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[摘 要]随着石油勘探和开发程度的提高，低渗透油田储量、产量所占的比例越来越大，该类油藏开发变得日益重要，要提高低渗透油藏开发水平，“解放思想，转变观念”是关键，通过低渗透油藏储层裂缝描述、控制缝高压裂优化技术、作业过程中负压射孔油层保护技术等方面的研究，逐步攻克了低渗薄层控缝压裂改造工艺技术的难关
[关键词]低渗油藏 开发 压裂 注水 仿水平井
中图分类号：TE143 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）12-0286-01
1 低渗油藏开发现状及近年来所做工作
桩西采油厂低渗透油藏自上而下共发育东营组、沙一段、沙二段、沙三段四套含油層系，油藏埋深2500～3600米，平均埋深3100米，以中深层储量为主。油层厚度薄且以单层为主，纵向发育较为集中，平均厚度仅9.5米，储量丰度低。
一是早期大规模压裂开发，产量递减大，重复压裂效果逐年变差。
以桩74块为代表的桩西特低渗难动用油藏，在开发过程中存在的主要问题：①注水开发效果差。注水后对应油井效果不明显。②地层能量得不到有效补充，油层压降大，油井普遍供液不足，单井产能低。③水井增注难度大。由于储层注水压力难以传递至油井、储层物性差、回注水不稳定等原因使注水压力不断升高，注水越来越困难。桩74块共实施油井压裂113井次，2002年以来实施35井次，由于地层能量补充困难，地层压力下降幅度大，压裂井增产效果逐年下降，由2002年的单井日增油能力19.3吨降为2012年的5.1吨。
二是小井距注水开发，递减趋势变缓，注水见到一定效果。
2006-2008年分别桩59、桩59-斜30井区开展了小井距注水开发低品位产能建设工作，分别建产能1.5万吨、0.3万吨。桩59块投产初期平均单井日产油量18.3吨，效果较好，但产量递减较快，为减缓递减，保持产量稳定，陆续转注了2口井，实施早期注水和同步注水，注采井距200米左右，日增注水104立方米，实施后单元产量基本稳定在40吨。桩59-斜30井组动用含油面积0.06平方千米，动用石油地质储量11万吨，该井组有油井3口，水井1口，为边距125米，角距175米的反九点法注水试验井组，该井组注水见到了较好效果，地层能量逐渐得到补充后，对应油井小规模压裂引效，见效期长达12个月，单井累计增油1600吨左右。
三是推广仿水平井开发新技术，开启低渗油藏新局面。
仿水平井通过大规模压裂沿着地应力方向，在油层内实施大规模压裂造长缝，如此油气由地层流向井筒的渗流方式类似水平井，故名“仿水平井”。近年来，在桩837、桩59-斜31、桩606等沙三下第二套、沙四段油藏进行了该技术的推广。在推广实践中，根据油藏地质特点，按照200-220米压裂半缝长对方案进行优化设计，同时充分运用油藏工程理论和技术方法，加大井距（500-550米）、缩小排距（150-160米），力图最大可能减少井数，提高经济效益。施工中，优选低摩阻压裂液体系，应用变粒径组合陶粒，保证了压裂施工安全，同时，并采用机械分层大规模压裂和限流大规模压裂方式，确保了压裂改造效果。仿水平井技术为我厂低渗、特低渗油藏的开发翻开了新的一页。
2 钻采工艺配套发展调研
一是把握低渗油藏钻井施工各个工序，提高固井质量，加强油层保护，是提高低渗油藏开发效果中至关重要的环节。低渗透油藏开发高压低渗油藏开发中，由于上部地层承压能力差，下部地层压力高，技术套管下深较深，下部钻井液中固相含量较高，导致机械钻速低，钻井周期较长，如何能更好的优化井身结构，提高钻井速度是一项亟待改善的方面。
二是在开发过程中，加强储层改造，优化压裂参数，是提高单井压裂效果的有力保障。2007年以前，多采用常规压裂，规模在10～30立方米，设计支撑缝长100m左右。近年来，针对新区产能块部署井距大以及老区桩74等块重复压裂效果不断变差的问题，开展大规模压裂试验。平均单井压裂液用量由原来的160立方米提高到300立方米，设计压裂半缝长达到170m以上，同时采用加入粉陶、加入低砂比段塞、使用变粒径陶粒、加入液氮等措施提高压裂效果，平均单井日增油9.6t。
三是多种方式对水井实施增注，增加有效注水补充地层能量，是提高低渗油藏开发水平的重要因素。通过应用了振动酸化复合增注技术，增压泵增注技术，聚能冲压增注技术，聚硅纳米降压增注工艺等多项工艺技术，有效提高了水井的注水能力。
3 地面配套与水质适应性调查
一是在源头水质保障的基础上，逐步向井口水质稳定达标过渡。强化井口水质检测工作，根据注水系统供水半径，优化沿程井口水质检测点，定期进行检测和分析工作，分析造成水质波动的主要因素，针对性的进行综合治理，确保井口水质达标。
二是完善过滤设备滤料、滤芯定期检查、更换管理办法。根据各污水站过滤设备进出口水质、运行能力及负荷，详细制定各污水站过滤设备收油、排污、反冲洗周期、滤料、滤芯检查及更换时间，从而有效地保障外输污水达标率。
4 动态监测技术在低渗透油藏应用现状
低渗油藏伴随着小井距注水技术、大规模压裂技术等新技术的注入，油藏的开发效果得以逐步改善，同时加强低渗油藏的压力测试、压力恢复测试、地应力、裂缝等的监测工作力度，为科学决策提供技术依据。
水力压裂作为低渗透油气藏增产的一项主要措施，目前已被广泛应用，裂缝监测技术实现了：①判断裂缝长度，从而根据油藏特征优化设计，合理匹配井网与裂缝；②监测裂缝高度，判断产层的覆盖情况，确定遮挡层的位置；③认识裂缝方向，为优化驱替模式和井位布置以及优化井网提供依据，确定后续开发的潜力区。近年来，微破裂影像监测技术、电位法裂缝监测工艺、微地震裂缝监测工艺等裂缝监测技术的广泛应用，为指导井排设计，压裂参数优化等提供了有利依据。
5 认识与结论
一是“解放思想，转变观念”，是低渗透油藏开发和提高开发水平的关键点。
二是必须把油层保护作为提高性能价格比的重要手段。
三是必须把把压裂增产措施转变为压裂完井措施，将此理念作为提高开发效益的有效途径。
四是必须把把水质配伍性和“一体化”治理作为提高低渗透油藏开发效果的有效措施。
[关键词]低渗油藏 开发 压裂 注水 仿水平井
中图分类号：TE143 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）12-0286-01
1 低渗油藏开发现状及近年来所做工作
桩西采油厂低渗透油藏自上而下共发育东营组、沙一段、沙二段、沙三段四套含油層系，油藏埋深2500～3600米，平均埋深3100米，以中深层储量为主。油层厚度薄且以单层为主，纵向发育较为集中，平均厚度仅9.5米，储量丰度低。
一是早期大规模压裂开发，产量递减大，重复压裂效果逐年变差。
以桩74块为代表的桩西特低渗难动用油藏，在开发过程中存在的主要问题：①注水开发效果差。注水后对应油井效果不明显。②地层能量得不到有效补充，油层压降大，油井普遍供液不足，单井产能低。③水井增注难度大。由于储层注水压力难以传递至油井、储层物性差、回注水不稳定等原因使注水压力不断升高，注水越来越困难。桩74块共实施油井压裂113井次，2002年以来实施35井次，由于地层能量补充困难，地层压力下降幅度大，压裂井增产效果逐年下降，由2002年的单井日增油能力19.3吨降为2012年的5.1吨。
二是小井距注水开发，递减趋势变缓，注水见到一定效果。
2006-2008年分别桩59、桩59-斜30井区开展了小井距注水开发低品位产能建设工作，分别建产能1.5万吨、0.3万吨。桩59块投产初期平均单井日产油量18.3吨，效果较好，但产量递减较快，为减缓递减，保持产量稳定，陆续转注了2口井，实施早期注水和同步注水，注采井距200米左右，日增注水104立方米，实施后单元产量基本稳定在40吨。桩59-斜30井组动用含油面积0.06平方千米，动用石油地质储量11万吨，该井组有油井3口，水井1口，为边距125米，角距175米的反九点法注水试验井组，该井组注水见到了较好效果，地层能量逐渐得到补充后，对应油井小规模压裂引效，见效期长达12个月，单井累计增油1600吨左右。
三是推广仿水平井开发新技术，开启低渗油藏新局面。
仿水平井通过大规模压裂沿着地应力方向，在油层内实施大规模压裂造长缝，如此油气由地层流向井筒的渗流方式类似水平井，故名“仿水平井”。近年来，在桩837、桩59-斜31、桩606等沙三下第二套、沙四段油藏进行了该技术的推广。在推广实践中，根据油藏地质特点，按照200-220米压裂半缝长对方案进行优化设计，同时充分运用油藏工程理论和技术方法，加大井距（500-550米）、缩小排距（150-160米），力图最大可能减少井数，提高经济效益。施工中，优选低摩阻压裂液体系，应用变粒径组合陶粒，保证了压裂施工安全，同时，并采用机械分层大规模压裂和限流大规模压裂方式，确保了压裂改造效果。仿水平井技术为我厂低渗、特低渗油藏的开发翻开了新的一页。
2 钻采工艺配套发展调研
一是把握低渗油藏钻井施工各个工序，提高固井质量，加强油层保护，是提高低渗油藏开发效果中至关重要的环节。低渗透油藏开发高压低渗油藏开发中，由于上部地层承压能力差，下部地层压力高，技术套管下深较深，下部钻井液中固相含量较高，导致机械钻速低，钻井周期较长，如何能更好的优化井身结构，提高钻井速度是一项亟待改善的方面。
二是在开发过程中，加强储层改造，优化压裂参数，是提高单井压裂效果的有力保障。2007年以前，多采用常规压裂，规模在10～30立方米，设计支撑缝长100m左右。近年来，针对新区产能块部署井距大以及老区桩74等块重复压裂效果不断变差的问题，开展大规模压裂试验。平均单井压裂液用量由原来的160立方米提高到300立方米，设计压裂半缝长达到170m以上，同时采用加入粉陶、加入低砂比段塞、使用变粒径陶粒、加入液氮等措施提高压裂效果，平均单井日增油9.6t。
三是多种方式对水井实施增注，增加有效注水补充地层能量，是提高低渗油藏开发水平的重要因素。通过应用了振动酸化复合增注技术，增压泵增注技术，聚能冲压增注技术，聚硅纳米降压增注工艺等多项工艺技术，有效提高了水井的注水能力。
3 地面配套与水质适应性调查
一是在源头水质保障的基础上，逐步向井口水质稳定达标过渡。强化井口水质检测工作，根据注水系统供水半径，优化沿程井口水质检测点，定期进行检测和分析工作，分析造成水质波动的主要因素，针对性的进行综合治理，确保井口水质达标。
二是完善过滤设备滤料、滤芯定期检查、更换管理办法。根据各污水站过滤设备进出口水质、运行能力及负荷，详细制定各污水站过滤设备收油、排污、反冲洗周期、滤料、滤芯检查及更换时间，从而有效地保障外输污水达标率。
4 动态监测技术在低渗透油藏应用现状
低渗油藏伴随着小井距注水技术、大规模压裂技术等新技术的注入，油藏的开发效果得以逐步改善，同时加强低渗油藏的压力测试、压力恢复测试、地应力、裂缝等的监测工作力度，为科学决策提供技术依据。
水力压裂作为低渗透油气藏增产的一项主要措施，目前已被广泛应用，裂缝监测技术实现了：①判断裂缝长度，从而根据油藏特征优化设计，合理匹配井网与裂缝；②监测裂缝高度，判断产层的覆盖情况，确定遮挡层的位置；③认识裂缝方向，为优化驱替模式和井位布置以及优化井网提供依据，确定后续开发的潜力区。近年来，微破裂影像监测技术、电位法裂缝监测工艺、微地震裂缝监测工艺等裂缝监测技术的广泛应用，为指导井排设计，压裂参数优化等提供了有利依据。
5 认识与结论
一是“解放思想，转变观念”，是低渗透油藏开发和提高开发水平的关键点。
二是必须把油层保护作为提高性能价格比的重要手段。
三是必须把把压裂增产措施转变为压裂完井措施，将此理念作为提高开发效益的有效途径。
四是必须把把水质配伍性和“一体化”治理作为提高低渗透油藏开发效果的有效措施。