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[摘 要]国内外对低渗透油藏的划分标准不同，不同国家对低渗透油藏的定义范围各有不同。我们从低渗透油田地质、开发特征的认识、对低渗透油藏分注开发的认识和低渗透砂岩油藏开发的认识来讲述。
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）48-0045-01
1 对低渗透油田地质、开发特征的认识
国内外低渗透油田的开发已有近百年的历史，其中美国早在1871年发现并开发了世界著名的勃莱德福低渗透砂岩大油田（平均渗透率7.510.05×10-3μm2、平均孔隙度15%）。在我国低渗透油田开发也有着悠久的历史，1907年9月10日，我国陆上钻成第一口油井—延长油田1号井，其产层就是举世闻名的特低渗透层—三叠系延长统油层[1]。从国内外有关报道情况来看，对低渗透油田基本的地质特征和开发特征有如下认识：
（1）储层物性差，渗透率低。由于颗粒细，分选差，胶结物含量高，经压实和后生成岩作用使储层变得十分致密，渗透率一般小于100×10-3μm2，少数低于1.0×10-3μm2；
（2）储层孔隙度一般偏低，变化幅度大。大部分在7%～20%分布，个别高达25%（美国巴罗岛油田），多数低渗透油田的有效厚度有限，所以储量丰度普遍偏低；
（3）原始含水饱和度较高，原油物性较好。一般含水饱和度在30%一40%，个别高达60%（美国的东堪顿油田），原油密度多数小于0.85，地层原油粘度多数小于3 mPa﹒S。这就决定了低渗透油田虽能注水，但水淹速度偏快；
（4）油层砂泥交互，非均质性严重。由于沉积环境不稳定，砂层的厚度变化大，层内渗透率变化大。有的砂岩泥质含量高，地层水电阻率低，给油水层的划分带来很大困难；
（5）油层受岩性控制，水动力联系差，边底水推动不明显，自然能量补给差。多数采用弹性和溶解气驱采油时，油层产能递减快，一次采收率低，一般只在8%～14%之间。采用注水保持能量后，二次采收率可控制到25%～30%；
（6）由于这类油藏受低孔、低渗、低能量补给、低产能等先天性因素制约，使多数低渗透油田的开发效益属于边际性，需要通过酸化压裂投产，才能获得经济价值，或必须通过压裂增产，才能提高经济效益；
（7）由于孔隙结构复杂，喉道小，泥质含量高，以及各种水敏性矿物的存在，导致开采过程中油层易受伤害，损失产量可达30%～50%。因此，在实施整个采油工艺技术中，保护油层是至关重要的；
2 对低渗透油藏分注开发的认识
参考中渗透大庆南一区萨葡油层细分注水分级标准，结合特低渗透油藏特征，研究了特低渗透油藏细分注水标准：
（1）隔层具有良好的延展性和稳定性，隔层厚度要求在1.0m以上；
（2）层段内小层数最好控制在6个以内；
（3）层段内渗透率变异系数小于0.7，突进系数小于1.8；
（4）层段内砂岩厚度控制在7m以内；
（5）对层间吸水差异大的层段，及单层厚度大、渗透率高的强吸水层尽量细分单卡，并控制注水；薄差层、表外层尽量单独划分在同一段内，加强注水。
特低渗透油藏的显著特征是储层渗透率远低于中高渗透油藏、渗流存在启动压力梯度、部分微裂缝发育[2]，因此，特低渗透油藏分层注水标准有其特殊性：
（1）特低渗透油藏如长庆虎狼卯长6油藏裂缝较发育，对注水开发效果影响较大，因此对隔层厚度及稳定性要求更高；
（2）层段内小层数根据层段内渗透率变异系数、突进系数进行控制，均质性越差，小层数越少；
（3）特低渗透油藏渗透率特低、存在启动压力梯度，水井一般需要压裂投注，需要更高的注水压力才可正常注水；历年测试吸水强的层尽量单卡单注；
（4）低渗透油藏注水形成优势通道后，目前无有效调剖堵水技术，因此应对注水量进行控制，防止油藏在低采出程度期油井大面积水淹；
（5）根据分注工艺要求，分注一般不超过四级五段，且应定期测调，以保证分注效果；
（6）可借鉴吉林红岗低渗油田“非均衡注水”思想：保证主力层注好水，兼顾其它层。
其技术原理是管柱下到设计位置后，在油管中下入磁定位测试仪器测得地层的自然伽马曲线和电磁波通过完井管柱油管、油管接箍及井下工具的时间曲线，利用测得曲线与原始测井自然伽马曲线比对，参考原始套管短节及接箍下深位置，确定井下工具实际深度，最后在井口调整短节使得封隔器准确座封。
3 国内低渗透砂岩油藏开发现状
随着国内常规砂岩油藏注水开发逐渐进入高含水期，二次采油、三次采油技术逐步在国内各大油田实施开展。与此同时，人们开始把目光转向以往认为不可采油气资源、而又储量巨大的低渗透油气藏、致密砂岩气藏以及近年来日益火热的页岩气藏资源。
目前，陆上开发低渗透油藏的主要有中国石油和中国石化两大能源公司，二者目前在低渗透油藏开发方面的现状如表8- 2所示：
目前国内低渗透油藏采收率平均为23.3%，而长庆虎狼卯油藏截至2012年6月采出程度4.42%，处于平均采收率23.29%以下，有较大的潜力可挖。
4 结论
低渗透油藏注水开发应本着“注采同步”或超前注水的原则，注上水、注够水、注好水，但由于各种原因，长庆虎狼卯油藏超前注水效果不理想。从2006年前部分年度测试吸水剖面的吸水总厚度大于射孔总厚度，说明部分注入水进入了非目的层位，造成了注入水的浪费，与前述分析油藏注水开发效果较差相吻合[3]。下步调整要结合水井注水强度分布、能量分布及油层水淹状况，根据注水调整预测结果，建议坚持总体温和注水，局部强注控注相结合的原则，加强中部低能部位注水，控制高压区注水强度，均衡压力驱替系统，在提高压力保持水平及流动压力的同时，抑制含水上升速度。
参考文献
[1] 庞振宇，孙卫，李进步.低渗透致密气藏微观孔隙结构及渗透特征研究.地质科技情报，2013，32（4）.
[2] 王振奇，何贞铭，徐龙.鄂尔多斯盆地葫芦河地区三叠系低渗致密砂岩储层特征研究.江汉石油学院学报，1998，20（2）：27-32.
[3] 王礼常，王志章，淘果.致密砂岩气藏储层分类新方法.研究论文，2011，29（24）.
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）48-0045-01
1 对低渗透油田地质、开发特征的认识
国内外低渗透油田的开发已有近百年的历史，其中美国早在1871年发现并开发了世界著名的勃莱德福低渗透砂岩大油田（平均渗透率7.510.05×10-3μm2、平均孔隙度15%）。在我国低渗透油田开发也有着悠久的历史，1907年9月10日，我国陆上钻成第一口油井—延长油田1号井，其产层就是举世闻名的特低渗透层—三叠系延长统油层[1]。从国内外有关报道情况来看，对低渗透油田基本的地质特征和开发特征有如下认识：
（1）储层物性差，渗透率低。由于颗粒细，分选差，胶结物含量高，经压实和后生成岩作用使储层变得十分致密，渗透率一般小于100×10-3μm2，少数低于1.0×10-3μm2；
（2）储层孔隙度一般偏低，变化幅度大。大部分在7%～20%分布，个别高达25%（美国巴罗岛油田），多数低渗透油田的有效厚度有限，所以储量丰度普遍偏低；
（3）原始含水饱和度较高，原油物性较好。一般含水饱和度在30%一40%，个别高达60%（美国的东堪顿油田），原油密度多数小于0.85，地层原油粘度多数小于3 mPa﹒S。这就决定了低渗透油田虽能注水，但水淹速度偏快；
（4）油层砂泥交互，非均质性严重。由于沉积环境不稳定，砂层的厚度变化大，层内渗透率变化大。有的砂岩泥质含量高，地层水电阻率低，给油水层的划分带来很大困难；
（5）油层受岩性控制，水动力联系差，边底水推动不明显，自然能量补给差。多数采用弹性和溶解气驱采油时，油层产能递减快，一次采收率低，一般只在8%～14%之间。采用注水保持能量后，二次采收率可控制到25%～30%；
（6）由于这类油藏受低孔、低渗、低能量补给、低产能等先天性因素制约，使多数低渗透油田的开发效益属于边际性，需要通过酸化压裂投产，才能获得经济价值，或必须通过压裂增产，才能提高经济效益；
（7）由于孔隙结构复杂，喉道小，泥质含量高，以及各种水敏性矿物的存在，导致开采过程中油层易受伤害，损失产量可达30%～50%。因此，在实施整个采油工艺技术中，保护油层是至关重要的；
2 对低渗透油藏分注开发的认识
参考中渗透大庆南一区萨葡油层细分注水分级标准，结合特低渗透油藏特征，研究了特低渗透油藏细分注水标准：
（1）隔层具有良好的延展性和稳定性，隔层厚度要求在1.0m以上；
（2）层段内小层数最好控制在6个以内；
（3）层段内渗透率变异系数小于0.7，突进系数小于1.8；
（4）层段内砂岩厚度控制在7m以内；
（5）对层间吸水差异大的层段，及单层厚度大、渗透率高的强吸水层尽量细分单卡，并控制注水；薄差层、表外层尽量单独划分在同一段内，加强注水。
特低渗透油藏的显著特征是储层渗透率远低于中高渗透油藏、渗流存在启动压力梯度、部分微裂缝发育[2]，因此，特低渗透油藏分层注水标准有其特殊性：
（1）特低渗透油藏如长庆虎狼卯长6油藏裂缝较发育，对注水开发效果影响较大，因此对隔层厚度及稳定性要求更高；
（2）层段内小层数根据层段内渗透率变异系数、突进系数进行控制，均质性越差，小层数越少；
（3）特低渗透油藏渗透率特低、存在启动压力梯度，水井一般需要压裂投注，需要更高的注水压力才可正常注水；历年测试吸水强的层尽量单卡单注；
（4）低渗透油藏注水形成优势通道后，目前无有效调剖堵水技术，因此应对注水量进行控制，防止油藏在低采出程度期油井大面积水淹；
（5）根据分注工艺要求，分注一般不超过四级五段，且应定期测调，以保证分注效果；
（6）可借鉴吉林红岗低渗油田“非均衡注水”思想：保证主力层注好水，兼顾其它层。
其技术原理是管柱下到设计位置后，在油管中下入磁定位测试仪器测得地层的自然伽马曲线和电磁波通过完井管柱油管、油管接箍及井下工具的时间曲线，利用测得曲线与原始测井自然伽马曲线比对，参考原始套管短节及接箍下深位置，确定井下工具实际深度，最后在井口调整短节使得封隔器准确座封。
3 国内低渗透砂岩油藏开发现状
随着国内常规砂岩油藏注水开发逐渐进入高含水期，二次采油、三次采油技术逐步在国内各大油田实施开展。与此同时，人们开始把目光转向以往认为不可采油气资源、而又储量巨大的低渗透油气藏、致密砂岩气藏以及近年来日益火热的页岩气藏资源。
目前，陆上开发低渗透油藏的主要有中国石油和中国石化两大能源公司，二者目前在低渗透油藏开发方面的现状如表8- 2所示：
目前国内低渗透油藏采收率平均为23.3%，而长庆虎狼卯油藏截至2012年6月采出程度4.42%，处于平均采收率23.29%以下，有较大的潜力可挖。
4 结论
低渗透油藏注水开发应本着“注采同步”或超前注水的原则，注上水、注够水、注好水，但由于各种原因，长庆虎狼卯油藏超前注水效果不理想。从2006年前部分年度测试吸水剖面的吸水总厚度大于射孔总厚度，说明部分注入水进入了非目的层位，造成了注入水的浪费，与前述分析油藏注水开发效果较差相吻合[3]。下步调整要结合水井注水强度分布、能量分布及油层水淹状况，根据注水调整预测结果，建议坚持总体温和注水，局部强注控注相结合的原则，加强中部低能部位注水，控制高压区注水强度，均衡压力驱替系统，在提高压力保持水平及流动压力的同时，抑制含水上升速度。
参考文献
[1] 庞振宇，孙卫，李进步.低渗透致密气藏微观孔隙结构及渗透特征研究.地质科技情报，2013，32（4）.
[2] 王振奇，何贞铭，徐龙.鄂尔多斯盆地葫芦河地区三叠系低渗致密砂岩储层特征研究.江汉石油学院学报，1998，20（2）：27-32.
[3] 王礼常，王志章，淘果.致密砂岩气藏储层分类新方法.研究论文，2011，29（24）.