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2 0 0 7年 5月 油气地质与采收率 P E T R OL E UM GE OL O GY AND R EC O VE R Y EF F I C I E NC Y 第 1 4卷第 3期 中国石化低渗透油藏开发状况及前景 王光付， 廖荣凤， 李江龙， 袁向 春， 战春光， 江永建， 罗云秀 中国石化股份有限公司 石油勘探开发研究院， 北京 1 o o o 8 3 摘要 选择渗透率、 油藏原始压力和油藏埋藏深度 3 个指标， 结合中国石化已开发的2 8 6个低渗透油藏开发单元特 点， 将低渗透油藏细分并组合为深层高压特低渗透油藏、 中深层常压特低渗透油藏、 浅层低压特低渗透油藏、 深层 高压低渗透油藏、 中深层常压低渗透油藏和浅层常压低渗透油藏6种主要类型， 不同类型油藏开采特征差异较大。 提出了 加强储层和渗流机理研究、 合理加密井网、 实施精细注水、 应用整体压裂改造和井筒提升技术、 实施二氧化 碳驱和天然气驱先导试验等改善低渗透油藏开发状况的思路， 指出下一步应利用水平井和分支水平井开采各种类 型低渗透油藏， 提高油藏开发经济效益， 开拓中国石化乃至中国低渗透油藏开发前景。 关键词 低渗透油藏； 精细分类； 开采特征； 开发效果； 开发前景 中图分类号 T E 3 4 8 文献标识码 A 文章编号 1 0 0 9 9 6 0 3 2 0 0 7 0 3 0 o 8 4一 o 6 低渗透油藏在中国石油化工股份有限公司 简 称中国石化 油田开发中的地位越来越突出， 主要 表现在① ①新增探明储量中低渗透油藏储量占较 大 比例。1 9 9 5 --2 0 0 3年平均 年新增 探明低 渗透油 藏石油地质储量 占年新增 总探 明石 油地质储 量的 2 0 ％， 其中2 0 0 3年达到 2 9 ％。②低渗透油藏的原 油产量比例越来越高。中国石化 1 9 9 5 年低渗透油 藏原油产量 比例为 9 ． 6 ％ ， 2 0 0 3年上升到 1 3 ． 8 ％。 ③低渗透油藏开发潜力大。截至 2 0 0 3 年， 中国石化 累积动用低渗透油藏的石油地质储量和剩余可采储 量分别 占中国石化石油地质储量和剩余可采储量的 1 5 ． 6 ％ 和 2 0 ％ 。 中国石化共有 2 8 6个已开发的低渗透油藏单 元， 不同开发单元地质特点和开发过程中存在的问 题不同， 甚至同一开发单元在不同开发阶段暴露 的 矛盾也不同 。因此， 对低渗透油藏开展精细分类， 分析各类油藏在目 前开发阶段存在的问题和暴露的 矛盾 ， 查明各类油藏的特点、 开发状况和潜力 ， 制定 相应的开发技术对策。 1 低渗透油藏的精细分类 影响低渗透油藏开发效果的主要因素 中， 渗 透率是最重要的因素， 其次是天然能量 油藏原始 压力系统往往能反映出油藏天然能量 ， 第三是油 藏埋藏深度 决定其开发效益 。综合上述 3方面 因素， 选择渗透率、 油藏原始压力和油藏埋藏深度 3 个指标， 将低渗透油藏初步细分为 1 0 种 表 1 。 表 1 低渗透油藏精细分类指标 依据中国石化2 8 6个低渗透油藏开发单元的渗 透率、 油藏原始压力和埋藏深度， 参考上述低渗透油 藏精细分类指标并进行组合， 认为中国石化低渗透 油藏主要存在深层高压特低渗透、 中深层常压特低 渗透、 浅层低压特低渗透、 深层高压低渗透、 中深层 常压低渗透和浅层常压低渗透 6 种类型。从 2 8 6 个 开发单元中统计出6 种类型油藏参数特征 表2 ， 收稿 日 期2 0 0 7 0 3 2 0 ； 改回日期2 0 0 7 0 4 - 2 5 。 作者简介 王光付， 男， 高级工程师。 1 9 8 7年毕业于长春地质学院地质学专业 ， 1 9 9 4年获石油大学 华东 石油地质专业硕士学位， 2 0 0 1 年 获中国科学院地质与地球物理研究所石油地质专业博士学位， 长期从事油田开发科研、 生产和管理工作。联系电话 0 1 0 5 1 6 1 6 6 0 3 ， E m a i l w a n g g p e p r i a ． e o n l 。 基金项目 中国石油化工股份有限公司科技攻关项 目 “ 特低渗透油藏有效开发技术研究” P 0 5 0 6 8 的部分研究成果 ①王光付， 李江龙， 袁向春 ， 等． 中石化低渗透油藏开发状况及前景． 北京 中国石化股份有限公司石油勘探开发研究院， 2 0 0 4 ． 维普资讯 第l 4卷第3 期 王光付等 中国石化低渗透油藏开发状况及前景 其共同特点是储量丰度较低， 原油性质较好， 采收率 较低。不同特点是油藏为高压时， 地饱压差较大， 原 始气油比较高； 此外， 深层高压低渗透、 中深层常压 低渗透和浅层常压低渗透油藏的渗透率为 3 1 ． 1 1 O 一 一 3 3 ． 31 0 一 I ．t m ， 孑 L 隙度为 1 5 ． 6 ％ 一1 6 ． 9 ％ ， 一 般有工业性自然产能， 开采方式与常规储层相似， 但在钻井和完井中极易造成 污染 ， 压裂可进一步提 高产能； 深层高压特低渗透、 中深层常压特低渗透和 浅层低压特低渗透油藏渗透率为1 ． 2 1 0 ～一 6 ． 4 1 0． 3 I ．t m ， 孔隙度为 l 1 ． 7 ％ 一 1 4 ． 5 ％， 储层束缚水饱 和度较高， 且变化较大， 部分为低电阻率油层， 自然 产能仅部分达到工业性标准， 大部分须压裂投产。 表 2 中国石化6 种主要类型油藏参数特征 2 6种类型低渗透油藏开采特征分析 2 ． 1 深层高压特低渗透油藏 中国石化深层高压特低渗透油藏共有 2 2个开 发单元， 其动用石油地质储量占中国石化低渗透油 藏的7 ． 3 6 ％。主要有沾化凹陷五号桩油田桩 7 4 北 块 ， ， 东濮 凹陷濮城油 田卫 6 8块 中81 O单 元 、 桥 12 1 油 田桥 6 6块 中、 文东 油 田文 1 3北块 E s ， 中 和文南油田文 8 8块 中51 O， 东营凹陷牛庄 油 田牛 2 O块 中 非主力层 和王 7 O块 E s 中非主力 层等单元 ， 油藏埋藏深度为 3 0 0 0 3 7 0 0 m， 压力系 数为 1 ． 2 11 ． 7 5 。 从含水率与采出程度的关系曲线可以看出 图 1 ， 深层高压特低渗透油藏有一定无水采油期， 但 无水采油期短， 无水采油期采出程度小于 2 ％； 中低 含水期 含水率为 6 o ％ 采出程度低 采出程度约 5 ％ ； 油藏见水后含水率上升快， 可采储量主要在 中高含水期 含水率为 6 0 ％ 一 8 0 ％ 采出。此类油 藏埋藏深， 地饱压差较大 大于 2 0 M P a ， 原始气油 比较高 大于 2 0 0 m ／ t ， 初期有一定的自喷能力， 由 采 出程度， ％ 图l 深层高压特低渗透油藏含水率与采出程度的关系 于储层裂缝发育， 油井见水后含水上升快； 但开发中 后期通过调整注采井网， 使井网形式与裂缝发育走 向相匹配， 可以提高采收率。截至 2 0 0 3年底， 深层 高压特低渗透油藏平均采出程度为 6 ％， 采油速度 为0 ． 5 6 ％， 含水率为 6 3 ． 6 ％， 单井产液量为 1 0 ． 7 t／ d ， 单井产油量为 3 ． 9 t ／ d 。 2 ． 2中深层常压特低渗透油藏 中深层常压特低渗透油藏共有 5 7 个开发单元， 其动用石油地质储量占中国石化低渗透油藏的 1 5 ． 5 ％。主要 有东 营凹陷 樊家油 田樊 1 2块 E s 中 4 A、 小营油 田 E s 。 、 渤南油田 2区 ， 东濮 凹陷卫城 油田卫 2 2块 3 中 和 3 F 、 濮 城油 田 3 中 非 15 砂层组、 苏北盆地真武油田阜宁组的阜一段和阜二 段 E L 。 、 草舍油田南断块和腰滩油 田苏 2 2 7块 ，焉耆盆地本布图油田早侏罗纪等开发单元。压 力 系数 为0 ． 9 11 ． 1 8， 油藏埋 藏深 度 为2 0 2 0 3 2 0 0m 。 中深层常压特低渗透油藏在开采过程中几乎没 有无水采油期， 见水后含水率上升较慢， 中低含水期 含水率为 6 0 ％ 的采出程度较高 达到 1 4 ％ 一 2 5 ％ ， 可采储量主要在中低含水期采出 图2 。此 采 出程度， ％ 图2 中深层常压特低渗透油藏含水率与 采出程度的关系 维普资讯 8 6 油气地质与采收率 2 0 0 7年 5月 类油藏 ， 一般无 自喷能力压裂投产 ， 生产时由于控制 生产压差， 含水率比深层高压特低渗透油藏上升相 对缓慢。截至2 0 0 3 年底， 中深层常压特低渗透油藏 平均采出程度为 9 ． 2 ％， 采油速度为 0 ． 7 ％ ， 含水率 为 7 1 ． 2 ％ ， 单井产液量 为 l 2 ． 4 1 t ／ d ， 单井产油量为 3． 5 7 t ／d。 2 ． 3 浅层低压特低渗透油藏 浅层低压特低渗透油藏仅有鄂尔多斯盆地坪北 油田延长组油藏 ， 其动用石油地质储量 占中国石化 低渗透油藏的 5 ％。油藏埋藏深度为 l 3 5 0 m， 压力 系数为 0 ． 6 1 。截至 2 0 0 3年底 ， 该类油藏平均采出 程度为2 ％， 采油速度为0 ． 5 1 ％， 含水率为4 2 ． 9 ％， 单井产液量为 2 ． 1 t ／ d ， 单井产油量为 1 ． 3 t ／ d 。 2 ． 4 深层高压低渗透油藏 深层高压低渗透油藏共有5 6个开发单元， 其动 用石油地质储量占中国石化低渗透油藏的2 0 ． 4 ％。 主要有江汉盆地拖市油田古近系新沟嘴组和王场油 田中北块潜江组 E q ， 东营凹陷牛庄油田牛 2 0块 ，中 和纯化油 田纯 2 6块 E s ， 东濮 凹陷文南油田文 2 6 9 块和文留油田文 8 2块 E s 中 等单元。油藏埋藏 深度为3 0 0 0～ 3 7 2 3 m， 压力系数为 1 ． 2 l ～ 1 ． 8 O 。 深层高压低渗透油藏无水采油期相对较长， 无 水采油期采出程度达 5 ％； 相对于深层高压特低渗 透油藏， 深层高压低渗透油藏中低含水期 含水率 为 6 0 ％ 的采出程度较高 1 0 ％ 一1 5 ％ ， 见水后含 水率上升缓慢 图 3 。此类油藏一般有 自然产 能， 地饱压差 一般大 于 2 0 MP a ， 原始 气油 比一般 大 于 1 8 0 m ／ t ， 大部分井初期具有 自喷能力， 天然或压裂 缝发育程度及方位与井网匹配关系直接影响含水率 上升速度。截至 2 0 0 3年底 ， 深层高压低渗透油藏平 均采出程度为 1 3 ． 9 ％， 采油速 度为 0 ． 8 9 ％ ， 含水率 为7 6 ． 7 ％ ， 单井产液量 为2 2 ． 3 t ／ d， 单井产油量 为 5 ． 2 t ／ d 。 图 3 深层高压低渗透油藏含水率与采出程度的关系 2 ． 5 中深层常压低渗透油藏 中深层常压低渗透油藏共有 1 2 4个开发单元， 其动用的石油地质储量占中国石化低渗透油藏的 4 5 ． 2 ％。主要包括东濮凹陷胡状集油田胡 5 2块、 濮 城油田濮东 4～ 7单元和濮 西 47单元 的 上及 桥口油田桥 l 8 南单元 ， 济阳坳陷滨南油 田毕 家 E s 、 渤南油田义 9块 ， 和临南油田夏 5 2块 ， 中 ，焉耆盆地宝浪油 田宝北 和宝 中区块 ， 松辽 盆 地南部所 图油田 S N 3 0 1块， 江汉盆地广华油 田广二 区 E g ， 苏北盆地沙埝油 田 E 、 黄珏油 田 E d 和 赤岸油 田韦 2块 E 等单 元， 油藏埋藏深 度为 2 1 0 0～ 2 9 5 0 m， 压力系数为 0 ． 9 4～1 ． 1 5 。 中深层常压低渗透油藏无水采油期较短， 无水 采油期采 出程度为 2 ％ ～5 ％ 图 4 。如胡状集油 田胡 6 3 块 等 图4 ， 无水采油期相对较短 2 ％ 左右 ， 见水后 含水率上升非常快 ， 中含水期 含水 率为 8 0 ％ 采出程度仅为 7 ％； 而裂缝欠发育的油 藏， 如胡状集油田胡5块 中 和孤南油田 1 3 1 块 E s ， 含 水率 上升 相对 较 慢， 中含 水期 含水 率 为 8 0 ％ 的采出程度达 2 0 ％左右 图 4 。分析结果表 明， 此类油藏采出程度受裂缝系统与井 网匹配关 系 的影响。 图4 中深层常压低渗透油藏含水率与采出程度的关系 截至 2 0 0 3年底 ， 中深层常压低渗透油藏平均采 出程度为 l 2 ． 1 ％， 采油速度为 0 ． 6 6 ％， 含水率为 7 7 ． 7 ％ ， 单井产液量为 1 5 ． 7 t ／ d ， 单井产油量为 3 ． 5 t ／ d。 2 ． 6 浅层常压低渗透油藏 浅层常压低渗透油藏共有 2 5 个开发单元， 其动 用石油地质储量占中国石化低渗透油藏的 6 ． 4 7 ％。 主要有苏北盆地真武油田 和卞东油田E L 厂 ， 东 濮凹陷胡状集油田胡 l 9块的 E s 等单元和沾化凹陷 飞雁滩油田的 ， 油藏埋藏深度为9 5 0～l 9 5 0 m， 压力系数为 0 ． 9 5～1 ． O 7 。截 至 2 0 0 3年底 ， 浅层常 压低渗透油藏平均采出程度为 6 ． 7 ％， 采油速度为 0 ． 7 7 ％ ， 含水率为 6 6 ． 7 ％ ， 单井产液量为 8 ． 4 t ／ d ， 单 井产油量为 2 ． 8 t ／ d 。 维普资讯 第 1 4 卷第 3 期 王光付等 中国石化低渗透油藏开发状况及前景 8 7 3 低渗透油藏开发中普遍存在的问题 上述 6类 已开发低渗透油藏含水 率为 4 2 ． 9 ％ 一 7 7 ． 7 ％ ， 采 出程度为 2 ％ 一1 3 ． 9 ％ ， 采油速度仅为 0 ． 5 1 ％ 一 0 ． 8 9 ％， 目 前整体处于中含水开发期， 普遍 存在储量利用程度低、 单井产量低 平均值为3 ． 2 t／ d 和采油速度较低 平均值为0 ． 7 1 ％ 的开采特征。 3 ． 1 天然能量不足且消耗快 绝大部分低渗透油藏天然能量不足且消耗快。 该类油藏依靠弹性能量开发的采收率一般低于 5 ％， 油井 自然产能很低 ， 一般只有 18 t ／ d ， 甚至没 有 自然产能 。 经压裂后 ， 平均单井产油量可达 到3 ． 6 2 7 ． 7 t ／ d 。例如东濮 凹陷文东 油 田多数 油井没有 自然产能 ， 压裂后 日产量可达百吨 以上。深层高压 特 低渗透油藏压裂有效期较短， 据中原油 田统 计 ， 2 0 0 0年以来老井有效期 为 8 61 1 6 d ， 新 井有效 期为 1 4 01 8 7 d ， 平均约为 1 2 5 d 。 3 ． 2 注水效果差 注水井吸水能力低， 注水效果差。低渗透油层 一 般吸水能力低 ， 油层 中粘土矿物遇水膨胀和注入 水的水质与油层不配伍等因素导致油层伤害， 油层 吸水能力不断降低， 注水压力不断上升， 致使注水井 附近形成高压区， 降低了有效注水压差， 造成注水量 迅速递减。例如东营凹陷牛2 0 块注水井在 1 9 9 1 年 转注时的井 口注入压力为 6 MP a ， 至 2 0 0 0年上升至 3 5 M P a 。在低渗透油藏井距为 2 5 0 3 0 0 m的条件 下 ， 油井一般在注水后约 6个月才开始见到效果 ， 但 效果不明显， 多数油井保持产量稳定甚至缓慢递减， 见效好的井只是压力和产量略有回升， 即使注水效 果最好的阶段 ， 油井产量和地层压力也恢复不到初 期水平。 3 ． 3 油井见水后产量递减快 低渗透油藏的油水粘度比一般小于 5 ， 见水后， 采油指数连续大幅度下降， 采液指数急剧下降， 虽然 在高含水期采液指数慢慢回升， 但最终也不能恢复 到原始采液指数。此外， 由于低渗透油层渗流阻力 大 ， 通常采用较大的生产压差投产 ， 见水后通过加大 生产压差来提高产量的可能性较小。如渤南油田地 层原油粘度为0 ． 9 9 m P a s ， 油层渗透率为 3 5 1 0 m ， 含水率为6 0 ％时采油指数只有 0 ． 1 2 t ／ M P a d ， 采液指数最低降到 0 ． 9 5 t ／ M P a d ， 至含水率 为 9 5 ％时， 采液指数仅恢 复到 0 ． 4 t ／ MP a d ， 由 于见水后产油量大幅度下降， 曾采取放大压差和提 高产液量等多种措施， 平均单井增油量为2 ． 4 t ／ d ， 有 效期仅为 5 0 d 。 3 ． 4 裂缝性低渗透砂岩油藏注水水窜严重 低渗透砂岩油藏往往有天然裂缝， 由于压裂投 产， 还存在人工压裂裂缝。这类油藏一旦注水压力 超过破裂压力或裂缝开启压力， 即裂缝处于开启状 况 ， 将导致注水井 的吸水能力急剧增大。当井 网形 式与裂缝分布规律及方向不相适应时 如胡状集油 田胡 6 3块 等 ， 沿 注入水 主流线方 向的油井水 窜严重- 2 J ， 有的甚至注水几天就使油井暴性水淹。 4 改善低渗透油藏开发状况的思路 4 ． 1 加强低渗透油藏的储层精细研究及其渗流机 理研 究 低渗透油藏与其他类型油藏的主要差异是储层 特征 ， 包括沉积、 物性 、 含油性、 非均质性和敏感性等 特征， 因此， 要实现高效开发低渗透油藏， 必须加强 低渗透油藏的储层精细研究- 3 和渗流机理研究。 低渗透储层不同沉积微相带的渗透率差异较 大， 油田开发实践证明， 砂体核部相对高渗透带注 水， 砂体边部低渗透带采油， 开发效果明显。加强储 层非均质性和沉积微相的研究 ， 为注水开发井网部 署提供决策依据 。 对低渗透油藏的裂缝方位、 密度、 规模及开启程 度等进行精细研究 ， 是合理划分层 系、 部署井 网、 保 证注水效果和改善 开发效果 的关键 J 。应采用 地 震 、 F MI 测井、 阵列声波测井和地应力测量与分析等 技术， 深化对低渗透油藏的裂缝描述， 建立定量化和 可视化的低渗透油藏三维地质模型。人工压裂缝的 导流能力大大高于天然裂缝， 合理控制压裂缝的长、 宽、 高对改善注水波及效率极其重要， 研究压裂规模 以及井网与 压裂 裂缝的适应性 J ， 控制初期 生 产压差 ， 控制合理采油速度和注水强度 ， 尽量延长无 水和低含水采油期 。 低渗透储层多存在敏感性问题， 在开发中必须 重视敏感性 ， 否则将严重影响油井产量。储层保护 工作要贯穿于低渗透油藏开发的全过程。 重视低渗透油藏渗流机理研究， 重点研究天然 裂缝、 人工裂缝和基岩系统组合模型的驱替特征、 驱 替规律和驱替效率， 为合理评价低渗透油藏水驱开 发效果奠定基础。改善非线性渗流特征油藏数值模 拟算法的收敛性和稳定性， 建立能反映多重介质内 流体渗流的油藏数值模型， 为低渗透油藏开发方案 维普资讯 油气地质与采收率 2 0 0 7年5月 设计及开发动态分析提供有效手段。 4 ． 2 合理加密井网 合理加密井网是改善已开发低渗透油藏开发效 果的重要途径之一。油 田开发实践证明， 要实现有 效注水开发 ， 必须达到一定的井 网密度 J ， 井网密 度加大到一个界限值后， 低渗透油藏开发效果大幅 度改善。例如五号桩油田桩7 4 北块E s ， 为深层高压 特低渗透油藏， 埋藏深度为 3 5 5 0 m， 原始地层压力 系数为 1 ． 5 6 ， 初期采用天然能量开发， 1 9 9 6年采用 3 5 0 m井距注采井网， 由于渗透率仅为 6 ， 41 0 ，注不进水 ， 地层压力下降快 ， 2 0 0 2年 2月采油 速度下降0 ． 3 ％， 单井产液量为7 ． 1 t ／ d ， 单井产油量 为 3 ． 8 t ／ d ； 后期注采井网加密至 1 8 0 m井距 ， 地层压 力 由加密前的 2 7 ． 5 M P a回升 为 3 9 ． 2 M P a ， 注水量稳 定在4 0～ 5 0 m ／ d ， 油井采用压裂投产， 单井产液量 为4 8 ． 3 t ／ d ， 单井产油量为2 3 ． 3 t ／ d ， 并且后期产量基 本保持稳定。 4 ． 3 精细注水 精细注水是改善低渗透油藏开发效果的重要保 证。如果多数开发单元合注合采 ， 层间吸水能力差 异大， 则只有极少数油层吸水， 水驱动用储量程度 低。根据低渗透油藏的地质特征和油水运动规律， 细分开发层系， 调整好注采井网的匹配关系和单井 注采强度， 做到“ 多向、 细分、 适压、 平衡” 注水， 确保 油井多向受效， 力求平面动用的均衡性是提高储量 动用程度和油井产能的重要保证。在此基础上， 应 完善发展高压分注技术， 尤其要提高分注有效期， 使 高压注水井层间注水量可控可调 ， 从而提高 注入水 波及体积。同时强化提高注入水水质， 保证注水站、 管线、 井口和井底水质一致。注水站要安装精细过 滤装置， 并控制化学添加剂质量， 改善水质； 注水管 线要进行防腐处理， 井 口装精细过滤装置， 定期洗 井 ， 特别是转注井要严格洗井。 4 ． 4 采用整体压裂改造和井筒提升技术 采用整体压裂改造和井筒提升技术实现高效开 发。在油藏现代构造应力场研究基础上， 优化整体 压裂规模及参数， 对压裂施工程序 、 压裂缝支撑剂、 现场监督以及生产系统进行优化设计 ， 选择有注水 井对应且地层压力保持较高的井层优先进行压裂引 效， 通过整体压裂 改造低渗透储层的效果明显。 例如东营凹陷牛庄油田史深 1 0 0 块先后有 5 2口油 井实施了7 6井次压裂改造， 压裂前平均单井产液量 为 5 ． 9 t ／ d ， 产油量为 5 ． 5 t ／ d ， 含水率为 6 ． 7 ％， 压裂 后平均单井产液量为1 6 ． 3 t／ d ， 产油量为 1 5 t／ d ， 含水 率为7 ． 9 ％， 平均有效期达 4 0 0 d以上。 目前发展的有杆泵深抽工艺配套技术、 小排量 电泵采油技术和气举采油技术等， 基本能够满足低 渗透油藏不同能量抽油井提液的需要。 中原油区 2 2 4 4口抽油井采用有针对性的井筒提升技术， 目前 平均单井的产液量为1 7 ． 3 t ／ d ， 平均泵挂深度为 1 9 3 6 m， 平均泵效为 4 3 ． 3 ％ ， 检泵周期为 4 5 4 d 。 4 ． 5 做好二氧化碳驱和天然气驱先导试验 继续做好二氧化碳驱和天然气驱先导试验。苏 北盆地草舍油 田泰洲组 E t 油藏为典型 的中深层 常压低渗透油藏， 储层非均质性严重。开发中存在 的主要问题是 ①储量平面动用不均衡， 注水井网有 待完善； ②纵向 底块砂岩中部油层因渗透率低而 储量动用程度较低； ③注水井井口压力偏高。针对 草舍油田情况， 开展了二氧化碳驱提高低渗透油藏 采收率的先导试验， 研究结果表明， 在相同井网条件 下， 推荐实施方案的采收率将提高7 ％， 目前现场实 施已取得初步效果。中深层常压低渗透油藏占中国 石化低渗透油藏动用储量的 4 5 ． 2 ％ ， 这一先导试验 的实质性进展展示了该类油藏的挖潜前景。 东濮凹陷文南油田文 8 8 块为典型深层高压特 低渗透油藏 ， 从 2 0 0 1年开始开展天然气驱先导试验 方案研究， 目前已完成室内试验和油藏注气方案优 化研究， 选择的试验区含油面积为 0 ． 6 4 k m ， 地质储 量采出程度为 9 ． 6 ％， 方案预测天然气驱采收率将 达4 2 ． 4 ％， 投资回收期为 4 ． 2 8 a 。下一步将完成地 面配套技术研究并进行现场实施。该项先导试验将 为中国石化深层高压特低渗透油藏的挖潜提供有力 的技术储备 。 5 低渗透油藏开发前景 5 ． 1 已开发低渗透油田提高采收率潜力 中国石化已开发低渗透油藏单元的平均采收率 为 2 2 ． 2 ％ ， 比中国石油和国外 同类型油藏的平均采 收率低 2 ． 6 ％和 4 ． 1 ％。虽然 中国石化 目前低渗透 油藏的储量动用程度和开发效果与中高渗透油藏的 差距较大， 但这种差距正说明已开发低渗透油藏的 挖潜有丰富的物质基础。根据胜利油区室内试验、 密闭取心和矿场实际资料的统计分析， 估算 2 0 0 3年 已开发低渗透油藏的水驱体积波及系数为0 ． 4 5 ， 驱 油效率为 0 ． 3 2 ； 当含水率达到 9 5 ％时， 体积波及系 数可达 0 ． 5 7 ， 驱油效率可达 0 ． 5 3 ， 最终采收率可达 3 0 ． 2 ％。目前中国石化已开发低渗透油藏的采收率 维普资讯 第 1 4 卷第 3 期 王光付等 中国石化低渗透油藏开发状况及前景 仅为 2 2 ． 2 ％ ， 水驱采收率可 以提高 3 ％ 一7 ％， 增加 可采储量的潜力为 2 0 0 0 1 0 一 4 0 0 0 1 0 t 。根据 对中国石化已开发低渗透油藏单元 目前开发状况的 分析， 2 0 0 4 --2 0 0 6年通过加强地质研究， 完善注采 井网以及配套并完善压裂和注水等主导工艺技术， 筛 选 出1 9 个调整开 发单元 ， 覆 盖石油地质储量 为 8 9 6 01 0 t ， 预计 可增加 可采储 量达 1 3 51 0 t 。 “ 十五” 期间， 中国石化各油田对 2 4个低渗透油藏 开发单元进行 整体 改造 ， 共增产 原油达 1 0 8 ． 3 3 1 0 t ， 恢复或新增原油产量为 4 3 x 1 0 t ， 取得 了较好 的效果。 5 ． 2 未动用低渗透油藏储量潜力 目前中国石化 已探明未开发的 3 ． 71 0 。 t 石油 地质储量大部分为低丰度， 按原有的未动用储量评 价方法， 以百万吨产能建设投资 1 8 1 0 。 元的标准， 多数难以列入可动用范围。在近年高油价条件下， 这些未动用低渗透油藏储量中， 有 1 7 1 7 8 1 0 t 地 质储量可供评价动用， 有4 2 9 5 1 0 t 储量近期可开 发 ， 可增加可采储量 6 4 41 0 t 。其 中， 储量大于 5 0 0 1 0 t 的单元有 1个 ， 储量为 1 0 01 0 一5 0 01 0 t 的单元有 1 2个， 储量为5 0 1 0 一 1 0 0 1 0 t 的单元 有 1 4 个， 储量小于5 0 1 0 t 的单元有 2 4个。若改 变管理模式， 发挥市场机制的激励作用， 采用新工 艺、 新技术， 多专业结合 ， 降低钻井和生产成本 ， 达到 、预期的技术和经济指标， 还可优选出6 3 9 9 1 0 t 边 际储量投入开发 ， 增加可采储量达 8 3 81 0 t 。 6 结论 选择渗透率、 油藏原始压力和油藏埋藏深度 3 个指标， 将中国石化低渗透油藏细分并组合为深层 高压特低渗透油藏、 中深层常压特低渗透油藏、 浅层 低压特低渗透油藏、 深层高压低渗透油藏、 中深层常 压低渗透油藏和浅层常压低渗透油藏 6种主要类 型 。 不同类型油藏含水率与采出程度关系特征差异 明显。如特低渗透油藏范畴中， 中深层常压特低渗 透油藏与深层高压特低渗透油藏相比， 具有无水采 油期短、 含水上升缓慢、 中低含水期可采储量采出程 度高的开采特征。 中国石化已开发低渗透油田提高采收率潜力和 未动用低渗透油藏储量潜力均较大。由此提出了改 善低渗透油藏开发状况的思路， 但针对低渗透油藏 的中深层和低丰度石油地质储量特点 ， 须进一步研 究新的工艺技术， 如利用水平井和分支水平井开采 各种类型低渗透油藏， 提高油藏开发经济效益， 开拓 中国石化乃至中国低渗透油藏开发前景。 参考文献 [ 1 ]李道品． 低渗透油田开发[ M] ． 北京 石油工业出版社， 1 9 9 9 2 4． [ 2 ]周涌沂 ， 李阳， 孙焕泉， 等． 低渗透复杂介质中的渗流描述方法研 究[ J ] ． 油气地质与采收率， 2 0 0 2 ， 9 2 1 4 1 6 ． [ 3 ] 李阳． 低渗透砂岩油藏储集层建模研究 [ J ] ． 石油勘探与开发， 2 0 0 4 ， 3 1 4 9 91 0 4 ． [ 4 ] 温庆志， 张士诚， 李林地． 低渗透油藏支撑裂缝长期导流能力实 验研究[ J ] ． 油气地质与采收率， 2 0 0 6 ， 1 3 2 9 7 9 9 ． [ 5 ]李阳， 曹刚． 胜利油田低渗透砂岩油藏开发技术 [ J ] ． 石油勘探 与开发 ， 2 0 0 5 ， 3 2 1 1 2 31 2 6 ． [ 6 ]史成恩 ， 李健， 雷启鸿， 等． 特低渗透油田井网形式研究及实践 [ J ] ． 石油勘探与开发， 2 0 0 2 ， 2 9 5 5 9- 6 1 ． [ 7 ]侯建锋． 安塞特低渗透油藏合理开发井网系统研究[ J ] ． 石油勘 探与开发 ， 2 0 0 0 ， 2 7 1 7 27 5 ． [ 8 ]闫存章， 李秀生， 常毓文， 等． 低渗透油藏小井距开发试验研究 [ J ] ． 石油勘探与开发， 2 0 0 5 ， 3 2 1 1 0 5 1 0 8 ． 编辑常迎梅 维普资讯