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[摘 要]随着我国大多数老油田产量的下降，油田进入高含水阶段，使得低渗、特低渗油藏成为我国提高石油产量最重要的方向。本文阐述了低渗、特低渗油藏开发的必要性，介绍了低渗、特低渗油藏目前开发存在的问题和现状，列举了几项目前我国比较常见的低渗、特低渗油藏调驱增注技术，并最后对低渗、特低渗油藏的开发进行了展望。
[关键词]低渗 特低渗 调驱 增注
中图分类号：TE357.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）25-0146-01
1.前言
低渗透油藏通常是指渗透率介于10毫达西与50毫达西之间的油藏，而低于10毫达西的油藏被界定特低渗透油藏。随着我国大多数老油田产量的下降，油田进入高含水阶段，使得低渗、特低渗油藏成为我国提高石油产量最重要的方向。低渗、特低渗油藏是我国主要的石油储备资源，拥有巨大的资源潜力。但同时，也具有较大的勘探与开发难度，是目前国内外油气地质学界和油藏工程专家们研究和关注的焦点。
2.特低渗油藏开发存在问题
低渗、特低渗油藏由于其特殊的形成及赋存条件，并且由于在后期受到的一系列改造，造成储层物性差，在油田注水开发时会产生一系列的问题：由于储层非常致密，孔隙和喉道半径较小，在注水开发时启动压力比较高，压力梯度较大，因此需要提供很高的驱替压力，但是随着压力的增加又容易造成水的突进，难以形成有效的驱替；由于储层中各种粘土含量较高，在注水的过程中容易发生速敏、水敏等现象，堵塞岩石孔隙空间，对储层造成严重的伤害，导致油层含水率急剧上升，使采油指数大幅下降。由于低渗、特低渗透储层非均质性较强，孔隙和喉道的粗细不均一，孔喉的分布也不均匀，使得在注水的过程中由于毛细管力的影响较大，水推进的速率不均匀，而形成绕流和卡断的现象，造成大量的油滞留在其中不能被驱出；另外，由于低渗、特低渗储层具有非常严重的贾敏效应，对流体的流动产生阻力，降低了驱油效率。这些问题都导致了油藏注水采收率的降低，以及采出液含水率的提高，增加了石油开采的成本。
3.我国特低渗油藏调堵技术应用现状
3.1 自适应深部整体调驱
鄂尔多斯盆地CK油田是典型的浅层裂缝性特低渗岩性油藏，主力开发层位为C6油层组，油藏平均渗透率0.54×10-3？m2，平均孔隙度为8.72%，压裂油井转注开发，受层内、层间严重非均质的影响，注入水沿高渗带、压裂裂缝产生指进，且脆性黑云母充填的层理缝、纹理、孔隙微裂缝等在高压下易张启、延伸，使得油井含水率加快上升，产油量递减迅速，油水井间窜流现象明显，油藏的低渗透非均质又导致大量井组注采情况不均衡，注入量较低、产液较低、受效状况较差，需要补充能量。
呼园平等采用自适应深部整体调驱方法，使用浓度0.5 %和1500分子量的聚合物、150～300mg/L的有机铬类复合交联剂、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）进行交联，加入质量浓度0.03%～0.05%的稳定剂，实现高矿化度模拟地层条件下的较好封堵效果和稳定性，提高药剂利用效率，剪切和岩心驱替性能评价实验中建议用低剪切速率、泵入堵剂体积为0.3倍孔隙体积。
通过自适应深部整体调驱，注入压力与井口压降状况改善十分明显，注入压力平均提高了2.1 MPa；调驱后油井平均日产液24.97m3，日产油9.29t，综合含水率55%，综合含水率平稳持续下降达27百分点，由整体高含水变为中含水状态，截止到2015年11月，31口井累积增油量810.25t，含水率大于80%的油井措施后含水率降低了23个百分点，目前仍继续有效，有效期超过13个月。
3.2 氮气微球交替驱技术
长庆油田董志区于2005年投入开发，属低孔、低渗、低压、低黏度、高饱和压力储层，水驱驱替系统难以建立，水驱波及效率低，“注不进，采不出”矛盾显著。且由于天然微裂缝的存在，平面上产液量、含水分布不均。注氮气可有效解决低渗透油藏能量难补充和储层敏感性强的问题。为抑制气窜，注氮气时常采用氮气/水交替注入，但由于油藏的非均质性，注入水多沿水窜孔道和微裂缝向前指进，抑制气窜效果有限，聚合物微球可有效封堵水流优势通道，使注入水在地层中更均匀推进，更好地与氮气混合形成气液两相区，从而抑制气窜。因此，将注氮气和注微球相结合，提出氮气微球交替驱开发特低渗油藏技术。
谭俊领等在董志区内进行了2个井组的现场应用，注入方式为氮气/微球交替注入，气液比为1：1。截至2013年4月，共累计注入氮气101×104m3，2个井组对应的15口油井平均日增油幅度为15%以上，试验区综合递减由5.3%下降到目前的-5.1%，自然递减由5.2%下降到目前的-3.2%，年含水上升率由6.6%下降到目前的-20.3%其中，已测的1口侧向井地层压力由施工前的10.8MPa上升到施工后的17.0MPa（ 原始地层压力为14.4MPa） ，即地层压力保持水平由74.9%上升到118.1%，氮气/微球交替驱在长庆特低渗透油藏的应用取得了显著的效果。
3.3 弱凝胶增注调剖工艺
安塞油田属于砂岩岩性油藏，主力油层长6埋深1000～1500m，油层厚度9～3m，平均空气渗透率1.29×10-3μm2，原始地层压力8.3～10MPa，饱和压力4.65～6.79 MPa，压力系数0.7～0.8，是一个低渗、低压、低产的“三低”油藏。
由于安塞油田地层的特低渗透性，解立春等所设计的弱凝胶增注调剖工艺采用三段塞注入工艺。
第一段塞：增注调剖剂。该调剖剂为水溶性高价金属盐，含有的高价金属离子（M3+）可在水中水解出H+和氢氧化物沉淀，反应产物中的H+可酸化地层起增注作用，反应产物中的沉淀可起调剖作用。
第二段塞：补充调剖剂。
第三段塞：强化调剖剂。强化调剖剂为水溶性硅酸盐，增注调剖剂与地层碳酸钙反应产生的Ca2+，可与水溶性硅酸盐反应生成沉淀，起调剖作用。
第四段塞：过顶替液。避免注入井井眼3m内留下强化调剖剂。
2005年7月采取弱凝胶增注调剖体系进行了现场施工，措施后有4口侧向油井见效增油，两口侧向井降水，目前井组日增油7.50t，累计增油4323.7t，堵水调剖后平均单井日增油0.71t。
3.4 聚硅纳米降压增注技术
桩西采油厂五号桩油田区域开发层系为沙三下第二套含油层系，油层埋藏深，3450-3630m，平均孔隙度16.6%，主要流动孔喉半径0.1-2.5μm，渗透率6.4×10-3μm2，原始地层压力49.09～58.41MPa，油层温度132～175℃，地温梯度5.53℃/100m，属低饱和压力异常高温高压特低渗透油藏。目前特低渗透油藏存在注水压力不断上升、注水困难。针对这一开发矛盾，桩西采油厂研究并实施了聚硅纳米降压增注工艺技术，使部分特低渗单元注水开发效果得到了一定程度改善，提高了采收率。
2011年8月在桩西74-11-8井实施聚硅纳米增注施工，开始注水，初始油压19MPa，日注10m3/d，逐步調整到60m3/d，一个月时调整日注100m3/d。
4.展望
未来，随着外围区块勘探开发程度的进一步提高，低渗、特低渗油藏的开发动用必将成为助推我国石油工业可持续发展的必经之路。针对不同的低渗、特低渗油藏，应根据实际情况找到相应的适应性技术，以达到提高油井产量，降低油井含水率，调驱增产控水的目的，并最终提高油田的注采开发效果与最终采收率。
[关键词]低渗 特低渗 调驱 增注
中图分类号：TE357.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）25-0146-01
1.前言
低渗透油藏通常是指渗透率介于10毫达西与50毫达西之间的油藏，而低于10毫达西的油藏被界定特低渗透油藏。随着我国大多数老油田产量的下降，油田进入高含水阶段，使得低渗、特低渗油藏成为我国提高石油产量最重要的方向。低渗、特低渗油藏是我国主要的石油储备资源，拥有巨大的资源潜力。但同时，也具有较大的勘探与开发难度，是目前国内外油气地质学界和油藏工程专家们研究和关注的焦点。
2.特低渗油藏开发存在问题
低渗、特低渗油藏由于其特殊的形成及赋存条件，并且由于在后期受到的一系列改造，造成储层物性差，在油田注水开发时会产生一系列的问题：由于储层非常致密，孔隙和喉道半径较小，在注水开发时启动压力比较高，压力梯度较大，因此需要提供很高的驱替压力，但是随着压力的增加又容易造成水的突进，难以形成有效的驱替；由于储层中各种粘土含量较高，在注水的过程中容易发生速敏、水敏等现象，堵塞岩石孔隙空间，对储层造成严重的伤害，导致油层含水率急剧上升，使采油指数大幅下降。由于低渗、特低渗透储层非均质性较强，孔隙和喉道的粗细不均一，孔喉的分布也不均匀，使得在注水的过程中由于毛细管力的影响较大，水推进的速率不均匀，而形成绕流和卡断的现象，造成大量的油滞留在其中不能被驱出；另外，由于低渗、特低渗储层具有非常严重的贾敏效应，对流体的流动产生阻力，降低了驱油效率。这些问题都导致了油藏注水采收率的降低，以及采出液含水率的提高，增加了石油开采的成本。
3.我国特低渗油藏调堵技术应用现状
3.1 自适应深部整体调驱
鄂尔多斯盆地CK油田是典型的浅层裂缝性特低渗岩性油藏，主力开发层位为C6油层组，油藏平均渗透率0.54×10-3？m2，平均孔隙度为8.72%，压裂油井转注开发，受层内、层间严重非均质的影响，注入水沿高渗带、压裂裂缝产生指进，且脆性黑云母充填的层理缝、纹理、孔隙微裂缝等在高压下易张启、延伸，使得油井含水率加快上升，产油量递减迅速，油水井间窜流现象明显，油藏的低渗透非均质又导致大量井组注采情况不均衡，注入量较低、产液较低、受效状况较差，需要补充能量。
呼园平等采用自适应深部整体调驱方法，使用浓度0.5 %和1500分子量的聚合物、150～300mg/L的有机铬类复合交联剂、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）进行交联，加入质量浓度0.03%～0.05%的稳定剂，实现高矿化度模拟地层条件下的较好封堵效果和稳定性，提高药剂利用效率，剪切和岩心驱替性能评价实验中建议用低剪切速率、泵入堵剂体积为0.3倍孔隙体积。
通过自适应深部整体调驱，注入压力与井口压降状况改善十分明显，注入压力平均提高了2.1 MPa；调驱后油井平均日产液24.97m3，日产油9.29t，综合含水率55%，综合含水率平稳持续下降达27百分点，由整体高含水变为中含水状态，截止到2015年11月，31口井累积增油量810.25t，含水率大于80%的油井措施后含水率降低了23个百分点，目前仍继续有效，有效期超过13个月。
3.2 氮气微球交替驱技术
长庆油田董志区于2005年投入开发，属低孔、低渗、低压、低黏度、高饱和压力储层，水驱驱替系统难以建立，水驱波及效率低，“注不进，采不出”矛盾显著。且由于天然微裂缝的存在，平面上产液量、含水分布不均。注氮气可有效解决低渗透油藏能量难补充和储层敏感性强的问题。为抑制气窜，注氮气时常采用氮气/水交替注入，但由于油藏的非均质性，注入水多沿水窜孔道和微裂缝向前指进，抑制气窜效果有限，聚合物微球可有效封堵水流优势通道，使注入水在地层中更均匀推进，更好地与氮气混合形成气液两相区，从而抑制气窜。因此，将注氮气和注微球相结合，提出氮气微球交替驱开发特低渗油藏技术。
谭俊领等在董志区内进行了2个井组的现场应用，注入方式为氮气/微球交替注入，气液比为1：1。截至2013年4月，共累计注入氮气101×104m3，2个井组对应的15口油井平均日增油幅度为15%以上，试验区综合递减由5.3%下降到目前的-5.1%，自然递减由5.2%下降到目前的-3.2%，年含水上升率由6.6%下降到目前的-20.3%其中，已测的1口侧向井地层压力由施工前的10.8MPa上升到施工后的17.0MPa（ 原始地层压力为14.4MPa） ，即地层压力保持水平由74.9%上升到118.1%，氮气/微球交替驱在长庆特低渗透油藏的应用取得了显著的效果。
3.3 弱凝胶增注调剖工艺
安塞油田属于砂岩岩性油藏，主力油层长6埋深1000～1500m，油层厚度9～3m，平均空气渗透率1.29×10-3μm2，原始地层压力8.3～10MPa，饱和压力4.65～6.79 MPa，压力系数0.7～0.8，是一个低渗、低压、低产的“三低”油藏。
由于安塞油田地层的特低渗透性，解立春等所设计的弱凝胶增注调剖工艺采用三段塞注入工艺。
第一段塞：增注调剖剂。该调剖剂为水溶性高价金属盐，含有的高价金属离子（M3+）可在水中水解出H+和氢氧化物沉淀，反应产物中的H+可酸化地层起增注作用，反应产物中的沉淀可起调剖作用。
第二段塞：补充调剖剂。
第三段塞：强化调剖剂。强化调剖剂为水溶性硅酸盐，增注调剖剂与地层碳酸钙反应产生的Ca2+，可与水溶性硅酸盐反应生成沉淀，起调剖作用。
第四段塞：过顶替液。避免注入井井眼3m内留下强化调剖剂。
2005年7月采取弱凝胶增注调剖体系进行了现场施工，措施后有4口侧向油井见效增油，两口侧向井降水，目前井组日增油7.50t，累计增油4323.7t，堵水调剖后平均单井日增油0.71t。
3.4 聚硅纳米降压增注技术
桩西采油厂五号桩油田区域开发层系为沙三下第二套含油层系，油层埋藏深，3450-3630m，平均孔隙度16.6%，主要流动孔喉半径0.1-2.5μm，渗透率6.4×10-3μm2，原始地层压力49.09～58.41MPa，油层温度132～175℃，地温梯度5.53℃/100m，属低饱和压力异常高温高压特低渗透油藏。目前特低渗透油藏存在注水压力不断上升、注水困难。针对这一开发矛盾，桩西采油厂研究并实施了聚硅纳米降压增注工艺技术，使部分特低渗单元注水开发效果得到了一定程度改善，提高了采收率。
2011年8月在桩西74-11-8井实施聚硅纳米增注施工，开始注水，初始油压19MPa，日注10m3/d，逐步調整到60m3/d，一个月时调整日注100m3/d。
4.展望
未来，随着外围区块勘探开发程度的进一步提高，低渗、特低渗油藏的开发动用必将成为助推我国石油工业可持续发展的必经之路。针对不同的低渗、特低渗油藏，应根据实际情况找到相应的适应性技术，以达到提高油井产量，降低油井含水率，调驱增产控水的目的，并最终提高油田的注采开发效果与最终采收率。