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[摘 要]低渗透油藏因储层物性较差，水驱开发过程中普遍存在注不进、采不出的问题，注采能力较低，水驱开发效果较差。为进一步提高低渗油藏水驱开发水平，以提高低渗透油藏注采能力为研究对象，通过综合研究分析，找准治理对策，改善低渗油藏水驱开发效果。
[关键词]低渗透，注采能力，压裂
中图分类号：TE324 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）39-0113-01
引言
随着石油与天然气勘探开发进程的不断深入，越来越多的低渗透油藏被探明和开发，分布区域逐渐变大，含油层系也越来越多，探明储量和动用储量也越来越大。低渗透油气产量的比率也逐年上升，地位越来越重。本文以滨南油田低渗透油藏为例，以油藏地质特点和水驱开发特点为出发点，以提高低渗透油藏注采能力为研究对象，通过研究，进一步提高低渗油藏的水驱开发效果，进而提高低渗油藏采收率。
1 基本概况
滨南油田总地质储量为0.98亿吨，其中低渗透油藏地质储量为0.77亿吨，占总储量的78.6%。开发方式主要为注水开发，水驱储量0.59亿吨，占总储量的60.2%。在注水开发过程中，普遍呈现出“低产出液量、低产出油量、低含水、低注入量”的四低现象。“注不进、采不出”是开发过程中最大的特点。
主要油藏地质特点有：（1）油藏类型较多。有浊积岩高压异常油藏、多薄层砂岩油藏、特低渗砂砾岩油藏等。（2）沉积类型多。有浅湖亚相砂岩沉积、扇三角洲砂岩沉积、滩坝砂沉积、浊积扇砂砾岩沉积和浊积扇砂岩沉积。（3）层多、层薄沙三下有18个小层，平均单层厚度2.2m；沙四段有12个小层，平均单层厚度2.9m。（4）储层物性差，非均质性较强。沙三段渗透率0.2-135.6毫达西，孔隙度6.9%-19.6%；沙四段渗透率0.1-59.8毫达西，孔隙度3.9-21%。
2 存在的主要问题
（1）储层渗透率低，具有压力敏感性
低渗透储层渗透率受地层压力变化影响较大，流体性质受压力影响较小，储层具有压力敏感性，导致储层渗透性变差，保持一定地层压力开发，可以降低对储层渗透率的伤害。因此要及时完善注采井网、精细注水，并保持合理地层压力水平。
（2）注采井距较大，需要压裂改造
部分区块技术极限井距为220m，经济合理井距为267m，技术极限井距小于经济合理井距，需要通过压裂进行弥补，同时控制压裂规模，合适压裂缝高缝长。
（3）薄互层大跨度，储层均衡改造难度大
部分区块投产井段跨度大、层系多，油层跨度60-220m，且储层多薄层，笼统压裂难以确保各个小层均衡改造。常规分层压裂技术管柱比较复杂，易砂卡，一般满足2段压裂需求，难以满足3-4段压裂需求。
（4）部分水井欠注，单井日注能力低
由于注入水质不稳定，部分水井地层后期堵塞，启动压力逐年升高。沙三段由14.1MPa上升至21.5MPa，沙四段由15.9MPa上升至25.1MPa。区块注水压力30MPa仍注入困难。水质标准与孔喉配伍性需要进一步提高，水质需细分分级。
3 提高注采能力的主要对策
3.1 开展水质配伍性研究，提高注水质量
通过注入水质配伍性研究表明：部分区块孔喉半径与井口注入水悬浮物粒径适配性较差或不适配。由于注入水悬浮物粒径较大，造成地层后期堵塞，孔吼受到伤害。通过对注入水质标准进行升级，满足油藏开发需求。如滨A区块水质配伍性研究表明：（1）孔喉小，水质不达标；（2）粘土矿物成份较高，具较强的水敏伤害；（3）注入水与储层流体配伍，不会发生结垢伤害。通过配套精细过滤装置、防膨工艺、酸化解堵工艺，区块启动压力下降7MPa，单井日增注12m3/d，区块单井日增油0.6t/d，取得了良好的效果。
3.2 精细油藏描述，指导水驱高效开发
针对沉积类型比较复杂的砂砾岩、浊积岩等低渗油藏，通过精细油藏描述、精细沉积期次划分、精细构造解释和地层对比、精细储层物性参数分析，深入认识油藏特点，指导后续注水开发。如滨C块，为浊积岩低渗，通过精细油藏描述，砂体细分为8個期次，明确了砂体注采连通关系，建立了有效驱替。单井日液由9.2吨提高至12.8吨，单井日油由2.3吨提高至6.8吨，单井日注水由8方提高至22方，年采油速度和年采出程度分别提高了0.2、0.15个百分点。
3.3 通过完善注采井网，提高储量控制程度
部分低渗透单元存在储层物性差异大、非均质性较强、储量动用不均衡，需要进行层系细分或层系重组；部分单元存在停产停注井多、注采井网不完善、井距较大、水驱见效慢等问题，需要通过整体注采井网完善、井网加密或适配等手段进行调整。通过层系和井网整体调整和适配性配伍，完善注采井网、协调注采关系、建立有效驱替，提高单元注采能力。针对高丰度的一般低渗透油藏，主要通过细分层系调整、小井距加密注水来提高储量控制和动用程度。针对中低丰度的一般低渗透油藏，主要通过井网适配注水、仿水平井开发来提高储量控制和动用程度。
3.3 通过优化配套工艺，提高注采能力
针对低渗透油藏“注不进、采不出”的开发难题，通过不断优化适应油藏特征的配套工艺，提升注采能力。
创新复合分层压裂工艺，均衡改造储层。针对长井段、大跨度低渗油藏，以实现层间均衡改造为目标，根据油层跨度、应力，兼顾隔层厚度、储层物性等因素，开展攻关试验，创新复合分层压裂工艺，满足了长井段井的储层均衡改造需求。针对井段长、分段多、并且存在较大应力差异的井，实施机械分层+投球分层工艺，最大实施了分三层压裂；针对井段长、分段多、应力差异较小的井，实施机械分层+限流分层工艺，最大实施了分五层压裂。
配套低伤害压裂液体系，减少低渗储层伤害。低渗透单元泥质、粘土矿物含量高，避免压裂液进入地层后，引起粘土矿物膨胀、分散、运移、堵塞，造成的渗透率伤害，优选复合防膨剂，提高防膨效果，加强储层保护。低渗透单元因储层水锁造成的伤害。优选防水锁剂，减小压裂液对储层的伤害。
3.4 集成完善解堵体系，提高有效注水
室内研究表明：滨南油田欠注的原因除储层物性差外，主要是近井地带残余油、及注入水中悬浮物和乳化油产生的堵塞。储层本身的低孔低渗是造成水井注水压力高、注水困难的关键因素，注水中的乳化油的堵塞是影响注水的主要因素；注水中悬浮物堵塞是影响欠注的另一因素。
针对不同欠注原因和堵塞特点，结合不同油藏的特点，配套了4种解堵体系，提高酸化解堵的针对性和有效性。针对因悬浮物、结垢堵塞、泥浆污染、作业污染等造成的近井地带堵塞，采用常规土酸酸化体系。针对因深部污染、结垢堵塞等造成的储层深部堵塞，采用深部缓速酸体系。针对因泥质含量较高（25-50%）造成的粘土膨胀堵塞，采用缩膨防膨体系。针对因残余油含量高、注水压力高造成的堵塞，采用降压增注体系。
3.5 强化注水系统管理，确保注入水质合格
注水系统实施节点预治理模式，保障源头、沿程、井口水质稳定、达标，水质不断满足油藏开发需求。根据污水站水性特点、工艺流程、沿程节点，制定水质检测节点，优化每个污水站的流程节点指标数据标准、药剂投加方案，及早在污水站内前端节点水质变化时，运行节点指标变化预案，在沿程水质未发生改变以前解决问题，确保外输水质稳定达标。
4 结论
低渗透油藏综合含水低、动用程度低、生产成本低，是低油价下提质增效的主阵地。注采能力较低，又制约着高效稳产开发。要提高低渗油藏注采能力，要从精细油藏描述、储层压裂改造、后期酸化解堵、注水系统压力和水质配伍等各个方面入手，涵盖了油藏、工程、工艺等多学科部门，是一项综合性的工程。
参考文献
[1] 杨华等主编.低渗透油气田研究与实践.北京：石油工业出版社，2003.
[2] 李道品.论低渗透油藏开发的主要矛盾和改善途径[J].世界石油工业，1998.
[3] 黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京：石油工业出版社，1998.
作者简介
任敏（1986-），男，现在胜利油田分公司滨南采油厂地质所从事油田开发和管理工作。
[关键词]低渗透，注采能力，压裂
中图分类号：TE324 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）39-0113-01
引言
随着石油与天然气勘探开发进程的不断深入，越来越多的低渗透油藏被探明和开发，分布区域逐渐变大，含油层系也越来越多，探明储量和动用储量也越来越大。低渗透油气产量的比率也逐年上升，地位越来越重。本文以滨南油田低渗透油藏为例，以油藏地质特点和水驱开发特点为出发点，以提高低渗透油藏注采能力为研究对象，通过研究，进一步提高低渗油藏的水驱开发效果，进而提高低渗油藏采收率。
1 基本概况
滨南油田总地质储量为0.98亿吨，其中低渗透油藏地质储量为0.77亿吨，占总储量的78.6%。开发方式主要为注水开发，水驱储量0.59亿吨，占总储量的60.2%。在注水开发过程中，普遍呈现出“低产出液量、低产出油量、低含水、低注入量”的四低现象。“注不进、采不出”是开发过程中最大的特点。
主要油藏地质特点有：（1）油藏类型较多。有浊积岩高压异常油藏、多薄层砂岩油藏、特低渗砂砾岩油藏等。（2）沉积类型多。有浅湖亚相砂岩沉积、扇三角洲砂岩沉积、滩坝砂沉积、浊积扇砂砾岩沉积和浊积扇砂岩沉积。（3）层多、层薄沙三下有18个小层，平均单层厚度2.2m；沙四段有12个小层，平均单层厚度2.9m。（4）储层物性差，非均质性较强。沙三段渗透率0.2-135.6毫达西，孔隙度6.9%-19.6%；沙四段渗透率0.1-59.8毫达西，孔隙度3.9-21%。
2 存在的主要问题
（1）储层渗透率低，具有压力敏感性
低渗透储层渗透率受地层压力变化影响较大，流体性质受压力影响较小，储层具有压力敏感性，导致储层渗透性变差，保持一定地层压力开发，可以降低对储层渗透率的伤害。因此要及时完善注采井网、精细注水，并保持合理地层压力水平。
（2）注采井距较大，需要压裂改造
部分区块技术极限井距为220m，经济合理井距为267m，技术极限井距小于经济合理井距，需要通过压裂进行弥补，同时控制压裂规模，合适压裂缝高缝长。
（3）薄互层大跨度，储层均衡改造难度大
部分区块投产井段跨度大、层系多，油层跨度60-220m，且储层多薄层，笼统压裂难以确保各个小层均衡改造。常规分层压裂技术管柱比较复杂，易砂卡，一般满足2段压裂需求，难以满足3-4段压裂需求。
（4）部分水井欠注，单井日注能力低
由于注入水质不稳定，部分水井地层后期堵塞，启动压力逐年升高。沙三段由14.1MPa上升至21.5MPa，沙四段由15.9MPa上升至25.1MPa。区块注水压力30MPa仍注入困难。水质标准与孔喉配伍性需要进一步提高，水质需细分分级。
3 提高注采能力的主要对策
3.1 开展水质配伍性研究，提高注水质量
通过注入水质配伍性研究表明：部分区块孔喉半径与井口注入水悬浮物粒径适配性较差或不适配。由于注入水悬浮物粒径较大，造成地层后期堵塞，孔吼受到伤害。通过对注入水质标准进行升级，满足油藏开发需求。如滨A区块水质配伍性研究表明：（1）孔喉小，水质不达标；（2）粘土矿物成份较高，具较强的水敏伤害；（3）注入水与储层流体配伍，不会发生结垢伤害。通过配套精细过滤装置、防膨工艺、酸化解堵工艺，区块启动压力下降7MPa，单井日增注12m3/d，区块单井日增油0.6t/d，取得了良好的效果。
3.2 精细油藏描述，指导水驱高效开发
针对沉积类型比较复杂的砂砾岩、浊积岩等低渗油藏，通过精细油藏描述、精细沉积期次划分、精细构造解释和地层对比、精细储层物性参数分析，深入认识油藏特点，指导后续注水开发。如滨C块，为浊积岩低渗，通过精细油藏描述，砂体细分为8個期次，明确了砂体注采连通关系，建立了有效驱替。单井日液由9.2吨提高至12.8吨，单井日油由2.3吨提高至6.8吨，单井日注水由8方提高至22方，年采油速度和年采出程度分别提高了0.2、0.15个百分点。
3.3 通过完善注采井网，提高储量控制程度
部分低渗透单元存在储层物性差异大、非均质性较强、储量动用不均衡，需要进行层系细分或层系重组；部分单元存在停产停注井多、注采井网不完善、井距较大、水驱见效慢等问题，需要通过整体注采井网完善、井网加密或适配等手段进行调整。通过层系和井网整体调整和适配性配伍，完善注采井网、协调注采关系、建立有效驱替，提高单元注采能力。针对高丰度的一般低渗透油藏，主要通过细分层系调整、小井距加密注水来提高储量控制和动用程度。针对中低丰度的一般低渗透油藏，主要通过井网适配注水、仿水平井开发来提高储量控制和动用程度。
3.3 通过优化配套工艺，提高注采能力
针对低渗透油藏“注不进、采不出”的开发难题，通过不断优化适应油藏特征的配套工艺，提升注采能力。
创新复合分层压裂工艺，均衡改造储层。针对长井段、大跨度低渗油藏，以实现层间均衡改造为目标，根据油层跨度、应力，兼顾隔层厚度、储层物性等因素，开展攻关试验，创新复合分层压裂工艺，满足了长井段井的储层均衡改造需求。针对井段长、分段多、并且存在较大应力差异的井，实施机械分层+投球分层工艺，最大实施了分三层压裂；针对井段长、分段多、应力差异较小的井，实施机械分层+限流分层工艺，最大实施了分五层压裂。
配套低伤害压裂液体系，减少低渗储层伤害。低渗透单元泥质、粘土矿物含量高，避免压裂液进入地层后，引起粘土矿物膨胀、分散、运移、堵塞，造成的渗透率伤害，优选复合防膨剂，提高防膨效果，加强储层保护。低渗透单元因储层水锁造成的伤害。优选防水锁剂，减小压裂液对储层的伤害。
3.4 集成完善解堵体系，提高有效注水
室内研究表明：滨南油田欠注的原因除储层物性差外，主要是近井地带残余油、及注入水中悬浮物和乳化油产生的堵塞。储层本身的低孔低渗是造成水井注水压力高、注水困难的关键因素，注水中的乳化油的堵塞是影响注水的主要因素；注水中悬浮物堵塞是影响欠注的另一因素。
针对不同欠注原因和堵塞特点，结合不同油藏的特点，配套了4种解堵体系，提高酸化解堵的针对性和有效性。针对因悬浮物、结垢堵塞、泥浆污染、作业污染等造成的近井地带堵塞，采用常规土酸酸化体系。针对因深部污染、结垢堵塞等造成的储层深部堵塞，采用深部缓速酸体系。针对因泥质含量较高（25-50%）造成的粘土膨胀堵塞，采用缩膨防膨体系。针对因残余油含量高、注水压力高造成的堵塞，采用降压增注体系。
3.5 强化注水系统管理，确保注入水质合格
注水系统实施节点预治理模式，保障源头、沿程、井口水质稳定、达标，水质不断满足油藏开发需求。根据污水站水性特点、工艺流程、沿程节点，制定水质检测节点，优化每个污水站的流程节点指标数据标准、药剂投加方案，及早在污水站内前端节点水质变化时，运行节点指标变化预案，在沿程水质未发生改变以前解决问题，确保外输水质稳定达标。
4 结论
低渗透油藏综合含水低、动用程度低、生产成本低，是低油价下提质增效的主阵地。注采能力较低，又制约着高效稳产开发。要提高低渗油藏注采能力，要从精细油藏描述、储层压裂改造、后期酸化解堵、注水系统压力和水质配伍等各个方面入手，涵盖了油藏、工程、工艺等多学科部门，是一项综合性的工程。
参考文献
[1] 杨华等主编.低渗透油气田研究与实践.北京：石油工业出版社，2003.
[2] 李道品.论低渗透油藏开发的主要矛盾和改善途径[J].世界石油工业，1998.
[3] 黄延章.低渗透油层渗流机理[M].北京：石油工业出版社，1998.
作者简介
任敏（1986-），男，现在胜利油田分公司滨南采油厂地质所从事油田开发和管理工作。