低滲透油氣藏地質(zhì)特征總結(jié)一、低滲透油氣藏概述

低滲透油氣藏是指滲透率低于10×10?3μm2的油氣藏，其儲層物性差、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、含油飽和度低，屬于難動用、難開發(fā)的油氣藏類型。這類油氣藏廣泛分布于世界各大含油氣盆地，具有以下地質(zhì)特征：

（一）儲層物性特征

1.低孔隙度：低滲透油氣藏的孔隙度通常在10%–20%之間，部分特殊儲層（如裂縫性儲層）可達25%以上。

2.低滲透率：滲透率普遍低于10×10?3μm2，常在0.1×10?3μm2–5×10?3μm2范圍內(nèi)，部分致密砂巖儲層甚至低于0.01×10?3μm2。

3.孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜：孔隙以微孔、小孔為主，喉道狹窄，分選差，連通性差，導(dǎo)致流體流動性受限。

（二）儲層構(gòu)型特征

1.沉積類型多樣：以細(xì)粒沉積物（如泥質(zhì)砂巖、粉砂巖）為主，部分發(fā)育碳酸鹽巖裂縫性儲層。

2.儲層厚度變化大：單砂體厚度通常在幾米到幾十米之間，平面上呈條帶狀或透鏡狀分布，非均質(zhì)性嚴(yán)重。

3.裂縫發(fā)育：部分低滲透油氣藏受構(gòu)造應(yīng)力影響，發(fā)育成縫性儲層，裂縫是流體主要滲流通道。

（三）流體性質(zhì)特征

1.密度較高：原油密度通常大于0.85g/cm3，部分凝析油密度接近0.8g/cm3。

2.黏度較高：原油黏度普遍在50–200mPa·s范圍內(nèi)，低溫條件下可能更高。

3.含氣量低：天然氣含量相對較低，溶解氣油比（GOR）通常在50–200scf/STB。

4.油質(zhì)較重：API度普遍低于30°，含硫、含氮、含膠質(zhì)瀝青質(zhì)較高。

二、低滲透油氣藏開發(fā)技術(shù)要點

低滲透油氣藏開發(fā)面臨的主要挑戰(zhàn)是流體流動性差、采收率低，需采用針對性技術(shù)手段提高開發(fā)效果：

（一）井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

1.優(yōu)選井眼尺寸：通過優(yōu)化套管程序，減少井眼摩阻，提高鉆完井效率。

2.裂縫性井段優(yōu)化：針對裂縫性儲層，采用多分支井或水平井技術(shù)，增加泄油面積。

（二）壓裂酸化改造

1.壓裂工藝：采用大砂量、低濃度支撐劑，形成人工裂縫網(wǎng)絡(luò)，提高滲流能力。

2.酸化技術(shù)：使用土酸或基質(zhì)酸，溶解儲層中堵塞物，改善孔喉結(jié)構(gòu)。

（三）分層注水/注氣

1.分層注水：通過細(xì)分層段，平衡采液速度，維持儲層壓力，防止過早水竄。

2.注氣開發(fā)：向儲層注入干氣或富二氧化碳，降低原油黏度，提高流動性。

（四）提高采收率技術(shù)

1.CO?驅(qū)替：利用CO?的溶解和膨脹效應(yīng)，提高原油采收率至20%–40%。

2.化學(xué)驅(qū)：采用聚合物驅(qū)、表面活性劑驅(qū)等，改善流體流動性，提高波及效率。

三、低滲透油氣藏開發(fā)效果評估

開發(fā)效果評估需綜合考慮地質(zhì)條件、工程措施和經(jīng)濟效益，主要指標(biāo)包括：

（一）生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)

1.日產(chǎn)油量：初期日產(chǎn)油量通常較低（如1–10t/d），但隨著改造效果顯現(xiàn)，產(chǎn)量逐漸上升。

2.含水率：正常開發(fā)條件下，含水率年增長率控制在5%以內(nèi)。

3.壓力保持水平：儲層壓力下降速度應(yīng)低于原始壓力的10%/年。

（二）經(jīng)濟性評估

1.投資回收期：受改造成本影響，一般需3–5年實現(xiàn)投資回收。

2.內(nèi)部收益率：通過優(yōu)化開發(fā)方案，內(nèi)部收益率可達10%–15%。

（三）長期開發(fā)潛力

1.采收率預(yù)測：通過數(shù)值模擬，水驅(qū)采收率可達25%–35%，化學(xué)驅(qū)可達40%以上。

2.開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化：采用加密井網(wǎng)或五點法井網(wǎng)，提高開發(fā)效率。

低滲透油氣藏的開發(fā)是一個系統(tǒng)工程，需結(jié)合地質(zhì)特征、工程技術(shù)和經(jīng)濟性進行綜合決策，以實現(xiàn)效益最大化。

二、低滲透油氣藏開發(fā)技術(shù)要點

低滲透油氣藏由于其特殊的地質(zhì)特征，在開發(fā)過程中面臨著流體流動性差、儲層滲流能力弱、井筒流動壓力低、產(chǎn)能低以及開發(fā)效果受非均質(zhì)性影響顯著等挑戰(zhàn)。為了有效提高單井產(chǎn)量和最終采收率，實現(xiàn)經(jīng)濟高效開發(fā)，需要針對這些挑戰(zhàn)采取一系列先進且具有針對性的工程技術(shù)措施。以下是一些關(guān)鍵的技術(shù)要點：

（一）井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化與鉆井完井技術(shù)

井身結(jié)構(gòu)是油氣藏開發(fā)的基礎(chǔ)，合理的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計不僅關(guān)系到鉆井工程的順利實施，也直接影響后續(xù)的增產(chǎn)措施效果和長期生產(chǎn)。

1.井眼尺寸與套管程序優(yōu)化：低滲透油氣藏儲層薄、物性差，為了減少鉆井過程中的摩阻和扭矩，提高鉆井效率，并降低套管成本，需要優(yōu)化井眼尺寸和套管程序。這包括根據(jù)地層壓力、溫梯度和地質(zhì)構(gòu)造穩(wěn)定性，科學(xué)設(shè)計從表層套管到技術(shù)套管及生產(chǎn)套管的尺寸和下入深度。通過采用較小的井眼尺寸（在滿足鉆井液性能和工具通過要求的前提下），可以減少套管用量，降低一次性投資。同時，精細(xì)的套管程序設(shè)計能夠有效保護易垮塌或漏失層段，確保鉆井作業(yè)的安全順利進行。

2.鉆完井液性能調(diào)控：針對低滲透儲層的敏感性（如泥巖膨脹、顆粒運移等），需要精心選擇和配制鉆井液。使用低固相、低粘度、環(huán)保型的鉆井液體系，既能有效控制地層失水，又能最大限度地減少對儲層孔隙結(jié)構(gòu)的傷害。例如，采用新型聚合物包被鉆井液、締合聚合物鉆井液等，可以更好地保護儲層滲透率。

3.裂縫性儲層井身結(jié)構(gòu)設(shè)計：對于發(fā)育有天然裂縫或人工裂縫的低滲透油氣藏，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計需考慮裂縫的方向、傾角和發(fā)育程度。采用多分支井技術(shù)，可以顯著增加井筒與儲層的接觸面積，尤其是能夠鉆遇更多的優(yōu)勢裂縫段，從而大幅提高單井的泄油能力和產(chǎn)量。水平井技術(shù)的應(yīng)用是裂縫性低滲透油氣藏開發(fā)的關(guān)鍵，水平段的有效長度直接決定了泄油體積，因此需要精確預(yù)測裂縫分布，優(yōu)化水平井軌跡，確保井眼能在最有利的儲層段延伸最長距離。井眼軌跡設(shè)計還需考慮避免鉆遇大的斷層或異常高壓/低壓區(qū)。

4.完井方式選擇與優(yōu)化：完井方式直接影響儲層的泄油面積和流體流動通道。對于直井，通常采用大尺寸鉆頭鉆遇整個儲層厚度，并配合預(yù)應(yīng)力封隔器進行分層段封隔，以實現(xiàn)分層測試、注水或進行針對性的增產(chǎn)改造。對于水平井，完井方式更為多樣，包括全井段裸眼完井、套管射孔完井以及礫石充填完井等。礫石充填完井通過在水平段周圍放置支撐礫石，形成人工裂縫與天然裂縫的復(fù)合滲流系統(tǒng)，能夠顯著提高導(dǎo)流能力，是提高裂縫性低滲透油氣藏水平井產(chǎn)能的最有效手段之一。充填礫石的類型、粒徑分布、充填高度和滲透層段的選擇都需要根據(jù)儲層物性和增產(chǎn)措施目標(biāo)進行優(yōu)化設(shè)計。

（二）儲層改造技術(shù)（壓裂酸化）

由于天然滲透率低，低滲透油氣藏的原生產(chǎn)能通常難以滿足經(jīng)濟開發(fā)的要求，因此儲層改造技術(shù)是提高其開發(fā)效果的核心手段，尤其是壓裂酸化技術(shù)。

1.水力壓裂工藝：水力壓裂是通過向儲層注入高壓流體（通常是攜砂液），在儲層中形成復(fù)雜的人工裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而為油氣提供新的滲流通道。對于低滲透儲層，壓裂改造的目標(biāo)是形成足夠長、足夠?qū)挕⒕哂幸欢▽?dǎo)流能力的裂縫網(wǎng)絡(luò)，以溝通原本難以流動的油藏。關(guān)鍵的設(shè)計參數(shù)包括：

壓裂液體系：選擇低傷害、低濾失、高效率的壓裂液，如slickwater（滑溜水）壓裂液或新型締合壓裂液，以減少對儲層孔隙的侵入和傷害。壓裂液的溫度和化學(xué)成分需與儲層流體相容。

支撐劑：支撐劑（如石英砂、樹脂包覆砂）用于在裂縫中形成骨架，維持裂縫的開啟狀態(tài)。根據(jù)裂縫的延伸長度和導(dǎo)流能力要求，選擇合適的支撐劑類型（如圓形砂、橢圓形砂、球狀砂）和粒徑分布（通常采用遞減粒徑）。

壓裂規(guī)模與設(shè)計：根據(jù)儲層地質(zhì)模型、井身結(jié)構(gòu)和小型壓裂試驗結(jié)果，精確設(shè)計壓裂規(guī)模，包括液體用量、砂量、注入壓力、排量等。采用現(xiàn)代壓裂設(shè)計軟件，模擬裂縫擴展過程，優(yōu)化裂縫參數(shù)（如半長、寬度、復(fù)雜度因子）。

裂縫監(jiān)測與評價：壓裂后通過微地震監(jiān)測、生產(chǎn)測試等方法評價裂縫效果，及時調(diào)整后續(xù)的壓裂方案。

2.酸化工藝：酸化是利用酸溶液溶解儲層巖石中的粘土礦物、碳酸鹽巖礦物或高滲透通道，以改善儲層孔隙結(jié)構(gòu)、擴大滲流孔道、解除近井地帶堵塞的一種增產(chǎn)措施。

酸液類型與配方：根據(jù)儲層巖石礦物成分，選擇合適的酸液體系。常用的有土酸（鹽酸+氫氟酸）、有機酸（如甲酸、乙酸）或混合酸。酸液配方需考慮緩蝕、防蠟、減阻等添加劑，以提高酸化效果和安全性。

酸化方式：包括基質(zhì)酸化和裂縫酸化。基質(zhì)酸化直接作用于近井地帶的基質(zhì)孔隙，常用于致密砂巖或碳酸鹽巖。裂縫酸化則是在壓裂或其他方式形成的裂縫中注入酸液，清洗裂縫壁面和溝通的基質(zhì)孔隙。對于低滲透儲層，常采用限流酸化（如酸化解堵壓裂）或大規(guī)模裂縫酸化，以提高酸化體積和效率。

酸化規(guī)模與評價：精確控制酸液用量、注入速率和接觸時間，避免過度酸化導(dǎo)致儲層膨脹或出砂。酸化效果通過壓裂后產(chǎn)量變化、壓力恢復(fù)測試等進行評價。

3.壓裂酸化聯(lián)合技術(shù)：在某些情況下，將壓裂和酸化結(jié)合起來，發(fā)揮兩者的優(yōu)勢。例如，先進行水力壓裂形成人工裂縫，然后再注入酸液，既能擴大滲流通道，又能清洗裂縫和溝通的基質(zhì)，提高改造效果。

（三）注水/注氣維持壓力與提高采收率

低滲透油氣藏由于滲透率低，天然驅(qū)動能力弱，壓力下降快，容易進入低含水或無水開采階段。為了延長高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期，提高最終采收率，需要適時進行壓力維持和提高采收率（EOR）措施。

1.分層注水技術(shù)：注水是低滲透油氣藏最常用且有效的壓力維持和提高采收率方法。由于儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，采用籠統(tǒng)注水容易導(dǎo)致水竄，降低水驅(qū)效率。因此，分層注水技術(shù)至關(guān)重要。

分層注水工具：包括機械式分層注水器（如偏心注水器、分層注水嘴）和電子式分層注水器（如智能注水器）。機械式注水器結(jié)構(gòu)簡單、成本較低，但調(diào)層不方便。電子式注水器可以在線監(jiān)測和調(diào)整各層段的注水量，實現(xiàn)動態(tài)優(yōu)化。

分層注水設(shè)計：需要精細(xì)的油藏地質(zhì)模型和流體性質(zhì)數(shù)據(jù)，確定各層段的吸水能力差異，合理分配注水量，并設(shè)計合理的注采井網(wǎng)（如五點法、七點法等）。

水竄控制：通過優(yōu)化注水壓力、調(diào)整注水量、定期洗井等措施，監(jiān)測和減緩水竄現(xiàn)象，保證水驅(qū)波及效率。

2.注氣開發(fā)技術(shù)：注氣可以替代部分地層水作為驅(qū)油劑，同時降低原油黏度，提高流動性，并可能通過溶解氣驅(qū)或氣體混相驅(qū)提高采收率。

注氣類型：常用的有干氣（通常是伴生氣或天然氣）和富二氧化碳（CO?）氣體。干氣主要用于凝析油或含氣量較高的原油區(qū)塊，通過置換作用驅(qū)油。CO?因其與原油的非極性相互作用，以及能降低原油黏度和界面張力，在提高采收率方面效果顯著，尤其適用于重質(zhì)油或高含蠟原油區(qū)塊。

注入方式：可以是直接注入油層（直接法）或注入儲層上部的隔層（間接法）。直接法更直接，但需要考慮氣體溶解和膨脹對地層孔隙壓力的影響。注入策略包括維持壓力注氣和衰竭式注氣。

混相/非混相驅(qū)：根據(jù)注入氣體與原油的相互作用，分為混相驅(qū)（氣體完全溶解于原油）和非混相驅(qū)（氣體與原油部分或完全不混溶）?；煜囹?qū)效果通常更好，但要求注入氣體組分與原油性質(zhì)匹配。

3.化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)：化學(xué)驅(qū)是利用化學(xué)劑改變原油流變性、降低界面張力、增加洗油效率或驅(qū)替機制，以提高采收率的方法。適用于低滲透油藏，特別是稠油油藏。

聚合物驅(qū)：向油層注入高分子量的聚合物溶液，顯著提高原油的表觀粘度，增加流體屈服應(yīng)力，形成“活塞式”驅(qū)替，提高波及效率。聚合物驅(qū)適用于水驅(qū)效果遞減的油藏。

表面活性劑驅(qū)：利用表面活性劑降低油水界面張力，使水能夠更有效地洗油，提高洗油效率。常與聚合物驅(qū)結(jié)合（聚合物/表面活性劑驅(qū)），協(xié)同提高驅(qū)油效果。

堿驅(qū)/堿化學(xué)驅(qū)：利用堿性物質(zhì)與地層中的有機物反應(yīng)，產(chǎn)生表面活性物質(zhì)和乳狀液，改善油水界面性質(zhì)，提高驅(qū)油效率。堿驅(qū)對地層敏感性較強，需謹(jǐn)慎應(yīng)用。

（四）開發(fā)方式與井網(wǎng)優(yōu)化

開發(fā)方式和井網(wǎng)密度直接影響儲層的利用程度和開發(fā)效果。

1.開發(fā)方式選擇：根據(jù)油藏類型（如裂縫性、致密性）、物性、含油飽和度等，選擇合適的開發(fā)方式。裂縫性油藏常采用壓裂改造配合早期注水或注氣。致密油藏則更依賴于大規(guī)模壓裂改造和長期壓力維持。

2.井網(wǎng)密度優(yōu)化：低滲透油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重，合理的井網(wǎng)密度對于保證油井產(chǎn)能和最終采收率至關(guān)重要。通過數(shù)值模擬或解析方法，研究不同井網(wǎng)密度（如三角形井網(wǎng)、方形井網(wǎng)）下的生產(chǎn)動態(tài)和采收率，結(jié)合經(jīng)濟性評價，確定最佳井網(wǎng)密度。通常，加密井網(wǎng)可以提高儲量動用程度，但也增加了鉆井和投產(chǎn)成本，需要進行綜合權(quán)衡。

三、低滲透油氣藏開發(fā)效果評估

對低滲透油氣藏開發(fā)效果的評估是一個動態(tài)、系統(tǒng)性的過程，旨在全面衡量開發(fā)技術(shù)措施的有效性、生產(chǎn)系統(tǒng)的運行狀況以及經(jīng)濟效益，為后續(xù)的開發(fā)調(diào)整提供依據(jù)。

（一）生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)

生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)是反映油氣藏開發(fā)狀況最直接、最常用的指標(biāo)，它們隨時間的變化可以揭示油藏壓力系統(tǒng)、產(chǎn)能變化以及水/氣注入/產(chǎn)出等情況。

1.日產(chǎn)油量（Qo）：這是衡量油井生產(chǎn)能力的核心指標(biāo)。對于低滲透油藏，油井初產(chǎn)通常較低，但隨著壓裂改造效果的發(fā)揮或壓力維持措施的實施，產(chǎn)量會呈現(xiàn)一定的上升階段，隨后進入穩(wěn)定或緩慢下降階段。監(jiān)測日產(chǎn)量變化趨勢，可以判斷油井工作狀態(tài)、增產(chǎn)效果持續(xù)性以及油藏進入高含水或低效開發(fā)階段的時間。例如，一個經(jīng)過有效壓裂改造的低滲透水平井，初期日產(chǎn)油量可能達到20-50噸/天，但若無壓力維持措施，產(chǎn)量可能在1-2年內(nèi)下降至初產(chǎn)的50%以下。

2.含水率（Wc）：含水率是衡量油井水淹狀況的指標(biāo)，對于采用注水開發(fā)的油田尤為重要。低滲透油藏由于滲流能力差，水驅(qū)前沿推進緩慢，水竄風(fēng)險相對較低，但長期開發(fā)后，水竄或水錐現(xiàn)象仍可能發(fā)生。監(jiān)測含水率隨時間的變化，可以判斷水驅(qū)波及效率、水竄程度以及開發(fā)層的連通性。理想的開發(fā)效果應(yīng)表現(xiàn)為含水率緩慢上升（如年上升率低于5%），且生產(chǎn)壓差保持穩(wěn)定或適度下降。含水率突增通常意味著水竄加劇或開發(fā)層段失去能量。

3.生產(chǎn)壓差（ΔP）：生產(chǎn)壓差是指油井井底流動壓力與原始油藏壓力（或當(dāng)前地層壓力）之差。它是衡量油井產(chǎn)能和油藏能量消耗狀況的重要指標(biāo)。對于低滲透油藏，由于生產(chǎn)阻力大，初始生產(chǎn)壓差較高。隨著開采進行，地層壓力下降，生產(chǎn)壓差會逐漸減小。生產(chǎn)壓差持續(xù)、穩(wěn)定地下降表明油藏能量得到有效利用；若生產(chǎn)壓差下降過快，則可能意味著油井進入低效生產(chǎn)階段或需要加強能量補充（如注水或注氣）。維持合理的生產(chǎn)壓差是保證油井持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。

4.產(chǎn)量遞減率（D）：產(chǎn)量遞減率描述了油井產(chǎn)量隨時間下降的速率，是評價油井和油藏開發(fā)效果的重要參數(shù)。低滲透油藏的產(chǎn)量遞減主要受自然衰竭、水驅(qū)效果減弱、壓裂效果衰退等多種因素影響。通過分析產(chǎn)量遞減率的變化趨勢，可以判斷油藏開發(fā)階段（如早期壓裂效果期、水驅(qū)穩(wěn)定期、衰竭后期）以及預(yù)測油井的生產(chǎn)壽命。采用較小的產(chǎn)量遞減率通常意味著開發(fā)效果更好。

（二）經(jīng)濟性評估

開發(fā)方案的經(jīng)濟性是決定其是否可行的關(guān)鍵因素。經(jīng)濟性評估需要綜合考慮各項投入和產(chǎn)出，進行多維度分析。

1.投資回收期（PaybackPeriod）：投資回收期是指通過油井產(chǎn)生的凈現(xiàn)金流足以回收初始投資所需的時間。低滲透油氣藏開發(fā)通常需要較高的前期投入（如鉆井、壓裂改造），因此投資回收期相對較長。例如，一個典型的低滲透區(qū)塊，采用先進壓裂技術(shù)的投資回收期可能在3到8年之間，具體取決于油井產(chǎn)量、油價、運營成本等因素。較短的回收期意味著更高的投資效益。

2.內(nèi)部收益率（InternalRateofReturn,IRR）：內(nèi)部收益率是衡量投資方案盈利能力的重要指標(biāo)，它表示使項目凈現(xiàn)值等于零的貼現(xiàn)率。IRR越高，代表項目的盈利能力越強。對于低滲透油氣藏開發(fā)項目，通過優(yōu)化工程技術(shù)措施和開發(fā)策略，可以努力提高內(nèi)部收益率，使其達到可接受的水平（例如，在10%–15%或更高，取決于具體項目條件和資金成本）。

3.凈現(xiàn)值（NetPresentValue,NPV）：凈現(xiàn)值是考慮資金時間價值后計算的項目在整個生命周期內(nèi)的凈收益現(xiàn)值總和。NPV大于零表示項目在經(jīng)濟上可行。通過敏感性分析（如油價、產(chǎn)量、成本變化）評估NPV的穩(wěn)定性，可以判斷開發(fā)方案的風(fēng)險水平。

4.盈虧平衡點分析（Break-EvenAnalysis）：盈虧平衡點分析用于確定油井或油田在達到收支平衡所需的最低產(chǎn)量、油價或成本水平。這對于評估開發(fā)方案的抗風(fēng)險能力至關(guān)重要。較低的盈虧平衡點意味著項目對市場波動和成本變化的承受能力更強。

（三）長期開發(fā)潛力

對低滲透油氣藏長期開發(fā)潛力的評估，有助于制定可持續(xù)的開發(fā)策略，延長油田的生產(chǎn)壽命。

1.采收率預(yù)測（RecoveryFactor,RF）：采收率是指最終可采儲量占原始地質(zhì)儲量的百分比，是衡量油藏最終開發(fā)效益的核心指標(biāo)。低滲透油藏的采收率通常低于高滲透油藏，但通過有效的工程技術(shù)措施（如壓裂、酸化、注水、注氣、化學(xué)驅(qū)等），可以顯著提高采收率。數(shù)值模擬是預(yù)測采收率最常用的方法。根據(jù)不同的開發(fā)方式和措施效果，低滲透油藏的水驅(qū)采收率一般可達25%–40%，而通過化學(xué)驅(qū)等強化采油技術(shù)，采收率有望進一步提高至40%以上。準(zhǔn)確的采收率預(yù)測是優(yōu)化開發(fā)方案、評估長期效益的基礎(chǔ)。

2.開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化：隨著油藏開采的深入，原井網(wǎng)可能無法滿足最佳開發(fā)效果。通過動態(tài)調(diào)整井網(wǎng)密度（如補鉆加密井）、優(yōu)化井位部署（考慮剩余油分布），可以進一步提高儲量動用程度和最終采收率。井網(wǎng)優(yōu)化需要結(jié)合油藏動態(tài)模擬和經(jīng)濟效益分析進行。

3.剩余油分布與挖潛方向：隨著開發(fā)進入中后期，剩余油成為主要開采對象。利用測井、地震、生產(chǎn)動態(tài)等資料，精細(xì)描述剩余油分布規(guī)律，是制定挖潛方案的關(guān)鍵。針對剩余油分布特點，采取相應(yīng)的措施，如調(diào)整注采關(guān)系、改進增產(chǎn)技術(shù)（如老井復(fù)查、細(xì)分層段改造）、應(yīng)用三次采油技術(shù)等，可以繼續(xù)挖掘油藏潛力，提高整體開發(fā)效果。

低滲透油氣藏的開發(fā)是一個復(fù)雜且持續(xù)優(yōu)化的過程。它不僅要求工程技術(shù)方案具有先進性和針對性，還需要精細(xì)的油藏描述、動態(tài)監(jiān)測、生產(chǎn)分析和經(jīng)濟評價。通過綜合運用上述各項技術(shù)和方法，并根據(jù)開發(fā)效果進行動態(tài)調(diào)整，才能最大限度地發(fā)揮低滲透油氣藏的資源潛力，實現(xiàn)其經(jīng)濟高效開發(fā)。

一、低滲透油氣藏概述

低滲透油氣藏是指滲透率低于10×10?3μm2的油氣藏，其儲層物性差、孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜、含油飽和度低，屬于難動用、難開發(fā)的油氣藏類型。這類油氣藏廣泛分布于世界各大含油氣盆地，具有以下地質(zhì)特征：

（一）儲層物性特征

1.低孔隙度：低滲透油氣藏的孔隙度通常在10%–20%之間，部分特殊儲層（如裂縫性儲層）可達25%以上。

2.低滲透率：滲透率普遍低于10×10?3μm2，常在0.1×10?3μm2–5×10?3μm2范圍內(nèi)，部分致密砂巖儲層甚至低于0.01×10?3μm2。

3.孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜：孔隙以微孔、小孔為主，喉道狹窄，分選差，連通性差，導(dǎo)致流體流動性受限。

（二）儲層構(gòu)型特征

1.沉積類型多樣：以細(xì)粒沉積物（如泥質(zhì)砂巖、粉砂巖）為主，部分發(fā)育碳酸鹽巖裂縫性儲層。

2.儲層厚度變化大：單砂體厚度通常在幾米到幾十米之間，平面上呈條帶狀或透鏡狀分布，非均質(zhì)性嚴(yán)重。

3.裂縫發(fā)育：部分低滲透油氣藏受構(gòu)造應(yīng)力影響，發(fā)育成縫性儲層，裂縫是流體主要滲流通道。

（三）流體性質(zhì)特征

1.密度較高：原油密度通常大于0.85g/cm3，部分凝析油密度接近0.8g/cm3。

2.黏度較高：原油黏度普遍在50–200mPa·s范圍內(nèi)，低溫條件下可能更高。

3.含氣量低：天然氣含量相對較低，溶解氣油比（GOR）通常在50–200scf/STB。

4.油質(zhì)較重：API度普遍低于30°，含硫、含氮、含膠質(zhì)瀝青質(zhì)較高。

二、低滲透油氣藏開發(fā)技術(shù)要點

低滲透油氣藏開發(fā)面臨的主要挑戰(zhàn)是流體流動性差、采收率低，需采用針對性技術(shù)手段提高開發(fā)效果：

（一）井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化

1.優(yōu)選井眼尺寸：通過優(yōu)化套管程序，減少井眼摩阻，提高鉆完井效率。

2.裂縫性井段優(yōu)化：針對裂縫性儲層，采用多分支井或水平井技術(shù)，增加泄油面積。

（二）壓裂酸化改造

1.壓裂工藝：采用大砂量、低濃度支撐劑，形成人工裂縫網(wǎng)絡(luò)，提高滲流能力。

2.酸化技術(shù)：使用土酸或基質(zhì)酸，溶解儲層中堵塞物，改善孔喉結(jié)構(gòu)。

（三）分層注水/注氣

1.分層注水：通過細(xì)分層段，平衡采液速度，維持儲層壓力，防止過早水竄。

2.注氣開發(fā)：向儲層注入干氣或富二氧化碳，降低原油黏度，提高流動性。

（四）提高采收率技術(shù)

1.CO?驅(qū)替：利用CO?的溶解和膨脹效應(yīng)，提高原油采收率至20%–40%。

2.化學(xué)驅(qū)：采用聚合物驅(qū)、表面活性劑驅(qū)等，改善流體流動性，提高波及效率。

三、低滲透油氣藏開發(fā)效果評估

開發(fā)效果評估需綜合考慮地質(zhì)條件、工程措施和經(jīng)濟效益，主要指標(biāo)包括：

（一）生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)

1.日產(chǎn)油量：初期日產(chǎn)油量通常較低（如1–10t/d），但隨著改造效果顯現(xiàn)，產(chǎn)量逐漸上升。

2.含水率：正常開發(fā)條件下，含水率年增長率控制在5%以內(nèi)。

3.壓力保持水平：儲層壓力下降速度應(yīng)低于原始壓力的10%/年。

（二）經(jīng)濟性評估

1.投資回收期：受改造成本影響，一般需3–5年實現(xiàn)投資回收。

2.內(nèi)部收益率：通過優(yōu)化開發(fā)方案，內(nèi)部收益率可達10%–15%。

（三）長期開發(fā)潛力

1.采收率預(yù)測：通過數(shù)值模擬，水驅(qū)采收率可達25%–35%，化學(xué)驅(qū)可達40%以上。

2.開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化：采用加密井網(wǎng)或五點法井網(wǎng)，提高開發(fā)效率。

低滲透油氣藏的開發(fā)是一個系統(tǒng)工程，需結(jié)合地質(zhì)特征、工程技術(shù)和經(jīng)濟性進行綜合決策，以實現(xiàn)效益最大化。

二、低滲透油氣藏開發(fā)技術(shù)要點

低滲透油氣藏由于其特殊的地質(zhì)特征，在開發(fā)過程中面臨著流體流動性差、儲層滲流能力弱、井筒流動壓力低、產(chǎn)能低以及開發(fā)效果受非均質(zhì)性影響顯著等挑戰(zhàn)。為了有效提高單井產(chǎn)量和最終采收率，實現(xiàn)經(jīng)濟高效開發(fā)，需要針對這些挑戰(zhàn)采取一系列先進且具有針對性的工程技術(shù)措施。以下是一些關(guān)鍵的技術(shù)要點：

（一）井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化與鉆井完井技術(shù)

井身結(jié)構(gòu)是油氣藏開發(fā)的基礎(chǔ)，合理的井身結(jié)構(gòu)設(shè)計不僅關(guān)系到鉆井工程的順利實施，也直接影響后續(xù)的增產(chǎn)措施效果和長期生產(chǎn)。

1.井眼尺寸與套管程序優(yōu)化：低滲透油氣藏儲層薄、物性差，為了減少鉆井過程中的摩阻和扭矩，提高鉆井效率，并降低套管成本，需要優(yōu)化井眼尺寸和套管程序。這包括根據(jù)地層壓力、溫梯度和地質(zhì)構(gòu)造穩(wěn)定性，科學(xué)設(shè)計從表層套管到技術(shù)套管及生產(chǎn)套管的尺寸和下入深度。通過采用較小的井眼尺寸（在滿足鉆井液性能和工具通過要求的前提下），可以減少套管用量，降低一次性投資。同時，精細(xì)的套管程序設(shè)計能夠有效保護易垮塌或漏失層段，確保鉆井作業(yè)的安全順利進行。

2.鉆完井液性能調(diào)控：針對低滲透儲層的敏感性（如泥巖膨脹、顆粒運移等），需要精心選擇和配制鉆井液。使用低固相、低粘度、環(huán)保型的鉆井液體系，既能有效控制地層失水，又能最大限度地減少對儲層孔隙結(jié)構(gòu)的傷害。例如，采用新型聚合物包被鉆井液、締合聚合物鉆井液等，可以更好地保護儲層滲透率。

3.裂縫性儲層井身結(jié)構(gòu)設(shè)計：對于發(fā)育有天然裂縫或人工裂縫的低滲透油氣藏，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計需考慮裂縫的方向、傾角和發(fā)育程度。采用多分支井技術(shù)，可以顯著增加井筒與儲層的接觸面積，尤其是能夠鉆遇更多的優(yōu)勢裂縫段，從而大幅提高單井的泄油能力和產(chǎn)量。水平井技術(shù)的應(yīng)用是裂縫性低滲透油氣藏開發(fā)的關(guān)鍵，水平段的有效長度直接決定了泄油體積，因此需要精確預(yù)測裂縫分布，優(yōu)化水平井軌跡，確保井眼能在最有利的儲層段延伸最長距離。井眼軌跡設(shè)計還需考慮避免鉆遇大的斷層或異常高壓/低壓區(qū)。

4.完井方式選擇與優(yōu)化：完井方式直接影響儲層的泄油面積和流體流動通道。對于直井，通常采用大尺寸鉆頭鉆遇整個儲層厚度，并配合預(yù)應(yīng)力封隔器進行分層段封隔，以實現(xiàn)分層測試、注水或進行針對性的增產(chǎn)改造。對于水平井，完井方式更為多樣，包括全井段裸眼完井、套管射孔完井以及礫石充填完井等。礫石充填完井通過在水平段周圍放置支撐礫石，形成人工裂縫與天然裂縫的復(fù)合滲流系統(tǒng)，能夠顯著提高導(dǎo)流能力，是提高裂縫性低滲透油氣藏水平井產(chǎn)能的最有效手段之一。充填礫石的類型、粒徑分布、充填高度和滲透層段的選擇都需要根據(jù)儲層物性和增產(chǎn)措施目標(biāo)進行優(yōu)化設(shè)計。

（二）儲層改造技術(shù)（壓裂酸化）

由于天然滲透率低，低滲透油氣藏的原生產(chǎn)能通常難以滿足經(jīng)濟開發(fā)的要求，因此儲層改造技術(shù)是提高其開發(fā)效果的核心手段，尤其是壓裂酸化技術(shù)。

1.水力壓裂工藝：水力壓裂是通過向儲層注入高壓流體（通常是攜砂液），在儲層中形成復(fù)雜的人工裂縫網(wǎng)絡(luò)，從而為油氣提供新的滲流通道。對于低滲透儲層，壓裂改造的目標(biāo)是形成足夠長、足夠?qū)挕⒕哂幸欢▽?dǎo)流能力的裂縫網(wǎng)絡(luò)，以溝通原本難以流動的油藏。關(guān)鍵的設(shè)計參數(shù)包括：

壓裂液體系：選擇低傷害、低濾失、高效率的壓裂液，如slickwater（滑溜水）壓裂液或新型締合壓裂液，以減少對儲層孔隙的侵入和傷害。壓裂液的溫度和化學(xué)成分需與儲層流體相容。

支撐劑：支撐劑（如石英砂、樹脂包覆砂）用于在裂縫中形成骨架，維持裂縫的開啟狀態(tài)。根據(jù)裂縫的延伸長度和導(dǎo)流能力要求，選擇合適的支撐劑類型（如圓形砂、橢圓形砂、球狀砂）和粒徑分布（通常采用遞減粒徑）。

壓裂規(guī)模與設(shè)計：根據(jù)儲層地質(zhì)模型、井身結(jié)構(gòu)和小型壓裂試驗結(jié)果，精確設(shè)計壓裂規(guī)模，包括液體用量、砂量、注入壓力、排量等。采用現(xiàn)代壓裂設(shè)計軟件，模擬裂縫擴展過程，優(yōu)化裂縫參數(shù)（如半長、寬度、復(fù)雜度因子）。

裂縫監(jiān)測與評價：壓裂后通過微地震監(jiān)測、生產(chǎn)測試等方法評價裂縫效果，及時調(diào)整后續(xù)的壓裂方案。

2.酸化工藝：酸化是利用酸溶液溶解儲層巖石中的粘土礦物、碳酸鹽巖礦物或高滲透通道，以改善儲層孔隙結(jié)構(gòu)、擴大滲流孔道、解除近井地帶堵塞的一種增產(chǎn)措施。

酸液類型與配方：根據(jù)儲層巖石礦物成分，選擇合適的酸液體系。常用的有土酸（鹽酸+氫氟酸）、有機酸（如甲酸、乙酸）或混合酸。酸液配方需考慮緩蝕、防蠟、減阻等添加劑，以提高酸化效果和安全性。

酸化方式：包括基質(zhì)酸化和裂縫酸化。基質(zhì)酸化直接作用于近井地帶的基質(zhì)孔隙，常用于致密砂巖或碳酸鹽巖。裂縫酸化則是在壓裂或其他方式形成的裂縫中注入酸液，清洗裂縫壁面和溝通的基質(zhì)孔隙。對于低滲透儲層，常采用限流酸化（如酸化解堵壓裂）或大規(guī)模裂縫酸化，以提高酸化體積和效率。

酸化規(guī)模與評價：精確控制酸液用量、注入速率和接觸時間，避免過度酸化導(dǎo)致儲層膨脹或出砂。酸化效果通過壓裂后產(chǎn)量變化、壓力恢復(fù)測試等進行評價。

3.壓裂酸化聯(lián)合技術(shù)：在某些情況下，將壓裂和酸化結(jié)合起來，發(fā)揮兩者的優(yōu)勢。例如，先進行水力壓裂形成人工裂縫，然后再注入酸液，既能擴大滲流通道，又能清洗裂縫和溝通的基質(zhì)，提高改造效果。

（三）注水/注氣維持壓力與提高采收率

低滲透油氣藏由于滲透率低，天然驅(qū)動能力弱，壓力下降快，容易進入低含水或無水開采階段。為了延長高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期，提高最終采收率，需要適時進行壓力維持和提高采收率（EOR）措施。

1.分層注水技術(shù)：注水是低滲透油氣藏最常用且有效的壓力維持和提高采收率方法。由于儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，采用籠統(tǒng)注水容易導(dǎo)致水竄，降低水驅(qū)效率。因此，分層注水技術(shù)至關(guān)重要。

分層注水工具：包括機械式分層注水器（如偏心注水器、分層注水嘴）和電子式分層注水器（如智能注水器）。機械式注水器結(jié)構(gòu)簡單、成本較低，但調(diào)層不方便。電子式注水器可以在線監(jiān)測和調(diào)整各層段的注水量，實現(xiàn)動態(tài)優(yōu)化。

分層注水設(shè)計：需要精細(xì)的油藏地質(zhì)模型和流體性質(zhì)數(shù)據(jù)，確定各層段的吸水能力差異，合理分配注水量，并設(shè)計合理的注采井網(wǎng)（如五點法、七點法等）。

水竄控制：通過優(yōu)化注水壓力、調(diào)整注水量、定期洗井等措施，監(jiān)測和減緩水竄現(xiàn)象，保證水驅(qū)波及效率。

2.注氣開發(fā)技術(shù)：注氣可以替代部分地層水作為驅(qū)油劑，同時降低原油黏度，提高流動性，并可能通過溶解氣驅(qū)或氣體混相驅(qū)提高采收率。

注氣類型：常用的有干氣（通常是伴生氣或天然氣）和富二氧化碳（CO?）氣體。干氣主要用于凝析油或含氣量較高的原油區(qū)塊，通過置換作用驅(qū)油。CO?因其與原油的非極性相互作用，以及能降低原油黏度和界面張力，在提高采收率方面效果顯著，尤其適用于重質(zhì)油或高含蠟原油區(qū)塊。

注入方式：可以是直接注入油層（直接法）或注入儲層上部的隔層（間接法）。直接法更直接，但需要考慮氣體溶解和膨脹對地層孔隙壓力的影響。注入策略包括維持壓力注氣和衰竭式注氣。

混相/非混相驅(qū)：根據(jù)注入氣體與原油的相互作用，分為混相驅(qū)（氣體完全溶解于原油）和非混相驅(qū)（氣體與原油部分或完全不混溶）?；煜囹?qū)效果通常更好，但要求注入氣體組分與原油性質(zhì)匹配。

3.化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)：化學(xué)驅(qū)是利用化學(xué)劑改變原油流變性、降低界面張力、增加洗油效率或驅(qū)替機制，以提高采收率的方法。適用于低滲透油藏，特別是稠油油藏。

聚合物驅(qū)：向油層注入高分子量的聚合物溶液，顯著提高原油的表觀粘度，增加流體屈服應(yīng)力，形成“活塞式”驅(qū)替，提高波及效率。聚合物驅(qū)適用于水驅(qū)效果遞減的油藏。

表面活性劑驅(qū)：利用表面活性劑降低油水界面張力，使水能夠更有效地洗油，提高洗油效率。常與聚合物驅(qū)結(jié)合（聚合物/表面活性劑驅(qū)），協(xié)同提高驅(qū)油效果。

堿驅(qū)/堿化學(xué)驅(qū)：利用堿性物質(zhì)與地層中的有機物反應(yīng)，產(chǎn)生表面活性物質(zhì)和乳狀液，改善油水界面性質(zhì)，提高驅(qū)油效率。堿驅(qū)對地層敏感性較強，需謹(jǐn)慎應(yīng)用。

（四）開發(fā)方式與井網(wǎng)優(yōu)化

開發(fā)方式和井網(wǎng)密度直接影響儲層的利用程度和開發(fā)效果。

1.開發(fā)方式選擇：根據(jù)油藏類型（如裂縫性、致密性）、物性、含油飽和度等，選擇合適的開發(fā)方式。裂縫性油藏常采用壓裂改造配合早期注水或注氣。致密油藏則更依賴于大規(guī)模壓裂改造和長期壓力維持。

2.井網(wǎng)密度優(yōu)化：低滲透油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重，合理的井網(wǎng)密度對于保證油井產(chǎn)能和最終采收率至關(guān)重要。通過數(shù)值模擬或解析方法，研究不同井網(wǎng)密度（如三角形井網(wǎng)、方形井網(wǎng)）下的生產(chǎn)動態(tài)和采收率，結(jié)合經(jīng)濟性評價，確定最佳井網(wǎng)密度。通常，加密井網(wǎng)可以提高儲量動用程度，但也增加了鉆井和投產(chǎn)成本，需要進行綜合權(quán)衡。

三、低滲透油氣藏開發(fā)效果評估

對低滲透油氣藏開發(fā)效果的評估是一個動態(tài)、系統(tǒng)性的過程，旨在全面衡量開發(fā)技術(shù)措施的有效性、生產(chǎn)系統(tǒng)的運行狀況以及經(jīng)濟效益，為后續(xù)的開發(fā)調(diào)整提供依據(jù)。

（一）生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)

生產(chǎn)動態(tài)指標(biāo)是反映油氣藏開發(fā)狀況最直接、最常用的指標(biāo)，它們隨時間的變化可以揭示油藏壓力系統(tǒng)、產(chǎn)能變化以及水/氣注入/產(chǎn)出等情況。

1.日產(chǎn)油量（Qo）：這是衡量油井生產(chǎn)能力的核心指標(biāo)。對于低滲透油藏，油井初產(chǎn)通常較低，但隨著壓裂改造效果的發(fā)揮或壓力維持措施的實施，產(chǎn)量會呈現(xiàn)一定的上升階段，隨后進入穩(wěn)定或緩慢下降階段。監(jiān)測日產(chǎn)量變化趨勢，可以判斷油井工作狀態(tài)、增產(chǎn)效果持續(xù)性以及油藏進入高含水或低效開發(fā)階段的時間。例如，一個經(jīng)過有效壓裂改造的低滲透水平井，初期日產(chǎn)油量可能達到20-50噸/天，但若無壓力維持措施，產(chǎn)量可能在1-2年內(nèi)下降至初產(chǎn)的50%以下。

2.含水率（Wc）：含水率是衡量油井水淹狀況的指標(biāo)，對于采用注水開發(fā)的油田尤為重要。低滲透油藏由于滲流能力差，水驅(qū)前沿推進緩慢，水竄風(fēng)險相對較低，但長期開發(fā)后，水竄或水錐現(xiàn)象仍可能發(fā)生。監(jiān)測含水率隨時間的變化，可以判斷水驅(qū)波及效率、水竄程度以及開發(fā)層的連通性。理想的開發(fā)效果應(yīng)表現(xiàn)為含水率緩慢上升（如年上升率低于5%），且生產(chǎn)壓差保持穩(wěn)定或適度下降。含水率突增通常意味著水竄加劇或開發(fā)層段失去能量。

3.生產(chǎn)壓差（ΔP）：生產(chǎn)壓差是指油井井底流動壓力與原始油藏壓力（或當(dāng)前地層壓力）之差。它是衡量油井產(chǎn)能和油藏能量消耗狀況的重要指標(biāo)。對于低滲透油藏，由于生產(chǎn)阻力大，初始生產(chǎn)壓差較高。隨著開采進行，地層壓力下降，生產(chǎn)壓差會逐漸減小。生產(chǎn)壓差持續(xù)、穩(wěn)定地下降表明油藏能量得到有效利用；若生產(chǎn)壓差下降過快，則可能意味著油井進入低效生產(chǎn)階段或需要加強能量補充（如注水或注氣）。維持合理的生產(chǎn)壓差是保證油井持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。

4.產(chǎn)量遞減率（D）：產(chǎn)量遞減率描述了油井產(chǎn)量隨時間下降的速率，是評價油井和油藏開發(fā)效果的重要參數(shù)。低滲透油藏的產(chǎn)量遞減主要受自然衰竭、水驅(qū)效果減弱、壓裂效果衰退等多種因素影