中流動為管流；而油氣流體在儲層中的流動就屬于滲流〔除裂縫中流動外〕。因為儲層的孔道很小，分布不規(guī)那么彎彎撓的，流體在細(xì)小不規(guī)那么孔道中的流動是以滲流的方式流動的。上面講含油飽和度時講到油氣生成后運移到圈閉中聚集成藏的過程，就是油氣在孔隙中漫長的滲流過程。相反，我們要開發(fā)油田，在驅(qū)動能量形成壓差的作用下，油氣從儲層的孔隙中向油井井底滲流的過程。儲層孔隙既是聚集油氣的空間，也是油氣滲流的通道。在油田開發(fā)中，油氣水流體在儲層中的滲流是一個極其復(fù)雜的過程，是驅(qū)動力和阻力矛盾斗爭的過程。影響滲流的因素很多。為了開發(fā)好油田，我們必須認(rèn)真研究和掌握流體在儲層中滲流的特征。低滲透儲層由于孔道很小，結(jié)構(gòu)非常復(fù)雜，滲流阻力很大，流固外表、不同流體外表之間的分子作用強(qiáng)烈，使?jié)B流變得更加復(fù)雜，和高滲儲層相比，滲流差異很大。二、低滲透儲層的滲流特征〔一〕低滲透儲層滲流的影響因素1.低滲透儲層小孔隙體積占總孔隙比例大要研究低滲透儲層滲流影響因素，我們首先要搞清楚低滲透儲層小孔隙占總孔隙體積的比例。根據(jù)壓汞資料統(tǒng)計，不同滲透率巖樣小孔隙體積占總孔隙的比例：從上表和圖可以看出，隨著滲透率的降低，儲層小孔道的體積占總孔隙的體積的比例提高。當(dāng)儲層滲透率小于5×10-3μm2的特低滲透率，絕大局部孔隙為小于1μm的孔隙。也就是說，低滲透特低滲透儲層的油主要儲存在小孔隙之中，我們采出的油也主要從小孔隙中采出來。二、低滲透儲層的滲流特征〔一〕低滲透儲層滲流的影響因素流體通過小孔道滲流和通過大孔道滲流有明顯差異。流體通過小孔道的滲流特征就是低滲透儲層的滲流特征。我們研究低滲透儲層的滲流特征主要就是研究流體通過小孔道的滲流特征。我們大安油田儲層的孔道半徑中值只有0.24μm，均值只有0.33μm。說明小孔隙體積所占比例也一定很大。二、低滲透儲層的滲流特征2.低滲透儲層巖石比外表積大巖石的比外表積——單位重量巖石的顆粒外表積〔m2/g〕。巖石的比外表積是度量巖石顆粒分散程度的物理參數(shù)。一般巖石顆粒越細(xì)、越分散，比外表積就越大；反過來說，比外表積越大，顆粒越細(xì)、越分散，滲透率就越低。根據(jù)理論計算，比外表積與滲透率的關(guān)系，如以下圖曲線。Sm2/gk(10-3μm2)根據(jù)吸附理論認(rèn)為，物質(zhì)比外表積越大，其吸附能力越強(qiáng)，吸附的物質(zhì)越多，低滲透儲層的比外表積大，其吸附能力強(qiáng)，對滲流影響大。巖石顆粒外表吸附水和原油中極性強(qiáng)的重質(zhì)成分多，造成束縛水和剩余油飽和度高，水驅(qū)油效率低。二、低滲透儲層的滲流特征3.低滲透儲層巖石外表油膜量很大原油是由烴類和非烴類化合物組成的復(fù)雜混合物，原油中含大量的極性物質(zhì)。當(dāng)原油與巖石顆粒外表接觸時，產(chǎn)生相互作用，巖石顆粒外表就吸附有極性物質(zhì)的液體層，這個吸附層多為原油中的膠質(zhì)瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分，其粘度和密度都比體相原油大，這個特殊的油膜層定義為邊界層。經(jīng)大量的實驗和研究說明：——儲層孔道越小，原油邊界層越厚，對滲流影響越大；——原油含膠質(zhì)瀝青質(zhì)等重質(zhì)成分含量越高，原油邊界層越厚；——在相同條件下，驅(qū)動壓力梯度增加，導(dǎo)致原油邊界層厚度減小，它們之間成雙對數(shù)關(guān)系；——低滲透特低滲透儲層邊界厚度大，邊界層儲量占總儲量比例大。邊界層儲量中有相當(dāng)一局部在相當(dāng)大的驅(qū)動壓力下難以流動，被滯留在孔隙中，導(dǎo)致可動油比例低，采收率低。二、低滲透儲層的滲流特征3.低滲透儲層巖石外表油膜量很大綜上所述，在原油和巖石顆粒接觸的外表，吸附原油中膠質(zhì)瀝青質(zhì)等重組分形成一個原油邊界層，其厚度與原油的物理化學(xué)性質(zhì)，孔隙孔道半徑大小及驅(qū)動壓力梯度等因素有關(guān)。邊界層中原油和體相原油在成分上有較大差異。在邊界層中原油形成某種結(jié)構(gòu)，邊界層中原油具有較高粘度和極限剪切應(yīng)力，必須在非常大的驅(qū)動壓力梯度下才能流動。儲層孔道半徑越小，難以開采的原油比例就越大，采收率就越低，這對低滲透、特地滲透砂巖儲層是一個不可無視的影響滲流特征的因素。二、低滲透儲層的滲流特征4.低滲透儲層毛細(xì)管力對滲透影響顯著低滲透儲層是由無數(shù)小顆粒和無數(shù)小孔道組成，這些小孔道可以看作眾多直徑不同的毛細(xì)管。當(dāng)油水在這些毛細(xì)管中流動時，由于油水對毛細(xì)管壁潤濕性不同，在油水界面上產(chǎn)生毛細(xì)管力，毛細(xì)管力表達(dá)式為：其中：σ——界面張力；θ——潤濕角〔三相接觸角〕；r——毛細(xì)管半徑。當(dāng)界面張力和潤濕角不變的情況下，毛細(xì)管力與毛細(xì)管半徑有關(guān)。毛細(xì)管半徑越小，毛細(xì)管力越大，毛細(xì)管力是流體滲流的阻力。低滲透儲層孔道半徑很小，毛細(xì)管力很大，對滲流的影響十分顯著。二、低滲透儲層的滲流特征5.低滲透儲層賈敏效應(yīng)顯著當(dāng)流體珠泡在某一驅(qū)動壓力梯度下開始克服上述毛細(xì)管力而運動時，珠泡彎月面產(chǎn)生變形，從而產(chǎn)生第二毛細(xì)管力〔第二個阻力〕。其中：Pc2——第二毛細(xì)管力；R’——cosθ’/r；R〞——cosθ〞/r。因此，當(dāng)驅(qū)動壓力梯度必須克服PC1、PC2和液膜阻力以后，珠泡才能流動。R”R’液膜二、低滲透儲層的滲流特征5.低滲透儲層賈敏效應(yīng)顯著上面講PC1、PC2是發(fā)生在等徑毛細(xì)管中的情況。但是，儲層中的孔隙系統(tǒng)是大小不同的孔隙與連通的喉道所組成的復(fù)雜孔隙網(wǎng)絡(luò)。因此，當(dāng)流體珠泡流動到孔道窄口時，就遇到阻擋。要使流體珠泡通過窄口的喉道，那么要克服珠泡遇變形所產(chǎn)生的第三種毛細(xì)管力，這就是所謂的賈敏效應(yīng)。

式中R1、R2可近似用孔隙與喉道的關(guān)系表示。R2R1二、低滲透儲層的滲流特征R2=BR1

B—孔隙半徑與喉道半徑比值，即孔喉比，那么對強(qiáng)親水儲層：低滲透砂巖儲層孔喉變化大，孔喉比大，賈敏效應(yīng)顯著，對滲透影響大。B賈敏效應(yīng)與孔喉比的關(guān)系二、低滲透儲層的滲流特征6.卡斷現(xiàn)象嚴(yán)重通過砂巖微觀孔隙模型水驅(qū)油實驗看到，在連續(xù)油流通過孔隙喉道時，由于低滲透層喉道半徑很小，毛細(xì)管阻力增大，當(dāng)驅(qū)動力不能抵消毛細(xì)管力時，連續(xù)油流將被卡斷，變成分散油滴。這種流動形態(tài)的變化導(dǎo)致滲流阻力增大和驅(qū)油效率的降低。(a)(b)二、低滲透儲層的滲流特征7.低滲透儲層可動流體飽和度小經(jīng)過上述幾個方面的分析，大家應(yīng)該對低滲透儲層可動油飽和度小，可以很好的理解了。中石油利用核磁共振對飽和流體巖心，離心前后測得得弛豫時間圖譜，計算可動流體飽和度〔見以下圖〕。弛豫時間

T（ms）10-1100101102103120060040020001000800幅度121400曲線1代表巖心飽和流體后離心前核磁共振測得的弛豫時間圖，曲線1有兩峰，左峰對應(yīng)束縛狀態(tài)流體，右峰代表對應(yīng)自由狀態(tài)流體〔可動流體〕。曲線2為經(jīng)離心后核磁共振測得的弛豫時間圖譜，圖譜和曲線1比照只剩下左峰，而對應(yīng)可動流體的右峰消失了，這說明經(jīng)離心力驅(qū)動下，可動流體排出來了，束縛流體仍留在巖心中。利用曲線1和曲線2之間這局部就能計算出可動流體的飽和度。二、低滲透儲層的滲流特征〔二〕低滲透儲層非達(dá)西滲流特征1.達(dá)西定律和達(dá)西滲流我們以前所了解的油田開發(fā)和滲流力學(xué)是以達(dá)西定律為主要理論根底的，達(dá)西定律表達(dá)式：υ——視滲流速度K——滲透率μ——流動粘度——壓力梯度達(dá)西定律的假設(shè)條件為：流體為均質(zhì)牛頓流體，滲流為層狀流狀態(tài)；流體與孔隙介質(zhì)不起作用。

二、低滲透儲層的滲流特征1.達(dá)西定律和達(dá)西滲流用達(dá)西定律推導(dǎo)出油井產(chǎn)量公式為：Q0——油井產(chǎn)量h——油層有效厚度k——滲透率μ——原油粘度PH——供油邊界壓力PC——油井流動壓力rH——供油半徑rC——井眼半徑達(dá)西滲流理論方法對于中高滲透油藏的開發(fā)是根本適應(yīng)的。對于低滲透油藏的情況就不同了，上面講到低滲透儲層有諸多條件對于滲流影響，與達(dá)西定律假設(shè)的條件相差很大。如果簡單用達(dá)西定律的理論方法，很難認(rèn)識低滲透油藏復(fù)雜的滲流特征。二、低滲透儲層的滲流特征2.低滲透儲層非達(dá)西滲流特征西安石油學(xué)院和中石油總院滲流力學(xué)研究所，通過大量的實驗揭示：當(dāng)巖樣滲透率比較低時，無論用水還是用油通過天然巖心進(jìn)行滲流實驗，都存在明顯的啟動壓力梯度顯示——產(chǎn)生非達(dá)西滲流現(xiàn)象。acbdυeΔP/L非達(dá)西流達(dá)西流0.1110k0.11啟動壓力梯度與滲透率關(guān)系曲線10這些實驗的共同特點是：——當(dāng)壓力梯度在較低范圍時，滲流速度的增加呈上凹型非線性曲線〔ad段〕；——當(dāng)壓力梯度較大時，滲流速度呈直線性增加〔de段〕；——直線段延伸不通過坐標(biāo)原點，直線段延伸與壓力梯度坐標(biāo)線交點的壓力梯度，為啟動壓力梯度〔c點〕；——在實驗范圍內(nèi)湍流影響不明顯；——滲流特征與滲透率及流體性質(zhì)有關(guān)，滲透率越低，原油粘度越大，上凹型非線性曲線段延伸越長，啟動壓力梯度越大。二、低滲透儲層的滲流特征2.低滲透儲層非達(dá)西滲流特征黃延章教授推導(dǎo)出存在啟動壓力梯度的非達(dá)西滲流條件下油井產(chǎn)量公式：

——油層孔隙度——極性剪切力——啟動壓力梯度〔其余符號同達(dá)西流產(chǎn)量公式〕非達(dá)西滲流油井產(chǎn)量公式和達(dá)西滲流油井產(chǎn)量公式相比較，多了一局部，這就是低滲透油藏比中高滲透油藏多影響減低產(chǎn)量的局部。

二、低滲透儲層的滲流特征〔三〕低滲透儲層兩相滲流特征上面講的是低滲透儲層單相流體滲流特征，低滲透儲層兩相流體滲流是怎樣的特征呢？1.相滲透率曲線特征根據(jù)目前為止研究成果，最能代表兩相滲流特征的是油水兩相滲流的相滲透率曲線。從理論上講，儲層和流體的主要物理化學(xué)性質(zhì)，如滲透率和孔隙結(jié)構(gòu)、原油粘度和油水粘度比、外表潤濕性和原油邊界層厚度等等，都可以在相滲透率曲線中得到反映。因此，相滲透率曲線的不同特點也就反映了不同類型儲層水驅(qū)油特征和效果。二、低滲透儲層的滲流特征與中高滲透儲層相比，低滲透儲層相滲透率曲線有以下特點：——束縛水飽和度高，原始含油飽和度低；——兩相流動范圍窄；——剩余油飽和度高；——油相滲透率下降快；——水相滲透率上升慢，最終值低；——驅(qū)油效率低。上述特點產(chǎn)生的結(jié)果是造成低滲透油田油井見水后產(chǎn)液指數(shù)、產(chǎn)油指數(shù)大幅度下降。1.0不同滲透率的相滲透率曲線0.80.60.40.200.20.40.60.850×10-3μm2200×10-3μm2600×10-3μm2SwKro,Krw1.0二、低滲透儲層的滲流特征2.低滲透油藏產(chǎn)液指數(shù)、產(chǎn)油指數(shù)變化特點根據(jù)非達(dá)西滲流和兩相滲流特點推導(dǎo)出低滲透油藏?zé)o量綱產(chǎn)液指數(shù)和無量綱產(chǎn)油指數(shù)公式：無量綱產(chǎn)液指數(shù)ηL0為：無量綱產(chǎn)液指數(shù)ηo0為：Kro(Scw)——束縛水條件下油相的相對滲透率為常數(shù)1；M——油水粘度比，M增大導(dǎo)致水相比列增大；Kro(Sw)——在某一含水飽和度條件下油相的相對滲透率。對于低滲透儲層來說，在油水相滲流時，由于喉道細(xì)小而賈敏效應(yīng)增強(qiáng)，隨著含水飽和度增加，油相滲透率急劇下降；Krw(Sw)——在某一含水飽和度條件下水相的相對滲透率，對于低滲透儲層來說，也由于賈敏效應(yīng)增強(qiáng)，隨著含水飽和度增加，水相滲透率上升慢，而且最終值總是處在很低范圍內(nèi)〔0.1左右〕；——啟動壓力梯度，儲層滲透率越小，油的極限剪切應(yīng)力越大，啟動壓力梯度越大。二、低滲透儲層的滲流特征2.低滲透油藏產(chǎn)液指數(shù)、產(chǎn)油指數(shù)變化特點我國低滲透油田開發(fā)實踐，普遍反映的特點是油田平均無量綱產(chǎn)液指數(shù)隨含水上升而下降，繼而穩(wěn)定，最后含水上升到80%左右以后才有所上升，而無量綱產(chǎn)油指數(shù)根本上一直隨含水上升而下降。這導(dǎo)致人工水驅(qū)開發(fā)的低滲透油田油井見水后，提液困難，穩(wěn)產(chǎn)難度很大。二、低滲透儲層的滲流特征〔四〕低滲透儲層的壓敏效應(yīng)特征國內(nèi)外低滲透油田開發(fā)中普遍存在一個非常突出的現(xiàn)象，就是隨著地層壓力的下降，采油指數(shù)急劇下降，即使注水后地層壓力恢復(fù)上升，采油指數(shù)也很難恢復(fù)〔因而造成產(chǎn)量快速下降，而難以恢復(fù)〕，這是什么原因造成的呢？經(jīng)過大量觀察和實踐，人們揭示了這是儲層的壓敏效應(yīng)〔即流固耦合作用〕造成的。以前滲流力學(xué)計算中，都是假設(shè)多孔介質(zhì)儲層是剛性的，但實際儲層不是不可壓縮的剛性介質(zhì)，而是具有彈塑性的的多孔介質(zhì)，當(dāng)儲層壓力下降，儲層發(fā)生膨脹，導(dǎo)致孔隙度縮小和滲透率的降低，低滲透性儲層彈塑性突出，當(dāng)?shù)貙訅毫ο陆岛?，儲層孔隙度滲透率急劇下降，特別是滲透率下降明顯；當(dāng)?shù)貙訅毫ι仙龝r，孔隙度和滲透率恢復(fù)的很少，這種現(xiàn)象叫壓敏效應(yīng)。低滲透儲層的壓敏效應(yīng)很強(qiáng)是造成油井采油指數(shù)，產(chǎn)油量下降而難恢復(fù)的主要原因。二、低滲透儲層的滲流特征〔五〕低滲透儲層的滲吸特征在油田開發(fā)過程中，也發(fā)現(xiàn)儲層具有滲吸現(xiàn)象如自吸排油的現(xiàn)象。近幾年中石油滲流力學(xué)研究所系統(tǒng)做了自然滲吸和驅(qū)替條件下滲吸的各種實驗，加深了研究，取得了新的認(rèn)識。研究結(jié)果說明：水驅(qū)初期以驅(qū)替作用為主，滲吸作用較弱；水驅(qū)中期驅(qū)替作用和滲吸作用同時起作用；水驅(qū)后期滲吸作用增大。儲層大孔道中的油主要靠驅(qū)替采出，而細(xì)小孔道中的油主要靠滲吸作用采出。因此，我們開發(fā)低滲透油田，要認(rèn)真研究利用儲層滲吸機(jī)理，特別是在開發(fā)中后期利用滲吸作用采油方法，增加產(chǎn)量和提高采收率。目錄前言一、低滲透油田的地質(zhì)特征二、低滲透儲層的滲流特征三、低滲透油田的開發(fā)特征四、低滲透油田的開發(fā)對策三、低滲透油田的開發(fā)特征三、低滲透油田的開發(fā)特征〔二〕油層壓力和油井產(chǎn)量下降快，一次采收率低低滲透油田由于邊底水不活潑，天然驅(qū)動能量缺乏以及滲流阻力大，能量消耗快，如果壓裂改造后不采用人工補(bǔ)充能量的開發(fā)方式，結(jié)果必然是兩快一低，即油井產(chǎn)量遞減快、油層壓力下降快、油田一次采收率低。024681012（月）1.0無量綱產(chǎn)量1.00.80.40.200.6快速遞減平穩(wěn)遞減0.50.40.40.3大安油田新民油田不同油田兩快一低情況不同。兩快一低在實際開發(fā)中的分析方法：分析油井產(chǎn)量遞減的方法，一般用第一年油井無量綱產(chǎn)量變化來分析衡量。一般低滲透油田油井第一年無量綱產(chǎn)量下降60～70%，第二年進(jìn)入平穩(wěn)遞減，一般年遞減20～30%。三、低滲透油田的開發(fā)特征〔二〕油層壓力和油井產(chǎn)量下降快，一次采收率低地層壓力下降一般用以下指標(biāo)分析：壓力變化速度——年壓力變化值；壓力變化率——采出1%地質(zhì)儲量地層壓力變化值。如果不注水，低滲透油田一般每采出1%地質(zhì)儲量地層壓力下降3～5MPa。——一次采收率主要決定彈性驅(qū)動能和溶解氣驅(qū)動能的大小。地飽壓差大，彈性驅(qū)動能量就大，彈性驅(qū)動采收率就高；原始汽油比高，溶解氣驅(qū)動能量就大，溶解氣驅(qū)采收率就高。兩者相加就是低滲透油田一次采收率。低滲透油田一般一次采收率是10%左右；低滲透油田一般二次采收率是20～25%；低滲透油田一般三次采收率是25～30%。低滲透油田一次采收率是計算值，很少能取得礦場實際的一次采收率，因為低滲透油田都采用人工補(bǔ)充能量開發(fā)方式。低滲透油田不但一次采收率低，而且最終采收率也低。三、低滲透油田的開發(fā)特征〔三〕注水井吸水能力低，啟動壓力和注入壓力上升快目前國內(nèi)外低滲透油田根本上都是人工注水方式開發(fā)。低滲透油田在注水開發(fā)中存在一個普遍的特點，就是注水井的吸水能力低，啟動壓力和注入壓力高，而且上升快。特低滲透油田和特低滲透區(qū)塊，甚至開展到注不進(jìn)水的程度。我國東部和西部的低滲透油田注水開發(fā)都普遍存在這種特點。吉林油田新立、新民、新廟、乾安、大老爺府、大安、莫里青、兩井等低滲透和特低滲透油田注水開發(fā)中也普遍存在這種特點。低滲透油田注水井吸水能力，啟動壓力的變化可以通過測注水井的注水指示曲線分析。三、低滲透油田的開發(fā)特征〔三〕注水井吸水能力低，啟動壓力和注入壓力上升快日注水量日注水量Ⅱ2注入壓力2015105020151050baⅠ11996.3.151995.3.10注入壓力視吸水指數(shù)——單位注入壓力的日注水量，可用指示曲線a,b兩點對應(yīng)注入壓力差和日注水量差求得。

低滲透油田注水井吸水能力低而且逐步下降，其主要原因是由低滲透儲層內(nèi)在地質(zhì)因素所決定的，此外和注入水水質(zhì)污染傷害堵塞等外在因素也有重要關(guān)系。三、低滲透油田的開發(fā)特征〔四〕油井注水見效的效果較差和中高滲透油田比較，低滲透油田油井注水見效的效果比較差，主要表現(xiàn)在以下五個特點：——油井見效慢；——油井見效程度低；——油井見效增產(chǎn)幅度?。弧蛯訅毫謴?fù)慢；——低壓低產(chǎn)現(xiàn)象嚴(yán)重。三、低滲透油田的開發(fā)特征1.油井見效慢低滲透油田油井注水見效總的來說比較慢。但是，不同油田、不同區(qū)塊、不同油井見效快慢差距很大。這主要與儲層的性質(zhì)、主力油層分布及連通狀況、井距大小、注水早晚等因素有關(guān)。吉林油區(qū)低滲透油田根底井網(wǎng)井距300m的情況下，一般油井在投注后6個月左右開始見效。我們大安油田早期同步注水，油層比較好的區(qū)塊，一般注水后3～4個月油井就開始見到明顯效果。三、低滲透油田的開發(fā)特征2.油井見效程度低低滲透油田油井見效程度一般來說是比較低的，30～70%。但是不同油田，不同區(qū)塊見效程度差異很大。油層分布好的區(qū)塊〔A類區(qū)塊〕油井見效程度可達(dá)60～70%，而油層差的區(qū)塊〔C類區(qū)塊〕油井見效程度可小于10%。三、低滲透油田的開發(fā)特征3.油井見效增產(chǎn)幅度比較小低滲透油田油井注水見效后一般產(chǎn)量變化平緩，上升幅度小，少局部油井注水見效后產(chǎn)量上升幅度較大。實現(xiàn)早期同步注水或超前注水的區(qū)塊，而且油水井有多層“A—A〞連通的油井，注水見效后產(chǎn)量上升幅度大，并有可能上升到投產(chǎn)初期的日產(chǎn)水平。由于低滲透油田儲層分布不穩(wěn)定，非均質(zhì)強(qiáng)，油井注水見效增產(chǎn)效果差異很大。對于油田和區(qū)塊來說，注水見效后整體產(chǎn)量一般是出現(xiàn)一段時間的穩(wěn)產(chǎn)，少局部油層好的區(qū)塊可出現(xiàn)一定程度的上升階段。三、低滲透油田的開發(fā)特征4.油層壓力恢復(fù)慢低滲透油田如果滯后注水，油層壓力下降快，注水見效后油層壓力恢復(fù)慢，甚至很長時間也很難恢復(fù)。除了高含水和特高含水注采反響敏感外，油層壓力一般不可能恢復(fù)到原始壓力附近。三、低滲透油田的開發(fā)特征5．低壓低產(chǎn)現(xiàn)象嚴(yán)重低滲透油田開發(fā)過程中低壓低產(chǎn)現(xiàn)象嚴(yán)重。隨著注水開發(fā)階段的開展，低壓現(xiàn)象逐步好轉(zhuǎn)，而低產(chǎn)低效井逐步增多。低滲透油田注水普遍見效后，一般低產(chǎn)低效井?dāng)?shù)占總井?dāng)?shù)的20～30%。隨著油井逐步見水和含水不斷上升，油井產(chǎn)量遞減加快，低產(chǎn)低效現(xiàn)象越來越嚴(yán)重。低壓低產(chǎn)狀況在不同油田，不同區(qū)塊差異也很大。我們大安油田是：構(gòu)造軸部區(qū)帶低產(chǎn)井少，翼部區(qū)帶低產(chǎn)井多；南部區(qū)帶低產(chǎn)井少，北部區(qū)帶低產(chǎn)井多；目前全油田日產(chǎn)小于1噸的低產(chǎn)低效井約占25%左右。三、低滲透油田的開發(fā)特征〔五〕油井見水后產(chǎn)液，產(chǎn)油指數(shù)下降，油田穩(wěn)產(chǎn)難度大低滲透油田油井見水后，產(chǎn)液指數(shù)明顯下降一般到含水50%左右開始穩(wěn)定，然后穩(wěn)定到含水80%以后才有所上升，在含水上升和產(chǎn)液指數(shù)下降的雙重影響下，產(chǎn)油指數(shù)連續(xù)下降，直到開發(fā)終止。由于產(chǎn)油產(chǎn)液指數(shù)明顯下降，油井流壓本來就很低，因此，增大采油壓差提液的余地很小。盡管采取各種增產(chǎn)挖潛措施，油井也難以穩(wěn)產(chǎn)。對于整個油田和區(qū)塊來說，進(jìn)入中高含水階段，綜合挖潛工作做的好，只能減緩產(chǎn)量遞減，要想實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)和上產(chǎn)，只有大規(guī)模加密調(diào)整才能實現(xiàn)。三、低滲透油田的開發(fā)特征這里舉兩個例子：勝利油田的呈東油田，平均滲透率2526×10-3μm2，見水后含水上升到50～60%時，無量綱產(chǎn)液量到達(dá)2.4～2.5，無量綱采油量1.1～1.4。吉林油田的乾安油田，平均滲透率5.4×10-3μm2，見水后含水上升到50～60％時，無量綱產(chǎn)液量只有0.5～0.6，無量綱產(chǎn)油量只有0.3左右。00.80.60.40.20204060801.0含水（fw）乾安油田產(chǎn)液（油）指數(shù)與含水關(guān)系曲線無量綱產(chǎn)液、產(chǎn)油指數(shù)三、低滲透油田的開發(fā)特征〔六〕低含水階段含水上升比較慢，低含水期是低滲透油田主要采油期含水變化規(guī)律可以根據(jù)相滲曲線和達(dá)西定律推導(dǎo)公式來描述：油水粘度比對含水變化直接影響：低滲透油田儲層一般油水粘度比較小，油井見水初期含水上升比較慢，中后期含水上升快。一般低滲透油田小于30%低含水期可采出可采儲量40%左右。0.600.10.20.30.40.50.60.70.20.40.81.0含水率（小數(shù)）采出程度（小數(shù)）含水率與采出程度關(guān)系曲線Ⅰ型Ⅱ型Ⅲ型Ⅳ型Ⅴ型含水％1008060004030201020采出程度（％）三、低滲透油田的開發(fā)特征〔六〕低含水階段含水上升比較慢，低含水期是低滲透油田主要采油期低滲透油田低含水階段，含水上升比較慢，正是油井普遍見效，油田上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的主要采油階段。這里舉兩個油田的例子：新立油田——1984年開始全面開發(fā)，7年后1992年1月含水29.6%，采出程度11.55%，采出可采儲量46.4%。平均采油速度1.65%。乾安油田——1986年開始全面開發(fā)，6年后1992年6月含水29.3%，采出程度9.79%，采出可采儲量44.5%，平均采油速度1.63%。三、低滲透油田的開發(fā)特征〔七〕裂縫性低滲透砂巖油田開發(fā)特征我國低滲透砂巖油田儲層裂縫比較發(fā)育，構(gòu)成裂縫性砂巖油藏。裂縫性低滲透砂巖油田的開發(fā)特征和單純的低滲透油田是不同的，表現(xiàn)在裂縫對開發(fā)的特殊影響上。我們研究裂縫性低滲透砂巖油田開發(fā)特征之前，應(yīng)該搞清楚以下3個問題：——根據(jù)裂縫發(fā)育程度，裂縫性低滲透油田有顯裂縫型、微裂縫型和潛裂縫型。對于裂縫特別發(fā)育的顯裂縫型的低滲透砂巖油田，裂縫對開發(fā)的特殊影響很明顯，表現(xiàn)出典型的裂縫性油田開發(fā)特征；對于微裂縫型和潛裂縫型的裂縫性低滲透油田，裂縫對開發(fā)的特殊影響程度相對較差?！芽p性低滲透油田不是所有區(qū)塊，所有的井排都有裂縫發(fā)育。裂縫不發(fā)育的區(qū)塊和井排，裂縫對開發(fā)的特殊影響程度低或不存在裂縫影響。其開發(fā)特征根本上表現(xiàn)為常規(guī)低滲透油田的開發(fā)特點?！芽p發(fā)育的方向上，注入水的流動方式為沿裂縫方向的線狀流動，而垂直裂縫方向的流動主要表現(xiàn)為孔隙滲流。因此，沿裂縫方向油井注采反響主要表現(xiàn)為裂縫型注采反響特征。而垂直裂縫方向的生產(chǎn)井排的油井那么主要表現(xiàn)為孔隙滲流型的注采反響特征。三、低滲透油田的開發(fā)特征三、低滲透油田的開發(fā)特征三、低滲透油田的開發(fā)特征目錄前言一、低滲透油田的地質(zhì)特征二、低滲透儲層的滲流特征三、低滲透油田的開發(fā)特征四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策〔一〕深入開展油藏研究評價和開發(fā)試驗，編制總體開發(fā)方案

上世九十年代后期以來，中國的油田開發(fā)在程序上做了一些改變。強(qiáng)調(diào)開發(fā)早期的介入，早期評價。原來探明儲量由勘探部門直接提供。九十年代后期改為勘探部門只提供控制儲量，由開發(fā)部門早期介入，開展油藏評價，在控制儲量的根底上提供探明儲量。因此，開發(fā)工作就增加了一個油藏評價階段。但是我們進(jìn)行的油田合作開采工程，在合作開采合同簽訂之前，合作開發(fā)的油田和區(qū)塊一般都由甲方探明并提供了探明儲量。合作方只要按照合同要求，在開發(fā)先導(dǎo)試驗期內(nèi)開展開發(fā)試驗，編制油田總體開發(fā)方案，做好開發(fā)前各項準(zhǔn)備工作，就可以實施開發(fā)建設(shè)了。因此，合作方在開發(fā)先導(dǎo)試驗期內(nèi)，主要工作就是深入開展油藏研究評價和開發(fā)試驗，編制油田總體開發(fā)方案。四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策2.選定開發(fā)試驗區(qū)，開展開發(fā)試驗按照?綱要?要求，對大型和復(fù)雜的低滲透油田要選擇有代表性的區(qū)塊，開展注水開發(fā)試驗，為油藏工程，鉆采工程設(shè)計提供依據(jù)。如果油田規(guī)模不大，地質(zhì)情況不十分復(fù)雜或者同油區(qū)同類型油田開發(fā)有可借鑒的經(jīng)驗也可不開展開發(fā)試驗區(qū)。我們大安油田雖然規(guī)模比較大，但有扶揚油層可借鑒的油田開發(fā)經(jīng)驗，而且原來有大208和大206兩個開發(fā)試驗區(qū)，所以我們在開發(fā)試驗期就沒有開辟新的開發(fā)試驗區(qū)。四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策油田總體開發(fā)方案經(jīng)有關(guān)國家部門審查批準(zhǔn)后，就進(jìn)入開發(fā)建設(shè)階段，就可以按照總體開發(fā)方案的部署和要求實施油田開發(fā)建設(shè)。油田開發(fā)建設(shè)階段的具體要求在?綱要?中都有詳細(xì)規(guī)定，而且大家在這幾年中都在具體實踐中干過來的，在這里我也不多講了。下面我就針對裂縫性低滲透砂巖油田開發(fā)的相關(guān)開發(fā)方式選擇，開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)選、有效注水、油層保護(hù)、整體優(yōu)化壓裂以及改善注水開發(fā)效果和提高采收率等問題講講經(jīng)驗和對策。四、低滲透油田的開發(fā)對策〔二〕開發(fā)方式的優(yōu)選1.注水開發(fā)是低滲透油田最適應(yīng)、最經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)方式上面講的低滲透油田的三大特征要求我們必須采取人工補(bǔ)充能量的開發(fā)方式。國內(nèi)外幾十年的開發(fā)實踐證明，目前為止，注水開發(fā)是低滲透油田人工補(bǔ)充能量最適應(yīng)、最成熟、最經(jīng)濟(jì)的開發(fā)方式。近十多年來，國內(nèi)外相繼開展注空氣、注CO2等開發(fā)方式的試驗，據(jù)說國外試驅(qū)成功，國內(nèi)也開展試驗。但是不管那種新的開發(fā)方式，應(yīng)該都有適用條件，而且需要較長時間試驗，取得成功后才能大面積推廣。我們MI能源公司作為私營公司，經(jīng)濟(jì)實力不夠。因此，我們不宜承擔(dān)大風(fēng)險去搞試驗，如果國內(nèi)試驗成功，效果很好，也很經(jīng)濟(jì)，我們可以引進(jìn)應(yīng)用。四、低滲透油田的開發(fā)對策〔二〕開發(fā)方式的優(yōu)選2.注水時機(jī)的選擇關(guān)于低滲透油田注水時機(jī)問題，幾十年來認(rèn)識不一。有的觀點認(rèn)為，適當(dāng)晚些時候注水有利于充分發(fā)揮天然能量的作用；有的觀點認(rèn)為早期注水好，能使油井保持在較高壓力下生產(chǎn)，產(chǎn)量比較高。自從上世紀(jì)80年代以來，由于滲流機(jī)理研究揭示了低滲透儲層壓敏效應(yīng)的特點以及眾多油田的早期注水試驗結(jié)果，認(rèn)識開始統(tǒng)一，趨向于早期注水。雖然多數(shù)認(rèn)識認(rèn)為早期注水好，但不少油田的生產(chǎn)指揮在和產(chǎn)能建設(shè)中，優(yōu)先抓油井投產(chǎn)工程，注水工程往往滯后一年多，實際上一個油田開發(fā)建設(shè)頭一兩年的開發(fā)區(qū)塊一般都遲后一年多才注上水，我們大安油田也是如此，2004年開發(fā)區(qū)到2005年三季度才開始全面注上水。四、低滲透油田的開發(fā)對策〔二〕開發(fā)方式的優(yōu)選關(guān)于早期注水，吉林油田是在開發(fā)新民油田才真正嘗到甜頭。新民油田1990年投入開發(fā)，90～91年主要開發(fā)東斷塊，遲后一年半才全面注水，西斷塊92年開發(fā)，一般四個月后全面注水。兩個斷塊油層都比較好，壓后平均單井初產(chǎn)都在8噸左右，但注水后產(chǎn)量變化效果差異很大。見效后東斷塊單井日產(chǎn)油1.7～1.9噸，而西斷塊平均單井日產(chǎn)油3.0～3.2噸，注水見效后西斷塊比東斷塊平均單井日產(chǎn)高1.3噸左右。10666121212第一年第二年第三年單井日產(chǎn)t/d84206注水注水見效見效東斷塊（遲后1.5年注水）西斷塊（遲后4個月注水）新民油田注水早晚油井產(chǎn)量變化曲線四、低滲透油田的開發(fā)對策〔二〕開發(fā)方式的優(yōu)選我們根據(jù)大216區(qū)塊實際產(chǎn)量變化做了一個見效模式圖。按其實際見效模式推算大216區(qū)塊早期注水見效曲線進(jìn)行比照，比照結(jié)果到2021年末，早注水要比晚一年注水見效期內(nèi)多采油6.6萬噸。四、低滲透油田的開發(fā)對策〔二〕開發(fā)方式的優(yōu)選由大216區(qū)塊見效模式推算4種不同注水時機(jī)油井產(chǎn)量變化模式曲線。希望動態(tài)組的同志，你們自己對各個區(qū)塊做出注水見效實際的模式圖來比照看看是不是這個特點。四、低滲透油田的開發(fā)對策綜上所述，由于低滲透油田壓敏效應(yīng)強(qiáng)，地層壓力和油井產(chǎn)能遞減快，注水見效后壓力和產(chǎn)能也難以恢復(fù)。晚注水，油井見效只能在低水平穩(wěn)產(chǎn)或略有上升。而早期注水能大大減少壓敏效應(yīng)造成的損失，能使油井保持在較高地層壓力水平條件下生產(chǎn)，能使油井見效后保持在較高產(chǎn)能下穩(wěn)產(chǎn)或上升。四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策〔三〕開發(fā)井網(wǎng)系統(tǒng)優(yōu)選開發(fā)井網(wǎng)系統(tǒng)選擇包括三個問題：開發(fā)層系劃分、開發(fā)井網(wǎng)部署方式選擇、開發(fā)井網(wǎng)密度選擇。1.開發(fā)層系劃分開發(fā)層系劃分要考慮以下7個原那么：——油藏類型、油水分布、壓力系統(tǒng)、流體性質(zhì)；——儲層沉積條件、物性差異；——油層層數(shù)，油層井段長短；——油層厚度大小；——層系間的隔層條件；——經(jīng)濟(jì)效益；——國家對原油產(chǎn)量的特殊要求。對大安油田來說：扶揚油層合為一套層系開發(fā)是適宜的；對于葡萄花、黑帝廟油層，合到扶揚油層一套層系開發(fā)顯然不適宜?？梢圆捎枚N方法對待：一是零星分布的，等開發(fā)后期上返動用開發(fā)；二是相對集中分布的，可以在適當(dāng)時候局部打另一套井網(wǎng)開發(fā)。對于局局部布的高臺子油層，因與扶余油層相隔只有幾十米，可以和扶揚油層同一層系動用開發(fā)。四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策3.吉林油區(qū)裂縫性低滲透砂巖田井網(wǎng)部署的開展歷程和經(jīng)驗分析吉林油田是開發(fā)裂縫性砂巖油田開發(fā)最早的油田之一，在井網(wǎng)部署上經(jīng)歷了四個階段?！?〕第一階段——扶余正三角井網(wǎng)扶余油田是我國最大的裂縫性砂巖油田。含油面積84km2、地質(zhì)儲量13240萬噸，平均有效厚度10.3米，平均孔隙度23%，平均滲透率180x10-3μm2〔屬中滲透油田〕，含油飽和度73%，油層埋深370～500m。扶余油田是一個大油田、淺油田、好油田。150m200m150m200m173m134m四、低滲透油田的開發(fā)對策1963年開辟開發(fā)試驗區(qū)，1965年和1969年分別在中一北和西三區(qū)開展2個注水試驗區(qū)。1968～1969年完成600米根底井網(wǎng)。1970年開始全面開發(fā)，1973年開始全面注水。全面開發(fā)井網(wǎng)為正三角井距200m和150m，井排方向為東西方向。注水方式有反九點面積和兩排夾三排行列注水。1973年全面注水后出現(xiàn)了大批東西裂縫方向油井水竄水淹。到1975年，注水3年，裂縫方向油井水淹200多口，占裂縫方向油井總數(shù)三分之二以上，到1980年水淹井總數(shù)達(dá)280多口，絕大多數(shù)裂縫方向油井水淹關(guān)井。150m200m150m200m173m134m四、低滲透油田的開發(fā)對策經(jīng)驗分析：——注水試驗區(qū)已經(jīng)暴露了沿裂縫方向水淹的問題，但對裂縫及其對注水開發(fā)影響認(rèn)識缺乏。雖然井排方向按裂縫方向部署，但井距過小，井網(wǎng)密度過大，出現(xiàn)嚴(yán)重的沿裂縫方向的水竄水淹。——兩排夾三排行列注水區(qū)。中間井排很難見到注水效果，加上裂縫方向油井水竄水淹，區(qū)塊開發(fā)效果很差?！偨Y(jié)經(jīng)驗教訓(xùn)，及時關(guān)閉裂縫方向水淹井，因勢利導(dǎo)，借助裂縫方向水竄拉成水線，向南北向油井排平面水驅(qū)，同時在南北向油井排對應(yīng)壓裂引效，促進(jìn)油井排注水見效，開發(fā)效果明顯改善。年產(chǎn)油由1975年111.2萬噸，上升到1978年的134.6萬噸，含水控制在40%左右?！?jīng)過充分研究和試驗，1981年后，在主力區(qū)塊全面開展調(diào)整，全面轉(zhuǎn)注裂縫方向水淹井和行列注水區(qū)中間井排轉(zhuǎn)注，形成線狀注水方式。同時在油井排進(jìn)行錯位加密調(diào)整。經(jīng)過調(diào)整，年產(chǎn)油量由1981年的92.6萬噸上升到1983年的102萬噸，實現(xiàn)第一次調(diào)整年產(chǎn)100萬噸，穩(wěn)產(chǎn)5年。150m200m150m200m173m134m四、低滲透油田的開發(fā)對策〔2〕第二階段——新立油田扭22.5度角正方井網(wǎng)吸取扶余油田的經(jīng)驗教訓(xùn)，為了減緩沿裂縫方向油井水竄水淹。1982年開發(fā)新立油田是將300m正方井網(wǎng)井排方向與裂縫方向錯開22.5度〔如以下圖〕。新立油田開發(fā)初期300m正方反九點法面積注水井網(wǎng)井排與裂縫扭22.5度角井網(wǎng)，實際上構(gòu)成134×680m小排拒、大井距的裂縫性油田開發(fā)井網(wǎng)。四、低滲透油田的開發(fā)對策經(jīng)驗分析：——新立油田開發(fā)初期實際上形成小排距、大井距的適應(yīng)裂縫性低滲透砂巖油田開發(fā)井網(wǎng)?！铝⒂吞镩_發(fā)初期開發(fā)效果很好，全面投入開發(fā)7年，采油速度1.65%，綜合含水29.6%，采出程度11.55%，低含水期就采出可采儲量46.2%，1988年最高年產(chǎn)到達(dá)70萬噸。——由于裂縫方向井距拉大到680m，根本上沒有發(fā)生裂縫方向水竄水淹，有效地控制了裂縫水竄水淹?！橇芽p方向井距過大，注水井注水量負(fù)擔(dān)過重，加上為了保穩(wěn)產(chǎn)，注采比過大，注入壓力上升快而且過高，造成70%以上注水井套管變形，不能正常分注，使中期開發(fā)效果明顯變差?！?996年以后進(jìn)行注水方式和加密調(diào)整，形成小排距線狀注水，開發(fā)效果逐步好轉(zhuǎn)。繼新立油田以后、乾安油田、大慶的朝陽溝油田等也采用扭小角度井網(wǎng)方式，都取得比較好的效果。四、低滲透油田的開發(fā)對策〔3〕第三階段——新民油田扭45度角井網(wǎng)1990年開發(fā)新民油田，吸取了扶余油田和新立油田經(jīng)驗教訓(xùn)。把井排與裂縫方向錯開45度角，本身還是300m正方形反九點面積注水井網(wǎng)，實際構(gòu)成了垂直裂縫方向排拒212m，東西向井距425m的212×425m井網(wǎng)。300m45°425m212m四、低滲透油田的開發(fā)對策經(jīng)驗分析：——新民油田初期井網(wǎng)212×425m，對裂縫性低滲透油田開發(fā)根本上是適應(yīng)的，特別井距425m比較適中，既控制了裂縫方向水竄水淹，也沒有造成注水井負(fù)擔(dān)過重；——在選擇合理井網(wǎng)同時，采取了控制注入壓力等一整套防止套管變形的措施對策，防止油水井套變，開發(fā)近20年，目前根本上沒有發(fā)生套管變形，總的開發(fā)效果比較好；——但是排拒還是較大，油井排注水效果比較緩慢；——中期進(jìn)行調(diào)整，調(diào)整沿裂縫方向線狀注水，加密井排調(diào)整，調(diào)整后也取得了較好的效果。300m45°425m212m四、低滲透油田的開發(fā)對策〔4〕矩形井網(wǎng)方式總結(jié)分析以上三個階段關(guān)于裂縫性低滲透砂巖油田井網(wǎng)部署：——以上三個階段都考慮裂縫定向分布的特點，把井排方向和裂縫方向為同一井排方向，這樣有利沿裂縫拉水線，可調(diào)整為沿裂縫線狀注水；——第二、三階段新立、新民式的井網(wǎng)方式，進(jìn)一步考慮井網(wǎng)對裂縫的適應(yīng)性，不同程度拉大了沿裂縫井排的井距，減緩了沿裂縫方向油井水竄水淹，同時不同程度縮小了垂直裂縫方向的排拒，促進(jìn)了生產(chǎn)井排油井的見效；——但是三種布井方式都離不開規(guī)那么的正三角和正方形井網(wǎng)，特別是跳不開幾十年來慣用的300m反九點法規(guī)那么面積井網(wǎng)模式，都是布好300m正方井網(wǎng)，變戲法的扭轉(zhuǎn)一定角度，新立扭22.5度，新民扭45度，變來變?nèi)ザ茧x不開300m正方井網(wǎng)格式，使井網(wǎng)靈活性適應(yīng)性受到限制。四、低滲透油田的開發(fā)對策1996年召開全國低滲透油田開發(fā)研討會上，對裂縫性低滲透砂巖油田開發(fā)井網(wǎng)部署形成共識：——平行裂縫方向注水；——垂直裂縫方向驅(qū)油；——井排方向平行裂縫方向；——采用線狀注水方式；——井距適當(dāng)加大，排距合理縮少。在上述共識根底上，裂縫性低滲透砂巖油田開始形成了在“平行裂縫線狀注水方式〞總原那么下，根據(jù)裂縫性低滲透砂巖油田地質(zhì)特點和裂縫分布發(fā)育特點任意而合理選擇井距和排距的矩形井網(wǎng)方式。四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策〔5〕對大安油田目前實施井網(wǎng)的評價大安油田目前開發(fā)實施的井網(wǎng)為150×375m，這對大安油田是否合理，開發(fā)初期評價不一。幾年的開發(fā)實踐證明，大安油田150×375m井網(wǎng)根本上適應(yīng)大安油田裂縫性特低滲透油田的地質(zhì)特點，是比較合理的：——大安油田裂縫分布密度雖然比較大，但延伸長度不大。根本是閉合的微裂縫型和潛縫型，加上投產(chǎn)壓裂時，對注水井排水井采用控制人工縫長的小規(guī)模壓裂。375m井距根本上起到減緩沿裂縫水竄水淹，注水開發(fā)5年。目前水淹井13口，約占裂縫方向油井5%左右；——油田軸部主體區(qū)帶油井排見效效果比較好，一般注水后6個月左右見效，見效后產(chǎn)量穩(wěn)定或上升。說明150m排距，對占油田產(chǎn)量80%以上的主體區(qū)是適宜的；——由于大安油田屬三角洲平原分流河道沉積為主的儲層，河道寬度不大，加上多數(shù)斷塊寬度小，如果井距放大，對水驅(qū)儲量控制和斷塊內(nèi)注采系統(tǒng)完善會造成較大影響，不利于提高采收率；四、低滲透油田的開發(fā)對策從表中可見，目前150×375m井網(wǎng)，單井控制可采儲量不高，只有0.56萬噸，如果排距再小，單井控制可采儲量只有0.37萬噸。四、低滲透油田的開發(fā)對策〔四〕油層傷害和油層保護(hù)低滲透油田儲層泥質(zhì)含量高，孔喉細(xì)小，結(jié)構(gòu)復(fù)雜，原始含水飽和度高，非均質(zhì)嚴(yán)重，在開發(fā)過程中很容易受到污染傷害，一旦受到傷害，恢復(fù)是不可逆的。因此，在低滲透油田開發(fā)全過程中必須十分重視和認(rèn)真搞好油層保護(hù)工作。1.油層傷害原因造成油層傷害一般有以下8種原因：〔1〕鉆井、完井、作業(yè)等高壓施工中固相微粒及污物帶進(jìn)油層，造成傷害；〔2〕注入水中機(jī)械雜質(zhì)和其它不溶物質(zhì)，隨注水進(jìn)入油層，造成傷害；〔3〕注入水與儲層不配伍，產(chǎn)生各種敏感性，對油層造成傷害；〔4〕壓裂施工中，壓裂液殘留物對油層造成傷害；〔5〕油層酸化等化學(xué)措施施工中，各種離子形成膠狀物對油層的傷害；〔6〕注水、采油過程中產(chǎn)生新生礦物沉淀結(jié)垢堵塞，造成油層傷害；〔7〕注水和各種作業(yè)施工中產(chǎn)生各種有害細(xì)菌，對油層造成傷害；〔8〕外部液體進(jìn)入油層產(chǎn)生潤濕性變化，造成孔喉液鎖對油層造成傷害?？傊?，鉆井、注水、采油和各種井下作業(yè)中，由于各種物理、化學(xué)、生物化學(xué)的不利變化造成對油層傷害。四、低滲透油田的開發(fā)對策2.開展油層傷害綜合評價，制定油層保護(hù)方案。開發(fā)低滲透油田首先必須加強(qiáng)油層傷害分析評價：〔1〕儲層礦物組份分析；〔2〕儲層敏感性試驗評價；〔3〕鉆井液、完井液、固井液與儲層配伍性分析評價；〔4〕注入水水質(zhì)分析評價；〔5〕各種井下作業(yè)入井液與儲層配伍性分析評價；〔6〕其它油層傷害相關(guān)分析評價。通過油層傷害分析評價，制定油層保護(hù)方案。四、低滲透油田的開發(fā)對策3.認(rèn)真做好低滲透油田開發(fā)全過程油層保護(hù)工作低滲透油田開發(fā)全過程都存在油層傷害的可能，因此，防止傷害保護(hù)油層的工作必須貫穿油田開發(fā)全過程?！?〕鉆井施工過程中油層保護(hù)；〔2〕射孔施工過程中油層保護(hù)；〔3〕壓裂施工過程中油層保護(hù)；〔4〕井下作業(yè)施工過程中油層保護(hù)；〔5〕增產(chǎn)增注施工過程中油層保護(hù)；〔6〕注水過程中油層保護(hù)；〔7〕油井生產(chǎn)過程中油層保護(hù)。四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策1.整體壓裂優(yōu)化設(shè)計〔1〕整體壓裂優(yōu)化設(shè)計的原那么編制低滲透油田整體壓裂優(yōu)化設(shè)計必須考慮以下7個原那么：①最大限度提高油層動用程度；②最大限度提高單井產(chǎn)能；③最大限度提高水驅(qū)波體積和掃油效率；④最大限度提高施工成功率；⑤最大限度減少油層傷害；⑥最大限度降低施工費用，增加財務(wù)凈現(xiàn)值提高經(jīng)濟(jì)效益；⑦盡可能合理控制裂縫水竄水淹。以上七個原那么是相互關(guān)聯(lián)的，在編制整體壓裂設(shè)計方案時要綜合考慮，統(tǒng)籌安排，合理配署。四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策整體壓裂設(shè)計方案編制后，要選擇假設(shè)干井?dāng)?shù)開展現(xiàn)場試驗，根據(jù)現(xiàn)場試驗結(jié)果對設(shè)計進(jìn)行修改前方可形成正式整體壓裂設(shè)計方案，成為油田總體開發(fā)方案的組成局部。整體壓裂設(shè)計方案實施后，按照“綱要〞要求和油田開發(fā)后評估一起進(jìn)行整體壓裂后評估，對整體壓裂設(shè)計的預(yù)期目的和效果進(jìn)行檢驗和評價。四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策重復(fù)壓裂要注意以下幾個問題：〔1〕重復(fù)壓裂有利時機(jī)選擇重復(fù)壓裂效果好與差，主要取決于注水補(bǔ)充能量的程度。吉林油田有的老同志說過很通俗的比喻：“壓裂不注水，等于干張嘴〞“壓力上不去，等于放個屁〞重復(fù)壓裂沒有足夠的能量補(bǔ)充，效果是很差的。如何判斷注水補(bǔ)充能量夠不夠呢？①地層壓力恢復(fù)程度；②累計注采比分析；③累計注水量、累計存水量分析。四、低滲透油田的開發(fā)對策紅崗油田是重復(fù)壓裂次數(shù)最多的油田。主力油層最多同層壓裂5次，都取得比較好的效果。根據(jù)統(tǒng)計，紅崗油田地層壓力為原始地層壓力的0.9～1.05，重復(fù)壓力效果比較好，小于0.9，注水補(bǔ)充能量缺乏，壓裂效果差，大于1.05，壓后引來含水上升，增油效果差〔見以下圖〕。地層壓力（MPa）1.00.80.60.40.2013.812.811.810.89.88.8最佳壓力區(qū)壓后增產(chǎn)倍數(shù)紅崗油田重復(fù)壓裂與地層壓力關(guān)系圖四、低滲透油田的開發(fā)對策〔2〕重復(fù)壓裂目的油層選擇低滲透油田主力層〔A、B類層〕是開發(fā)初期主要注水見效層和主力產(chǎn)油層，開發(fā)中后期仍然是主力產(chǎn)油層。差油層始終是產(chǎn)油很少的油層。我們重復(fù)壓裂油層主要目的油層仍然是主力油層，中后期重復(fù)壓裂主力油層是綜合挖潛、進(jìn)一步發(fā)揮注水效果的主要措施。差油層〔C類層〕只有在具備增產(chǎn)條件的情況下進(jìn)行重復(fù)壓裂才有效果?！?〕重復(fù)壓裂方式選擇如果人工裂縫為水平縫，可以采用投球暫堵多縫壓裂，如果人工裂縫為垂直縫就不宜采用投球選壓，應(yīng)采用控制縫高，控制濾失量，延長縫長的普通壓裂方式?！?〕重復(fù)壓裂施工參數(shù)選擇重復(fù)壓裂一般要對一次壓裂施工參數(shù)做合理調(diào)整，合理增加排量，合理提高砂比，才能合理延長縫長提高壓裂效果。四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策3.壓裂施工質(zhì)量的監(jiān)控壓裂能否成功和能否取得預(yù)期效果，不但要做好壓裂設(shè)計，而且要確?，F(xiàn)場施工質(zhì)量，做好現(xiàn)場施工質(zhì)量監(jiān)控。〔1〕壓裂液配制和交聯(lián)比的監(jiān)控壓裂液配制包括增粘劑〔主料瓜膠粉〕、交聯(lián)劑以及各種添加劑按照設(shè)計配方和濃度嚴(yán)格配制；〔2〕前置液量與加砂時機(jī)的控制；〔3〕施工排量和壓力的控制；〔4〕砂液比的控制按照設(shè)計臺階式砂比控制。最近研究出斜坡式加砂程序，形成砂液比連續(xù)上升，這樣能使人工裂縫中形成更合理的支撐剖面，有利提高增產(chǎn)效果；〔5〕頂替液量的控制頂替液是加砂結(jié)束后，把井筒中攜砂液頂?shù)接蛯又腥?，其用量最好是剛剛把攜砂液全部頂?shù)接蛯又?。頂替液少了，攜砂液局部留在井筒中，壓裂施工結(jié)束后，支撐劑會沉到封閉器上面，造成壓卡事故；頂替液多了會造成縫口閉合〔所謂的包“餃子〞〕，降低導(dǎo)流能力，增產(chǎn)效果差；〔6〕施工過程意外情況的控制和處理；〔7〕壓后返排的監(jiān)控。壓后返排的控制，要求既不讓裂縫中的砂吐出來，也要提高裂縫液的返排率，防止傷害油層。四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策8項控制性指標(biāo)溶解氧清水≤0.5mg/L污水≤0.05～0.1mg/L腐蝕性CO20.1≤CO2≤1.0mg/L總含鐵≤0.5mg/L硫化物≤2mg/LPH＞±0.55項輔助性指標(biāo)四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策我們采用地面分三段配注水，在開發(fā)初期是合理的，而且適應(yīng)開發(fā)需要的，但對于構(gòu)造軸部油層多的區(qū)塊。由于A類油層和B.C類油層同一層組注水，可能造成B.C類油層吸水少，或者不吸水。解決這個問題的方法是：——在注水經(jīng)過一段時間，主力油層普遍見效以后，對具備壓裂增注條件的注水井可采取壓裂中差油層，提高其吸水能力，或者采取注水井調(diào)剖措施調(diào)整吸水剖面?！绻痪邆湓鲎⒑驼{(diào)剖條件的注水井，可以等到開發(fā)中期細(xì)分層配注進(jìn)行調(diào)整。四、低滲透油田的開發(fā)對策5.低滲透油田合理地層壓力保持水平和合理地層壓力恢復(fù)速度低滲透油田開發(fā)壓力是靈魂，上面屢次講到低滲透儲層彈塑性突出，壓敏效應(yīng)很強(qiáng)，地層壓力下降了，帶來的是孔隙度、滲透率、產(chǎn)量的明顯下降，其恢復(fù)是不可逆的。而且地層壓力一旦下降了，要恢復(fù)上去也是很比較難的。〔1〕合理地層壓力保持水平因為低滲透儲層存在較強(qiáng)的彈塑性，全面開發(fā)以后，總是要消耗一定的彈性能量，地層壓力總是要下降的，就是實現(xiàn)同步注水，累計注采比很快大于1，地層壓力也很難保持在原始地層壓力以上。幾十年開發(fā)實踐證明，對于正常壓力〔壓力系數(shù)1左右〕的低滲透油田無量綱地層壓力保持0.9～1.0是最合理的，是最好的。因為地層壓力保持在0.9～1.0，壓敏效應(yīng)造成的損失很小，油井也能保持比較旺盛的的生產(chǎn)能力。四、低滲透油田的開發(fā)對策對于中高滲透油田地層壓力保持在0.9～1.0并不難，但對低滲透油田來說就比較難了。對于低滲透油田和區(qū)塊來說，要使地層壓力保持在0.9～1.0水平，只有實現(xiàn)早期注水，特別是實現(xiàn)早期同步注水才能實現(xiàn)。晚期注水要保持在地層壓力水平0.9～1.0是比較難的。扶余油田原始地層壓力4.6MPa，飽和壓力3.6MPa。1970年全面開發(fā)，1973年開始全面注水，注水前全面開發(fā)3年，采出程度4.24%，地層壓力下降到2.0MPa。無量綱壓力下降到0.435，全面注水9年，綜合含水62%以后，地層壓力才開始逐步恢復(fù)。乾安油田1985年開始開發(fā)，1986年下半年開始注水，到1992～1994年綜合含水50%左右，無量綱地層壓力才能穩(wěn)定在0.57。新立油田也有類似的情況。我們大安油田飽和壓力5.46MPa，地飽壓差16.5MPa，遲后－年注水，地層壓力也不會下降到飽和壓力以下。因此，大安油田地層壓力恢復(fù)要比扶新地區(qū)的油田容易。低滲透油田地層壓力下降后，一般要到中高含水期，才能逐步全面恢復(fù)，油田開發(fā)大好時光已經(jīng)過去了。四、低滲透油田的開發(fā)對策〔2〕合理壓力恢復(fù)低滲透油田遲后注水，地層壓力下降到飽和壓力以下很難恢復(fù)，但是只要注采比大于1，總是要恢復(fù)的。經(jīng)驗告訴我們要注意兩點：——如果地層壓力不能恢復(fù)，我們千萬注意不能操之過急，如果一味地企圖通過加大注采比，強(qiáng)行促使地層壓力恢復(fù)，結(jié)果不但地層壓力不能合理恢復(fù)，反而由于注采比增大，給油田開發(fā)帶來不可挽回的嚴(yán)重影響?！貙訅毫﹂_始恢復(fù)階段，也切記不要操之過急，如果總想盡快讓地層壓力恢復(fù)到較高水平，而一味的加大注采比，會造成主力油層含水上升大大加快，結(jié)果產(chǎn)水多了，產(chǎn)油量卻減少了，得了壓力而失去了油。至于地層壓力恢復(fù)速度多大才是合理的？在這里，我很難給大家一個定量答案。因為不同油田有不同的特點，有不同的壓力恢復(fù)合理速度，一個油田不同區(qū)塊也不同。四、低滲透油田的開發(fā)對策四、低滲透油田的開發(fā)對策6.合理注采比和注入壓力確實定注水開發(fā)的低滲透油田特別是注水開發(fā)的裂縫性特低滲透油田，在制定注水方案和調(diào)整注水方案時，必須十分謹(jǐn)慎確定注采比和注入壓力這兩個指標(biāo)。〔1〕合理注采比注水開發(fā)油田目的就是保持較高的地層壓力，從而保持油井較高的生產(chǎn)能力。要保持一定的地層壓力就要保持一定的注采比。關(guān)于合理注采比確實定是比較復(fù)雜的，很難準(zhǔn)確定量計算。確定合理注采比，必須根據(jù)不同油田地質(zhì)特點和不同開發(fā)階段的開發(fā)動態(tài)特點，認(rèn)真分析注采比與地層壓力、產(chǎn)量、含水變化的因果關(guān)系。四、低滲透油田的開發(fā)對策注采比是“因〞，地層壓力、產(chǎn)量、含水變化是“果〞，那么怎樣的注采比才是合理注采比呢？低滲透油田特別是裂縫性特低滲透油田注采比的選擇要慎之又慎。根據(jù)松遼盆地吉林和大慶許多油田開發(fā)的經(jīng)驗教訓(xùn)，對于裂縫性低滲透油田注水開發(fā)采用低注采比溫和注水是合理而適宜的，低注采比就是1.3～1.5為宜，切忌不要操之過急，操之過急那么欲速不達(dá)。合理含水上升率合理產(chǎn)量遞減率合理壓力保持水平合理壓力上升率合理注采比四、低滲透油田的開發(fā)對策〔2〕合理注入壓力注水開發(fā)的油田，注水井注入壓力總是要逐步上升的，特別是裂縫性低滲透和特低滲透油田，注入壓力上升較快，注入壓力過高會造成裂縫張開和延伸，導(dǎo)致油井水竄水淹；注入壓力過高，還會使注入水竄入泥巖層和不穩(wěn)定層面造成油水井套管變形；注入壓力過高也會造成注入水沿高滲透方向指進(jìn)，導(dǎo)致高產(chǎn)油井過早見水和含水上升。因此，裂縫性低滲透油田注水開發(fā)初期要嚴(yán)格控制注入壓力不超過破裂壓力和裂縫延伸壓力，到開發(fā)中后期對注入壓力控制可以適當(dāng)放寬，因為裂縫方向油井逐步轉(zhuǎn)注調(diào)整為線狀注水，不存在沿裂縫方向油井水竄水淹了，而且經(jīng)過長時間注水，地下巖層應(yīng)力逐步釋放了，產(chǎn)生套變的可能性大大減少了。其實特低滲透油田到開發(fā)中后期，多數(shù)注水井壓力都上升比較高，相當(dāng)一局部注水井注入壓力已超過破裂壓力，甚至有一局部注水井在正常泵壓條件下注不進(jìn)水，必須采取增注措施才能保證注水井正常注水。四、低滲透油田的開發(fā)對策新民油田開發(fā)初期，我們嚴(yán)格控制注入壓力不超過破裂壓力，注采比控制在1.3，初期開發(fā)效果比較好，中期調(diào)整后，雖然注入壓力上升了，相當(dāng)一局部注水井壓力超過破裂壓力，油田穩(wěn)產(chǎn)形式仍然比較好，而且已開發(fā)近20年，目前尚未發(fā)現(xiàn)明顯油水井套管變形。投產(chǎn)上產(chǎn)階段基礎(chǔ)井網(wǎng)開發(fā)遞減階段井網(wǎng)調(diào)整穩(wěn)產(chǎn)階段穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)階段新民油田歷年開采曲線圖53.241.643.044.8四、低滲透油田的開發(fā)對策對于油層很差，滲透率低的低產(chǎn)區(qū)塊，注水一開始注入壓力就上升很快，很快就上升到破裂壓力以上，甚至注不進(jìn)水，由于油井產(chǎn)量很低，注水量很低，注采比也比較高，對于這些低產(chǎn)低效區(qū)塊，急需解決的問題是注水井正常注水和油水井建立驅(qū)替關(guān)系的問題，而控制注入壓力和注采比已經(jīng)沒有意義。其實，雖然注入壓力比較高，注采比較大，但實際注水量很低，也不會產(chǎn)生嚴(yán)重影響。四、低滲透油田的開發(fā)對策7.周期注水〔1〕實踐證明周期注水是有效的注水方式幾十年來，周期注水對改善低滲透油田注水開發(fā)效果，提高最終采收率是很有成效的注水方式。前蘇聯(lián)上世紀(jì)50年代，在低滲透的烏晉油田開展周期注水獲得成功，第一次提出“油藏周期注水是一種有效的開發(fā)方式〞的看法。后來在蘇聯(lián)得到比較廣泛的推廣應(yīng)用。上世紀(jì)60年代美國在斯普拉伯雷裂縫性砂巖油田進(jìn)行周期注水試驗也獲得成功，也得到推廣應(yīng)用。上世紀(jì)80年代，中國吉林油田在扶余油田開展室內(nèi)巖芯模型周期注水實驗和現(xiàn)場工業(yè)化試驗都取得很好的效果。四、低滲透油田的開發(fā)對策——扶余油田的室內(nèi)周期注水實踐：用5塊帶裂縫的巖芯模型作實驗；實驗結(jié)果：普通水驅(qū)平均最終采收率48.06%；晚期周期注水平均最終采收率54.26%，比普通水驅(qū)提高6.2%；早期周期注水平均最終采收率59.66%比普通水驅(qū)提高11.6%?！鲇嘤吞镂鲄^(qū)周期注水現(xiàn)場工業(yè)實驗：實驗區(qū)塊——選擇扶余油田西區(qū)21個區(qū)塊，面積9.71km2，地質(zhì)儲量1811萬噸，注水井?dāng)?shù)177口，影響油井?dāng)?shù)578口。試驗時間——1981～1994年；試驗方式——采用8種周期注水方式。①區(qū)塊內(nèi)全部注水井間注；②區(qū)塊內(nèi)注水層間輪注；③注水井排間輪注；④同排注水井井間輪注；⑤單層段間注；⑥間注間采；⑦注采井排互換注采；⑧采油井單井注水吞吐。四、低滲透油田的開發(fā)對策實驗效果——實驗前：采出程度26.75%，綜合含水89.9%，計算標(biāo)定采收率37.54%。實驗結(jié)果：到1994年階段多產(chǎn)油17.79萬噸，階段少產(chǎn)水137.89萬方，綜合含水88.4%，最終采收率由37.54%提高到43.57%，增加6.03%。 扶余油田西區(qū)工業(yè)化周期注水試驗結(jié)果，控制了含水上升，增產(chǎn)了油，提高了采收率，大大改善了注水開發(fā)效果。后來，在吉林油田的其它油田推廣應(yīng)用周期注水都不同程度取得比較好的效果。上世紀(jì)89～90年代在大慶、勝利、江漢等低滲透油田都開展周期注水，都取得比較好的效果。四、低滲透油田的開發(fā)對策7.周期注水〔1〕實踐證明周期注水是有效的注水方式幾十年來，周期注水對改善低滲透油田注水