低渗油藏改善开发效果对策研究

李春晨

低渗透油藏是指渗透率为0.1-50×10-3μm2的油藏。目前低渗透油藏在勘探开发中的地位日趋重要，但开发效果并不理想，如何改善低渗透油藏的开发效果成为我们面临的迫切问题。本文以六间房油田东部断块为例，分析影响其开发效果的因素， 针对性开展技术对策研究， 提出改善开发效果的措施。

1油藏概况

六间房油田东部断块断块位于北大港构造带的中段，六间房地区的最东侧，是港东断层上升盘雁列状排布的三个台阶断块。主力层滨Ⅳ油组，平均孔隙度16%，平均渗透率13.6×10-3μm2。压力系数1.43-1.44，属异常高压中孔低渗油气藏，原油地质储量119万吨。

断块2012年评价建产一体化研究，实施新井13口，初期平均单井日増油23.4吨，断块最高日产153吨。2013年后，未有新井调整，油井转注井网归位，但水井很快注不进停注，油井因低能或高含水停产，进入低速低效开发阶段。截止至2018年10月，共有油井10口，开井5口，日产水平16吨，含水80%，采油速度0.34%，采出程度4.5%；注水井3口，全部停注。

2影响因素研究

2.1储层物性

低渗油藏的孔喉半径直接影响着渗透率的大小。分析岩心的孔隙特征可以发现，不同渗透率岩心孔道半径分布区别不明显，而岩心喉道分布差异较大；随着渗透率的增加，平均喉道半径也随之增大。研究区注水井物性统计出注水层平均孔隙度12-16%，渗透率均在10×10-3μm2以下，而取芯井的统计数据，平均孔隙度15%，渗透率均值在14×10-3μm2左右。储层的低渗直接导致了注水压力值较高，常规压力难以注进的结果。

2.2水质因素

断块先后投转注井5口，平均单井注水仅0.9万方。对注水井点取样化验，对比设计水质指标，发现注入水中的悬浮固体含量超过注水设计标准。分析注水过程中，注入水中的机械杂质颗粒不断被井壁或地层孔隙所捕获，最终将在井壁处形成外滤饼并在地层内部形成桥堵带，造成孔隙堵塞而伤害地层，导致注水井吸水能力下降。

2.3敏感性因素

相对于中、高渗透储层，低渗透油藏储层敏感性尤为强烈。研究区属于深层高压低渗砂岩油藏，研究其各种敏感性对储层的伤害程度，以提出预防措施，对指导区块合理开发注采政策界限的制定，提高原油采收率具有重要意义。

3改善开发效果技术对策研究

3.1制定注入水质标准

通过岩心伤害实验研究，详细的分析了悬浮固相的粒径和浓度（伤害小于20%）、含油的粒径和浓度等指标对注入能力影响，并初步制定了室内水质控制范围：悬浮固相颗粒浓度≤5mg/L，粒径中值2-4μm，含油量≤10mg/L。

3.2开展六敏试验

3.2.1应力敏感性

应力敏感性试验显示：储层具有弱-中等应力敏感性，在开发初期可承受一定程度的衰竭式开发。随围压增大渗透率下降，当发生应力伤害后，再恢复压力很难完全恢复到原来的渗透率，因此需要补充能量开发。

3.2.2水敏性

水敏性是指因为较低矿化度注入水引起粘土膨胀、分散、运移，导致岩心渗透率或有效渗透率下降的现象。水敏效应对低渗透储层造成的伤害几乎贯穿于油田开发的全过程。研究区储层具有中等偏强-强水敏性。

3.2.3盐敏性

盐敏测试基于水敏测试结果，在水敏测试结果中当两个测量点渗透率损害大于20%时，则进行加密测试，从而细致分析注入水矿化度变化时对储层的伤害。研究区储层具有中等偏强盐敏性，随着注入水矿化度的降低岩心渗透率也随之下降，注入水矿化度为地层水矿化度1/8时，渗透率急剧下降且曲线出现拐点。且矿化度越低渗透率损害率越大。因此，我们在注入水控制上应以接近地层水的矿化度为标准。

3.2.4酸敏性

岩心酸敏性是指酸性液体进入储层后与储层中的酸敏性矿物发生反应，产生沉淀或释放出微粒，使储层渗透率下降的可能性及其程度。研究区酸敏测试结果显示：气测渗透率较高的岩心在酸性溶液的作用下，储层矿物与酸液发生反应渗透率有所增加，有利于通过酸化改造，改善储层的流通性。

3.2.5碱敏性

碱敏性是指在碱性环境下，粘土颗粒易于分散、运移，诱发粘土矿物失稳，碱性介质与储层岩石反应使矿物颗粒分散，与地层水相互作用生成无机垢等，从而造成储层渗透率下降的可能性及其程度。研究区块属于中等偏弱碱敏储层。

3.2.6速敏性

速敏性是指由于流体流动速度变化引起储层岩石中微粒运移、堵塞喉道，导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象。研究区岩心渗透率较低，在驱替速度在未达到6ml/min时，压力梯度已大于2MPa/cm，因此无速敏。

根据六敏实验结果，在研究区可以适当放大生产压差，以降低启动压力梯度对开发的影响，增加油水井的控制范围。放大生产压差主要通过提高注水压力，降低生产井井底流压，以及系统的压裂改造，提升生产井周围渗透率实现。

3.3优选油藏驱替方式

3.3.1水驱油相渗实验

六间房油田水驱油岩心相渗测试结果，岩样平均束缚水饱和度较高在50%左右，随着渗透率的增加残余油饱和度有所降低，平均残余油饱和度为19.61%，平均两相共渗区30.88%，共渗点含水饱和度平均为61.16%，最终驱油效率平均为61.19%。

3.3.2气驱油相渗实驗

气驱油岩心相渗测试结果来看，岩样平均束缚水饱和度较高在48%左右，随着渗透率的增加残余油饱和度成显著上升趋势，平均残余油饱和度为19.00%，平均两相共渗区32.82%，共渗点含水饱和度平均为21.13%，最终驱油效率平均为63.51%。

为对比两种驱油方式对研究区开发的适应性，绘制两种方式的驱油效率与孔渗成一定的线性关系，根据两条拟合直线的交点就能得到水驱油和气驱油的临界孔渗值。当渗透率小于1.25mD时，采用气驱油的方式要好于水驱油；当渗透率大于1.25mD时，采用水驱油的方式要好于气驱油。当孔隙度小于14.61%时，采用气驱油的方式要好于水驱油；当孔隙度大于14.61%时，采用水驱油的方式要好于气驱油。根据六间房东断块孔渗值，研究区优选水驱开发。

3.4井网井型优化

大斜度井（水平井）开发也是目前改善低渗透油藏开发效果较为常用的一种方法。水平段可以增加单井的控制面积，增加其控制的流动孔隙数量。同时大斜度井可以打穿相互切割的河道砂体，以及不渗透夹层夹持的各个沉积单元，从而降低河道切割界面、非渗透夹层等对开发效果的影响。

减小注采井距是改善低渗透油藏开发效果最有利的方法，小井距可以改善启动压力梯度对开发效果的影响，增加流动孔隙数量和控制面积。但是打井需要较高的成本，对于低渗透油藏的合理井距，要参考经济技术水平、开发效果以及启动压力梯度来综合决定。

4结论认识

影响低渗透油藏开发效果的因素主要包括两方面：一是地质因素，主要指储层物性、敏感性。可以通过制定与地层配伍的注入水质标准、早期注水、适时注水、系统的压裂改造等措施得到改善。二是开发因素，主要指驱替方式、开发井网井型以及注采政策界限制定。可以通过合理选择驱替介质、优化层系组合、改变井型、小井网加密，以及制定合理的注采速度、生产压差等方式得到改善。