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摘 要：低渗透油藏开发初期大部分油井都实施了压裂投产，取得了较好的生产效果，然而随着开发时间的延长，由于人工裂缝闭合，加上前期注入水质不合格，地层堵塞伤害严重，注水井欠注，注水效率低，地层能量下降大，导致油井产量低，“注不进，采不出”的生产矛盾突出，开发效果不理想。针对以上问题，在深化剩余油分布研究的基础上，剖析开发矛盾，开展工艺技术的研究和调整挖潜，实现低渗油藏的高效开发。
关键词：低渗透油藏；剩余油分布；井网加密；调整挖潜
分类号：TE327
前 言
国际上把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。随着勘探开发程度的不断提高，开发动用低渗油藏成为油田增储上产的必经之路。2010年胜利油田管理局局长孙焕泉指出：“我们技术的差距不是一年两年，油田必须要瞄准低渗透油藏展开一场科技攻关会战，最大限度地解放资源。”
纯梁采油厂所管油田处东营凹陷边缘，构造复杂、油藏类型多、储层岩型复杂，渗透率差异大，尤其是纯化、梁家楼主力老油田，经过几十年的开发，地下矛盾日益激化。近年来针对油田不同区块存在的问题及开发中暴露出的不同矛盾，突出科技在原油稳产与上产过程中的主导地位，依靠科技寻找储量，深挖老油田上产潜力。新区按照“新老结合、深浅兼顾、抓整拾零”的工作思路，充分运用三维地震精细解释、约束反演、储层综合分析评价等技术成果，保持储采平衡，为实现稳产和上产奠定了物质基础。老区借助油藏精细描述技术，精细油藏研究，不断加深地下油水变换规律和剩余油分布规律的认识。运用“三分” 、调堵等技术，加强攻欠增注和精细注采调整化解油水矛盾，自然递减率保持了较低水平。加强相应技术工艺的攻关研究和引进消化吸收工作，推广应用了大型压裂、大斜度井、裸眼完井、系列酸化、电热杆加热清溶蜡、系列防砂等科技工艺技术，实现油田特高含水期的良性开发。
1 剩余油分布控制因素
（1）局部井网控制程度低的区域。各主力油层剩余油细分到小层后，油砂体分布零散，注采系统不完善，注采井网不能很好地控制全部含油砂体，注水有效率低。因此，各主力油层平面上剩余储量主要分布在井网注水波及不到的区域。（2）裂缝影响局部水淹区域。受应力方向和裂缝展布方向影响，部分主力小层发生局部水淹，注入水以点状向周围推进，总体上北东-南西向更容易发生水淹，（3）各主力小层剩余油集中在边角地带。储层非均质性差异区域。在平面上和纵向上，由于储层岩性和物性的差异及水驱开发不均衡的矛盾各小层间采出程度差异大，主力小层虽然动用程度大，其地质储量大，剩余可采储量也比较大。
2 配套技术的研究及应用
2.1合理安排井网，避免油水井发生水窜
低渗透开发效果不够理想。其原因就是因为低渗透油田开发有其特殊性，低渗透油田最大的特点是与裂缝有关，或者是有天然裂缝，或者是水力压裂造成的人工裂缝。由于裂缝的存在，低渗透油田对注水开发井网的部署就极为敏感。如果注采井网布置合理，使注水驱油时的面积扫油系统处于优化的状态，就可以取得好的开发效果。如果注采井网布置不合理，注入水就会沿裂缝系统快速推进，使油井很快见水和水淹。可以说，确定合理的井网部署是低渗透油田开发成败与否的关键。为尽量避免油水井发生水窜，首先必须要考虑沿裂缝线状注水，即井排与裂缝走向一致，这样可不必顾忌因裂缝过长造成注水井之间会很快形成水线。这是因为注水井之间沿裂缝拉成水线后，随着注水量的不断增加，在压力梯度的作用下，注入水会逐渐形成水墙而把基质里的油驱替到油井中去。这样可防止油井发生暴性水淹，并获得较大的波及体积。
2.2精细注水管理，提高水驱油效率
始终坚持“油水并重水为先”的思路，高度重视注水开发，全面推进精细注水工作进程加强注水基础管理，注水调整政策上，由“被动调整”到“预控调整”，实现精细注水；四是现场管理上，突出注水精细化管理。强化过程监控。每年开展两次以上以注水为重点的基础工作大检查，促进注水基础工作上台阶。精细注采调配工作是提高注水利用率的根本保证。引入压降叠加原理，指导动态调配，改变长期以来区块地层压力、油井液量、含水变化后再调配的被动局面，使区块调配超前预测，科学合理，实现区块稳产。
2.3分类精细油藏开发管理，控制自然递减
根据不同区块、分类别制定精细油藏稳产管理开发方案。如梁38块为中孔中渗构造岩性油藏、层间差异较小、套破井增多，致使注采井网极不完善、注采比例失调、平面矛盾突出，采取综合调整和完善注采井网，优化落实注水方案措施。做到油藏与井筒配套、地面与井筒配套。围绕完善注采井网。针对梁61块上、下砂层组物性差异大、层间矛盾突出，且油层部位结垢严重的情况，坚持“从水淹层上找潜力，从非均质上挖潜力”，建立油井开发档案，对照测井曲线，结合开发动态，逐口井逐个层进行筛选，对小层进行二次评价，利用油井补孔酸化、治理结垢等手段，挖掘层间潜力，取得好效果。根据梁61-18井区油层连通性好、渗透率高、对应油井梁61-12注水见效的情况，实施浅酸解堵后，日增产能2.6吨。通过分类别精细油藏管理治理，打牢了高含水老油田稳产基础。
2.4探索新工艺、新技术，寻求产量增长途径
（1）高压注水。梁家楼油藏储层物性差，通过泵站、管网技术升级改造，系统全面升压，实现断块整体高压注水。（2）水井解堵增注技术。结合储层岩性、物性及其敏感性，确定以混合体系为主体酸解堵配方，综合解除近井地带各种污染堵塞，改善地层渗透性，达到降压增注的效果。（3）水力压裂技术。通过加大裂缝的几何尺寸扩大油井泄油半径，并提高裂缝导流能力，达到延长稳产期的目的。以梁家楼油田梁 112区块为例，是典型的特低渗透薄互层油藏，新投产井压裂后均自喷生产 ，平均单井日产原油 19吨。（4） 小泵深抽工艺配套与应用。对供液能力较弱，尤其注采对应不明显以及位于构造边部、物性差、液面深的井，加深泵挂。利用高强度玻璃钢杆、钢质连续杆，将D38mm、D44mm等小排量泵下至1800 ～2600m，采用长冲程慢冲次生产，效果明显。
通过技术整体配套，梁家楼油田油水井利用率提高了7.5%，水驱控制程度提高29.2%，注采对应率提高21%，采油速度由提高0.52%，自然递减率比去年同期降低7.22个百分点，实现了断块低渗透油藏的高效开发。
3 结 论
（1）低渗透油田开发往往与裂缝有关（天然的或人工压裂的），因此对注水开发的井网部署是低渗透油田开发的关键；（2）剩余油分布规律是制定措施，实施精细管理的基础；（3）水质精细过滤、高压注水、低伤害多氢酸酸化解堵增注、水力压裂、小泵深抽和井网加密等技术的配套和集成应用，是低渗透油藏实现高效开发的手段，对其它同类油藏提高开发水平具有借鉴意义。
参考文献：
[1]孙焕泉·胜利油区低渗透油藏提高采收率技术对策[J]·油气地质与采收率，2002，9 （2）：10～13·
关键词：低渗透油藏；剩余油分布；井网加密；调整挖潜
分类号：TE327
前 言
国际上把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。随着勘探开发程度的不断提高，开发动用低渗油藏成为油田增储上产的必经之路。2010年胜利油田管理局局长孙焕泉指出：“我们技术的差距不是一年两年，油田必须要瞄准低渗透油藏展开一场科技攻关会战，最大限度地解放资源。”
纯梁采油厂所管油田处东营凹陷边缘，构造复杂、油藏类型多、储层岩型复杂，渗透率差异大，尤其是纯化、梁家楼主力老油田，经过几十年的开发，地下矛盾日益激化。近年来针对油田不同区块存在的问题及开发中暴露出的不同矛盾，突出科技在原油稳产与上产过程中的主导地位，依靠科技寻找储量，深挖老油田上产潜力。新区按照“新老结合、深浅兼顾、抓整拾零”的工作思路，充分运用三维地震精细解释、约束反演、储层综合分析评价等技术成果，保持储采平衡，为实现稳产和上产奠定了物质基础。老区借助油藏精细描述技术，精细油藏研究，不断加深地下油水变换规律和剩余油分布规律的认识。运用“三分” 、调堵等技术，加强攻欠增注和精细注采调整化解油水矛盾，自然递减率保持了较低水平。加强相应技术工艺的攻关研究和引进消化吸收工作，推广应用了大型压裂、大斜度井、裸眼完井、系列酸化、电热杆加热清溶蜡、系列防砂等科技工艺技术，实现油田特高含水期的良性开发。
1 剩余油分布控制因素
（1）局部井网控制程度低的区域。各主力油层剩余油细分到小层后，油砂体分布零散，注采系统不完善，注采井网不能很好地控制全部含油砂体，注水有效率低。因此，各主力油层平面上剩余储量主要分布在井网注水波及不到的区域。（2）裂缝影响局部水淹区域。受应力方向和裂缝展布方向影响，部分主力小层发生局部水淹，注入水以点状向周围推进，总体上北东-南西向更容易发生水淹，（3）各主力小层剩余油集中在边角地带。储层非均质性差异区域。在平面上和纵向上，由于储层岩性和物性的差异及水驱开发不均衡的矛盾各小层间采出程度差异大，主力小层虽然动用程度大，其地质储量大，剩余可采储量也比较大。
2 配套技术的研究及应用
2.1合理安排井网，避免油水井发生水窜
低渗透开发效果不够理想。其原因就是因为低渗透油田开发有其特殊性，低渗透油田最大的特点是与裂缝有关，或者是有天然裂缝，或者是水力压裂造成的人工裂缝。由于裂缝的存在，低渗透油田对注水开发井网的部署就极为敏感。如果注采井网布置合理，使注水驱油时的面积扫油系统处于优化的状态，就可以取得好的开发效果。如果注采井网布置不合理，注入水就会沿裂缝系统快速推进，使油井很快见水和水淹。可以说，确定合理的井网部署是低渗透油田开发成败与否的关键。为尽量避免油水井发生水窜，首先必须要考虑沿裂缝线状注水，即井排与裂缝走向一致，这样可不必顾忌因裂缝过长造成注水井之间会很快形成水线。这是因为注水井之间沿裂缝拉成水线后，随着注水量的不断增加，在压力梯度的作用下，注入水会逐渐形成水墙而把基质里的油驱替到油井中去。这样可防止油井发生暴性水淹，并获得较大的波及体积。
2.2精细注水管理，提高水驱油效率
始终坚持“油水并重水为先”的思路，高度重视注水开发，全面推进精细注水工作进程加强注水基础管理，注水调整政策上，由“被动调整”到“预控调整”，实现精细注水；四是现场管理上，突出注水精细化管理。强化过程监控。每年开展两次以上以注水为重点的基础工作大检查，促进注水基础工作上台阶。精细注采调配工作是提高注水利用率的根本保证。引入压降叠加原理，指导动态调配，改变长期以来区块地层压力、油井液量、含水变化后再调配的被动局面，使区块调配超前预测，科学合理，实现区块稳产。
2.3分类精细油藏开发管理，控制自然递减
根据不同区块、分类别制定精细油藏稳产管理开发方案。如梁38块为中孔中渗构造岩性油藏、层间差异较小、套破井增多，致使注采井网极不完善、注采比例失调、平面矛盾突出，采取综合调整和完善注采井网，优化落实注水方案措施。做到油藏与井筒配套、地面与井筒配套。围绕完善注采井网。针对梁61块上、下砂层组物性差异大、层间矛盾突出，且油层部位结垢严重的情况，坚持“从水淹层上找潜力，从非均质上挖潜力”，建立油井开发档案，对照测井曲线，结合开发动态，逐口井逐个层进行筛选，对小层进行二次评价，利用油井补孔酸化、治理结垢等手段，挖掘层间潜力，取得好效果。根据梁61-18井区油层连通性好、渗透率高、对应油井梁61-12注水见效的情况，实施浅酸解堵后，日增产能2.6吨。通过分类别精细油藏管理治理，打牢了高含水老油田稳产基础。
2.4探索新工艺、新技术，寻求产量增长途径
（1）高压注水。梁家楼油藏储层物性差，通过泵站、管网技术升级改造，系统全面升压，实现断块整体高压注水。（2）水井解堵增注技术。结合储层岩性、物性及其敏感性，确定以混合体系为主体酸解堵配方，综合解除近井地带各种污染堵塞，改善地层渗透性，达到降压增注的效果。（3）水力压裂技术。通过加大裂缝的几何尺寸扩大油井泄油半径，并提高裂缝导流能力，达到延长稳产期的目的。以梁家楼油田梁 112区块为例，是典型的特低渗透薄互层油藏，新投产井压裂后均自喷生产 ，平均单井日产原油 19吨。（4） 小泵深抽工艺配套与应用。对供液能力较弱，尤其注采对应不明显以及位于构造边部、物性差、液面深的井，加深泵挂。利用高强度玻璃钢杆、钢质连续杆，将D38mm、D44mm等小排量泵下至1800 ～2600m，采用长冲程慢冲次生产，效果明显。
通过技术整体配套，梁家楼油田油水井利用率提高了7.5%，水驱控制程度提高29.2%，注采对应率提高21%，采油速度由提高0.52%，自然递减率比去年同期降低7.22个百分点，实现了断块低渗透油藏的高效开发。
3 结 论
（1）低渗透油田开发往往与裂缝有关（天然的或人工压裂的），因此对注水开发的井网部署是低渗透油田开发的关键；（2）剩余油分布规律是制定措施，实施精细管理的基础；（3）水质精细过滤、高压注水、低伤害多氢酸酸化解堵增注、水力压裂、小泵深抽和井网加密等技术的配套和集成应用，是低渗透油藏实现高效开发的手段，对其它同类油藏提高开发水平具有借鉴意义。
参考文献：
[1]孙焕泉·胜利油区低渗透油藏提高采收率技术对策[J]·油气地质与采收率，2002，9 （2）：10～13·