低滲油藏改善開發效果對策研究

李春晨

低滲透油藏是指滲透率為0.1-50×10-3μm2的油藏。目前低滲透油藏在勘探開發中的地位日趨重要，但開發效果并不理想，如何改善低滲透油藏的開發效果成為我們面臨的迫切問題。本文以六間房油田東部斷塊為例，分析影響其開發效果的因素， 針對性開展技術對策研究， 提出改善開發效果的措施。

1油藏概況

六間房油田東部斷塊斷塊位于北大港構造帶的中段，六間房地區的最東側，是港東斷層上升盤雁列狀排布的三個臺階斷塊。主力層濱Ⅳ油組，平均孔隙度16%，平均滲透率13.6×10-3μm2。壓力系數1.43-1.44，屬異常高壓中孔低滲油氣藏，原油地質儲量119萬噸。

斷塊2012年評價建產一體化研究，實施新井13口，初期平均單井日増油23.4噸，斷塊最高日產153噸。2013年后，未有新井調整，油井轉注井網歸位，但水井很快注不進停注，油井因低能或高含水停產，進入低速低效開發階段。截止至2018年10月，共有油井10口，開井5口，日產水平16噸，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影響因素研究

2.1儲層物性

低滲油藏的孔喉半徑直接影響著滲透率的大小。分析巖心的孔隙特征可以發現，不同滲透率巖心孔道半徑分布區別不明顯，而巖心喉道分布差異較大；隨著滲透率的增加，平均喉道半徑也隨之增大。研究區注水井物性統計出注水層平均孔隙度12-16%，滲透率均在10×10-3μm2以下，而取芯井的統計數據，平均孔隙度15%，滲透率均值在14×10-3μm2左右。儲層的低滲直接導致了注水壓力值較高，常規壓力難以注進的結果。

2.2水質因素

斷塊先后投轉注井5口，平均單井注水僅0.9萬方。對注水井點取樣化驗，對比設計水質指標，發現注入水中的懸浮固體含量超過注水設計標準。分析注水過程中，注入水中的機械雜質顆粒不斷被井壁或地層孔隙所捕獲，最終將在井壁處形成外濾餅并在地層內部形成橋堵帶，造成孔隙堵塞而傷害地層，導致注水井吸水能力下降。

2.3敏感性因素

相對于中、高滲透儲層，低滲透油藏儲層敏感性尤為強烈。研究區屬于深層高壓低滲砂巖油藏，研究其各種敏感性對儲層的傷害程度，以提出預防措施，對指導區塊合理開發注采政策界限的制定，提高原油采收率具有重要意義。

3改善開發效果技術對策研究

3.1制定注入水質標準

通過巖心傷害實驗研究，詳細的分析了懸浮固相的粒徑和濃度（傷害小于20%）、含油的粒徑和濃度等指標對注入能力影響，并初步制定了室內水質控制范圍：懸浮固相顆粒濃度≤5mg/L，粒徑中值2-4μm，含油量≤10mg/L。

3.2開展六敏試驗

3.2.1應力敏感性

應力敏感性試驗顯示：儲層具有弱-中等應力敏感性，在開發初期可承受一定程度的衰竭式開發。隨圍壓增大滲透率下降，當發生應力傷害后，再恢復壓力很難完全恢復到原來的滲透率，因此需要補充能量開發。

3.2.2水敏性

水敏性是指因為較低礦化度注入水引起粘土膨脹、分散、運移，導致巖心滲透率或有效滲透率下降的現象。水敏效應對低滲透儲層造成的傷害幾乎貫穿于油田開發的全過程。研究區儲層具有中等偏強-強水敏性。

3.2.3鹽敏性

鹽敏測試基于水敏測試結果，在水敏測試結果中當兩個測量點滲透率損害大于20%時，則進行加密測試，從而細致分析注入水礦化度變化時對儲層的傷害。研究區儲層具有中等偏強鹽敏性，隨著注入水礦化度的降低巖心滲透率也隨之下降，注入水礦化度為地層水礦化度1/8時，滲透率急劇下降且曲線出現拐點。且礦化度越低滲透率損害率越大。因此，我們在注入水控制上應以接近地層水的礦化度為標準。

3.2.4酸敏性

巖心酸敏性是指酸性液體進入儲層后與儲層中的酸敏性礦物發生反應，產生沉淀或釋放出微粒，使儲層滲透率下降的可能性及其程度。研究區酸敏測試結果顯示：氣測滲透率較高的巖心在酸性溶液的作用下，儲層礦物與酸液發生反應滲透率有所增加，有利于通過酸化改造，改善儲層的流通性。

3.2.5堿敏性

堿敏性是指在堿性環境下，粘土顆粒易于分散、運移，誘發粘土礦物失穩，堿性介質與儲層巖石反應使礦物顆粒分散，與地層水相互作用生成無機垢等，從而造成儲層滲透率下降的可能性及其程度。研究區塊屬于中等偏弱堿敏儲層。

3.2.6速敏性

速敏性是指由于流體流動速度變化引起儲層巖石中微粒運移、堵塞喉道，導致巖石滲透率或有效滲透率下降的現象。研究區巖心滲透率較低，在驅替速度在未達到6ml/min時，壓力梯度已大于2MPa/cm，因此無速敏。

根據六敏實驗結果，在研究區可以適當放大生產壓差，以降低啟動壓力梯度對開發的影響，增加油水井的控制范圍。放大生產壓差主要通過提高注水壓力，降低生產井井底流壓，以及系統的壓裂改造，提升生產井周圍滲透率實現。

3.3優選油藏驅替方式

3.3.1水驅油相滲實驗

六間房油田水驅油巖心相滲測試結果，巖樣平均束縛水飽和度較高在50%左右，隨著滲透率的增加殘余油飽和度有所降低，平均殘余油飽和度為19.61%，平均兩相共滲區30.88%，共滲點含水飽和度平均為61.16%，最終驅油效率平均為61.19%。

3.3.2氣驅油相滲實驗

氣驅油巖心相滲測試結果來看，巖樣平均束縛水飽和度較高在48%左右，隨著滲透率的增加殘余油飽和度成顯著上升趨勢，平均殘余油飽和度為19.00%，平均兩相共滲區32.82%，共滲點含水飽和度平均為21.13%，最終驅油效率平均為63.51%。

為對比兩種驅油方式對研究區開發的適應性，繪制兩種方式的驅油效率與孔滲成一定的線性關系，根據兩條擬合直線的交點就能得到水驅油和氣驅油的臨界孔滲值。當滲透率小于1.25mD時，采用氣驅油的方式要好于水驅油；當滲透率大于1.25mD時，采用水驅油的方式要好于氣驅油。當孔隙度小于14.61%時，采用氣驅油的方式要好于水驅油；當孔隙度大于14.61%時，采用水驅油的方式要好于氣驅油。根據六間房東斷塊孔滲值，研究區優選水驅開發。

3.4井網井型優化

大斜度井（水平井）開發也是目前改善低滲透油藏開發效果較為常用的一種方法。水平段可以增加單井的控制面積，增加其控制的流動孔隙數量。同時大斜度井可以打穿相互切割的河道砂體，以及不滲透夾層夾持的各個沉積單元，從而降低河道切割界面、非滲透夾層等對開發效果的影響。

減小注采井距是改善低滲透油藏開發效果最有利的方法，小井距可以改善啟動壓力梯度對開發效果的影響，增加流動孔隙數量和控制面積。但是打井需要較高的成本，對于低滲透油藏的合理井距，要參考經濟技術水平、開發效果以及啟動壓力梯度來綜合決定。

4結論認識

影響低滲透油藏開發效果的因素主要包括兩方面：一是地質因素，主要指儲層物性、敏感性。可以通過制定與地層配伍的注入水質標準、早期注水、適時注水、系統的壓裂改造等措施得到改善。二是開發因素，主要指驅替方式、開發井網井型以及注采政策界限制定。可以通過合理選擇驅替介質、優化層系組合、改變井型、小井網加密，以及制定合理的注采速度、生產壓差等方式得到改善。