低渗透油气藏勘探开发技术及发展趋势.doc

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1、低渗透油气藏勘探开发技术及发展趋势摘要.2引言.3一、 低渗透油气藏的特点.3二、 低渗透油藏的精细分类.4三、 国内低渗透油田储量动用情况.5四、 低渗透油藏开发的主要问题.5五、 影响低渗透油田开发效果的主要因素.5六、 目前低渗透油气藏开发技术.6七、 低渗透油气资源勘探开发技术发展趋势.10八、提高油井产量、改善开发效果的主要措施.16九、减少投资、降低成本的主要途径.18十、结论与认识.19参考文献.20摘 要中国低渗透油气资源丰富，具有很大的勘探开发潜力，近年来，随着油气勘探开发的进行，低渗透油藏逐渐成为勘探开发的主要力量。鉴于低渗透油气藏储层性质及渗流特征，开发难度较大，随着国内

2、外研究的进展，目前在低渗透砂岩、海相碳酸盐岩、火山岩勘探方面取得了很大发现，形成了一系列针对低渗透油气藏的勘探开发配套技术，相对成熟的有注水、压裂、注气等技术，其中多分支井技术、地震裂缝成像和裂缝诊断技术、新型压裂技术、注气提高采收率等新技术快速发展。本文主要概述了低渗透油气藏的特征、分析了低渗透油气藏勘探开发存在的问题及其影响因素，介绍了当前针对低渗透油气藏的勘探开发技术及发展趋势，并提出了提高低渗透油气藏采收率及开发效益的建议。关键字：低渗透油气藏；开发技术；发展趋势引 言在中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍具有储层物性较差的特点，相应发育了丰富的低渗透油气资源。经过长期不懈的探

3、索，中国低渗透油藏的勘探开发取得了很大的突破。通过持续不断的开发技术攻关和创新，中国的低渗透资源实现了规模有效开发，形成了国际一流的低渗透开发配套技术系列。在中国油气产量构成中低渗透产量的比例逐步上升，地位越来越重要。低渗透油藏通常具有低丰度、低压、低产“三低”特点，其有效开发难度很大。低渗储层中油气富集区，特别是裂缝发育带和相对高产区带的识别评价、开发方案优化、钻采工艺、储层改造、油井产量、开采成本、已开发油田的综合调整等技术经济问题，制约着低渗透油藏的有效和高效开发。如何经济有效地开发低渗透油气藏已成为世界共同关注的难题。国外低渗透油田开发中，已广泛应用并取得明显经济效益的主要技术有注水保

4、持地层能量、压裂改造油层和注气等，储层地质研究和保护油层措施是油田开发过程中的关键技术。小井眼技术、水平井、多分支井技术和CO2泡沫酸化压裂新技术应用，较大幅度地提高了单井产量，实现了低渗透油田少井高产和降低成本的目的。一、 低渗透油气藏的特点1.总体特点：严格来讲，低渗透是针对储层的概念，一般是指渗透性能低的储层， 国外一般将低渗透储层称之为致密储层。而进一步延伸和概念拓展，低 渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源的概念，现在讲到低 渗透一词，其普遍的含义是指低渗透油气藏。具体来说低渗透油气田是 指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油 藏改造才能维持正常生产的

5、油气田。目前低渗透储层的岩石类型包括砂岩、粉砂岩、砂质碳酸岩、灰岩、白云岩以及白垩等，但主要以致密砂 岩储层为主。世界上对低渗透油藏并无统一的标准和界限，不同的国家 是根据不同时期的石油资源状况和经济技术条件来制定其标准和界限，变化范围较大。而在同一国家、同一地区，随着识程度的提高，低渗透 油气的标准和藏概念也在不断的发展和完善。目前，在我国石油行业中， 一般将低渗透砂岩储层分为低渗透，渗透率50-10mD、特低渗透，渗透率 l0-1mD、超低渗透，渗透率1-0.1mD储层。我国陆相储层的物性普遍较差，相当一批低渗透油田储层渗透率在10mD以下。2、我国低渗透油藏的特点：分布广泛：在我国，低渗

6、透在21个油区中皆有分布，如大庆、长庆、延长、吉林、大 港、新疆、吐哈、玉门、二连、青海等油田，其中，在长庆、延长、新疆等油 田，低渗透储量在其油区原油储量中占据了主要位置。形成地质时代跨度大：低渗透油层在古生代、中生代、第三系地层中均有分布。在同一油区，一般 地层越老，低渗透油层所占比例越高。储层岩性类型丰富：低渗透储层岩性既有碎屑岩（粉砂岩、砂岩和砾岩）、碳酸盐岩，也有岩浆岩和变质岩。如大庆、吉林、中原油区低渗透储层以粉砂岩为主，新疆、二连 油区以砾岩、砂砾岩为主，辽河油田以变质岩、碳酸盐岩为主。储量大，以大中型油藏为主：根据陆上285个低渗透油藏统计，地质储量在1108t以上的大油田 有

7、6个，其中，低渗透油藏储量94721104t，占23.8%；地质储量在 （1000-10000）104t的中型油田有82个，其中，低渗透油藏储量 237800104t，占59.6%；小于1000104t的小油田197个，其中，低渗 透油藏储量仅为66199104t，占16.6%。油藏类型以构造岩性油藏为主：根据低渗透油气藏储层特征分析来看，低渗透油气藏多以岩性油气藏或者是在构造背景下发育的岩性油气藏为主，砂体发育较差，多为砂泥互层沉积分布，由于储层砂体尖灭形成岩性圈闭油气藏。储集的原油品质较好。二、 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1中，渗透率是最重要的因素，其次是天然能量

8、（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10种（表1）。表1低渗透油藏精细分类指标指标类别分类指标值渗透率一般低渗透1010-35010-3m2特低渗透110-31010-3m2超低渗透0.110-3110-3m2油藏原始压力系数低压压力系数小于0.8常压压力系数为0.81.2高压压力系数为1.21.8埋藏深度浅层小于2000m中深层20003000m深层30004000m超深层大于4000m三、国内低渗透油田储量动用情况2004年，我国探明低渗透油层的石油地质

9、储量为52.1108t，动用的低渗透油田地质储量约26.0108t，动用程度为50。从我国每年提交的探明石油地质储量看，低渗透油田地质储量所占的比例越来越大，1989年探明低渗透油层的石油地质储量为9989104t，占当年总探明储量的27.1%。1990年探明低渗透油层的石油地质储量为21214104t，占当年总探明储量的45.9%；1995年探明低渗透油层的石油地质储量为30796104t，占当年总探明储量的72.7%，年探明的石油地质储量中大约三分之二为低渗透油层储量。可见，今后低渗透难采储量的开发所占的比重逐年加大，如何经济有效做好难采储量的评价、动用和开发理论技术的研究是我们攻关的主要

10、目标和方向。从我国近些年来对低渗透油田的研究和开发水平看，有了较大的进展和提高，但与中高渗透油田相比仍有较大的差距。我国低渗透油田平均采收率只有21.4%，比中高渗透油田（34%）低12.6个百分点。目前有五十多个油田（区块）年开采速度小于0.5%，这些低速低效油田（区块）的地质储量约3.2108t，其平均采油速度仅0.27%，预测最终采收率只有15.5%。 四、低渗透油藏开发的主要问题低渗透油气田与高渗油气田相比，其储层特性、伤害机理、流动规律不仅仅是量的变化，实际上在一定程度上已经发生了质的变化，因此在开发中遇到的主要问题是：（1）油藏表征准确度差，渗流机理尚未研究清楚；（2）对油层伤害的

11、敏感度强；（3）储层能量低，单井产量低；（4）基质中的油难以开采；（5）注水井启动压力高，地层和注水压力上升快；（6）生产井的注水效果差，地层压力和产量下降快；（7）生产井见效后，产液指数大幅度下降，产油量加速递减；（8）归结起来是成本、效益和风险问题。五、影响低渗透油田开发效果的主要因素影响低渗透油气藏开发效果的因素很多，主要有以下几个方面：（1）油层孔喉细小，比表面积大，渗透率低低渗透储层或由于近源沉积，碎屑物质分选程度差；或因为远源沉积，岩石颗粒细，以及成岩压实和胶结作用，使油层孔隙小、喉道细、比表面积大和渗透率低。低渗透油层以小微孔隙和细微细喉道为主，平均孔隙直径一般 为26-43m，

12、喉道半径中值只有0.1-2m，比表面积高达2-20m2/g。储层孔喉细小和比表面积大，不仅直接形成了渗透率低的结果，而且是形成低渗透油层一系列开采特征的根本原因。（2）渗流规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度低渗透储层由于孔喉细小、比表面积和原油边界层厚度大、贾敏效应和表面分子力作用强烈，其渗流规律不遵循达西定律，具有非达西型特征。渗流直线段的延长线不通过坐标原点（达西型渗流通过坐标原点），而与压力梯度相交，其交点即为启动压力梯度，渗透率越低，启动压力梯度越大。（3）弹性能量小，利用天然能量方式开采压力和产量下降快低渗透储层由于储层连通性差、渗流阻力大，一般边底水都不活跃，弹性能量很小。除少数

13、异常高压油田外，弹性阶段采收率只有1-2%，溶解气驱采收率也不高。在消耗天然能量方式开采条件下，地层压力大幅度下降，油田产量急剧递减，生产管理都非常被动。（4）产油能力和吸水能力低，油井见注水效果缓慢低渗透油层自然生产能力很低，甚至没有自然产能，一般都要经过 压裂改造才能正式投产。即使经压裂改造，其生产能力也很低，采油指 数一般只有（1-2）t/（dMPa），相当于中高渗透油层的几十分之一。低渗透油层注水井不仅吸水能力低，而且启动压力高，注水井附近 地层压力上升很快，甚至井口压力和泵压达到平衡而停止吸水。不少油 田的注水井因注不进水而被迫关井停注，或转为间歇注水。由于低渗透层渗流阻力大，大部分

14、能量都消耗在注水井周围，油井 见注水效果程度差。在250-300m井距条件下，一般注水半年至一年后油 井才能见到注水效果，见效后油井压力、产量相对保持稳定，上升现象 很不明显。（5）油井见水后产液（油）指数大幅度下降由于油水粘度比和岩石润湿性等多种因素的影响，低渗透 油井见水后产液（油）指数大幅度下降。当含水达到50-60% 时，无因次产液指数低，只有0.4左右，无因次采油指数更 低，只有0.15。低渗透油层的这种特性，对油井见水后的提液和稳产造成极大的困难。（6）裂缝性低渗透砂岩油田，沿裂缝方向油井水窜、水淹严重我国带裂缝的砂岩油田其基质岩块绝大多数都是低渗透油层，构成裂缝性低渗透砂岩油田。

15、这类油田注水井吸水能力强，沿裂缝方向的油井水窜、水淹现象十分严重。有的油田在注水井投注几天甚至几小时后，相邻的油井即遭到暴性水淹。但裂缝具有双重作用，调整、控制得当，也可取得较好的开发效果。六、目前低渗透油气藏开发技术鉴于低渗透油气藏的储层特征及开发特点，为解决低渗透油气藏开发中遇到的问题，针对低渗透油气藏形成了一系列的勘探开发技术，大致可归结为几类：（1）油气藏描述技术包括野外露头天然裂缝描述技术、岩心裂缝描述技术、成像与常规测井裂缝描述、储层生产动态测试资料表征、三维地震、四维地震、井间地震和井间电磁波等油气藏表征、三维可视化、综合地质研究技术。油藏描述技术是对油气藏特征进行定性与定量描述

16、、预测是进行剩余油分布预测和开发决策主要技术。由于决策的内容不同油藏描述技术和方法也不同描述内容和精度有差别。对进入中后期开发的老油田以确定剩余油分布为目的的油气藏描述必须通过集成化的精细表征提供准确的剩余油分布状况指导油气田调整挖潜改善开发效果。（2）钻井技术 包括气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井和欠平衡钻井技术等。欠平衡钻井亦称为欠平衡压力钻井这一概念早在20世纪初就已提出但是直至20世纪80年代初期井控技术和井控设备出现才使防止井喷成为可能这种钻井技术也得以发展和应用。在美国和加拿大欠平衡钻井已经成为钻井技术发展的热点并越来越多地与水平井、多分支井及小井眼钻井技术相结合在美国欠平衡钻井占钻井

17、数的比例已经达到30%(图1)。图1 钻井现场图（3） 完井技术包括裸眼井完井、水平井裸眼分段压裂和智能完井。裸眼完井法是将套管下至生产层顶部进行固井，生产层段裸露的完井方法。多用于碳酸盐岩、硬砂岩和胶结比较好、层位比较简单的油层。优点是生产层裸露面积大，油、气流入井内的阻力小，但不适于有不同性质、不同压力的多油层。根据钻开生产层和下入套管的时间先后，裸眼完井法又分为先期裸眼完井法和后期裸眼完井法。 水平井裸眼分段压裂是对完井时未下油层套管的水平油气井进行的一种分段压裂改造，可以提高水平段的孔渗情况，提高储层的渗透能力。 智能完井管柱，每一个分支的流量可控制，如果某一分支井眼含水超过80%，就

18、关闭这一分支井眼的生产，因此智能完井管柱可以实现分层开采，缓解层间矛盾改善开发效果。裸眼完井法的操作相对简单，在油田的开发中被广泛应用，水平段裸眼分段压裂技术是对油藏的一种改造技术，可以大幅度提高储集层渗透能力，智能完井管柱在油井开发过程中后期使用，是提高层间开发效果的可靠手段（图2）。 图2 完井施工现场及模拟图（4）储层增产技术包括氮气泡沫压裂、泡沫酸化压裂、水平井裸眼分段泡沫压裂、液态CO2加砂压裂、重复压裂、微聚无聚压裂液、耐高温延迟交联压裂液、轻型支撑剂、可变形支撑剂和加纤维支撑剂、无聚合物CO2压裂、斜井水平井多级压裂、水力喷射压裂技术。水平井开发技术：低渗透油藏水平井开发与直井开

19、发相比，具有以下优点水平井系统的压裂梯度远高于直井系统的压力梯度降低井筒周围的压降水平段增加了钻遇较多垂直裂缝的机率低渗透油藏利用水平井注水，注人压力低，注人能力高。酸化解堵技术：酸化解堵技术是通过酸液近井地带的堵塞矿物以及部分无机垢，从而达到油层解堵的目的。该工艺的缺点是绿泥石是典型的酸敏矿物，与酸生成化学沉淀，因此对油层存在潜在损害。物理法增产技术：油田开发过程中由于钻井、完井、压裂、注水、注气及措施引起的机械杂质对油层近井地带造成污染和损坏，以及地层本身的结垢和结蜡使近井地带油层渗透率降低，阻碍了原油向井筒的会聚，使油井产量急剧下降，致使油井的实际产能和其潜在产能之间存在很大差距，使部分

20、井成为低产井、停产甚至死井，物理法技术可以有效解决该问题。物理法技术的增油机理，主要表现5个方面：物理法作用导致油、水与岩层产生重力分离；油层产生疲劳裂缝有利于原油流动；改变油层岩石的润湿性，消除“贾敏效应”，产生空化效应，加速油流向井筒汇聚；物理法振动解堵效应；物理法振动，可使残余油参与运移。物理法增产技术类型包括：依靠水力作为动力源；依靠电作为能源；依靠油水井自身能量作为动力源。（5）驱替技术 包括弹性驱、注水、注气及水气交注、人造气顶驱、蒸汽驱。目前由于CO2排放引发环境问题各大石油公司重视和发展CO2驱油技术。高压注水对提高和改善低渗透油田的开发效果起到了至关重要的作用。合理提高注水压

21、力可以增加油层的吸水能力改善和提高低渗透油藏的注水开发效果；但必须注意加强高压注水形成裂缝延伸方向的研究避免注水形成裂缝后造成油井过早水淹。超前注水是指在新区投产前一段时间先将油井关井，通过水井先期注水使地层压力升高，当地层压力或者注水量达到设计要求后，油井开始投入生产，并且在开发过程中通过调整注采比控制油藏压力。超前注水技术是开发低渗透及特低渗透油田的一种行之有效的方法，能合理地补充地层能量，提高地层压力，使油井长期保持较高的生产能力，产量递减明显减小。同时，能避免因地层压力下降造成的储层伤害，有效地保证原油渗流通道的畅通，提高注入水波及体积2。超前注水对于压力敏感性储层具有较好的效果，有利

22、于保持低渗透油藏的地层压力，建立有效的驱替压力系统，提高注入水的有效波及体积，降低了因地层压力下降造成的地层伤害，抑制了油井的初始含水率，从而提高了单井产量和最终采收率。超前注水技术还需要根据所开发油田的地质特征，进一步研究注水期间及开采过程中的压力保持水平、注水强度、注水时机等问题。注空气驱油是低渗透油田进一步挖掘剩余储量的经济而有效的方法3。注空气开采低渗透轻质油油藏是一项富有创造性的提高采收率新技术。空气来源广阔，不受地域和空间的限制，气源最丰富、成本最廉价。矿场经验表明，它既可以作为二次采油方式，也可用于三次采油。注空气提高采收率，最重要的条件是油藏温度必须足够高、石油活性强，氧气通过

23、低温氧化而消耗掉，以免生产系统内存在氧气而导致爆炸和产生严重的腐蚀。深部调剖和表面活性剂驱油技术结合是一门新兴的稳油控水技术，即深调后采用表面活性剂驱提高原油采收率。研究结果表明4，深部凝胶调剖处理后，采用表面活性剂驱能在一定程度上进一步提高采收率。提高采收率的原因是因为凝胶和化学驱油剂本身具有提高驱油效率和波及体积的作用，而且还具有良好的协同作用，即凝胶发挥深部液流改向作用，使得后续注入的表面活性剂体系及后续水能够有效地进入低渗透等开发程度不够的地层，在这些残余油集中的区域充分发挥化学驱油剂提高采收率的作用。（6）井网加密技术为了改善低渗透油气藏的开发效果，减缓产量递减，降低含水上升率，延长

24、油田的经济开采期，实现较长时间的高产稳产，减少储量的损失提高原油采收率，井网加密技术在开采中发挥了关键作用。众所周知，低渗透油层一般连续性差，渗流阻力大，普遍存在着注水井注不进水，形成高压区，采油井降为低压区，采不出油，油田生产形势被动，甚至走向瘫痪。解决这一矛盾的重点是合理缩小井距，增大井网密度。只有这样，才能 建立起有效的驱动体系，使油井见到注水效果，保持产量稳定和提高采收率。国内外研究和试验都已表明，油田采收率与井距和井网密度有密切关系。根据我国实际资料归纳出来的经验公式计算，低渗透油田井网密度为5口/km2时，采收率为5.3%，井网密度加大到20口/km2，采收率可以达到24.2%5。

25、当然，也不是说井网密度越大越好，还是要根据油田实际情况，以达到较高油层连通程度和水驱控制程度，较高的采收率和较好的开发效果的原则同时还要保持较好的经济效益。七、低渗透油气资源勘探开发技术发展趋势 （1）低渗透储集层优质储集体预测技术 渗透储层基质孔隙度和渗透率都很低，如果存在裂缝就可大大提高流体的渗流能力，对油气井的产能有直接的影响，决定了基质的泄油能力和油井的供油面积。同时，在低渗透储层中，随岩石致密程度增加，岩石的强度和脆性加大，在构造应力场的作用下，岩石会不同程度地产生裂缝，形成裂缝性低渗透储层。因而，对低渗透储集层优质储集体的预测主要是对低渗透储集层中天然裂缝的识别和预测。 低渗透储层

26、裂缝定量分布预测研究及评价处于油气地质学研究的前沿领域，已经形成很多富有特色的研究方法。如20世纪60年代，Price 6就提出 裂缝的发育程度与岩石中的弹性应变能成正比； 1984年，Narr等7 提出在一定层厚范围内，单组裂缝的平均间距与裂缝发育的岩层厚度比值成线性函 数关系；我国学者王仁8、曾锦光等9 从构造应力场入手，根据岩石破裂准则开展了定量预测裂缝分布规律的数值模拟方法的探讨等。 近年来，随着测井和地震技术的飞速发展，国内外利用测井和地震等地球物理资料对裂缝进行识别及预测有了很大进展。在测井方面，传统的三低两高一大的测井识别及评价方法已远不能满足油气勘探开发迅猛发展的需要。近年来各

27、种成像测井技术的应用使人们对裂缝及裂缝性油气藏有了更直观的认识，利用成像测井不但可以识别裂缝，也能更直观地对裂缝面的倾斜角度、方位、开度和密度等进行解释。在地震方面，主要有横波地震勘探检测裂缝、转换横波探测裂缝、VSP法、纵波地震勘探、多波多地震勘探等识别裂缝技术10 ，尤其是纵波地震勘探识别及定量预测裂缝发育的方位及密度方面有了很大进展。由于储层裂缝的存在，会造成多种属性（振幅、层速度、时差、方位、方位AVO梯度、方位层频率、层频率差、叠加振幅及振幅方位差等）的变化，测量这些变化可以识别及预测裂缝。另外，多波多分量勘探地震对裂缝在地下造成的强烈非均质性有很好的敏感性，但这项技术目前还处于探索

28、性阶段。基于天然裂缝发育的主要控制因素，探索地质数理统计关系，在地质认识指导下定性（或半定量）地研究预测裂缝分布，是当今研究裂缝的主要方法和手段。（2）微观孔隙结构分析技术 低渗透油气储集层的性质在很大程度上取决于其微观孔隙结构（包括孔隙大小及其分布，孔隙空间的几何形态，孔隙间的连通性等），要实现对低渗透油气资源的有效开发就必须加强对储层微观孔隙结构的研究。目前进行油气储层微观孔隙结构分析的技术主要有：真实砂岩微观模型驱替实验技术、核磁共振可动流体分析技术、恒速压汞孔喉分析技术和CT扫描技术等 1113 。 在低渗透油藏注水开发中，驱替程度是影响实际开发效果的重要因素。真实砂岩微观模型驱替实

29、验是近年来发展起来的一项新的研究方法，其主要利用真实砂岩的微观模型研究水驱油过程中注入水在喉道和裂缝中的微观水驱油机理、残余油形成机理和裂缝对驱油效率的影响。 核磁共振成像可以对岩心进行三维观察，得到不同角度、不同转向、任意切片方向、任意切片厚度的图像。通过图像可以观察到裂缝、小孔洞、溶洞在岩心内部的分布特征，测量缝隙微裂缝宽度及小孔洞、溶洞直径的大小，直观地观察裂缝、小孔洞、溶洞之间的连通性，判断连通性的好坏。三维图像可以分别绕X轴、Y轴、Z轴旋转，可在各轴向动态观察岩心内部缝洞的分布特征和连通性，并可随时截取任意时刻的三维图像进行观察处理计算。恒速压汞能够将岩样内部的喉道与孔隙区分开，分别

30、给出每个岩样内的有效喉道体积、有效喉道个数、有效喉道半径分布、有效孔隙体积、有效孔隙个数、有效孔隙半径分布及有效孔喉半径比分布等，并由此对岩样的孔喉发育特征（喉道、孔隙、孔喉半径比）进行细致分析。 与以往的岩心分析技术相比，CT扫描技术可以在不改变岩心的外部形态和内部结构的条件下，在几秒钟内就观测到整块岩心的内部结构、矿物分布以及液流状况等。CT装置的这些突出优点使其已经成为油层物理和油藏工程研究的有力武器。（3）压裂技术 水力压裂（图3）是低渗透油藏开发中最早使用也是目前最常使用的技术。水力压裂处理的目的是建立能提供很大表面积的长而窄的裂缝。裂缝的半长可以在30.5 305m这一数量级，开度

31、在0.25cm这一数量级。成功压裂处理的真正度量标准是是否增加 了产量或注入能力。水力压裂的首要目的是改善储层与井眼之间的流体连通。近年来取得的进展包括：粘弹性表面活性剂压裂液、限流压裂完井等 。 图3 水力压裂施工现场粘弹性表面活性剂压裂液的优点是易于准备、没有地层损害和支撑剂充填体仍有很高的传导性。这种压裂液通过在盐水中混合足够量的粘弹性表面活性剂来制备。由于不需要聚合物水化，因此进入盐水中的表面活性剂浓缩物就可以连续地计量。不需要交联剂、破胶剂或其他化学添加剂。 限流压裂完井技术就是选择压裂所需的射孔直径和射孔数量，以使预期的注入速率产生足够的流速，在井眼与水力裂缝之间建立数十万Pa的压

32、差。这种做法可以保证流体流入所有炮眼，即使裂缝内各个炮眼之间的压力变化很大。即使在地层应力变化范围为几十万Pa的情况下，这项技术也能保证每个炮眼都将压裂液传送到水力裂缝中。大部分专业人员都假设所有炮眼的大小和形状是均匀的并以相同的速率接受流体。多年来，在低渗透油田的开发中已增加了大斜度或水平井眼的钻井以获得长生产井段。但在大斜度井或水平井的应用中要有效了解次生水力裂缝面14-16 。 除水力压裂技术外，连续油管分层压裂技术、相渗调节压裂液（RPM）增产工艺技术、多裂缝压裂技术、重复压裂技术、水平井压裂技术等也是近期压裂工艺技术发展的重要方向。（4）水平井和多分支井技术 20世纪4070年代，美

33、国和前苏联等钻了一批水平井试验井。70年代后，美国、加拿大、法国等相继开展了水平井开发油气藏的研究，进入80年代，该项技术开始大规模工业化推广应用。水平井作为开发低渗透油气田的一项成熟技术已在各国油田中得到广泛应用17。从低渗透油田开发的角度来讲，水平井水平段在油层中的位置、延伸长度和延伸方向是决定水平井产能的关键因素，因此在水平井的建井过程中必须应用能保证水平井以最佳井身轨迹钻进的新工艺。俄罗斯利用地震声学X射线层析成像法以高精确度确定产层在不同方位上产层的深度和含油厚度，作为最佳井身轨迹设计的依据；美国则研制出地质导向工具，可测得离钻头12m范围内的方位、地层电阻率、伽玛射线、转速和井斜等

34、，并把这些钻头附近的数据传到随钻测量系统，以便更好地引导钻头穿过薄层和复杂地层（图4）。 图4 水平井示意图多分支井钻井技术（图5）是利用单一井眼（主井筒）钻出若干个支井的钻井新技术。20世纪50年代，前苏联率先开展了多分支井技术研究和实践。20世纪多分支井钻井技术在俄罗斯、英国、荷兰、美国、加拿大等得到广泛应用，并逐步推广到中东、南美、欧洲与亚洲。目前，国外常用的多分支系统主要有非重入多分支系统、双管柱多分支系统、分支重入系统和分支回接系统等 18 。分支井的连接技术是分 支井所特有的，支井眼与主井眼的密封连接问题是目前分支井完井作业技术难度最大的，因此分支井研究的主要方面集中在分支井完井中

35、的主、支井眼连接技术。近年来国外一些公司已在这一方面取得一些进展，如Sperry公司研制的可回收分支井系统和分支回接器、Baker公司研制的根部系统、SperrySan公司研制的多管柱完井系统。 图5 多分支井示意图（5）小井眼钻井技术 低渗透油藏的油井产量都很低，日产液量只有几立方米到几十立方米，从作业上能否做到低成本是决定能否开发这类油藏的关键。使用小井眼钻井技术可以大幅度降低钻井投资，提高低渗透油田的经济效益。小井眼钻井技术采用的抽油机、油管、抽油杆、抽油泵和简易防盗采油树都比常规的采油设备小，因此称为五小采油技术22-23 。钻井系统对小井眼钻井成本影响最大，运用先进的钻井系统可显著降

36、低小井眼钻井成本；一些研究机构估计，成本节约可高达40%60%。小尺寸钻头和井下马达是小井眼钻井系统的重要组成部分，HughesChristensen公司对小尺寸钻头做了大量改进，提高了小井眼钻井效率。运用小井眼钻井技术时，如何选择小尺寸钻杆，使这项技术的成本效益不致于因为小尺寸钻杆钻压效率低、钻杆机械损坏可能性大等缺点而被抵消，也是一项关键技术。与常规井眼环空相比，小井眼环空几何尺寸小，显著增大了钻井液当量循环密度。在法国研究院、Forasol及DBS公司共同实施的欧洲小井眼计划中，深入研究了小井眼环空水力学特性，专门建立了一套模型，运用该模型可以调整流动参数和流体流变学特性，以此来优化环空

37、水力流动，降低当量循环密度，改善环空内的流速分布。国外小井眼钻井研究发展的先进技术研究和发展趋势有：带顶部驱动的小井眼钻机、小尺寸大功率井下动力钻具、采用高灵敏度井控专家系统控制和预防井喷、采用连续取心钻机进行小井眼取心作业、采用高强度固定齿的新型钻头等，并朝着更小尺寸 配套的方向发展。目前国外已有可用于76.2mm井眼的全套钻井和井下配套工具，以及多种连续取 心和混合型钻机 。近几年来我国在大庆、吉林等油田钻了一小批小井眼井，统计的钻井费用较常规井降低了15%。除小眼井技术之外，无油管采油技术、车载抽油技术等也是近年来发展起来的节约钻采成本的技术。 （6）超前注水技术 超前注水（advanc

38、ed water injection）是指注水井在采油井投产前投注，油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，地层压力高于原始地层压力并建立起有效驱替系统的一种注采方式。早注水可以使地层压力保持在较高的水平，相应可使油田在一个较高的水平上稳产 。 超前注水技术开发有如下特点：可建立有效 的压力驱替系统，单井获得较高的产量；降低因地层压力下降造成的渗透率伤害；有利于提高油相相对渗透率；超前注水有利于提高最终采收率。长庆油田公司在安塞、西峰等油田注水开发中实施早期强化注水、不稳定注水、同步或超前注水、沿裂缝注水、高含水区提高采液指数、改变渗流场、加密调整、调整注水剖面、调整产液剖面等技

39、术，从而提高了单井产能及最终采收率，提高了整体开发效益。同步或超前注水能使地层避免或少受伤害，超前注水能尽快建立起压力驱替系统。 2001年在安塞油田开展了12个超前注水井组（王窑7个，杏河5个），对应油井47口，动用含油面积3.87km2 。12个井组先后于58月份投注。王窑西南7口注水井平均日注量41m3 ，注水强度达 到2.0m3 /dm；杏河西南5口注水井平均日注水量39m3 ，注水强度2.74m3 /dm，尽快建立起有效的压力驱替系统。通过超前注水技术的实施，单井产能得到一定程度的提高，有效地减缓了油田递减，最终采收率得到提高 。此外，吉林油田分公司松辽盆地木头油田、吐哈油田分公司吐

40、哈盆地牛圈湖油田低渗透油藏开发中 也都应用了此项开发技术 。（7）层内爆炸增产技术 爆炸技术引入石油行业已有100多年的历史，大规模的工业应用也有二三十年的历史，在低渗透油藏的增产方面，已发展的技术很多，如井内爆炸技术、核爆炸技术、高能气体压裂、爆炸松动等，但目前应用前景较广的为层内爆炸增产技术 。层内爆炸增产技术就是利用水力压裂技术将适当的炸药压入岩石裂缝，点燃那里的炸药，从而在主裂缝周围产生大量裂缝，达到提高地层渗透率的目的。炸药释放能量有3种形式：爆轰、爆燃（二者统称为爆炸）和燃烧。深部地层造缝的特征是压力高、能量大、加载空间狭窄，同时，根据力学原理可知静水压力再大也不能压裂岩石，只有偏

41、应力足够大才能压裂岩石。水力压裂技术满足这些特征，爆破工程经验表明，炸药爆炸也能满足这些基本特征。 研究认为地层深部水力压裂形成的缝宽约23m，裂缝容积约23L/m2 ，可注入约23kg炸药。爆破工程中爆轰破碎单位体积岩石的耗药量约 1kg/m3 ，按此估计，层内爆炸在爆轰时可破碎约23m3 岩石，耗药量显著低于核爆法。由于爆轰压力上升太快且远大于岩石强度，可能使岩石产生密实圈（即应力笼），而爆燃压力即大于岩石强度，压力上升快慢又适度，因此选择爆燃作为层内爆炸炸药释放能量的主要形式较为合适。用爆燃形式进行层内爆炸，只会在岩石中造成多条分支裂缝，且分支裂缝向主裂缝两侧延伸的长度大于2m，如果岩石

42、破碎新增表面耗能大体为常数，则岩层开裂体积至少会大于2m3 。 层内爆炸压裂的实验研究表明，井筒内瞬态压力不超过100MPa时不会损毁井筒；同时，造成的剪切裂缝两侧岩石有不可恢复的错动，压裂缝内因存在岩屑而有自支撑效应。根据这些经验，层内爆炸要把井筒内瞬态压力控制在100MPa量级，并且可以依靠自支撑效应维持油气层的渗透能力。 目前，小规模模拟实验已取得了成功。实验结果表明，层内爆炸通过热传导实现点火并传爆，爆燃的过程缓慢。通过模拟实验，至少找到了一组层内爆炸用特种火药基本配方：在200mm和1000mm尺度上实现了特种火药的挤注、点火和爆燃的基本过程，其峰值压力在100MPa左右。该特种火药

43、的经济、安全可达到生产要求，从而证实层内爆炸原理基本可行。产出液后处理安全性问题也得到了解决 。（8）微生物采油技术 微生物采油技术（Microbialenhancedoilrecovery）是指利用微生物（主要是细菌）或其代谢产物提高原油产量和采收率的技术。微生物采油方法包括：微生物单井吞吐、微生物驱替、微生物调剖堵水、微生物除蜡以及利用生物工程生产生物表面活性剂和生物聚合物，作为化学驱的注入剂的方法。这些方法可以单独使用，也可以与其他方法结合应用 。 微生物采油技术特别适合于低渗透油田。目前，美国、俄罗斯、英国、加拿大和挪威等国非常重视微生物采油技术的研究，研究的投入也在不断增加。近20年

44、来，美国能源部（DOE）共支持了47个微生物采油研究项目，其中有8个项目正在进行之中。2009年4月，在尼日利亚召开的世界石油微生物技术大会，讨论了微生物采油技术的发展。 近十多年来，我国微生物采油技术得到了快速发展，目前已在吉林、大港、大庆、新疆、胜利、辽河等油田都进行了现场工业化应用并见到了较好的初步效果。八、提高油井产量、改善开发效果的主要措施1、优选富集区块我国不少低渗透油田含油面积很大，达上百甚至几百平方公里，但油层有效厚度较小，单位面积储量较少。需要利用三维地震和钻探试油资料，进行早期油藏描述，预测砂体发育区带，掌握油水变化规律，优选油层比较发育、储量丰度较高的有利区块首先投入开发

45、，取得成功经验和经济效益后再逐步滚动、扩大开发规模。2、确定合理井网部署方案合理井网部署方案是开发好低渗透油田的基础和关键。根据低渗透油 层连通性差、渗流阻力大和能量消耗快等特点，油田开发重要的工作是 建立起有效的驱动体系和较大的驱动压力梯度。为此应该合理缩小井距， 加大井网密度。理论研究和生产实践表明，合理缩小井距不仅可以加快开 采速度，而且可以大幅度提高采收率。对裂缝性低渗透油田应该区别对待，其井网部署的基本原则是：平行 裂缝的主要方向布井，采取线状注水方式，井距可以加大，排距应该缩小。 低渗透油田开发层系的划分可以适当“粗”一些，亦即一套层系中开采的 油层可以多一些，有效厚度可以大一些。3、重视油层保护低渗透油层不仅孔喉细小，而且一般含泥质较多，容易受到污染和损害，所以对低渗透油层要特别重视油层保护工作。从钻井打开油层开始，到完井、射孔以及井下作业整个过程都要针对油层不同特点和敏感性能，采取相应的油层保护措施。在油层保护工作中要注意实效和节约的原则，既要达到好的实际效果，又要