低渗透油藏的开发技术毕业论文

王文环 袁向春 王光付

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要 本文针对特低渗透砂岩油藏裂缝发育、压力敏感性强、非达西渗流以及开采特征具有较大差异等特点，在对特低渗透砂岩油藏体系特征参数进行系统分析的基础上，通过对特低渗透砂岩油藏驱替及开采特征影响因素的研究，确定了分类参数，并对特低渗透砂岩油藏进行了分类；在分类的基础上，通过对不同类型特低渗透砂岩油藏特殊的油藏工程技术——最佳匹配井网形式、合理注采井距以及合理注水时机等进行研究，形成了不同类型特低渗透砂岩油藏的油藏工程技术，对提高我国特低渗透砂岩油藏开发效果具有重要的指导意义。

关键词 特低渗透砂岩油藏 油藏分类 启动压力梯度 最佳匹配井网 合理井网密度合理注水时机

Study of Classifying and Development Techniques of Ultra-Low Permeable Sandstone Reservoirs

WANG Wen-huan，YUAN Xiang-chun，WANG Guang-fu

（Exploration and Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing 100083）

Abstract The ultra-low permeability sandstone reservoirs should possess some unique characteristics that are different from the high-permeability reservoirs as they have the characteristics of fractures，pressure sensibility and nonlinearity this paper，with the respect to the unique characteristics of ultra-low permeability sandstone reservoirs，firstly the classifying parameters have been confirmed and ultra-low permeability reservoirs have been classified through the study of influence factors to displacement and development characteristics，based on systemic analyzing characteristics parameter of ultra-low permeability sandstone then the development techniques，such as best fit pattern，optimum well density and proper injection time，have been to that，a series of corresponding reservoir engineering techniques have been presented：The optimum pattern that best fit to fractures is rectangular pattern of five-spot and the direction of injection wells row is in the same with fracture；the optimum well density to different type of ultra-low permeability reservoir has been resulted；and the proper injection time to different type of ultra-low permeability reservoir has been pointed sum up，the development techno-policies to different types of ultra-low permeability reservoir have been formed，which has very important directing action to effectively developing different types of ultra-low permeability reservoir.

Key words Ultra-low permeability sandstone reservoirs Reservoir classify Start-up pressure gradientBest fit pattern optimum well density proper injection time

低渗透砂岩油藏是一个相对的概念，目前世界上没有统一的标准和界限，由各国不同时期的资源状况及技术经济条件而定。我国将空气渗透率小于或等于50×10-3μm2的油藏定为低渗透油藏，又进一步将其划分为3种类型：渗透率为（50～10）×10-3μm2的称为一般低渗透油藏，渗透率为（10～1）×10-3μm2称为特低渗透油藏，渗透率为（1～）×10-3μm2称为超低渗透油藏［1］。目前，我国探明特低渗透砂岩油藏地质储量所占比例越来越大，2004年探明特低渗透砂岩油藏新增地质储量占新增砂岩储量的29%。但由于特低渗透砂岩油藏的裂缝发育、压力敏感性高及非达西渗流等特性，造成特低渗透砂岩油藏开发难度大，动用程度低，仅动用40%左右，开发效果差；且各开发单元开采特征差异较大，存在问题和暴露的矛盾亦不同。如何开发好特低渗透砂岩油藏，形成有效开发技术，已成为石油界人士所关注的问题，亦是富有挑战性的研究难题。针对以上难题，以80多个特低渗开发单元的现场实践为依托，以计算机数值模拟为手段，综合利用油藏工程、高等渗流力学理论，在对油藏进行分类的基础上，针对其裂缝发育、压力敏感性强、非达西渗流等特性，开展与其相适应的最佳匹配井网形式、利用合理注采井距以及合理注水时机等油藏工程技术研究，以形成适合不同类型特低渗透砂岩油藏有效开发的油藏工程技术。

1 特低渗透砂岩油藏分类

特征指标体系分类及分析

油藏开发过程，实际上是流体在多孔介质中的渗流过程，其渗流特征取决于渗流三大要素：①渗流的环境（即多孔介质），主要是多孔介质的孔隙结构和物理化学性质；②流体，主要是流体的组成和物理化学性质；③流动的状态，主要是流动的环境、条件和流固体之间的相互作用。这三大因素决定着流体渗流规律和油藏开发效果［1～6］。因此，影响油藏开发效果分类体系的指标亦可相应地概括为三大类：一是油藏评价特征指标体系（如储层的沉积成因特征、储层的孔喉结构特征、裂缝发育特征等）；二是油藏开发特征指标体系（主要包括油田流体系统、地层压力系统、驱替能量等特征）；三是流固耦合特征指标体系（即润湿性特征和压力敏感性特征）。

评价特征指标体系

特低渗透砂岩储层的形成与沉积作用、成岩作用和构造作用密切相关［2］。根据上述不同地质因素在特低渗透砂岩储层形成过程中控制作用的大小，可将特低渗透砂岩储层分为原生（沉积型）特低渗透砂岩储层、次生（成岩型）特低渗透砂岩储层和裂缝性特低渗透砂岩储层。但原生和次生特低渗透砂岩储层对开发效果的影响主要通过渗透率指标参数和裂缝发育情况来体现。

油藏开发特征指标体系

我国特低渗透砂岩油藏流体性质和驱替能量差异不大，原油性质一般都比较好，其特点是密度比较小、黏度低、含胶质和沥青少，另外凝固点比较高、含蜡量比较多。油藏基本上都为低饱和油藏，驱替能量主要为弹性驱动。但地层压力系统差异较大，压力系数在～之间。

流固耦合特征指标体系

流固耦合特征主要表现为流体与流动环境之间的关系。首先是流体与岩石之间的亲和性，即润湿性，统计表明，我国特低渗透砂岩油层润湿性以亲水为主［2］；其次是在油藏开采过程中，由于地层压力的改变引起储层结构的变化，而这种变化又必然反作用于储层内流体的渗流，影响到油藏的开发，这是一种流固耦合过程［7］。由此可见：储层的变形是一种被动的变化，其变化程度和类型取决于主动因素（主要是地层压力）的变化情况，即压力系统是影响储层压力敏感性的重要因素。异常高压油藏的储层变形比常压油藏储层变化明显得多［7～9］。因此，影响特低渗透砂岩油藏开发效果的流固耦合特征指标也主要为地层的压力系数。

综合以上分析可见：影响特低渗透砂岩油藏开发效果的特征指标主要是储层渗透率、裂缝的发育、压力系统及储层敏感程度等。

特征指标对开发效果的影响

特低渗透砂岩油藏驱替特征影响因素

应用非达西渗流理论，在建立非达西渗流数学模型的基础上，通过求解不同条件下水驱前缘含水饱和度和驱替相压力的分布情况，来分析影响特低渗透砂岩油藏驱替特征的主要因素及影响。

考虑毛细管压力的两相驱替前缘含水饱和度方程为［10］：

油气成藏理论与勘探开发技术

式中：ϕ为孔隙度；t为某一时刻，s；x为距离点源的位置，cm；A为过水断面面积，cm2；q（t）为体积流量，cm3/s；λo为油的流度，μm2/MPa·s；Sw为水相饱和度；pc为毛管压力，MPa；fw为含水率。

水相压力分布方程为［10］：

油气成藏理论与勘探开发技术

式中：λ为油、水相流度之和，10-3μm2/（MPa·s）；pw为井底压力，MPa；qv为油、水总流量，cm3/s；

方程（1）和（2）均为非线性方程，解析求解已不可能，数值计算采用IMPES分别进行差分，隐式求解压力，显式求解饱和度。

求解结果表明：启动压力梯度和毛细管压力是影响特低渗透砂岩油藏驱替特征的主要指标。首先，启动压力梯度的存在造成了见水前缘平均含水饱和度的降低和驱替相压力的升高（图1）。同时，毛细管压力的存在能使含水饱和度前缘超前，水淹区内的含水饱和度趋于均匀，同样亦造成驱替相压力的增加（图2）。总之，启动压力梯度和毛细管压力的存在使特低渗透砂岩油藏油井见水早，含水上升快；水井注水困难，驱替效果变差。而储层的启动压力梯度和毛细管压力是由储层渗透率决定的，即渗透率是决定油藏开发效果的主要因素之一。

特低渗透砂岩油藏开采特征影响因素

应用非线性弹性渗流理论，在建立非线性弹性渗流数学模型的基础上，通过求解不同渗透率变化系数（压力敏感程度）条件下地层压力的分布情况，来研究影响特低渗透砂岩油藏（变形介质油藏）开发特征的主要因素。

图1 启动压力梯度对前缘含水饱和度、驱替相压力分布的影响

图2 毛管压力对前缘饱和度、驱替相压力分布的影响

非线性弹性渗流的泛定方程为［10］：

油气成藏理论与勘探开发技术

对非线性方程（3）进行有限差分求解，从而求出地层压力和井底流压的分布。

求解结果表明：①在定产条件下，地层渗透率变化系数越大，地层压力降低越急剧；②当井底流压一定时，变形越严重的油藏产量越低；③当产量一定时，变形越严重的油藏井底流压越低，即生产压差越大（图3）。由此可见：油藏的产量和产量递减快慢是受油藏弹塑性影响的，弹塑性越大，产量递减越快。而油藏的弹塑性除了与储层的孔喉大小和裂缝有关外，还与油藏的压力系统有着直接的关系，即高压、常压、低压系统在一定程度上反映油藏的弹塑性［7］。因此，油藏压力系数及裂缝是影响油藏开发效果的另一重要因素。

图3 不同渗透率变化系数条件下地层压力分布及生产井指示曲线

特低渗透砂岩油藏分类指标确定及分类

特低渗透砂岩油藏分类指标确定

综合特征指标分析和影响规律研究，影响油藏开发效果的主要因素主要为裂缝和压力系数（压力系统类型）。

另外，特低渗透砂岩油藏埋深变化范围较大，在1300～4000m之间，是影响油藏经济效益的主要参数。

因此，特低渗透砂岩油藏主要的分类参数为压力系数、油藏埋深以及裂缝是否发育。

特低渗透砂岩油藏分类

综合油藏原始地层压力系数和油藏埋深可将油藏划分为16种类型，再考虑裂缝是否发育，则特低渗砂岩油藏总共可细分为32种类型。

根据中石化81个开发单元的实际情况看，主要存在裂缝性浅层低压特低渗砂岩油藏、裂缝性中深层常压特低渗砂岩油藏和裂缝性深层高压特低渗砂岩油藏3种类型（表1）。

表1 中石化油藏分类及油藏储量分布状况

2 三种不同类型特低渗砂岩油藏开采特征分析

产量递减规律异同

图4 不同类型油藏产量递减规律曲线

通过对中石化81个开发单元、3种不同类型特低渗砂岩油藏产量递减规律分析可见，不同类型特低渗砂岩油藏产量递减均符合指数递减规律，但不同类型特低渗砂岩油藏初始递减产量和递减率差异较大。深层高压特低渗砂岩油藏初始产量高，递减快，初始递减产量为，初始年递减率为；中深层常压特低渗砂岩油藏初始产量较之高压特低渗透砂岩油藏低，递减慢，初始递减产量为，初始年递减率为；浅层低压特低渗砂岩油藏初始递减产量最低，递减最慢，初始递减产量为，初始年递减率为（图4）。

含水上升规律异同

通过对中石化81个开发单元、3种不同类特低渗透砂岩油藏含水上升规律分析可见，不同类型特低渗透砂岩油藏普遍具有见水早、无水采油期短的规律，但不同类型特低渗透砂岩油藏含水上升率差异较大。深层高压特低渗透砂岩油藏含水上升快；中深层常压特低渗透砂岩油藏和浅层低压特低渗透砂岩油藏含水相对深层高压特低渗透砂岩油藏上升较慢（图5）。

图5 不同类型油藏含水与采出程度关系曲线

注水井注水特征异同

不同类型特低渗透砂岩油藏普遍具有吸水能力低、启动压力和注水压力高且上升快的特点。特低渗透砂岩油层渗流阻力大，传导能力差，注水能量很难传导扩散，导致特低渗透油层吸水的启动压力一般较高。再加地层中粘土矿物膨胀和水质不配伍等因素引起的油层伤害使吸水指数下降，致使注水井压力上升很快，在注水井附近憋成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量的递减。

由此可见，不同类型特低渗透砂岩油藏具有明显不同的开采特征，这表明分类参数能够反映油藏的基本特性，具有很好的代表性。

3 特低渗透砂岩油藏有效开发油藏工程技术研究

裂缝性特低渗透砂岩油藏最佳匹配井网研究

裂缝性特低渗透砂岩油藏天然裂缝和人工裂缝系统的存在对油藏注水开发起到了双重作用，改善了油层的吸水能力，弥补了储层渗透率的不足，有利于注水补充地层能量。另一方面，注入水在进入裂缝单向突进、形成高压水线、然后向两侧扩散时，如果驱替方向合适，将有利于提高开发效果；若驱替方向不当，将导致油井过早水淹、水窜，严重影响油藏最终采收率。因此，特低渗透砂岩油藏开发井网的研究必须考虑井网与裂缝的最佳匹配形式。井网与裂缝的最佳匹配主要包括两方面内容：①不同井网形式与裂缝的最佳匹配角度；②最佳的井网形式。特别是井排方向的部署是否合理是裂缝性特低渗透砂岩油藏注水开发成败的关键。

不同井网形式与裂缝的最佳匹配角度研究

由于多数特低渗透砂岩油藏具有储集层物性差、天然裂缝比较发育、渗透率各向异性明显、基质渗透率低、注水开发所需驱动压力梯度大等特点，行列注水、边缘注水及切割注水等注采井数比低、注采井距偏大的注采方式都不能适应特低渗透砂岩油藏的特性，因此多采用面积注水方式进行开发，如五点法、七点法及九点法等。不同类型井网形式如何部署才能取得好的驱替效果，即注水井排与裂缝方向呈何角度时驱替效果最好？

建立五点法、七点法及九点法概念模型，由注水井排与最大渗透率呈不同角度波及系数和见水时间计算结果对比可见，五点法矩形井网注水井排与裂缝方向一致时，波及系数最高、见水时间最迟，因此五点法矩形井网注水井排与裂缝的最佳匹配角度为0（图6）。同理，斜七点法面积注采井网注水井排与裂缝的最佳匹配角度为°（图7）。反九点法面积注采井网注水井排与裂缝的最佳匹配角度为45°（图8）。

图6 五点法矩形井网不同角度条件下波及系数、见水时间变化曲线

图7 斜七点法井网不同角度条件下波及系数、见水时间变化曲线

最佳匹配井网形式研究

不同类型井网与裂缝具有不同的最佳匹配角度，但哪一种井网形式更适合裂缝性油藏开发，开发效果最好？3种不同井网形式（正方形反九点、菱形反九点、矩形井网）数值模拟结果对比表明，面积注水井网中，矩形井网含水上升最慢，开发效果最好，菱形反九点井网次之，正方形反九点井网最差（图9）。

图8 反九点法井网不同角度条件下波及系数、见水时间变化曲线

图9 不同类型注采井网开发效果对比图

因此，裂缝性砂岩油藏注采井网与裂缝的最佳匹配井网形式为：五点法矩形井网，注水井排与裂缝方向一致。

三种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距研究

在对特低渗透砂岩油藏的研究中，存在着一个长期困扰的矛盾：这就是注采井距的经济适应性和技术适应性。从地质和开发的需要看，特低渗透砂岩油藏由于存在启动压力梯度，当井距过大、驱替压力梯度小于最小启动压力梯度时，不能建立有效的驱替压力系统，流体将处于不流动状态，即注采井距影响流体流态分布。因此，应采用较小的注采井距、较大的井网密度，才能建立有效的驱替压力系统，取得好的开发效果。但由于低渗透油藏单井产量低，经济上又不允许。因此，特低渗透油藏注采井距的确定不同于中高渗透油藏，不仅要考虑经济是否合理，还要考虑技术是否可行。

三种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距经济适应性研究

经济最佳井网密度是指总产出减去总投入达到最大时，亦即经济效益最大时的井网密度。应用北京石油勘探开发研究俞启泰推导的经济最佳井网密度预测公式［2］，对3种不同类型特低渗透砂岩油藏经济合理井网密度进行了预测（图10）。浅层低压特低渗透砂岩油藏的经济合理井网密度为20口/km2，对应的经济合理注采井距为158m；中深层常压特低渗透砂岩油藏的经济合理井网密度为口/km2，对应的经济合理注采井距为200m；深层高压特低渗透砂岩油藏的经济合理井网密度为10 口/km2，对应的经济合理注采井距为224m。

图10 不同类型特低渗透砂岩油藏经济合理井网密度测算曲线

3 种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距技术适应性研究

由于特低渗透砂岩油藏存在启动压力梯度，流体渗流遵循非达西渗流规律。随着驱替压力梯度的变化，存在多种渗流状态，即当驱替压力梯度小于最小启动压力梯度时，流体处于不流动状态；当驱替压力梯度大于最小启动压力梯度而小于临界驱替压力梯度时，流体将处于低速非线性流动状态；当驱替压力梯度大于临界驱替压力梯度时，流体处于拟线性渗流状态（图11）。因此，对于特低渗透油藏存在技术极限泄油半径（驱替压力梯度等于最小启动压力梯度处对应的泄油半径），即存在技术极限注采井距。当实际的注采井距大于技术极限注采井距时，将不能建立连通有效的驱替压力系统，井间存在不流动区，导致水井附近蹩压，注不进水；油井形成低压区，采不出油。所以，特低渗透砂岩油藏合理注采井距的确定，除考虑经济因素外，必须考虑技术可行性。

图11 流态分布示意图

应用岩心实验获得的最小启动压力梯度公式与产量公式推导出的技术极限注采井距计算公式［11，12］，对3种不同类型特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距进行了计算。浅层低压特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距为90m；中深层常压特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距为80m；深层高压特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距为160m。

3 种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距的确定

特低渗透砂岩油藏合理注采井距的确定，应综合考虑经济合理注采井距和技术极限注采井距而定，即技术可行与经济相对合理相结合。因此，特低渗透砂岩油藏合理注采井距确定的原则是：当技术极限注采井距大于经济合理井距时，取经济合理注采井距；当技术极限注采井距小于经济合理注采井距时，考虑压裂作用，看压裂工艺水平能否补偿经济合理注采井距与技术极限注采井距之差，如能补偿就采用经济合理注采井距；如压裂无法弥补经济合理注采井距与技术极限注采井距之差，就考虑与经济极限注采井距的关系，如果技术极限注采小于经济极限注采井距，考虑压裂的作用，合理注采井距取经济极限井距加三分之一经济合理注采井距与经济极限注采井距之差。但如果压裂工艺水平无法弥补经济合理注采井距和技术极限注采井距之差时，那么该油藏就暂时无法经济有效地动用。

根据以上原则，综合经济合理注采井距和技术极限注采井距计算结果，在考虑压裂的情况下，合理注采井距可采用经济合理注采井距。因此，浅层低压特低渗透砂岩油藏、中深层常压特低渗透砂岩油藏、深层高压特低渗透砂岩油藏的合理注采井距可分别取值为其经济合理注采井距：158m，200m，224m。

3 种不同类型特低渗透砂岩油藏合理开采方式研究

由于特低渗透砂岩储层压力敏感性强，在降压开采过程中，孔渗伤害很大，裂缝系统更为显著。即使压力再升高后，渗透率恢复也很小，远低于原始水平。储层压力敏感的不可逆性对特低渗透砂岩油藏开发造成严重不利的影响。因此，研究注水时机，适时注水，对保证特低渗透油田的开发效果具有重要的意义。

特低渗透油田原则上应保证早期同步注水，最好争取提前注水。但对于不同类型的特低渗透砂岩油藏应采用不同的注水时机：

（1）异常低压特低渗透砂岩油藏：可考虑超前注水。因为异常低压特低渗透砂岩油藏可建立的驱替压力梯度小（在相同注采井距条件下），提前注水将有利于建立有效的压力系统。实践证实超前注水时机以3～6个月为好，而超前注水压力应保持在原始地层压力的110%左右。

（2）常压特低渗透砂岩油藏：可考虑同步注水。同步注水可避免因降压造成的储层伤害。

（3）异常高压特低渗透砂岩油藏：对于欠压实型异常高压特低渗透砂岩油藏，注水时机可以适当推迟一些。因为地层压力本来就高，再加上油层渗透率特别低，如果早期注水，则需要的注水压力很高。一般主张地层压力降至静水柱压力时开始注水。

4 结论

（1）本文从分析控制渗流特征的三大要素出发，应用非达西及非线性弹性渗流理论研究了影响特低渗砂岩油藏驱替及开采特征因素。研究表明，启动压力梯度（储层渗透率）、储层的弹塑性（油藏埋深、裂缝和油藏的压力系统）是影响特低渗砂岩油藏驱替及开采特征的决定因素。因此，油藏埋深、原始压力系数和裂缝可作为油藏的分类参数，形成了特低渗透砂岩油藏分类新的表征指标和方法。

（2）不同类型特低渗砂岩油藏的开采特征研究表明：不同类型特低渗砂岩油藏具有明显差异，从而说明特低渗砂岩油藏分类新的表征指标和方法具有很好的适应性，用其进行分类具有很好的代表性。

（3）针对特低渗透砂岩油藏的裂缝发育、非达西渗流、压力敏感性强等特性，通过井网与裂缝最佳匹配、合理注采井距和合理注水时机等研究，形成了不同类型特低渗透砂岩油藏有效开发的油藏工程技术：①裂缝性特低渗透砂岩油藏最佳匹配井网形式为五点法矩形井网、注水井排与裂缝方向一致；②不同类型特低渗透砂岩油藏应采用不同的井网密度，研究认为浅层低压特低渗透砂岩油藏、中深层常压特低渗透砂岩油藏、深层高压特低渗透砂岩油藏的合理注采井距分别取158m，200m，224m；③不同类型特低渗透砂岩油藏应采用不同的注水时机，浅层低压特低渗透砂岩油藏应提前注水，超前注水时机以3～6个月为好，而超前注水压力应保持在原始地层压力的110%左右；中深层常压特低渗透砂岩油藏应同步注水；深层高压特低渗透砂岩油藏应在地层压力降至静水柱压力左右时开始注水。

参考文献

［1］黄延章.低渗透油层渗流机理［M］.北京：石油工业出版社，1998：30～100.

［2］李道品.低渗透砂岩油田开发［M］.北京：石油工业出版社，1997：114～152.

［3］Amyx J W，Bass D M，Whiting R Reservoir Properties［M］.New York：McGraw-Hill Book Company，inc.，1960.

［4］Muskat Principles of oil Production［M］.New York：McGraw-Hill Book Company，inc.，1949.

［5］薛定鄂A E著.王鸿勋，张朝琛，孙书琛译.多孔介质中的渗流物理［M］.北京：石油工业出版社，1982：36～283.

［6］王建民，周卓明.顺宁油田低渗透砂岩储层沉积特征与控油因素［J］.石油与天然气地质，2001，22（2）：146～149.

［7］宋付权.变形介质低渗透油藏的产能分析［J］.特种油气藏，2002，9（4）：33～35.

［8］王江，王玉英.异常高压、特低渗透油藏储层压力敏感性研究［J］.大庆石油地质与开发，2003，22（5）：28～31.

［9］赵卫华，常剑，杜燕等.深层低渗透难采油藏的注水开发［J］.石油与天然气地质，2001，22（3）：245～248.

［10］葛家理.现代油藏渗流力学原理（上、下册）［M］.北京：石油工业出版社，2003：1～7.

［11］吕成远，王建，孙志刚.低渗透砂岩油藏渗流启动压力梯度实验研究［J］.石油勘探与开发，2002，29（2）：86～89.

［12］王文环.提高薄互层低渗透砂岩油藏采收率有效开发技术［J］.石油与天然气地质，2006，27（5）：660～667.

赵红雨邓宏伟邱国清参加工作的还有蒋龙，张可宝，王铭宝，周燕，孙玉红，程育红等，

摘要大王庄油田大古67块和大芦湖油田樊124块属特低渗透油藏，平均渗透率为5×10-3～×10-3μm2，油藏埋深3100～3250m，且储集空间较为复杂，有溶孔和微裂缝存在，开发难度大。本文从低渗透油田的油藏特点和开采规律着手，具体分析了这两个区块的开采动态，开展了注水必要性和可行性评价，在此基础上对影响开发效果的井网、井距、转注时机及注采比进行优化研究，确定出各区块的推荐方案，预计当年可建产能×104t。

关键词特低渗透油藏储集空间微裂缝评价优化推荐方案

一、引言

胜利油区低渗透油田已累积探明石油地质储量×108t，占总探明储量的，其中已动用33个区块，动用储量×108t，占探明储量。已动用的低渗透油田大部分埋藏较深，在2800m以下，且以构造、岩性油藏为主。空气渗透率一般小于20×10-3μm2，储量丰度一般小于100×104t/km2，但原油性质普遍较好。地层原油粘度为～，凝固点26～53℃。油藏具有吸渗驱油的微观机理，流体渗流不遵循达西定律。油井自然产能较低，一般需要压裂或其他改造措施，才能获得较高产能。油井见水后，无因次采液（油）指数随含水上升降低的幅度大，提液困难，注采井间难以建立一定的驱替压力梯度。大古67块和樊124块属特低渗透油藏，1994年后陆续采用常规或压裂方法试采11口井，到1999年9月，平均单井日产油能力，累积产油×104t，地层压力下降快、产液产油量递减率大。为提高油田开发效果，2000年合理编制了两区块油藏开发方案，开展了注水可行性、井网、井距、注水时机和注采的设计与优化研究工作。

二、地质特征

大王庄油田大古67块位于车镇凹陷大王庄鼻状构造带大一断层上升盘中段，北以大一断层为界与大王北油田相接，南以大古2块与大古82井区相连，是一个四面为断层封闭的断块油藏。樊124块位于济阳坳陷东营凹陷西南部的金家－樊家鼻状构造带西翼，大芦湖油田的西南部，西邻高青油田。

大古67块主力含油层系为二叠系上石盒子组万山段，自下而上共分三个砂层组，总有效厚度为。在构造腰部附近有效厚度相对较大，达40m以上，向南北两侧逐渐变薄。大古67块万山段地层属河流相沉积，储集层岩性以中、细砂岩为主，储集空间主要以粒间孔为主。平均孔隙度，平均渗透率×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层，且储集层层间、层内非均质性较严重。油藏类型为层状断块油藏，块圈定含油面积，石油地质储量396×104t，储量丰度120×104t/km2，为深层、中丰度储量。

樊124块主要含油层系为沙三下亚段。砂体西北厚度大，并呈条带状或朵状向东南减薄直至尖灭。樊124块沙三下储集层为湖泊三角洲沉积，储集层岩性为粉、细砂岩，储集空间为残留粒间孔、溶蚀孔、微孔隙。平均孔隙度，平均渗透率×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层。油藏类型属具有边水的构造－岩性油藏。块圈定含油面积，石油地质储量202×104t，储量丰度58×104t/km2，属深层、低丰度储量。

三、开采动态和注水可行性研究

1.开采动态分析

目前两油藏都经历了试油试采阶段，在试油试采过程中有以下特点。

大古67块和樊124块试油井均见油，但一般都需压裂投产才能获得较高产能。随着开采时间的延长，由于能量补充不及时，各井日产油能力下降较快，特别是压裂井下降速度更快。分析试采时间较长的8口井的递减情况，常规井月递减率为，而压裂井月递减率则高达。

2.注水可行性研究

（1）油层条件有利于注水

两区块油藏属弱、弱－中等水敏性油层，注入标准盐水，渗透率比值几乎无影响；注入蒸馏水，渗透率比值下降～30%左右。樊124块油层属非速敏，大古67块油层中等速敏，但临界流速高达，测算在此临界流速下，当日注水量为90m3，注水生产压差时，对储集层的伤害半径仅为50cm。根据低渗透油田启动压力与渗透率变化关系的经验公式，计算得到两油藏注水启动压力分别为13MPa和17MPa，要求注水泵压在30MPa左右，不超过目前注水工艺设备能力。

（2）同类型油田类比

目前两区块均无试注水资料，但与国内几个主要的低渗透油田（马西深层、牛25-C砂体和大芦湖油田）的油藏地质条件类比，两区块的油藏埋藏深度，有效厚度处于几个油藏的中间，只有孔隙度、渗透率参数略低，而这三个油藏预测的水驱采收率都在18%以上，因此在这两个油藏实施注水开发也是可行的。

四、开发方案优化研究

1.开发方案设计

1）设计原则

特低渗透率油田的渗流机理和开采规律，决定了影响其开发效果的因素较多，本次开发方案只针对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数进行优化，故制定了以下设计原则。

（1）考虑国内几个低渗透油田开发经验

马西深层、牛25-C砂体、大芦湖油田等是目前国内开发较为成功的低渗透油田，故在方案设计时充分考虑其初期布井方式的选择、转注时机的确定，以及开发后期注采井网的调整等。

（2）立足于早期注水开发

两区块地饱压差大（～），利用地层能量开采的余地较大，但弹性产率低。另据琼斯实验室试验结果表明，随着地层压力下降，裂缝逐渐闭合，从而降低流体的渗流能力，动态上则表现为产量迅速下降。因此要使油藏有较高的采油速度和单井产量，必须早期注水以保持较高的油层压力。

（3）考虑油藏的地层最大主应力方向

低、特低渗透油田一般都需压裂投产，压裂后容易在地层最大主应力方向上产生裂缝，若注采井与地层主应力方向一致，不可避免会造成采油井暴性水淹，因此注采井应与主应力方向保持一定夹角。由地层倾角测井和地应力测试结果，大古67块地层最大主应力方向为°E、樊124块为N78°E。

（4）单井须有一定的有效厚度，并至少钻遇1～2个主力层

根据油藏地质特征和试油、试采特点，大古67块选择有效厚度大于10m的范围内布井，樊124块在有效厚度大于5m的范围内布井。

2）设计步骤

为更科学优化开发方案，依据上述原则，对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数逐级进行设计，即先设计井网方案，其次为井距、转注时机方案，最后是注采比方案，上一级参数方案优化结果可直接运用到下一级参数的方案优化中。

2.开发方案优化研究

在油藏地质研究的基础上，利用VIP数模软件建立了全油藏地质模型，并划分网格，网格模型X方向与地层最大主应力方向平行，利用数值模拟方法，结合油藏工程分析，对每一项参数进行了优化研究。预测结果至2019年，预测时间为20年。

1）井网优化研究

根据国内外低渗透率油田成功的开发经验，此类油田一般采用面积注水方式较为适宜，有利于强化注水，增加注水波及体积，提高水驱采收率。为此，设计并优化了五点法、反九点法、排状三种面积注水井网，共19个方案。

（1）全部采用直井

数值模拟对大古67块优化计算了8个对比直井井网方案（表1），计算结果反映出以下特点。

反九点法井网初期采油量高，但含水上升快，采出程度低。采用反九点法井网的1-1方案，采油井数多达16口，注采井数比为1∶5，因此初期产能相对较高，同时为保持压力平衡和维持较高的采油速度，则注水井注水强度相应地有所增大。但该井网有一部分角井位于水驱主流线上，即注采井与地层主应力方向平行，在较高的注水强度和采油井都压裂投产的前提下，使得这部分角井过早水淹，产能下降，含水迅速上升。该方案采出程度仅为，比其他方案低2～4个百分点，开发效果差。即使将这部分角井转成注水井的1-2方案，开发效果也未得到明显改善，采出程度只提高了。

表1大古67块井网方案数值模拟计算对比表

排状井网采出程度增幅不大 排状井网注采井数比为1∶1，为维持压力平衡，则注水井注水强度有所降低，减小了高速注水条件下采油井暴性水淹的可能性；同时位于地层主应力方向上的注采井距较大，延缓了采油井见水时间，因此其开采效果优于反九点法井网，但采出程度提高幅度不大。3个方案平均采出程度为，只比反九点法井网高3%左右。

注水井排平行地层主应力方向的五点法井网开发指标最好 方案1-3采用五点法井网，与排状井网一样，注采井数比为1:1，注水井注水强度不大，而与排状井网不同的是该方案注水井排平行于地层主应力，即在人工压裂裂缝方位上只有注水井或采油井，这就避免了采油井暴性水淹，从而延迟采油井见水时间，扩大注水波及体积，明显改善开发效果。采出程度比反九点法和排状井网分别高出5%和2%，且该方案新钻井数少于其他方案，经济效益也最高。因此，大古67块直井井网方案应采用五点法井网。

樊124块优化计算了7个对比直井井网方案，方案优化结果与大古67块类似，也应采用五点法井网。

（2）水平井与直井组合

表2樊124块水平井数值模拟计算对比表

为了应用新技术提高低渗透油藏的开发效果，樊124块在五点法直井井网方案基础上设计了4种水平井与直井组合的井网方案，并进行了优化计算（表2）。

从数值模拟计算结果看，由于水平井动用层位少，用一口水平井代替两口直井的方案1-16和方案1-17指标比全部采用直井的方案1-9差，方案1-18和方案1-19虽比方案1-9多采油×10-3t，但须多钻一口水平井，同时累积注水和累积产水量都大于直井方案，因此在经济效益上利用水平井开发樊124块油藏是不适宜的。而且目前胜利油田利用水平井开发低渗透油藏处于探索阶段，采用水平井开采风险较大，故方案设计不采用水平井。

2）井距优化

低渗透油藏储集层存在非线性渗流特征，注水驱油时，存在注水启动压差，再加上储集层本身就存在较大的渗流阻力，导致注采井间压力消耗较大，因此注采井距不宜过大。然而为了提高油井产量，生产井均为压裂投产，通过压裂又可适当增大井距。

（1）经济合理的井网密度和井距的测算

根据胜利油田砂岩油藏的经济合理井网密度经验公式，结合两油藏各自的地质特点，在目前油价下，计算出大古67块、樊124块经济合理的井网密度分别为9口/km2和8口/km2。大古67块有效厚度大于10m（方案布井区）的含油面积为，则该块经济合理的井数是24～25口，折算五点法和九点法井网的合理井距为300m。樊124块有效厚度大于5m（方案布井区）的含油面积为，则该块经济合理的井数是16～17口，折算出五点法和九点法井网的合理井距为350m（已投产井的完钻井距也在350m左右）。

（2）井距优化计算

在五点法直井井网和测算的经济合理井距基础上，对两区块分别优化计算了三种不同的井距方案（大古67块为250m、300m、350m，樊124块为300m、350m、400m）。在不同井距下开发周期为20年，方案采出程度最高的井距都为各区块的经济合理井距，即大古67块300m、樊124块350m，采出程度比其他两个井距方案高1～个百分点，而且此井距在整个开发阶段含水都略低于其他井距方案，经济效益好。由此认为最优井距大古67块为300m，樊124块为350m。

3）注水时机优化

根据设计原则，两油藏都须早期注水且保持较高的油层压力，考虑油藏目前的压力水平和现场及地面工程建设所需时间，对比了五种不同压降下的注水方案（表3），其压力水平均在饱和压力以上，压降为4～15MPa。

从数值模拟指标看，转注越早，采出程度越高。随着转注时压降的增加，采出程度呈下降趋势，特别是压降大于10MPa后，采出程度下降幅度更大。其原因主要是油藏低压力水平开采，导致油井供液不足。由此说明，油藏应在较高的压力条件下转注。但转注越早，注水量越多，在多采油的同时，采水量相应增加，含水上升速度加快。对比含水变化曲线（图1），当含水相同时，压降为7～10MPa转注的方案采油量相对较多，最终采收率高，经济效益较优。因此，方案选择油藏压降达到7～10MPa时转入注水开发，预计约在整体投产半年后。

4）注采比优化

选取合适的注采比对于油田注采平衡、实现高产稳产至关重要。为此，主要从恢复、保持地层能量出发，在两个区块分别设计并优化了五种不同注采比的开发方案（表4）。计算结果显示，在相同的井网形式和转注压力条件下，注采比越大，累积产油量越多，采出程度越高，当注采比由提高到时，采出程度提高 1～2倍。但注采比超过后，采出程度增加幅度变缓，说明提高注水量在增加采油量的同时，主要是增加了采水量，而在相同含水期内，注采比为的方案累积产油量多，且最终采收率高，经济效益好。故最佳的注采比为，即油层压力保持在转注压力水平上的开发。

表3注水时机方案数值模拟计算对比表

图1大古67块不同注水时机含水量与累积产油量关系曲线图

5）开发方案推荐

大古67块推荐注水方案采用五点法井网，注采井距300m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至18～21MPa，注采比保持在左右；樊124块推荐注水方案采用五点法，注采井距350m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至21～24MPa，注采比保持在左右。

3.产能的确定

（1）比采油指数、采油指数的确定

表4不同注采比方案数值模拟计算对比表

大古67块仅有大671井压裂后取得初期采油指数资料，该井射开有效厚度，投产半年多时间测得3个流压值，分别为、、，所对应的日产油量为、、，计算出平均比采油指数为(d·m·MPa）。樊124块计算了樊124-1井、樊125井两口井初期压裂后的比采油指数，樊124-1井为(d·m·MPa），樊125井为(d·m·MPa），平均的比采油指数为(d·m·MPa）。分析认为，这些计算值能够反映采油井初期的开采水平，考虑全面开发对产量的影响，故初期比采油指数两区块都取(d·m·MPa）。若单井平均射开有效厚度大古67块按15m、樊124块按10m计算，则初期平均采油指数大古67块为(d·m·MPa），樊124块为(d·m·MPa）。

（2）无因次采油指数随含水量的变化

由相渗曲线计算的无因次采油指数随含水变化曲线可知，见水后无因次采油指数随着含水量上升逐步下降。在含水量30%以前，大古67块含水量每上升1%，无因次采油指数下降1%；樊124块含水量每上升1%，无因次采油指数下降。

（3）产能的确定

根据初期的采油指数、无因次采油指数随含水量的变化规律以及油井所对应的生产压差，并结合数值模拟预测结果，确定出大古67块第一年单井平均日产油能力为13t，樊124块第一年单井平均日产油能力为14t。则第一年大古67块可建成年生产能力×104t，樊124块可建成年生产能力×104t，共建产能×104t。

五、结论

大古67块和樊124块这两个特低渗透油藏应立足于注水开发，且注水开发是可行的。

两油藏注水开发方案采用注水井排平行于地层最大主应力方向的五点法井网，合理的注采井距为300～350m，最佳转注时机为地层压力下降7～10MPa，注采比保持。

确定特低渗透油藏产能时必须综合考虑开发动态、油藏工程测算和数值模拟的结果，两油藏第一年可建产能×104t。

主要参考文献

[1]裘怿楠，刘雨芬等.低渗透率砂岩油藏开发模式.北京：石油工业出版社，1998.

[2]刘漪厚.扶余裂缝型低渗透率砂岩油藏.北京：石油工业出版社，1997.

[3]朱义吾.马岭层状低渗透砂岩油藏.北京：石油工业出版社，1997.

[4]范乃福.胜利油区低渗透油田的开发与认识.1993.