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摘要：低渗透油田开发中广泛应用并取得明显经济效益的主要技术是注水保持油藏能量、压裂改造油层和注气等技术，必须全面分析研究区储层的相渗特征、注水倍数与水驱效率、注水时机、合理井距、合理注入压力及最终驱油效率等开发问题。由于低渗透油藏的特异性，使得低渗油藏的开发具有一定的难度，许多专家和研究人员对低渗的渗流机理和开发做了大量的实验和实际研究。油藏岩石和流体的物性参数是油藏开发研究的基础，对于低渗油藏具有物性复杂、渗流规律异常的特点，且低渗油气藏的开发没有同一固定的标准，可靠性得不到保证，且大量低渗油藏开发的疑难问题尚未解决。本文通过调研总结了油藏渗流特性，结合开发实际，提出了一系列技术方案。
关键词：增储资源；非线性渗流；低渗透油藏；压裂；技术方案
近年来低渗透油藏已成为增储的基础资源，然而低渗透油藏的非线性渗流的影响因素、渗流规律的研究是目前低渗油藏的开发的关键。本文从微观角度出发描述渗流规律，建立数学模型，同时根据低渗油藏渗流特征，对注水时机、合理井距、压裂技术、气驱技术等低渗油藏的开发技术政策进行了研究。
1低渗油气藏非线性渗流的影响因素
1.1 孔隙喉道狭窄、物性差。连续液流通过岩石孔隙喉道时由于低渗透层喉道半径很小，毛管力急剧增大，当驱动压力不足以抵消毛管力效应时，连续的液流变为分散的液滴导致渗流阻力的增大，降低渗透率。在低渗流速度下，渗流曲线呈现非线性关系，随着渗流速度的提高，曲线的非线性关系段向线性段过渡。这种同一液体在不同多孔介質中表现出不同的渗流特征，充分地说明了多孔介质的孔隙结构特征起着决定作用。
1.2各相间的表面性质与作用。在任何一个不可混相的二相体系中，相间都存在着界面。界面张力是源于分子间的相互作用力，并构成界面两相的性质差异。利用毛细管模型和单分子层作用模型，推导固液界面分子力作用与多孔介质的渗透率和孔隙半径的近似关系式表明，固液界面分子力作用随多孔介质的渗透率或孔隙半径增大而单调递减。
1.3有效压应力对岩石产生的影响。低渗透岩石孔隙系统大部分是由小孔道组成的，比表面大，孔道内的边界层流体影响很大，在受到较大的应力情况下，渗流的孔道变小，最小的孔道失去流通能力，有效应力对低渗透砂岩的非达西渗流产生较大影响。围压对变形介质油藏渗透率的变化具有较大的控制作用，低渗透岩心应力敏感性非常强，且渗透率变化具有不可逆性。随着油田的开发油气的产出，孔隙压力渐渐降低，岩石所受的有效应力逐渐增加。
1.4储层粘土矿物的比表面积和自由能
比表面积与渗透率的平方根成反比，岩石的比表面积越大，渗透率越小，流体与固体表面之间分子力作用越强，它将影响孔隙系统中流体的分布及渗流特征。黄延章认为，由于岩石中多含有粘土矿物，不同的粘土矿物表现不同程度的水敏特性，即遇水膨胀变形，粘土矿物在渗流过程中的膨胀与迁移，堵塞了多孔介质的部分孔道，降低渗透率，从而增加启动压力梯度。J. Bear认为，比表面积表示岩石的分散程度，与孔隙孔道半径的分布及大小有关。液体的渗透率与平均孔道成正比，因此，比表面积S与渗透率之间也存在一定的关系。
1.5流体本身的流变性质
水通常认为是牛顿流体，但是当它在很细小的孔道中流动时就显示出了非牛顿特征，具有启动压力梯度。对粘度比水大且具有结构粘度的原油来说，当它流经低渗透岩心时，其非牛顿流动特征更明显。李兆敏等人认为由于在低渗透多孔介质中流体表现为非牛顿液效应，当剪切应力大于屈服应力时，其流动与牛顿流体相同，在低渗透油层中渗流时，水也呈现出非线性渗流特征和具有启动压力梯度。因此，对低渗透油藏和稠油来说，在低渗岩石中的渗流规律发生明显的变化，乃至偏离达西定律。
1.6多种作用的耦合作用的影响
粘土和岩石等致密介质具有隔膜的超滤特性，因而，在其介质中的渗流显示为耦合渗流。启动压力是耦合因素作用下的结果。在地质隔膜中化学溶解流量非常明显。当溶解流量通过地质隔膜中，压力梯度的耦合表现为溶解的迟滞[9]。刘建军等以低渗透多孔介质为研究对象，通过实验得出孔隙度、渗透率随有效压力变化曲线。研究表明，流体在低渗透多孔介质中渗流时，流固耦合效应十分显著。这是因为低渗透多孔介质的孔隙很小，而孔隙度的微小变化，都会对渗透率产生大的影响，因此低渗透介质随有效应力的变化很明显。
2 低渗油藏开发对策研究现状
2.1 合理井距。由于低渗透油田压力波传播时间与压力梯度密切相关，注水见效时间与启动压力梯度成正比与井距的立方成正比。目前低渗油田普遍存在着注水井注不进水，形成高压区；采油井降为低压区，采不出油，油田生产形势被动。解决这一矛盾的重点是适当缩小井距，合理增大井网密度。研究表明，影响低渗储层驱替压力系统建立的最主要因素是启动压力梯度。因此在GGY油田低渗透油藏的开发中应适当缩小注采井距提高驱替压力梯度，采取整体压裂措施减小启动压力梯度。
2.2合理注入压力。对于一般低渗油田为了恢复地层压力提高油井产量和改善油田开发效果，注水压力可以适当提高，但注入压力不能高于能够诱发导管能够变形或者断挫的临界压力，以防止大量生产套管损坏和油井暴性水淹等严重问题。刘露等针对低渗透油藏特殊的渗流规律，通过岩心驱替实验，研究低渗透储层的启动压力梯度及注水压力变化规律，结果表明：启动压力梯度过高，注水困难，随岩心渗透率的增大，注水压力梯度与油层突破压力梯度降低，而注水压力梯度随注入量的增加而增大，因此降压增注是高效开发低渗油田的重要方法。
2.3气驱技术研究。利用自动评价系统，对低渗透油藏进行注二氧化碳、注气态烃、周期注蒸汽驱油、热水等开发方法。由于地层原油黏度低、油质较轻注气开发是提高低渗透油藏采收率的有效手段；此外，采用油田伴生气回注也是值得探索的提高采收率的方法。在国内CO2混相驱，烃类气体混相驱及氮气驱是提高低渗透油藏采收率的手段。实验结果表明：衰竭式开采方式效果最差，注水比注气效果要好，注液化气前置段塞+外输气驱的方式能够达到最好的驱替效果，水驱油和气驱油效率中等偏高。
2.4压裂开发技术研究。针对低渗油藏的压裂工艺技术有：限流法完井压裂工艺技术、投球发法多层压裂技术、封隔器多层分层压力技术，CO2压裂工艺技术、高能气体压裂、复合压裂工艺技术等。李忠兴通过深入研究超低渗透油藏渗流特征，定量描述了动压力梯度和压力敏感系数的非线性变化规律，研究并试验了以前置酸加砂压裂、多级加砂压裂、水力射孔射流压裂为主体的开发技术，有效地改善了平面和剖面渗流条件，为规模开发超低渗透油藏提供了新途径。研究发现，破胶液的滤失是造成储层水锁伤害的主要原因。提出：优化压裂液配方，提高破胶液返排性能和质量是降低储层水锁伤害程度的关键措施。
3 结论
①低渗透的非达西渗流现象，不仅是岩石孔隙结构的影响，而且也与岩石各相间的表面性质、有效压应力、储层比表面积作用、流体本身的流变性质及岩石流体的耦合作用有关。②低渗油藏弹性能量小、油层孔喉细小、产油能力低、油井见注水效果缓慢、具有启动压力梯度等特点，对此特征我国各个油田研究出了相应的合理开采方案（控时注水、精布井网、注气开采、合理压裂）使得低渗油藏的开发得到进一步发展。
参考文献：
[1]徐绍良，岳湘安，侯吉瑞，等.边界层流体对低渗透油藏渗流特性的影响[J].西安石油大学
学报（自然科学版），2017，（3）：26～28.
[2]李松泉，等.特低渗油藏非线性渗流模型[J].石油勘探与开发，2015，10（5）：606～613.
关键词：增储资源；非线性渗流；低渗透油藏；压裂；技术方案
近年来低渗透油藏已成为增储的基础资源，然而低渗透油藏的非线性渗流的影响因素、渗流规律的研究是目前低渗油藏的开发的关键。本文从微观角度出发描述渗流规律，建立数学模型，同时根据低渗油藏渗流特征，对注水时机、合理井距、压裂技术、气驱技术等低渗油藏的开发技术政策进行了研究。
1低渗油气藏非线性渗流的影响因素
1.1 孔隙喉道狭窄、物性差。连续液流通过岩石孔隙喉道时由于低渗透层喉道半径很小，毛管力急剧增大，当驱动压力不足以抵消毛管力效应时，连续的液流变为分散的液滴导致渗流阻力的增大，降低渗透率。在低渗流速度下，渗流曲线呈现非线性关系，随着渗流速度的提高，曲线的非线性关系段向线性段过渡。这种同一液体在不同多孔介質中表现出不同的渗流特征，充分地说明了多孔介质的孔隙结构特征起着决定作用。
1.2各相间的表面性质与作用。在任何一个不可混相的二相体系中，相间都存在着界面。界面张力是源于分子间的相互作用力，并构成界面两相的性质差异。利用毛细管模型和单分子层作用模型，推导固液界面分子力作用与多孔介质的渗透率和孔隙半径的近似关系式表明，固液界面分子力作用随多孔介质的渗透率或孔隙半径增大而单调递减。
1.3有效压应力对岩石产生的影响。低渗透岩石孔隙系统大部分是由小孔道组成的，比表面大，孔道内的边界层流体影响很大，在受到较大的应力情况下，渗流的孔道变小，最小的孔道失去流通能力，有效应力对低渗透砂岩的非达西渗流产生较大影响。围压对变形介质油藏渗透率的变化具有较大的控制作用，低渗透岩心应力敏感性非常强，且渗透率变化具有不可逆性。随着油田的开发油气的产出，孔隙压力渐渐降低，岩石所受的有效应力逐渐增加。
1.4储层粘土矿物的比表面积和自由能
比表面积与渗透率的平方根成反比，岩石的比表面积越大，渗透率越小，流体与固体表面之间分子力作用越强，它将影响孔隙系统中流体的分布及渗流特征。黄延章认为，由于岩石中多含有粘土矿物，不同的粘土矿物表现不同程度的水敏特性，即遇水膨胀变形，粘土矿物在渗流过程中的膨胀与迁移，堵塞了多孔介质的部分孔道，降低渗透率，从而增加启动压力梯度。J. Bear认为，比表面积表示岩石的分散程度，与孔隙孔道半径的分布及大小有关。液体的渗透率与平均孔道成正比，因此，比表面积S与渗透率之间也存在一定的关系。
1.5流体本身的流变性质
水通常认为是牛顿流体，但是当它在很细小的孔道中流动时就显示出了非牛顿特征，具有启动压力梯度。对粘度比水大且具有结构粘度的原油来说，当它流经低渗透岩心时，其非牛顿流动特征更明显。李兆敏等人认为由于在低渗透多孔介质中流体表现为非牛顿液效应，当剪切应力大于屈服应力时，其流动与牛顿流体相同，在低渗透油层中渗流时，水也呈现出非线性渗流特征和具有启动压力梯度。因此，对低渗透油藏和稠油来说，在低渗岩石中的渗流规律发生明显的变化，乃至偏离达西定律。
1.6多种作用的耦合作用的影响
粘土和岩石等致密介质具有隔膜的超滤特性，因而，在其介质中的渗流显示为耦合渗流。启动压力是耦合因素作用下的结果。在地质隔膜中化学溶解流量非常明显。当溶解流量通过地质隔膜中，压力梯度的耦合表现为溶解的迟滞[9]。刘建军等以低渗透多孔介质为研究对象，通过实验得出孔隙度、渗透率随有效压力变化曲线。研究表明，流体在低渗透多孔介质中渗流时，流固耦合效应十分显著。这是因为低渗透多孔介质的孔隙很小，而孔隙度的微小变化，都会对渗透率产生大的影响，因此低渗透介质随有效应力的变化很明显。
2 低渗油藏开发对策研究现状
2.1 合理井距。由于低渗透油田压力波传播时间与压力梯度密切相关，注水见效时间与启动压力梯度成正比与井距的立方成正比。目前低渗油田普遍存在着注水井注不进水，形成高压区；采油井降为低压区，采不出油，油田生产形势被动。解决这一矛盾的重点是适当缩小井距，合理增大井网密度。研究表明，影响低渗储层驱替压力系统建立的最主要因素是启动压力梯度。因此在GGY油田低渗透油藏的开发中应适当缩小注采井距提高驱替压力梯度，采取整体压裂措施减小启动压力梯度。
2.2合理注入压力。对于一般低渗油田为了恢复地层压力提高油井产量和改善油田开发效果，注水压力可以适当提高，但注入压力不能高于能够诱发导管能够变形或者断挫的临界压力，以防止大量生产套管损坏和油井暴性水淹等严重问题。刘露等针对低渗透油藏特殊的渗流规律，通过岩心驱替实验，研究低渗透储层的启动压力梯度及注水压力变化规律，结果表明：启动压力梯度过高，注水困难，随岩心渗透率的增大，注水压力梯度与油层突破压力梯度降低，而注水压力梯度随注入量的增加而增大，因此降压增注是高效开发低渗油田的重要方法。
2.3气驱技术研究。利用自动评价系统，对低渗透油藏进行注二氧化碳、注气态烃、周期注蒸汽驱油、热水等开发方法。由于地层原油黏度低、油质较轻注气开发是提高低渗透油藏采收率的有效手段；此外，采用油田伴生气回注也是值得探索的提高采收率的方法。在国内CO2混相驱，烃类气体混相驱及氮气驱是提高低渗透油藏采收率的手段。实验结果表明：衰竭式开采方式效果最差，注水比注气效果要好，注液化气前置段塞+外输气驱的方式能够达到最好的驱替效果，水驱油和气驱油效率中等偏高。
2.4压裂开发技术研究。针对低渗油藏的压裂工艺技术有：限流法完井压裂工艺技术、投球发法多层压裂技术、封隔器多层分层压力技术，CO2压裂工艺技术、高能气体压裂、复合压裂工艺技术等。李忠兴通过深入研究超低渗透油藏渗流特征，定量描述了动压力梯度和压力敏感系数的非线性变化规律，研究并试验了以前置酸加砂压裂、多级加砂压裂、水力射孔射流压裂为主体的开发技术，有效地改善了平面和剖面渗流条件，为规模开发超低渗透油藏提供了新途径。研究发现，破胶液的滤失是造成储层水锁伤害的主要原因。提出：优化压裂液配方，提高破胶液返排性能和质量是降低储层水锁伤害程度的关键措施。
3 结论
①低渗透的非达西渗流现象，不仅是岩石孔隙结构的影响，而且也与岩石各相间的表面性质、有效压应力、储层比表面积作用、流体本身的流变性质及岩石流体的耦合作用有关。②低渗油藏弹性能量小、油层孔喉细小、产油能力低、油井见注水效果缓慢、具有启动压力梯度等特点，对此特征我国各个油田研究出了相应的合理开采方案（控时注水、精布井网、注气开采、合理压裂）使得低渗油藏的开发得到进一步发展。
参考文献：
[1]徐绍良，岳湘安，侯吉瑞，等.边界层流体对低渗透油藏渗流特性的影响[J].西安石油大学
学报（自然科学版），2017，（3）：26～28.
[2]李松泉，等.特低渗油藏非线性渗流模型[J].石油勘探与开发，2015，10（5）：606～613.