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1、现代试井技术在开发方案中的应用一、前言（一）试井概念试井是地层中流体流动试验，是以渗流力学理论为基础，通过测试地层压力、温度和流量变化等资料，研究油气藏和油气井工程问题的一种间接试验方法。（二）试井类型产能试井一般分油井产能试井和气井产能试井。油井产能试井主要采用系统试井；气井产能试井有回压试井、等时试井和改进等时试井等。不稳定压力试井一般分为五种类型：压力恢复、压力降落、注入井压力衰减、注入能力测试和多井试井（干扰试井、脉冲试井）等。压力恢复试井是在生产井上进行的，产率在一个相当长时间内保持稳定，然后关井并记录井底压力恢复过程。注入井衰减测试与压力恢复测试相似，注入井保持稳定注入量，然后关井
2、并记录井底压力的衰减过程。压力降落测试，是在测试前已关井一段时间，地层内压力已趋于平衡，然后把压力计放入井内，记录井以恒定产率生产时井底压力的变化。注入能力测试与压降测试相似，差别仅是液体是往井内注入。压降和注入能力测试，由于很难在测试期内保持恒产，因此应用较少。干扰试井是在两口或多口井中进行的，在一口井（激动井）中改变生产制度，而在另一口井（反映井或观察井）中记录压力响应，干扰试井对地层非均质性、特别是地层连通性反应敏感，对我国很多小断块油田尤其重要。（三）提供的参数产能试井可以确定油气井的产能方程、IPR曲线、合理的工作制度等。不稳定试井可以得到油气藏的产能系数、井的静流压、井的污染程度、
3、地层非均质特性、边界和储量以及其它特殊目的测试得到的参数。二、国内外发展状况试井技术从本世纪20年代诞生逐步发展到现在，已发展成为一专门学科，其间大致可分为以下三个阶段：初期发展阶段（2040年代）：这个阶段的试井工作主要是测取油井不同开采制度下的油气产量和井底压力，主要研究了井底压力随时间变化的晚期规律，但在低渗透油田取得晚期资料需要很长的关井时间。常规试井阶段（5070年代）：随着不稳定试井技术的发展，通过压力恢复试井连续测量井底压力变化，运用半对数分析方法（HORNER分析方法）可以分析供油区域的有效渗透率和井底附近的污染状况。60年代末70年代初，开始了现代试井分析方法的研究，随着高精
4、度电子压力计的问世和计算机技术的发展，有关试井分析的理论文章大量发表，为现代试井奠定了理论基础。现代试井阶段（80年代至今）：70年代末80年代初Gringarton和Boudet先后建立了均质油藏和双重介质油藏的现代试井理论解释图版，这是现代试井技术的标志。它以常规试井方法为基础，又发展了许多新的理论和方法。不仅可以准确地测取一般的储层参数、完井质量参数，而且可以对油藏的储集类型、储层在平面上的变化、边界情况做出分析判断。在国内，50年代中期在克拉玛依油田的开发过程中，开始应用压力恢复试井，测得了比较可靠的地层压力和产层流动系数；60年代初期试井技术为大庆油田的早期评价起了很大作用，通过试井
5、资料说明大庆油田没有天然水驱条件，应考虑早期注水开发；60年代中期胜利油田投入开发，通过试井资料说明油田具有多套层系含油和多套压力系统、油田构造相当复杂、非均质性严重的特点；随后试井技术在国内各油田得到了广泛应用和发展。三、试井分析基本原理可以把试井分析看作是一个系统分析问题，而且是一个反问题，反问题的求解需要首先构造解释模型。试井解释模型是对试井过程中地层压力动态反映的描述，而不是对地层本身的物理描述。地层的压力反映受渗透率、储层非均质性、近井筒条件等地层和井筒参数影响，试井解释模型是在对地层物理性质的认识基础上建立起来的描述地层响应的一种数学关系，或称为试井解释数学模型。试井解释模型由三部
6、分组成：基本地层流体流动模型、内边界条件和外边界条件。在导出模型时，一般作了以下假设：岩石孔隙度和渗透率为常数且不随压力变化；系统等温、重力影响忽略；介质被粘度不变、压缩系数很小且为常数的单相流体所充满；流体流动遵从达西定律且系统各处的压力梯度很小；系统为等厚、水平地层；井为常产量生产且生产前地层中各点压力相同。尽管真实油藏将很难与这些假设符合，但在实际生产过程中发现，油气藏表现出的压力反映特征大致可以分为几大类，下表列出了目前在试井解释中使用较多的一些解释模型。表1 基本试井解释模型一览表内边界基础模型外边界线源井井筒储存和表皮系数裂缝井部分打开水平井均匀介质双重介质双渗透率多层复合油藏 无
7、限大无流外边界常压外边界泄漏断层楔型断层（一）内边界内边界模型是由井筒条件决定的，井筒条件包括井筒的动力状况和井的完井情况，井筒的动力状况是指与井筒动力效应有关的物理现象，包括井筒储存效应、井筒相变影响、井温影响、井筒漏失等现象；完井情况是指与井筒本身及井壁附近地层物理结构有关的影响，包括井筒的污染情况、射孔情况、储层穿透厚度及是否有裂缝、井斜等情况。1、线源井 在不考虑井筒的动力状况和井的完井情况下，井半径与油藏大小相比，井半径非常小，近似地把井半径视为零，此时的井称为线源井。井筒半径为零时，解释模型的解称为线源解。线源井模型在干扰测试资料解释中应用较多，在无法确定激动井的内边界情况时一般选
8、用该模型。2、井筒储存（1）井筒储存 在测试过程中，由于井筒中的流体的可压缩性，关井后地层流体继续向井内聚集，开井后地层流体不能立刻流入井筒，这种现象称为井筒储存效应。描述这种现象大小的物理量为井筒储存系数，定义为与地层相通的井筒内流体体积的改变量与井底压力改变量的比值，井筒储存系数定义如下：C=(Dv)/(Dp) （1）图1为早期井筒储存特种曲线图，其特征是与的关系曲线为通过原点的一条直线。据此可识别早期井筒储存效应的影响。 图1 井筒储存特种曲线图（2）变井筒储存 在相重新分布井、相变井等实测井中，井筒储存系数往往表现出增大或减小的特征。1997年Hegemen等人提出一种分析井筒储存增大
9、或减小的模型，该结果是能够将变井筒储存加到各种储存模型（PD函数）的laplace空间通解。定井筒储存效应可由下式表示： （2） Fair在井筒相重新分布研究中，通过增加一项，来计算相重新分布引起的压力变化，对方程（2）做了修正： （3）使用多个变井筒储集压力函数PD1 、PD2，可以产生复杂的变井筒储集模型。例如，图2反映出的是早期井筒储集减小，接着井筒储集又将增大的现象，对于一些井筒有积液的气井，在压力恢复测试期间有时出现这类井筒储集特征。早期，天然气压缩系数不断降低，引起井筒储集减小。后来，随着液体回落和相重新分布，井筒储集可能增加。 图2 早期井储先减小后增大的曲线3、表皮系数 由于钻
10、井、完井、作业或采取增产措施，使井底附近地层的渗透率变差或变好，从而引起附加流动压力的效应，这种现象称为表皮效应。表示表皮效应大小的无量纲参数称为表皮系数，表皮系数由下式定义： （4）在油田勘探开发过程中，利用不稳定试井方法确定的表皮系数广泛应用于油气层损害评价。对于均质砂岩油气藏：S0，地层被污染，S=0，地层保持原状，S3，地层被污染，S=3，地层保持原状，SK。在双对数曲线上，早期的压力及压力导数曲线呈斜率为1/4的平行直线，二者纵坐标差为0.602（对数周期）。压力分布进入拟径向流动阶段，其压力特征与无限导流情况类似，压力导数曲线也是纵坐标为0.5的直线。（3）均匀流量垂直裂缝这一模型
11、假定裂缝具有很强的导流能力，即裂缝中的压降很小，且地层流体流进每单位横切面上的裂缝面积的流量相等。均匀流量裂缝与无限导流裂缝有相似的压力特征，这两种裂缝流动条件仅有很小的差别。均匀流量裂缝的不稳定拟径向流期的流动方程为： （6）对于均匀流量裂缝，裂缝表皮因子的计算公式为： （7）式中e=2.71828（二）基础模型试井分析的理论基础是考虑了质量守恒定律、达西运动定律和状态方程的渗流扩散方程，然后结合油藏地质选择正确的解释模型，同时考虑内外边界条件进行求解。不同的地层类型对应着不同的试井解释模型，各种不同的试井解释模型其压力特征也各不相同。1、均质无限大油藏对于均质无限大油藏，假设原始地层压力为
12、pi，地层流体微可压缩且压缩系数为常数，半径为rw具有井筒储存和表皮效应的井以常产量q生产时，其压力分布服从以下数学模型： （8）式中， pD、tD、rD和CD分别为无量纲压力、时间、半径和无量纲井筒储存系数，其定义如下：pD=kh/(1.84210-3qBm)p （9） tD=3.6kt/（fmCtrw2） （10） rD=r/rw （11） CD=C/(2pfCthrw2 ) （12）在流动初期，井底压力主要受井筒储存的影响，此时压力为： pD=tD/CD （13）当流动进入径向流动期后，压力的近似解为：pD=0.5ln(tD/CD)+0.80907+ln(CDe2S) （14）图3 均质
13、无限大油藏曲线特征图图3为相应数学模型的双对数压力曲线，其中坐标采用双对数坐标系统，横坐标为无量纲时间tD/CD,纵坐标为无量纲压力pD和无量纲压力导数pD(tD/CD)，曲线1为压力曲线，曲线2为压力导数。之所以用压力导数曲线来进行试井分析，是因为在开井或关井一段时间后，压力变化不是特别明显，而压力导数是反映压力随时间的变化率，微小的压力变化其压力导数都会有明显的变化趋势，因而更容易判断油藏的各种特征。整个压力曲线可分为：l 早期段：反映井筒储存和井底污染的影响情况（图3第段）。压力及压力导数呈斜率为1的直线。由此可求出井筒储存系数C,但标志井底污染状况的表皮系数S虽然影响了早期段的延续长度
14、，其数值却要从后面的阶段推出。l 过渡段：反映近井筒情况（图3第段）。导数曲线有一明显的波峰。l 中期段：反映地层情况（图3第段），此时地层流体进入了径向流动期，压力曲线均匀变化，压力导数呈一水平直线，其纵坐标值为0.5。由此可以确定地层渗透率k，向前可以推算表皮系数S，向后可以推算地层压力p*。l 晚期段：反映外边界的影响（图3第段）。由于是无限大油藏，压力及压力导数与第段相同。KfKm裂缝系统基岩系统井筒图4 双重孔隙介质油藏模型2、双重孔隙介质油藏双重孔隙介质油藏是指裂缝性油藏，油藏中存在裂缝和基岩两种孔隙结构，裂缝系统的渗透率kf远远大于基岩系统的渗透率km，并且基岩只向裂缝系统供液(
15、图4），双重孔隙介质油藏模型的压力特征在其早期与均质油藏相同，但在过渡阶段，其压力导数曲线出现下凹(图5)，这是双重介质油藏的特征。下凹的深度和“凹子”出现的早晚受双重介质的特征参数弹性储能系数和窜流系数来确定： 裂缝系统弹性容量 (VfCt)f （15） 总弹性容量 (VfCt)fm rW2km/kf (16)其中，为基岩的形状因子。图5 不同油藏模型曲线的特征值越小过渡段导数下凹部分出现越早，说明基岩向裂缝的供给对压力变化的影响增大。值越大导数下凹出现越早，说明基岩越容易向裂缝供给流体；反之，值越小导数下凹出现越迟，说明需要较大的压差和较长的时间，基岩才向裂缝供给流体。进入径向流段后，若介
16、质间是拟稳定流，其压力导数曲线趋向于0.5直线；若介质间是不稳定流，其压力导数曲线则趋向于0.25直线。3、双重渗透介质油藏双重渗透介质油藏是指地层中存在两种渗透率差异很大的部分，流体都可以流向井筒，同时低渗透层还可以流向高渗透层（图6）。双重渗透介质油藏的典型代表是分成两层的层状油层，如果地层是多层的，而这些层可大致分成两类高低不同的渗透性，也可简化成双重渗透介质油藏。K1K2高渗透层低渗透层图6 双重渗透介质油藏模型井筒在双对数曲线上，双渗油藏模型的压力特征在早期与均质油藏模型一样，压力及压力导数曲线呈斜率为1的直线。但在过渡阶段，其导数曲线也出现下凹(图5），凹的深度和“凹子”出现的早晚
17、除受和影响外，还受地层系数比k影响：当=0.5时曲线特征与均质油藏模型相同，k1时与双重介质油藏模型相同。然后进入高渗透层径向流段，导数曲线是纵坐标为0.5的水平线（图5），在储层的储集效应段结束以后是低渗透层径向流段，导数曲线是纵坐标为0.5/(1-)的水平线。4、复合油藏复合油藏是指将油藏分成两个渗流区，井筒附近地层的渗流区域与离开井一定距离的地层渗流区域的地层参数不同(图7)。靠近井附近半径为r1的区域为复合油藏的内区，在这一区域具有流度M1k1/m1和弹性储能系数(fCt)1;在rr1的区域为外区具有流度M2k2/m2和弹性储能系数(fCt)2。图7 复合油藏模型示意图复合油藏的压力特
18、征除由地层参数及C、S确定外，还有：流度比： Mc=M1/M2 （17）储容比： wc=(fCt)1/(fCt)2 （18）复合油藏压力及压力导数图的曲线特征由图8给出。图8 复合油藏压力特征曲线可以看出，早期段表现为井筒储存系数及井筒附近污染区的影响，然后是内区的径向流直线段，压力导数是0.5的直线。随后是内外区交界面的影响段，如果外区的流度（k2/m2）和储容系数(fCt)2是小于内区的,即外区的地层参数比内区的差一些,那么压力导数曲线就会上翘,对于注水井,由于水淹影响,使得M1M2,就会产生上述情况。相反，如果M1M2, (fCt)1(fCt)2,压力导数曲线则下倾。最后流动进入外区径向
19、流段，压力导数曲线仍表现为水平线，其纵坐标值为0.5Mc。（三）外边界外边界条件是指油藏外边缘的情况，常见的有无限大地层、不渗透边界、恒压边界、封闭系统和组合边界等。在实际油藏中不存在真正的无限大地层，所有地层都是有界的，将地层认为无限大是由于压力波动尚未波及到地层边界，边界压力特征没有反映出来。1、单一直线不渗透边界当测试井附近有一条不渗透直线断层，根据渗流力学的镜像原理和叠加原理，进行压降或压力恢复试井时，在压降半对数曲线（Pwflogt）的前一段呈斜率为m的直线，而后一段（遇到直线断层反映后）呈斜率为m的直线。在双对数压力导数曲线上，井筒储存和表皮效应的影响结束后压力导数稳定于纵坐标值为
20、0.5的水平直线上，遇到断层反映后，压力导数曲线先上翘，最终趋于纵坐标为1.0的水平直线。2、两条平行不渗透边界（渠状储层）若井位于两条平行断层中，在井到最近断层距离大约是两断层间距的10%或更小时，半对数图上可显示出一条断层的存在，并可计算其距离，压力导数的双对数图可反映出两条断层的存在，可用典型曲线拟合法求得井与每条断层的距离。若井位于两条断层的中间，半对数图上曲线的斜率一直在增长。在晚期边界之间的流动变成了线性流动，此时压力与时间的平方根成正比，双对数图上压力与导数曲线相平行，且沿斜率为1/2的直线（倾角26）上升。3、两条相交不渗透边界（楔型储层）当井处于两条相交断层附近时，其压力曲线
21、形态与两条断层的夹角及井到两条断层的距离有关。当井到两个断层的距离相差较大时，导数曲线表现出两个依次上升的台阶；若井处于两断层夹角的角平分线上，随两断层夹角的减小，其压力导数上翘幅度变大，最终稳定于纵坐标值为N=180/q的水平线上（q为两断层的夹角）。若井处于两个正交断层之中，导数曲线最终将稳定于纵坐标为2.0的水平线上；单对数图上前后直线段斜率之比为1:4。4、多条不渗透边界井周围有多条不渗透边界（两条以上）但并不完全封闭，在双对数曲线上的反映与两条相交断层的情况很类似，导数曲线都是上翘后变平，只是上翘的距离和幅度稍大些，故在判断是否为多条不渗透边界时，应参考地质资料，而不能只凭试井曲线来
22、判断。5、断层全封闭边界胜利油田的油气藏多为断块油气藏，故常遇到断层全封闭边界。这类边界反映在压力恢复曲线上，一般先表现各边界的特征，即压力和导数曲线上翘，然后表现总特征，压力曲线稳定而导数曲线下跌；在压降曲线上，边界的反映为曲线持续上翘，在拟稳态，导数曲线沿45（斜率为1）的直线上翘，与压力曲线趋于重合，但总比压力曲线略低。6、等压边界 等压外边界主要发生在很大的气顶、边水供给充足或注采平衡的储层系统中。若井附近存在定压边界，不论是压降还是恢复都会由于定压的存在使压力稳定下来，而压力导数则很快下降。四、在开发方案中的应用一个油藏从投入开发到衰竭要经历不同的开发阶段，各阶段对资料的要求不同，如
23、在开发前期的储层评价、边界类型评价、储量估算，编制开发方案的动态评价，调整挖潜时增产措施效果评价、井间连通评价及注水效果的评价等.与此相对应的试井类型也不同，下表列出了各种试井类型及解决的问题，实际应用时应选择合理的试井类型，采集尽可能多的试井数据来达到预期的试井目的。表2 常用的试井类型及解决问题测 试 类 型解 决 问 题流压或静压测试确定油藏原始或目前地层能量稳定试井选取合理的工作制度不稳定试井确定油井、油藏参数，边界及计算储量多井干扰或脉冲试井井间连通性及横向非均质分布垂向干扰或脉冲试井层间连通性及纵向非均质分布DST地层测试求取原始地层压力，获取油藏参数多层测试求产、配注抽油机井测试
24、求取地层参数1、落实油藏的外边界及单井储量估算胜利油区经过30多年的勘探开发，已进入高勘探程度阶段，找到整装优质大油田的难度越来越大，近年来发现的多是岩性和复杂断块的隐蔽式油气藏。这样在开发前期如何准确确定油藏规模、减少滚动勘探的风险是一个非常有意义的问题，试井就是解决这一问题的有效方法之一。在胜利油区所进行的200余口井的试井中，有80多口井见到了不同类型性质的边界反映，边界包括：单一不渗透边界、多条不渗透边界（断层或地层岩性尖灭）、等压边界（油水边界）、不渗透边界与等压边界的组合和全封闭外边界。2、判断油藏的储集类型由于胜利油区的地质情况非常复杂，因而正确地判断油藏储集类型、弄清储层结构是
25、油田能够投入开发的重要前提。对于砂岩油藏地层一般为均质地层，对砂岩低渗透油藏有时地层为双重介质油藏；而对于碳酸盐岩油藏，由于存在基岩与裂缝两种储集空间，通常为双重介质油藏；对于特殊岩性的油藏则无规律可言，必须结合实际情况来具体判断。3、判断裂缝性油藏的裂缝发育方向近年来，随着勘探技术的进步，胜利油区裂缝性油藏（火成岩、潜山等）的勘探获得重大突破，其裂缝性油藏在开发中的地位也越来越重要。进行裂缝性油藏的勘探和开发，其关键环节是确定油藏的裂缝发育方向，利用FMI测井虽可识别裂缝发育段，但成本高且只能识别井壁附近的情况；而利用多井干扰试井方法则可搞清油藏的裂缝发育方向及获取储量参数等。4、确定油藏及
26、井的参数油藏及井的参数是编制开发方案的基础资料，利用试井技术可以确定油藏的压力、温度系统；确定储层物性参数，包括储层物性参数定量分析、渗透性的平面分布特征及渗透性的垂向变化特征等；此外还可以进行油井产能评价。5、判断断层的密封性利用地质等方法难以确定断层的密封性，而利用多井试井技术则可以准确判断其密封情况，如桩107断块通过多井试井确定出其断层不密封，为该断块下一步的方案调整提供了直接依据。6、在增产措施效果评价中的应用一口新投产的井产量很低，是储层物性差还是由于污染造成的，可以通过试井资料确定是否应该进行压裂、酸化等增产措施，实施增产措施后还可以利用试井技术评价其效果。7、在稠油热采及三采中
27、的应用稠油热采及化学驱采油已在胜利油区大规模应用，现代试井技术同样可以应用于这些油藏，如确定热采井的导热系数、确定注聚油藏的渗透率、平面非均质性及水窜方向等。五、发展趋势试井技术从出现到现在已经历了半个多世纪，通过国内外试井工作者的努力，试井已成为油田开发工程中的一门重要分枝，成为研究、合理高效开发油气田不可缺少的技术，其应用已贯穿于油气田开发的全过程。回顾这几年国内外试井研究工作的重点，我们认为以下几个方面仍可为今后一段时间内试井工作的发展重点。1、丰富和发展试井解释模型试井研究的对象为储层和井系统，不同井、不同储层和储层内不同的流体组成了不同的系统，不同的系统其压力反映不同，试井解释模型也
28、不同。完善和发展试井理论和解释模型，才能更合理的进行试井设计和资料解释。以下系统可能为需要进一步完善和发展的研究内容：l 对于井来说，主要有裂缝井、热采井、斜井、水平井、多底井、分枝井等复杂结构的井。l 对于储层来说，由于边际油气藏和特殊油气藏越来越多的投入开发，而这类油气藏主要表现为平面渗透率变化、垂向成层现象、天然裂缝及复杂的油气藏外边界等非均质性质，因此主要有：双重孔隙度储层、双重渗透率储层、复合储层、多层储层、平面参数非均匀分布储层及带有各种外边界的储层等。l 对于流体来说，主要有多相（油气、油水、油气水）流体、凝析气、非烃气、稠油和注入的聚合物等非牛顿流体、注气或汽等形成的复杂流体及
29、不同流体饱和度非均匀分布等流体类型。当研究的系统变得复杂时，必须寻求更有效的模型计算方法，如对于具有复杂外边界的系统使用有限元或边界元法进行求解，对于一些复杂系统则使用数值模型等。另外多井条件下的解释理论以及不同类型井之间组合的多井试井理论，以及复杂井身结构不同位置间干扰测试理论等，也是研究课题之一。2、寻求更有效的解释方法研究的系统越复杂，其未知的参数就越多。除利用其它资料减少一些未知参数外，应寻求和完善更有效的解释方法，如近来研究较多的二次导数、稳健回归、遗传算法、拉氏空间直接求解、神经网络理论和专家系统的应用等新方法。并努力使这些方法应用于试井解释软件。3、发展新测试技术测试技术的发展主
30、要是针对一些新的测试对象和研究难题，主要有稠油井测试问题，低渗透油藏测试问题，多层油气藏的分层测试问题，凝析气、非烃气和煤成气藏等特殊油气藏的测试方法问题，多相流井的测试技术，平面非均质分布的测试方法等。4、提高试井资料的综合分析与应用水平测试资料的解释应充分应用已有的其它资料，对测试资料进行综合分析和利用，作出尽可能准确的解释和获取尽可能多的油气藏信息。5、数值试井技术数值试井技术是90年代以来针对油田开发中后期所面临的多相、多井及长期水驱使油藏非均质越来越严重等问题而发展起来的一项新技术。目前国内外都在攻关研究，取得了一定的成果，但总的来说还不成熟，实用性不强，须进一步研究攻关。低渗透砂岩
31、油藏开发方案技术胜利油区低渗透油藏储量丰富，为油田的增储上产作出了巨大贡献。随着开发过程的逐步深入，该类油藏的开采难度越来越大，迫切需要在重建地质模型的基础上，研究提高采收率技术，进一步改善油藏开发效果，为此胜利油区加强了该类油藏开发技术的研究，形成了配套的开发技术。一、概况1、概念及分类我国根据低渗透油藏的渗流特征和生产实际，将储层渗透率不大于50md的油藏算作低渗透油藏。以开发单元为单位，根据地质、开发特征，对胜利油区的低渗透油藏开展了分类。按照油层平均渗透率可把低渗透油藏分为一般低渗透油藏、特低渗透油藏、超低渗透油藏，对于一般低渗透油藏，考虑沉积类型以及储层的分布状况，进一步分为厚层构造
32、低渗透油藏、透镜体岩性低渗透油藏和薄互层低渗透油藏。2、储量分布及动用状况3、地质特征及开采规律低渗透油藏储层物性差、岩性变化大、孔隙结构复杂、非均质严重、天然能量弱，在开采过程中表现出与一般中高渗透油藏不同的开采特征：(1) 自然产能低，初期一般需要采取储层改造措施；(2) 天然能量不足，地层压力下降快；(3) 低含水期含水上升慢，中低含水期是可采储量的主要开采期；(4) 低渗透油藏见水后无因次采液指数、采油指数随含水上升大幅度下降，稳产难度大；(5) 注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高。4、开发历程和开发现状5、老区开发存在问题低渗透油藏开发的主要矛盾表现在注采井网不完善、油水井利用率
33、低、注入水水质不达标、采油工艺配套技术尚不能适应低渗透油藏开发的需要等方面。6、开发的主要潜力及技术对策通过对低渗透油藏在开发过程中暴露出矛盾的认识，分析各单元存在的问题，认为低渗透油藏仍有进一步提高采收率的潜力。（1）完善注采井网，提高储量动用程度（2）深入研究停产停注原因，加强扶停工作（3）细分层系，挖掘层内潜力（4）弹性驱转为注水开发的潜力针对低渗透油藏目前开发中存在的主要矛盾，采取切实有效的对策，以改善低渗透油藏的开发效果，提高采收率。（1）深入开展基础研究，为低渗透油藏开发提供理论依据（2）依托机理研究成果，研究相应的开发技术政策（3）推广应用储层保护技术，严把水质关，提高低渗透油藏
34、注水开发效果（4）完善低渗透配套工艺技术，提高低渗透油藏开发水平（5）积极探索提高采收率新技术，搞好技术储备二、低渗透砂岩油藏地质建模研究（一）建模技术及流程针对胜利油区低渗透砂岩油藏的地质特点，通过近几年的实践，初步形成了非均质地质模型研究的技术方法和流程，即以测井约束地震反演、沉积微相研究、地应力和裂缝研究为基础，以计算机技术为手段，以建立三维非均质地质模型为目标，充分利用三维地震、地质、钻井、测井、测试等资料，准确地确定油气藏特征，为油藏数值模拟和开发方案编制提供可靠的油藏地质模型。（二）岩石物理相研究岩石物理相是指具有一定岩石物理特性的储层成因单元，是沉积作用、成岩作用和后期改造作用的
35、综合效应，它最终表现为现今的储层孔隙网络特征。 1、岩相研究低渗透砂岩油藏储层成分成熟度低、结构成熟度低是导致砂岩孔隙结构复杂、渗透率低的主要因素之一。2、沉积微相研究介绍胜利油区低渗透砂岩油藏的沉积类型以及沉积环境对低渗透砂岩油藏储层的形成具有的重要作用。3、成岩储集相研究成岩储集相是指影响储层性质的某种或某几种成岩作用及特有的储集空间的组合，它是沉积物在成岩过程中所经历的一系列成岩变化的综合结果。 4、储层孔隙类型与结构特征研究胜利油区低渗透砂岩储层的储集空间可分为原生粒间孔和次生孔隙两大类，储层以各种次生溶孔为主，原生粒间孔隙仅占少部分。次生溶蚀孔相对发育，是低渗透砂岩储层的又一特点，造
36、成孔隙的连通性差。在孔隙大小方面，和中高渗透储层相比，低渗透储层以中孔、小孔为主，而连接孔隙的喉道以管状和片状的细喉道为主。喉道中值半径一般小于1.5m。储层以小孔喉为主，非有效孔喉体积（0.1m的孔喉体积）在整个孔喉体积中占比例较大，直接影响储层渗透性。根据毛管压力曲线，求取了反映储层微观孔隙结构的参数，建立了各参数与渗透率的关系。（三）储层裂缝分布模型研究1、研究裂缝的目的意义低渗透砂岩油藏中发育着错综复杂的天然裂缝和人工裂缝，裂缝增加了地层的非均质性，破坏了隔层的封隔性，给注水开发造成了困难，并不断地对油田的生产体系产生影响。因此，只有弄清油藏地应力和裂缝的分布规律后，才可优化部置井网，
37、避免水窜，增强注水及压裂效果，提高油田采收率。2、天然裂缝的地质特征裂缝分布比较规则，产状稳定，常常成组出现；裂缝有潜在缝的特点，裂缝面上常见擦痕及阶步等；裂缝切穿深度大；裂缝常被矿物局部或全部充填；裂缝力学性质既有张裂缝，也有剪裂缝，一般以剪裂缝为主。裂缝的产状以高角度缝为主。研究表明裂缝的孔隙度都十分小，远远低于基质孔隙度；裂缝渗透率变化十分巨大，从几十到上千毫达西不等，且随着油田注水开发渗透率呈动态变大。较高的裂缝渗透率仅仅存在于平行裂缝走向的方向上，垂直裂缝走向的渗透率与岩石基质的渗透率基本相当。3、天然裂缝的形成机制裂缝的成因作用归纳起来主要有以下两种：（1）褶皱断裂作用（2）成岩作
38、用4、天然裂缝的描述与预测根据地下裂缝描述和预测的特点和难点、可采用的方法以及当前裂缝描述和预测的水平，目前低渗透砂岩油藏裂缝分布规律研究的思路可概括为：以研究区及其周缘的沉积和构造特征、露头岩心裂缝观测以及测井裂缝识别、地震裂缝识别、动态观测资料等为依据，用地质分析方法、概率统计方法、类比方法和数学模拟等方法进行综合研究，在对裂缝成因机制认识的基础上，通过一系列参数建立三维储层裂缝定量地质模型，以达到描述和预测裂缝分布规律的目的。5、现今地应力及压裂裂缝特征现今地应力分布规律研究的思路可概括为：通过井壁崩落法、声速法、水力压裂法、声发射法、井斜统计法等方法进行单井地应力计算，在单井地应力计算
39、的基础上进行地应力模拟，对现今地应力分布规律进行研究。人工压裂裂缝一部分是追踪天然裂缝形成，一部分是岩石产生新生破裂形成，走向与现今应力场最大主应力方向平行。（四）储层非均质地质建模研究储层建模实际上就是表征储层结构及储层参数的空间分布和变化特征，建模的核心问题是井间储层预测。确定性建模对井间未知区给出确定性的预测结果;而随机建模则是对井间未知区应用随机模拟方法给出多种可能的、等概率的预测结果。通过对不同建模方法的分析，总结了低渗透砂岩油藏非均质地质建模的流程。即首先综合应用地质、测井、地震等资料进行砂体对比，建立具体地区的储层结构模型骨架，再应用离散随机模拟方法建立三维沉积相储层结构模型，然
40、后根据不同沉积相的储层参数定量分布规律，分相进行连续变量的随机模拟，建立三维储层参数分布模型。 1、确定性建模2、随机建模随机建模，是指以已知的信息为基础，以随机函数为理论，应用随机模拟方法，产生可选的、等概率的储层模型的方法。这种方法承认控制点以外的储层参数具有一定的不确定性。因此，采用随机建模方法所建立的储层模型不是一个，而是几个，以满足油田开发决策在一定风险范围内的正确性，这是与确定性建模方法的重要差别。3、储层非均质性研究低渗透砂岩油藏储层层间非均质性在纵向上总体评价各层（小层或单砂体），其层间非均质表现不够明显，但是在平面上的同一点（或井点）非均质受储层纵向上变化规律而表现出来，这主
41、要是受水进、水退形成储层纵向的沉积旋回规律而造成储层不同微相之间的储层物性差异。低渗透砂岩油藏储层层内非均质性受沉积韵律的变化、成岩作用而表现明显的不同。低渗透砂岩油藏储层平面非均质性主要表现为储层沉积微相的不同而引起物性平面的变化。另外还对储层的微观非均质性进行了研究，低渗透砂岩中孔喉分布不均匀，分选较差，同一小层中相邻两块样品孔喉半径等参数差异较大，孔喉层间差异亦大。三、低渗透砂岩油藏开发技术研究1、已开发区块井网适应性评价介绍已开发区块直井注采井网系统的类型、存在问题、平面调整原则、调整模式总结以及新区如何合理地部署井网。2、合理划分开发层系针对以纯化油田西区、大王北大37块等为典型代表
42、的滨浅湖相沉积的薄互层低渗透油藏层系比较发育，油层多，层间物性差异大，矛盾突出的特点，进行了对开发层系分别完善注采井网的细分层系开发工作，实施后取得了显著的效果。3、确定合理的井距适当缩小井距，合理增大井网密度。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。4、优化开发方式低渗透油藏尤其是异常高压低渗透油藏开发方式一般采取初期利用天然能量开采，在压力下降到一定程度后，选择适当时机人工补充能量开发。补充能量开发一般采取注水方式，在保证水质的前提下，高压注水。根据油藏特点还可采用周期注水的方式改善开发效果。另外，低渗透油藏国外普遍采用注气开发。5、确定合理注水时机低渗透油藏一般天然能量小，弹性采收率和溶解气驱采收率也非常低，所以需要采用早期注水、保持地层压力的开发方式，才能获得较高的开采速度和最终采收率。但对于弹性能量较大和异常高压油田，可适当推迟注水时间，尽量增加无水采油量，以改善油田总的开发效果。6、压裂井的筛选原则低渗透油藏自然生产能力较低，一般都达不到工业油流标
