低渗油藏高效采

■文/本刊实习记者 吕荣洁

低渗油藏高效采

■文/本刊实习记者 吕荣洁

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。但是，要实现低渗透油藏的高效开发，还需要克服一系列“瓶颈”。

特邀嘉宾

中国石化胜利油田开发处处长 张宗檩

中国石油大庆油田采油九厂厂长 王岩楼

中国石油长庆油田采气三厂厂长 谭中国

中国石油辽河油田欢喜岭采油厂厂长 范英才

全球能源发展的四大趋势中，低渗透油气勘探开发排在了第一位。我国低渗透油气田分布广泛，在探明总储量中目前已增至50%～60%，剩余石油资源中低渗透油田储量也占到了76.5%，开发潜力巨大。

因此，已开发的低渗透油田如何改善开发效果，未动用的低渗透储量如何尽快有效地投入开发，对保持我国石油工业持续稳定发展十分重要。为此，本刊记者采访了胜利油田、大庆油田、长庆油田、辽河油田等一线生产的相关负责人，就低渗透油藏的高效开发进行了交流与探讨。

开发劣势成增产优势

记者：各位好！如大家所知，低渗透油气田已经成为油气开发建设的主战场。请问目前您所在油田在低渗透油气勘探开发方面取得了哪些进展与成效？

张宗檩：随着勘探开发技术的进步，低渗透油藏已成为胜利油田增储上产的重要阵地，2009年油田低渗透油藏探明储量达到9.44亿吨，产油量366万吨，为胜利油田持续稳产做出了重要贡献。

首先，新增探明储量大幅度增加。“十五”期间，胜利油田低渗透油藏每年新增探明储量2000万吨左右，占当年探明储量的四分之一。“十一五”期间，平均年增探明储量5253万吨，占当年探明储量的一半以上。其次，新增动用低品位储量比例不断加大。“十五”期间，渗透率小于10毫达西的特低渗透油藏动用储量占低渗透油藏动用储量的30.5%。“十一五”期间，这一比例增加到47.2%。再次，年产油量不断攀升。2009年低渗透油田年产油366万吨，比2005年增加了100万吨。

王岩楼：我厂所管辖的油田位于大庆油田西部外围，具有“小、散、差、杂、低、深 ”的特点，目前剩余未动用储量为2.5亿吨。面对剩余储量大但品位差的难题，为经济有效动用剩余储量，近年来我们在储量评价和地质基础研究上加强了攻关。首先，我们弄清了宏观沉积演化规律和储层的空间展布特征，为隐蔽油气藏评价工作的开展指明了方向，取得可喜进展。其次，针对储层薄、横向变化快的特点，发展完善了“钻前早期评价，钻井过程中跟踪预测，钻井后期深化油藏认识”的地震跟踪滚动钻井技术，使钻井成功率保持在98%以上。同时，通过自主创新，实现了水平井自动地质导向，化解了薄油层水平井地质导向难的问题。另外，形成了一套“以储层分类研究为核心，多专业知识相结合”的复杂储层流体识别技术，使复杂储层的油水层解释符合率由51.3%提高到88.5%。

范英才：欢东-双稀油油田动用含油面积136.5平方公里，动用石油地质储量14573万吨。其中，低渗油藏共有四级断块48个，探明含油面积77.28平方公里，探明石油地质储量6024万吨，占全部欢东-双稀油储量的41.3%。

近几年来，我们在低渗油藏注水方面取得了较大突破。目前48个断块中有24个油藏实现了注水开发，动用含油面积36.95平方公里，动用地质储量3652.7万吨，占注水油藏总动用地质储量的35.4%，可采储量847.8万吨，标定采收率23.21%。目前日产液1051吨，日产油420吨，综合含水60.1%，采油速度0.42%，采出程度16.93%，产量占注水油藏目前总产量的48.9%，低渗油藏在维持辽河油田长期稳产发挥着至关重要的作用。

◎在低渗透油藏开发领域还有许多“阶梯”需要攀登，广大石油人正在奋力勇为。供图/C F P

记者：在低渗透里找寻强劲的增长点，将劣势转化为上产的优势的确是很让人振奋的事情。不过，目前低渗透的高效开发仍是一个世界级难题。请结合目前油区的实际情况，各位认为低渗透油藏的开发瓶颈在哪里？

王岩楼：大庆采油九厂的低渗透油田由于储量品位差，加之油藏复杂，至今国外还没有开发这类油藏的先例，国内其他油田的开发经验又不完全适用，因此开采难度相当大。总结起来，现在面临的开发瓶颈主要是油藏认识难、钻井投资高、开采成本高、地面建设投入大这四个方面。

范英才：我认为当前主要的瓶颈有两个方面：第一，构造复杂，断块小，储量分布零散，无法形成规则的注采井网。如低渗油藏典型区块欢北杜家台油藏，它含油面积37.2平方公里，地质储量2409万吨，为受古地形控制、充填沉积，内部被40条断层切割成30个断块的岩性构造油藏，断块小，储量分布零散。含油面积最小的只有0.29平方公里，最大的也只有3.99平方公里。在注水开发过程中，注采井网布置难度大。第二，储层物性差，非均质性强，连通程度低。欢东低渗油藏渗透率都在100毫达西以下，储层物性差，储层物性受相带控制，平面和纵向非均质性严重，各沉积微相渗透率相差50倍以上，层间渗透率级差一般在100～634倍，最高达到4000倍以上。油层连通性差，井网完善区块油层连通系数为50%～70%，井网不完善区块油层连通系数为40%～50%。导致油藏在注水开发过程中，注水井吸水能力弱，水质要求高，油井见效时间慢，见效特征不明显。

谭中国：苏里格气田低渗、低压、低丰度特征是一道世界级难题。因为它属于非均质性极强的致密气田，缺乏类似气田的开发经验；有效储层难以预测，井位优选难度大；单井控制储量少，经济有效开发难度大；部分新工艺、新技术试验未达到预期的效果。

多管齐下斩除“拦路虎”

记者：要突破油田低渗透开发瓶颈，您认为关键的环节有哪些？针对这些环节，贵单位采取了哪些重要举措？

范英才：关键环节主要有三个方面：井网井距、注采方式、注采参数的优化设计，如何通过水质改善及配套工艺措施保护储层、防止储层伤害，如何改善油层动用状况。

针对以上环节，我厂加强油藏基础研究，深化地质认识，对低渗油藏在加强前期论证的基础上，立足于注水开发；优化设计了顺应沉积相的不规则注采井网；通过室内岩心实验，确定了不同区块的水质，精细水质处理，使注入水水质达到A类标准，实现了A、B类水质分级注水；转注前对油层进行防膨处理，防止颗粒运移堵塞孔隙，保护储层；对注水井实施单井单泵高压增注，保证注水井正常注水；针对储层物性差的问题，应用压裂引效技术，改善地下渗流条件，提高油层动用程度。

张宗檩：我认为，低渗透油藏开发最关键的环节是提高方案优化水平及单井产能，降低开发成本，改善注水水质，提高储量动用率和最终采收率。为此，胜利油田深化开发理论研究，科学指导井距优化；完善注采井网，夯实油田开发基础；研究储层伤害机理，开展全程油层保护；利用大型压裂改造储层，大幅度提高单井产能；开展水质一体化治理，提高注水开发效果。

王岩楼：低渗透油田开发是一项系统工程。其中，我认为最关键的是如何提高单井产量和降低投资。这看起来有些矛盾，因为要提高产量，在目前的技术条件下，就要加大投入力度，所以我们必须在两者之间找到一个平衡点。

围绕提高单井产量、降低投资两方面，我们目前主要采取了以下几项措施：在油藏评价上，评价与试验由“垂直式”前后衔接向“融合式”同步推进转变，加快储量评价优选；在井网部署上，井网由正方形井网向与裂缝、应力匹配的矩形、菱形井网转变，井型由以直井为主向，以定向井、水平井为主转变，由一般压裂向整体压裂转变；在采油和地面工艺上，通过加大节能、智能工艺，简化、优化流程，降低投资；在生产管理上，在敖南和齐家北油田实现机构扁平化、职能专业化的管理，提高效率，降低成本。

谭中国：要突破气田低渗透开发瓶颈，我认为最关键的环节是，根据长庆油田的整体发展战略，坚持“面对现实、依靠科技、简化开采、走低成本开发路子”的思路，通过召开技术研究专题会、讨论会，相关单位、各合作开发方群策群力，运用一系列国内国际领先技术“会诊”苏里格。

我厂采取的措施是沿着长庆油田“自主创新、集成创新、消化吸收再创新”思路，将开发苏里格的激情转化为开展技术集成创新、现场先导性试验和关键技术攻关的实际行动。重点开辟了苏14重大开发试验区，积极展开了钻评价井、水平井、欠平衡井、小井眼井，加密解剖井、大型压裂、CO2压裂、分层压裂等一系列先导性现场评价试验，以及二维、三维及多分量地震储层预测技术攻关，有效解决制约苏里格气田经济有效开发的技术瓶颈。

记者：对于油气生产单位而言，领先的技术永远是一把利器。针对本地区低渗透油田的开发实际，油田形成了哪些特色技术，这些技术又分别解决了什么问题？

谭中国：苏里格气田专业技术人员从基础数据资料中不断加以分析、筛选、集成、改进、优化，集成了气藏工程、钻采工程、地面工程三大系列配套技术，形成了以“井位优选、快速钻井、分压合采、快速投产、井下节流、地面优化”6个关键技术为核心的12项开发配套技术。

在提高单井产量方面，以高精度二维地震技术为核心的富集区筛选及井位优选技术提高了叠前资料预测含气性的准确度，使Ⅰ＋Ⅱ类井比例由50%上升到目前的80%以上；以PDC钻头＋螺杆钻具复合钻井等新技术的应用，有效地减轻了含气层污染，降低了开发成本，使钻井周期由原来的45天，缩短到目前的15天；井下节流器规模化推广应用，大大降低了井口压力，实现了简化地面流程、中低压集气和降低能耗的目的；井间串接技术大大降低了地面工程投资，单井管线长度减少36%，单井地面投资降低了1/2左右；苏里格气田安全可靠地实现了数据自动录入、方案自动生成、运行自动控制等功能。

张宗檩：高技术是开发低渗透油气藏的不二法宝。胜利油田有以下五种特色技术：精细油藏描述技术，落实储层空间展布，计算石油地质储量，描述剩余油分布；井网井距优化技术，解决井网与地应力匹配关系，提高开发效果；高丰度小井距注水开发技术，建立有效驱替压力，降低注水压力，改善开发效果，提高采收率；中低丰度水平井压裂开发技术，增大单井控制地质储量，提高单井产能，降低生产成本；特低渗透大型压裂开发技术，实现了特低渗透有效动用，提高储量动用率。

◎找准着力点，攻克低渗透。摄影/ 王永辉

范英才：欢喜岭采油厂也形成了自己的技术集成。第一，精细油藏描述，细分小层对比，更准确地认识油藏地质特征。第二，开展低渗油藏驱替机理及储层敏感性研究，建立了注水开发技术界限，设计出合理的注采井网及参数，形成了顺应沉积相的不规则面积注水开发模式。第三，研发了以膜过滤为核心、溶气气浮和多级过滤等预处理技术为保障的污水精细处理系统，研究设计出以硅藻土涂膜过滤为关键技术的污水深度处理系统，保证注入水水质分别达到A1、B1级标准。第四，集成应用了高压多级增注（分注）、多氢酸解堵、防膨、防腐防垢为体系的增注技术，解决了颗粒运移堵塞孔道的难题，达到了配注要求。第五，研究设计出分层压裂管柱和适应欢北低渗透油藏的转向压裂技术，改善了油层动用状况，配套应用了深抽、解堵、清防蜡等技术，为提高采收率提供了技术保障。

高效的开发模式

记者：在多年的实践中，针对低渗透油气藏开发，各单位形成了哪些高效开发模式，主要做法有哪些？

王岩楼：为实现“三低”油田的经济有效开发，大庆油田采油九厂以加快低效难采储量动用为目标，通过观念创新和技术创新，探索形成了外围油田经济有效开发的建设模式。其中，在敖南油田地面建设上大胆采用了“斜直结合、小环掺水、油气混输、热电联供”的建设模式。

2008年，在齐家北油田的开发建设中，我们又探索形成了“丛、树、简、智、新”的齐家北建设模式。首先，创新实践“统分结合、优简并重”的建设思路。坚持油田建设，规划先行。在产能区块的总体规划中，厂里实行兼顾统筹与分步实施相结合，优化布局与简化工艺相并重。其次是发展完善了降投资、降成本、增加开发效益的“两降一增”特色技术，确保投资回报最大化。此外，在管理手段上，我们厂充分发挥中央控制室的作用，应用PLC可编程控制技术对全厂各联合站、中转站、水质站等进行集中监控，对泵、加热炉、变频器等设备的参数进行采集和检测。

谭中国：长庆油田采气三厂形成了具有苏里格特色的“井下节流、井口不加热、不注醇、管线不保温、中压集气、带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理”工艺集输模式。

我们的主要做法是努力提高科技攻关能力，不断促进气田开发水平。以深化气田稳产、提高单井产量、提高开井时率和降低成本为目标，在苏里格西区落实建产有利区，确保Ⅰ+Ⅱ类井比例；全面推行丛式井、水平井开发并重的开发方式；围绕影响气田开发管理的技术难题持续完善配套开发技术，加大科研攻关力度，不断实现技术新突破。

记者：在开发低渗透油藏的过程中，各位认为有哪些经验需要总结，下一步将如何继承和发展呢？

张宗檩：首先是“解放思想，转变观念”，突破常规的低渗透开发技术，集成一些提高单井产能、提高采收率的技术，既能少钻井，又能实现驱动开发。其次，把油层保护作为提高性能价格比的重要手段。再次，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。最后，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。

范英才：低渗透革命尚未成功，不懈攻关仍需坚持。低渗油藏实现注水开发是改善开发效果的有效途径；低渗油藏注水井网密度应根据区块地质特征（连通系数、泄压半径）来确定合理井距，并结合沉积相优化设计注采井网；低渗油藏由于储层物性差，地下渗流阻力大，注水应采取温和注水方式，注水量不宜过大，一般应控制在30～50平方米；注入水水质是低渗油藏注水能否取得成败的关键，应在室内“三敏”试验的基础上深入研究注入水对储层伤害程度，确保“注够水、注好水”。

谭中国：雄关漫道真如铁，而今迈步从头越。2010年是长庆油田5000万吨发展规划实施方案中增储上产步伐最大、任务最为艰巨的一年，也是苏里格气田迈向200亿立方米的攻坚年，长庆采气三厂将咬定长庆油田的总体发展目标，着力做好几项主要工作：实施低成本战略，把低成本作为苏里格气田发展的一项长期战略任务来抓，积极探索控制投资、降低成本的新机制，走低成本、高质量、高效率的内涵式发展道路，从而确保苏里格气田经济有效开发；大力实施“人才强企”战略，进一步完善人才培养、使用和激励机制，带动全厂各项工作的整体提升；坚持把标准化、市场化和数字化作为发展的重要保障，不断融合现代管理理念和管理手段，持续提升我厂基础管理水平。