低渗透油藏开采方法综述和展望

低渗透油藏开采方法综述和展望

徐岩光1，张艳玉1，占新兵2，李洪君3

(1．中国石油大学（华东） 石油工程学院，山东 青岛 266555；2.胜利油田海洋采油厂，

东营 257237；3.中国石油天然气勘探开发公司，北京100034)

摘要 低渗透油田储量在油藏总储量中占有相当大的比例，由于其储层物性差、渗流机理复杂，因而单井产量、采收率低，开发难度大。通过文献调研，总结了在现有技术条件下国内外低渗透油田开采方法的增产原理及增产效果，并进行了对比和展望。调研结果表明，国内外低渗透油田并没有局限在注水、酸化、压裂等传统开采方法上，而是在此基础上寻找适合各油田的改进技术，发展发向是高效、无污染的物理、化学及微生物方法。 关键字 低渗透 采收率 增产原理 增产效果

Summary and Outlook of Mining Method in Low Permeability Reservoir

Xu Yan-guang1 ,Zhang Yan-yu1, Zhan Xin-bing2,Li Hong-jun3

(1.Institute of Petroleum Engineering (East China), China University of Petroleum, Qingdao, Shandong, 266555; 2. Marine Oil Production Plant Shengli Oil field, Dongying 257237; 3.China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation(CNODC), Beijing, 100034) Abstract: The reserves of Low-permeability oil field occupies a significant proportion of total reserves. Because of its poor reservoir properties and complex seepage mechanism, its single well production and recovery is low, development is difficult. Through literature review, the principle and increasing effect of exploitation methods for low-permeability oilfield under the existing technology at home and abroad are summarized. The methods are compared and prospected. The results show that the low permeability oilfields at home and abroad don’t limit the exploration methods to traditional ones such as water flooding, acidizing and fracturing, but to find improvement. The development direction is efficiently, pollution-freely physical and chemical and microbiological methods.

Key word: Low permeability; Recovery; Increase Principle; Increasing effect

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，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必经之路。而国外对于特低渗透油藏开发时间较长，从美国1871年发现著名的勃莱德福油田起，已有100多年的历史了。本文在调研国内外大量开采低渗透油藏方法的基础上，对各种方法进行了综述和总结，并进行了前景的展望。

1 低渗透油藏低产原因

1.1储层物性差

低渗透油层具有不同于中高渗透层的地质特征和储层物性，具体表现在：储层物性差，砂岩的粒度分布广，层内、平面非均质性也较严重；孔隙通道半径小，孔隙曲折性大，孔隙内表层粗糙程度大；储层流体和岩石接触以后常会发生物理和化学作用，使储集层渗透率降低；油层束缚水饱和度高，低渗透层原始含水饱和度一般为30%～50%，比高渗透层原始含水饱和度偏高。 1.2 开发难度大

由于低渗透油藏的储层物性差，因此低渗透油藏开发具有一定的难度，开发低渗透油田有如下特点：启动压力随渗透率的降低而增大；采收率随渗透率的降低而降低；存在天然裂缝，在一定压力下张开，加剧地层非均质性；储层水动力连通性差，单井控制泄油范围小。

[1]

2 注水开采

低渗透油田在开发过程中主要暴露出地层压力下降快、能量严重不足、油井产量下降快、注水井注水压力上升快等问题，针对这些特点和问题，对注水方式进行调整，以提高注水压力，保证注水量。 2.1超前注水

超前注水是指注水井在采油井投产前投注，油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力并建立起有效驱替系统的一种注采方式。

国内超前注水技术在长庆油田应用较早，1983年陕北三叠系石油勘探取得重大突破。1995年，在安塞油田低渗透油藏开发技术实验获得成功，并投入规模开发。而靖安油田后来居上，于2005年安塞油田的原油产量突破200万吨时，靖安油田达到了300万吨。2006年在吴旗油田采用矩形井网开展超前注水开发试验，也取得了很好的开发效果。[2]超前注水技术作为长庆一项创造性的低渗油藏开发配套技术，已在吉林等油田大面积推广。该项技术作为低渗透油藏提高单井产量新的核心技术，我国已处于国际领先水平。 2.2不稳定注水

不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成的波动压差使剩余油采出，从而提高采收率。不稳定注水初期又称为周期注水或脉冲注水、间歇注水。

该技术很早就在俄罗斯和美国开始工业应用，俄罗斯对于相关应用基础的研究居世界领先地位。[3]我国对该技术已有小规模的现场试验和有限的机理研究，在技术上和应用规模上与国外有较大差距。我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术，增产效果比较明显。各个开发阶段进行不稳定注水均可收到较好效果，与常规注水相比，可保证最多增加原油采收率达2％～10％。[4] 2.3增压注水

所谓增压注水，是以油田现有离心式注水泵站管网的压力作为增压泵的吸入压力，并以注水井的实注压力作为泵的排出压力。

我国大港油田早在1997年就开始应用了单井安装增压泵增压注水技术，至2002年底共实施199井次，受益油井累计增油18.62×104t。胜利油田现河采油厂于2001年开展了增压注水试验工作，达到配注要求的井由原先占总数的22.2%提高到62.5%。2000年到2001年，吐哈丘陵油田为解决欠注问题，对34口井集中高压注水，提压增注效果明显好于压裂。[5] 美国早在70年代中期研制了油田注水高速高压单级离心泵，最高泵效可达78%，这在当时处于领先地位。从80年代初开始研制新型增注泵，到目前为止这项技术已经很成熟，所设计的增压泵解决了低渗透油田、低渗透井、低渗透层注够水、注好水的重要问题。[6] 2.4水气交替

注入的水和气在低渗透多孔介质中具有较大的界面作用力，在一定程度上增加了流体通过高渗透窜流通道的流动阻力，迫使流体流动路径发生变化，部分进入低渗透层，驱出低渗透层中未动用的原油。

我国吐哈油区的温吉桑五区块早在1994年投入注水开发，于2002年底进行了地面注气系统试运行，温西一区块、温西三区块已全面实施注气方案，两个区块采收率分别提高6.84%和6.5%。

国外的低渗透油田也采取了水气交替技术来提高采收率。伊朗的西里油田1997-2000年期间钻了13口井，但四年内产量递减严重。因此采取了数值模拟的方法对水气交替技术的注入参数进行了研究，结果表明，水气交替方式是适合西里油田的提高采收率方法。[7] 2.5注采井网调整

对于注水方式开采的低渗透，合理的注采井距对于开采效果至关重要。90年代以前，美国、俄罗斯等国多年来研究得出的共同结论是对低渗透油气田的开发，必须采用“密井网，强驱油”。而此后美国在低渗透油气资源开发中成功地实施了水平裸眼分段压裂，实现了“稀井网、强驱油”。

我国大庆油田于1999年在榆树林油田东14井区进行加密井网试验，提出了不同类型油藏及其裂缝走向与井排方向不同组合井网的合理加密方式。民北油田根据概念模型，对不同井网模式的计算结果进行分析,得出了最适合民北油田的井网。长庆油田2007年对老油区进行加密，并于2009年对加密井进行转注。[8]

3 注气

注气机理总体上可分为一次接触混相、多次接触混相、非混相驱三种，近几年人们又提出近混相驱的概念。总的来说是降低界面张力，使毛细管力降低。注气开发的研究起源比较早，1950-1956年Whorton等人就提出并研究了蒸发气驱混相过程，后来人们针对混相驱开展了很多工作。目前注入的气体有二氧化碳(包括烟道气)、烃类气(干气、富气)、氮气(直接制氮)和空气。

注气已成为国外除热采之外最重要的提高采收率方法。20世纪80年代以来，美国、前苏联、加拿大、阿尔及利亚和其他一些石油生产国的低渗透油藏，该技术都得到成功应用，到目前为止，美国和加拿大混相驱已取得明显成果。我国在该技术领域尚处于矿场试验阶段，

在我国大庆、华北、中原、江苏、吉林、长庆、吐哈等部分油田已开展注气的现场试验，有一些成功的经验。 3.1注CO2

CO2驱油机理既有混相又有非混相，主要是降低原油粘度，使原油体积膨胀、抽提和汽化原油中轻烃，减小界面张力吞吐。

我国吉林油田自1995年开始就进行CO2单井吞吐试验，累积增油1420t；江苏富民油田1996年开展了CO2吞吐试验，累计增油1500t；胜利油田1998年开始进行CO2单井吞吐增油效果的试验，平均单井增产油量200t以上。[9]

美国的低渗透油田东北帕蒂斯林格油田，于1953年投入开发，1980年开始实施注CO2

改善开发效果方案。注CO2后原油产量大幅度上升，预计注CO2可使油田开发延长13年，多采11%的地质储量。 3.2 注天然气

近混相驱，主要的驱油机理是体积膨胀、粘度降低、相间界面张力降低、原油密度下降、以及重力稳定驱替等。

我国注天然气开采低渗透油田在中原的文南油田文72块进行矿场实验，并于2005年在河南中原油田试验成功并首次投入生产，这在国内油田中尚属首例。[10] 3.3 注氮气

自20世纪70年代中期一来，由于N2独特的优越性，注N2开发油田得到了迅速的发展。1991年美国共实施N2驱项目31项，1998年共实施N2项目9项，2004年为6项，这些项目主要用于低渗透油田。实践证明，埋藏深的特低渗透油藏最适宜注N2。

国内注N2开发起步较晚，华北油田雁翎油田在1986年底开始与法国合作制定了一个N2驱方案，从1994~1999年共进行了三次注气，累计注气4.6×104m3，取得一定效果。江汉油田于1999年开始注N2先导试验取得一定效果。其他油田如塔西南进行了注N2开发挥发性油藏的试验研究；江汉，中原也进行过较大规模的矿场试验，均取得较好效果。 3.4 注空气

注空气的驱油机理不但具有传统的注气作用，而且还具有氧气产生的其它效果。注空气气体来源广，气源丰富，成本低，氧化反应产生的热效应也可增加采收率。

60年代以来，国外(主要在美国) 针对注空气提高轻质油油藏采收率，在室内研究、数值模拟等方面做了大量工作，现场注空气驱油配套技术逐渐完善。从 1967年开始，Amoco,Gulf和Chevron公司在美国先后成功地开展了注空气三次采油现场试验，增油效果令人瞩目。1985年至今，美国先后在Williston盆地MPHU、HC、CC等低渗轻质油油藏进行注空气二次和三次采油先导性试验，获得了独特的经济技术效果。

80年代初，大庆油区对注空气采油技术进行了理论探讨和现场试验，取得了一定的效果。但我国对于低渗透油田一直未开展注空气驱油项目。到90年代末，该技术引起国内新疆油区和胜利油区等对低渗透油田的关注，并在室内进行了相关的机理研究。几十年来，该

技术的现场试验均获得了明显的经济效益，一般很少发生作业与安全方面的难题。[11]

4 压裂

压裂改造技术是低渗透油田试油配套技术的核心组成部分，也是提高单井产量和增加可采储量的关键技术，在低渗、特低渗油田的开发中具有极其重要地位。 4.1水力压裂

水力压裂是利用地面的高压泵组将高粘度压裂液泵入井中，当压裂层段的液体压力达到一定值后，裂缝开启，随着支撑剂(一般为陶粒)的添加，逐渐形成一条高导流能力的添砂裂缝，从而达到提高产量的目的。

国内外对低渗透油藏水力压裂改造的研究最早可以追溯到20世纪50年代，但是理论和应用上有所突破是在20世纪90年代以后。美国于1947 年进行了第一口井的水力压裂，此后，水力压裂技术不断发展并成为油气井的一种主要增产措施。美国目前35%～40%的井都进行过水力压裂，有近30%的原油产量是通过压裂获得的。[12][13]

我国的文南油田自从1986年投入开发以来，已经实施了66井次的水力压裂施工，有效54井次，有效率达8l%。1998-2000年，胜利现河低渗油区共实施水力压裂改造措施80余井次，累计增产1.6×l04t，效果较理想。[14] 4.2重复压裂

经过压裂的井，在生产过程中由于种种原因，会导致裂缝逐渐失效。所谓重复压裂，是指同层第二次的或更多次的压裂。 [15]

早在20世纪50年代，国外已开始进行重复压裂。到了20世纪80年代，国外又从重复压裂机制、油藏数值模拟、压裂材料、施工等方面进行研究攻关。最近二十年来，随着压裂技术的不断发展，重复压裂技术在选井选层、裂缝转向、定向射孔、转向条件下的油藏模拟技术方面有了进一步的完善和发展，重复压裂的单项技术也有了很大进展。[16]

国内重复压裂虽然起步较晚，但发展迅速，尤其在地应力预测、选井选层、裂缝转向实施等方面已接近或达到国际先进水平。我国安塞油田、江汉油田都运用重复压裂技术来增加原油产量。[17]

4.3先封堵地层裂缝再压裂

进入21世纪，随着重复压裂技术的进一步发展，有人提出了一种迫使裂缝方位转向的新技术，即堵老裂缝压新裂缝技术。该技术用一种高强度的裂缝堵剂封堵原有裂缝，然后采用定向射孔技术重新射孔以保证在不同于原有裂缝的方位最佳方位裂缝，实现控水增油。

我国的大庆油田就使用了这项技术，用裂缝封堵剂如超细水泥+聚丙烯酰胺凝胶对天然裂缝进行封堵，然后转向压裂。台肇区块自2003年实施先封堵地层裂缝再压裂后，4口井日产液7 t，含水1.5%，与试验前对比，日增液3 t，日增油7 t，有效封堵了见水裂缝，实现转向压裂造新缝，得到了理想的增油效果。

5 酸化

低渗透地层的改造常采用酸化措施，而酸化一般为基质常规酸化，即用地面配置的盐酸

或土酸溶液经井筒挤入油层中，酸液溶解井底及其附近油层中的堵塞物，恢复油层原有渗透率。在常规酸化施工过程中，由于酸岩反应速度快、穿透距离短，只能消除近井地带的伤害，其增产有效期短。 5.1选择性酸化

选择性酸化是将乳化酸液挤入地层，使其遇水后粘度升高，遇油后粘度降低，使酸液优先进入含油孔道，有效地酸蚀含油孔道，使其渗透率增大，从而达到有效解放油层和含油孔道，使整个产层的含水量得以控制，从而达到选择性酸化的目的。2002年以来，在文南油田累计实施选择性酸化20井次，有效18井次，有效率90%；累计增油6540 吨，取得了较好的效果。 5.2分层酸化

用分隔器或堵塞球进行分隔，酸液分别进入各层段，达到均匀布酸、定向改善目的层的渗透率，提高酸化增产效果。大港油田各小层渗透率级差大，低渗透层的油难以采出。2004年，通过现场8井次的成功应用，表明了这套分层酸化工艺具有良好的增产增注效果。2004年中原油田对9口井进行了分层酸化施工。共酸化层段19个，分层施工工艺成功率100%，酸开17个层段，剖面改善明显。[18] 5.3深部酸化

深部酸化的实现是通过减缓酸液与反应物的反应速度，即通过缓速来实现的。江苏油田的黄桥CO2气井深部酸化技术是经过多年酸化实践不断总结与提升的结果，以大排量挤酸，达到了深部酸化的目的。华泰3井经酸化改造后，产量得到了极大提高，无阻流量由0.3×104m 3/d上升至120×104m3 /d，酸化效果好。深部酸化技术在吐哈油田现场推广应用56井次，有效率达到94.6%，取得了较好效果。[19]

酸化也被国外各个油田普遍采用。Rick Gdanski博士针对酸化时碰到的粘土膨胀、凝胶、沉淀等问题进行了实验室定量研究扫现场试验。2002年左右氢氟酸体系被成功用于泰国的4口井。[20]

6 低渗透开采发展趋势

低渗透油田的开采技术不断进步，随着对资源合理利用和环境保护的重视，我国石油天然气工业提出了低渗透油田开发的发展方向，即：合理、科学、高效开发。近几年，随着电场、声场、热场及磁场等物理技术发展渐渐成熟，将这些不会对油层造成附加的污染及伤害的方法更多的应用于低渗透油层提高原油采收率。近几年来，随着对纳米技术的深入研究，它在石油工业中已形成了应用新领域，利用纳米材料的表面效应，能解决低渗透油层注水井解堵降压增注等问题； 改变油层润湿性，使其在开发过程中相对稳定地保持在各开发技术所对应的最有利润湿性类型范围内，可以在很大程度上改善低渗透油层的开发效果。微生物采油是国外20世纪80年代末发展起来的一种增产技术，具有施工方便、不污染环境、经济效益高等优点。大庆油田以筛选厌氧、兼性厌氧菌种为目标，筛选出了降粘、清蜡解堵、压裂液破胶3个系列80余株兼性厌氧菌种，并开展了微生物单井吞吐采油现场试验，取得了

较好的增产效果。[21]

7总结

(1)低渗透油层的特点为低孔、低渗、低丰度、裂缝不同程度发育、应力敏感性较强、层间非均质性强、水动力联系差，边底水不活跃及自然产能低等特征，国内各油田针对各自的储层特征采取了相应的措施开采低渗透油藏。

(2)注水开发低渗透油藏，注水压力不够，注水量难以保证，因此需要对注水方式进行调整。超前注水可以提高单井产量20％～30％，在国内低渗油田应用较多；不稳定注水在胜利油田应用较多，可增加原油采收率达2％～10％；增压注水方式应用较多；水气交替可以提高采出程度15%左右，但存在一些缺点。

(3)注气提高采收率技术在国外发展较成熟，在国内多数油田只是进行了现场试验，中原油田于2005年注天然气成功并已投入生产。

(4)压裂是低渗透油藏开采的一种常见措施，国内应用主要方法有水力压裂、先封堵地层裂缝再压裂、重复压裂等。水力压裂垂直缝提高了开采速度，但对采收率的影响微乎其微。

(5)基质酸化只能解决近井地带的污染问题，一般国内采取选择性酸化、分层酸化、深部酸化等措施。

(6)物理化学及微生物方法虽然现阶段还没有得到广泛的应用，但是由于其具有对地层污染少、经济效益高等优点，具有很大的发展潜力。

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作者简介：徐岩光（1983—），女，中国石油大学（华东）石油工程学院在读研究生，研究方向：油气田开发工程。电话：15990988386，电子邮箱：xuyanguang1983@163.com。

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