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[摘 要]笔者依据工作经验并查阅相关文献，介绍了当前胜利油田针对高压低渗区块开发的有效做法，并通过典型案例实施情况对方案的有效性进行了验证。
[关键词]胜利油田；高压低渗区块；注水开发；压裂改造
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）25-0042-01
1 前言
胜利油田的低渗透油藏是胜利油田增储稳产的重要阵地之一，目前探明储量7.31 亿吨，占全油区15.4%，年产油量338 万吨，占油田产量的12.2%%。
由于这类储层多孔介质具有比面大、孔道小、毛管压力大、丰度低等特點，常规方法采出程度较低，一般都需要进行增产改造或者补充能量来开发，开发方式主要为注水、注气，并结合适当的井型和储层改造措施。
2 高压低渗区块开发方案介绍
根据胜利油田及国内外其他油田的开发情况来看，目前高压低渗区块的开发方式通常有以下几种：
2.1注水开发
一般低渗透油田天然能量都很弱，衰竭式开采效果差，一般需要通过早期注水、同步注水进行开发。为了保证一定的地层压力，需要确定合理的注采比。从物质平衡理论和流体力学知识分析，油田从投产、注水开始，注采比与地层压力的关系为：
（1）注采比小于1，生产井地层压力将持续下降，但下降速度逐渐变缓。注水井地层压力先上升后逐渐下降。
（2）注采比为1，生产井地层压力也要逐步下降，最终将低于原始地层压力。注水井地层压力将上升，最终会高于原始地层压力，经过一定时间后，两者均趋于稳定。
（3）注采比大于1，生产井地层压力开始稍有下降，后逐步上升，最终会高于原始地层压力。注水井地层压力一直持续上升。
对于低渗致密油藏，一般需要注采比大于1，甚至到2，才能维持一定的地层压力。但如果储层中裂缝较多，且分布极不均匀，注采比又不能过高，以免水锥前缘突破生产井导致生产井暴性水淹。
2.2注水吞吐采油
注水吞吐采油主要利用亲水油层的渗吸机理，在一口井将水注入后焖井，然后生产的一种采油方法。其原理主要依靠毛管力的渗吸作用将油从基质中驱替出来。
2.3超前注水
超前注水是指注水井在采油井投产前投注，油井投产时地层压力以高于原始地层压力的一种注采方式，主要是针对特低渗致密性储层具有启动压力梯度及应力敏感效应等特点而发展的一项技术。
2.4压裂改造
压裂水平井技术是近年来兴起的一项新技术，主要是在井筒附近形成高导流能力的裂缝来开发渗透率较低且非均质性较强的低渗储层，压裂技术已应用于国内、外大多数低渗透油藏。
2.5注采井网
对于裂缝性储层，在补充能量开发时，裂缝具有双重作用：一是注入的水和气容易沿着裂缝窜流，使生产井过早见水、气，造成暴性水淹和气的突破；二是裂缝可以作为高渗通道，提高储集层的吸入能力和采油能力。为了尽量减轻裂缝的不利影响，充分利用裂缝的有利方面，井网的部署方式至关重要。因此，裂缝性油藏注采井网的优化部署，特别是井排方向与裂缝方向的优化配置，是裂缝性油藏补充能量开发成败的关键，是开发井网研究的重点。
裂缝性油藏注采井网部署的基本原则为：井排方向要平行于裂缝方向，排间井位交错部署，采用线状注水方式，井距适当加大，排距合理缩小。裂缝性油藏注采井网部署形式主要有以下几种形式：
（1）正方形反五点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，并排距比等于2，注采井排相间，平行裂缝方向线状注水，油水井数比为1：1。
（2）矩形反五点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比大于2，注采井排相间，平行裂缝方向线状注水，油水井数比为1：1。
（3）线状注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比大于2，注采井排相间，平行裂缝方向线状注水，油水井数比有1：1、2：1和1：2三种。
（4）反四点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比大于2，两排水井与一排油井相间排列，平行裂缝方向线状注水，油水井数比为1：2。
（5）反七点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比大于2，一排水井与两排油井相间排列，平行裂缝方向线状注水，油水井数比为2：1。
（6）正方形反九点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比等于2，一排油井与另一排注采相间的井排间隔排列，油水井数比为3：1。
（7）菱形反九点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比大于2，一排油井与另一排注采相间的井排间隔排列，油水井数比为3：1。
2.6注气开发
凡是以气体作为主要驱油介质的采油方法统称为气驱，根据注入气体与地层原油的相态特征，气驱可分为气体混相驱与气体非混相驱两大类，用作驱油剂的气体通常有C02、N2、轻烃、烟道气等。
3 胜利油田某区块的主要做法及效果
胜利油田某高压低渗区块经过10多年的开采，日产油量、地层压力均大幅下降。日产油由103t下降到52t，动液面由最初的井口到1646m。2016年12月编制了《某区块油藏开发调整方案》，主要采用以整体压裂改造为中心的配套注水开发技术。方案实施后，效果明显。
3.1主要做法
（1）实施整体压裂工艺提高渗流能力
采用合理的压裂工艺，进行整体压裂设计，来弥补极限注采井距和经济极限注采井距的差值，提高单元的注水开发水平。主要采用大型水力压裂工艺，改造储层；在裂缝长度上，油井的缝长尽可能长，而水井的缝长要进行控制，避免水窜。
（2）适时进行注水开发
目前地层压力28.44MPa，接近饱和压力，地层总压降达到-18MPa，应及时注水补充地层能量，依据裂缝延伸方向，注采井网与人工裂缝夹角45°左右，以利实现较高水驱波及系数，提高单井产量。
3.2实施效果
方案实施后，胜利油田某区块日产油水平由方案调整前的52t上升到92t，采油速度有1.17%上升到2.11%，水驱动用程度由0上升到68.4%，综合含水由31.8%下降到29.6%，开发水平得以有效提升。
4 结束语
通过实施以整体压裂改造为中心的配套注水开发技术，胜利油田某区块取得了较好的效果。实践表明，区块整体压裂是各油田开发高压低渗油田的有效方法，合理的水力裂缝方位对经济有效的开发低渗透油田是非常重要的。
参考文献
[1]李道品；低渗透油田开发[M]；石油工业出版社；2015年6月；
[2]李克向；高压低渗透油藏渗流机理[M]；石油工业出版社；2016年8月。
[关键词]胜利油田；高压低渗区块；注水开发；压裂改造
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）25-0042-01
1 前言
胜利油田的低渗透油藏是胜利油田增储稳产的重要阵地之一，目前探明储量7.31 亿吨，占全油区15.4%，年产油量338 万吨，占油田产量的12.2%%。
由于这类储层多孔介质具有比面大、孔道小、毛管压力大、丰度低等特點，常规方法采出程度较低，一般都需要进行增产改造或者补充能量来开发，开发方式主要为注水、注气，并结合适当的井型和储层改造措施。
2 高压低渗区块开发方案介绍
根据胜利油田及国内外其他油田的开发情况来看，目前高压低渗区块的开发方式通常有以下几种：
2.1注水开发
一般低渗透油田天然能量都很弱，衰竭式开采效果差，一般需要通过早期注水、同步注水进行开发。为了保证一定的地层压力，需要确定合理的注采比。从物质平衡理论和流体力学知识分析，油田从投产、注水开始，注采比与地层压力的关系为：
（1）注采比小于1，生产井地层压力将持续下降，但下降速度逐渐变缓。注水井地层压力先上升后逐渐下降。
（2）注采比为1，生产井地层压力也要逐步下降，最终将低于原始地层压力。注水井地层压力将上升，最终会高于原始地层压力，经过一定时间后，两者均趋于稳定。
（3）注采比大于1，生产井地层压力开始稍有下降，后逐步上升，最终会高于原始地层压力。注水井地层压力一直持续上升。
对于低渗致密油藏，一般需要注采比大于1，甚至到2，才能维持一定的地层压力。但如果储层中裂缝较多，且分布极不均匀，注采比又不能过高，以免水锥前缘突破生产井导致生产井暴性水淹。
2.2注水吞吐采油
注水吞吐采油主要利用亲水油层的渗吸机理，在一口井将水注入后焖井，然后生产的一种采油方法。其原理主要依靠毛管力的渗吸作用将油从基质中驱替出来。
2.3超前注水
超前注水是指注水井在采油井投产前投注，油井投产时地层压力以高于原始地层压力的一种注采方式，主要是针对特低渗致密性储层具有启动压力梯度及应力敏感效应等特点而发展的一项技术。
2.4压裂改造
压裂水平井技术是近年来兴起的一项新技术，主要是在井筒附近形成高导流能力的裂缝来开发渗透率较低且非均质性较强的低渗储层，压裂技术已应用于国内、外大多数低渗透油藏。
2.5注采井网
对于裂缝性储层，在补充能量开发时，裂缝具有双重作用：一是注入的水和气容易沿着裂缝窜流，使生产井过早见水、气，造成暴性水淹和气的突破；二是裂缝可以作为高渗通道，提高储集层的吸入能力和采油能力。为了尽量减轻裂缝的不利影响，充分利用裂缝的有利方面，井网的部署方式至关重要。因此，裂缝性油藏注采井网的优化部署，特别是井排方向与裂缝方向的优化配置，是裂缝性油藏补充能量开发成败的关键，是开发井网研究的重点。
裂缝性油藏注采井网部署的基本原则为：井排方向要平行于裂缝方向，排间井位交错部署，采用线状注水方式，井距适当加大，排距合理缩小。裂缝性油藏注采井网部署形式主要有以下几种形式：
（1）正方形反五点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，并排距比等于2，注采井排相间，平行裂缝方向线状注水，油水井数比为1：1。
（2）矩形反五点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比大于2，注采井排相间，平行裂缝方向线状注水，油水井数比为1：1。
（3）线状注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比大于2，注采井排相间，平行裂缝方向线状注水，油水井数比有1：1、2：1和1：2三种。
（4）反四点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比大于2，两排水井与一排油井相间排列，平行裂缝方向线状注水，油水井数比为1：2。
（5）反七点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比大于2，一排水井与两排油井相间排列，平行裂缝方向线状注水，油水井数比为2：1。
（6）正方形反九点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比等于2，一排油井与另一排注采相间的井排间隔排列，油水井数比为3：1。
（7）菱形反九点法注采井网
井排方向与裂缝方向平行，排间井位交错部署，井排距比大于2，一排油井与另一排注采相间的井排间隔排列，油水井数比为3：1。
2.6注气开发
凡是以气体作为主要驱油介质的采油方法统称为气驱，根据注入气体与地层原油的相态特征，气驱可分为气体混相驱与气体非混相驱两大类，用作驱油剂的气体通常有C02、N2、轻烃、烟道气等。
3 胜利油田某区块的主要做法及效果
胜利油田某高压低渗区块经过10多年的开采，日产油量、地层压力均大幅下降。日产油由103t下降到52t，动液面由最初的井口到1646m。2016年12月编制了《某区块油藏开发调整方案》，主要采用以整体压裂改造为中心的配套注水开发技术。方案实施后，效果明显。
3.1主要做法
（1）实施整体压裂工艺提高渗流能力
采用合理的压裂工艺，进行整体压裂设计，来弥补极限注采井距和经济极限注采井距的差值，提高单元的注水开发水平。主要采用大型水力压裂工艺，改造储层；在裂缝长度上，油井的缝长尽可能长，而水井的缝长要进行控制，避免水窜。
（2）适时进行注水开发
目前地层压力28.44MPa，接近饱和压力，地层总压降达到-18MPa，应及时注水补充地层能量，依据裂缝延伸方向，注采井网与人工裂缝夹角45°左右，以利实现较高水驱波及系数，提高单井产量。
3.2实施效果
方案实施后，胜利油田某区块日产油水平由方案调整前的52t上升到92t，采油速度有1.17%上升到2.11%，水驱动用程度由0上升到68.4%，综合含水由31.8%下降到29.6%，开发水平得以有效提升。
4 结束语
通过实施以整体压裂改造为中心的配套注水开发技术，胜利油田某区块取得了较好的效果。实践表明，区块整体压裂是各油田开发高压低渗油田的有效方法，合理的水力裂缝方位对经济有效的开发低渗透油田是非常重要的。
参考文献
[1]李道品；低渗透油田开发[M]；石油工业出版社；2015年6月；
[2]李克向；高压低渗透油藏渗流机理[M]；石油工业出版社；2016年8月。