特低渗储层开发面临的主要问题与开发困难原因分析

蔺力奎

西安石油大学石油工程学院(陕西西安710065)

特低渗储层开发面临的主要问题与开发困难原因分析

蔺力奎

西安石油大学石油工程学院(陕西西安710065)

特低渗油藏开发是目前稳定国内石油产量的主要手段，然而特低渗油藏以其低孔低渗的储层特征给开发带来极大的挑战。对国内主要特低渗产油区的开采现状及储层特征进行了较为详细的分析。结果表明，特低渗透油藏开发所面临的主要问题是油田天然能量小、地层吸水能力低、裂缝性储层各向异性突出;开发困难的主要原因是储层属于中等偏强应力敏感——强应力敏感，水锁效应与贾敏效应强，水敏性和酸敏性较强。

特低渗油藏;低孔低渗;非均质性;应力敏感;水锁效应

当前，我国的勘探工作已经进入了低渗、特低渗储层的阶段。低渗透油气藏在我国油气勘探开发越来越占重要地位，尤其以西部特低渗油气藏为主，而且低渗油藏储量占了油气勘探开发四分之三的比例。在待勘探的预测地质储量中低渗、特低渗储层也将是我国今后石油开发的主力军［1］。

在油气田开发生产中，特低渗油藏较之中、高渗油藏更容易受到伤害且危害性更大，且不易解除。要搞好特低渗透油藏的开发就首先要明确目前特低渗透油藏开发中存在的主要问题并了解开发困难的原因，以便于有效的保护储层，减少各类伤害，提高特低渗储层的产量。

1 特低渗透储层特点

特低渗储层特征主要包括储层物性特征、渗透率、孔隙度、油水饱和度、非均质性征、岩性特征及水动力特征及沉积物性特征等。特低渗透储层在成因上是由于近源沉积，碎屑颗粒分选较差，加之成岩和胶结作用使得油层孔隙变小、喉道变细、渗透率变低［2］。根据对全国多个典型特低渗油层资料统计和分析，特低渗透储层有以下基本特点:①储层物性差，渗透率低;由于颗粒细、分选差、胶结物含量高，经压实和后生成岩作用使储层变得十分致密;②储层孔隙度一般偏低;储层孔喉细小，比表面积大，孔隙半径及其分布差异较小，变化幅度大，大部分7%～22%，个别高达28%;③原始含水饱和度较高，原油物性较好:一般含水饱和度30%～40%，个别高达60%(美国堪顿油田)，原油密度多数小于0.85g/cm3，地层黏度小于3mPa·s;④油层砂泥交互，非均质性严重;由于沉积环境不稳定，砂层的厚薄变化大，层间渗透率变化大，有的砂岩泥质含量高，地层水电阻率低，给油水层的划分带来很大困难;⑤天然裂缝相对发育;由于岩性坚硬致密，不少存在不同程度的天然裂缝系统，且人工裂缝又多与天然裂缝的方向一致;因此，天然裂缝是低渗透砂岩油田开发必须认真对待的因素;⑥油层受岩性控制，水动力联系差，边底水驱动不明显，自然能量补给差，一次采收率低，只能达到8%～12%，采用注水保持能量后，二次采收率可提高到25%～30%;⑦由于孔隙结构复杂、喉道小、泥质含量高，以及各种敏感性矿物的存在，导致开采过程中易受伤害;⑧由于渗透率低，孔隙度低，流体的流动具有非达西流的特征，必须通过酸化压裂投产，才能获得经济价值或必须通过压裂增产，才能提高经济效益。

2 特低渗透油藏开发面临的主要问题

2.1 油井自然产能低，压裂改造才具有工业开采价值

特低渗透油层自然产能很低，有的甚至没有产能，采油指数一般都小于1t/(MPa·d)。长庆安塞油田平均空气渗透率只有2.2×10-3μm2，试油时基本没有自然产能，经过水力加砂压裂改造后，平均单井日产量达到3.6t［3］。大庆榆树林油田平均空气渗透率2.26×10-3μm2，原始自然产能小到1t，经过采用优质压裂液、高强度支撑剂分层压裂后，初期平均产量可达9～10t/d.

2.2 油田天然能量小，产量和压力下降快，一次采收率低

特低渗透油藏由于储层连通很差、孔喉细小，渗流阻力大，而且边底水都不活跃，导致其天然弹性能量很小。图1为夏子街油田平均单井产量动态，从图1可以看出:在开采初期产量递减速率较快，中后期递减趋于平缓，且产量处于低产阶段，整体呈现指数递减。图2为小拐油田平均单井产量动态，油井产量在开采初期稳产时间相对较长，但在37个月之后，产量急速递减，且一直处于2～4t/d的低产阶段。说明开采初期地层能量十分充足，有源源不断的边底水供给，但随着油井的开采，边底水能量消耗殆尽，油井产量急剧下降。

表1是部分典型特低渗透油田产量与压力变化数据。从表1可以看出产油量的年递减率—般在25%～45%，最高达到60%;每采出1%地质储量，地层压力下降3.2～4.0MPa。

图1 夏子街油田平均单井产量动态

图2 小拐油田平均单井产量动态

表1 低渗透油田产量压力变化数据

表2是我国低渗透油田采收率汇总表，可以看出我国低渗透油田中弹性开采阶段采收率只有0.2%～9.56%，平均3.18%;溶解气驱阶段平均采收率13.98%，两阶段平均合计为17.16%。

表2 我国低渗透油田采收率汇总表

由此看出低渗透油田要改善开发效果、提高最终采收率，需要采取保持地层压力的开发方式。

2.3 注水井吸水能力低，近井地层和注水压力上升快

油井见注水效果差，低压低产现象严重。根据都善、榆树林、安塞、老君庙M层和新立等油田的统计，在井距250～300m条件下，油井一般在注水后6个月左右才开始见效。低渗透油田见注水效果不仅速度慢、时间长、比例小，而且生产井对注水效果的反应也不很明显。一般中高渗透油田注水后，油井压力明显回升，产量提高，甚至超过投产初期产量。而低渗透油田反应很不明显，见效好的井的压力、产量略有回升;许多井只是保持稳定或下降速度减缓，即使到注水见效的最高阶段，油井产量也恢复不到初期产量水平，地层压力也远远低于原始地层压力。

2.4 裂缝性储层各向异性突出

油层在不同方向水驱状况差异明显，见水后产量大幅度下降，油井见水后产液下降是特低渗透油田生产的必然规律，无水期是重要采油阶段［4］。图3是乾安油田(渗透率5.4×10-3μm2)无量纲采油、采液指数与含水关系图。从图中可以看出由于其特低渗(渗透率5.4×10-3μm2)的特点使其随着含水率的上升无量纲采油指数呈现指数递减，其无量纲产液指数也大幅下降。

图4是埕东油田(渗透率2 526×10-3μm2)无量纲采油、采液指数与含水关系图。从图4中可以看出其高渗(渗透率2 526×10-3μm2)的特点随着含水率的上升无量纲采油指数呈现凸型递减，而其无量纲采液指数却大幅上升。从而可以说明特低渗储层油井见水后产液量下降是生产的必然趋势，其无水期是重要采油阶段。

图3 乾安油田(渗透率5.4×10-3μm2)无量纲采油、采液指数与含水关系

图4 埕东油田(渗透率2 526×10-3μm2)无量纲采油、采液指数与含水关系

3 特低渗透油藏开采困难的主要原因

特低渗储层开采困难的主要原因体现在储层特征的孔隙结构复杂、喉道小、泥质含量高、渗透率低，而储层的应力敏感性、水敏性、酸敏、碱敏、速敏等以及毛细管阻力作用也都会造成储层不同程度的伤害。

3.1 应力敏感性

应力敏感性是指在钻井开发过程中，有效应力变化引起储层孔隙度、渗透率的改变。图5中靖安长6油层岩样实验结果，原始渗透率1.44×10-3μm2，在净有效覆压24MPa时，其渗透率为0.524×10-3μm2，渗透率损失率为62.5%;如果恢复地层压力，其渗透率0.70×10-3μm2，渗透率仅能恢复到原来的50%左右。

图6中安塞长6油层岩样进行的应力敏感实验结果表明，原始渗透率2.73×10-3μm2，在净有效覆压25MPa时，其渗透率为1.10×10-3μm2，渗透率损失率为59.7%。如果恢复地层压力，其渗透率为1.39× 10-3μm2，渗透率仅能恢复到原来的50%。

通过以上实验分析，在特低渗储层中岩石的应力敏感损害率均大于50%，属于中等偏强应力敏感即强应力敏感。

3.2 毛细管阻力

毛细现象造成的损害主要表现为水锁损害和贾敏效应损害2种。

1)水锁效应。在油气层开发过程中，由于钻井液、固井液及酸化压裂液等外来流体侵入储层后，难以完全排出，使储层的含水饱和度增加，油气相渗透率降低，人们称之为水锁效应［5］。

表3是长庆油田五里湾长6、安塞长6、以及玉门M2层位的岩心水锁实验数据表。注水之前岩心气测渗透率均小于10×10-3μm2，属于特低渗储层。注水前后测得其渗透率见表3，可以测得岩心的水锁损害指数I=K og/K ol均小于0.4，属于强水锁损害。

图5 靖安长6油层净有效覆压—覆压渗透率交汇图

图6 安塞长6油层净有效覆压—覆压渗透率交汇图

表3 水锁实验数据表

2)贾敏效应。贾敏效应是指毛细管中非润湿相流体液滴对润湿相液体运动产生附加阻力的现象。贾敏效应包括以下两种情况:①液滴在毛细管中运动产生附加阻力;②油滴在变断面孔道中运动所受的毛细管阻力。

图7是气测渗透率在43×10-3μm2时测得的水驱油-油驱水的入口压力曲线，可以看出无论润湿相驱替非润湿相(油驱水)还是润湿相驱替非润湿相(水驱油)，其入口压力小于0.3MPa。图8是气测渗透率在0.493×10-3μm2时测得的水驱油-油驱水的入口压力曲线，可以明显的看出非润湿相驱替润湿相(水驱油)的入口压力接近于5MPa。从而可以说明在一些压力比较高的非致密储层中，毛细管力不是很大，生产过程中存在足够的驱动压力能将引起水锁的滤液排出，水锁效应是暂时的。而在特低渗砂岩储层中，由于孔隙喉道半径小，毛细管力比较强，很难将引起水锁的滤液全部排出，故水锁效应很难消除。因此，为了减轻水锁效应，首先应在勘探、开发的各个环节保护好油气层，尽力避免或减少各种作业液渗入油层，无法避免时应尽量研究并采用低毛细管力的作业液。如有工作液进入储层，为了减小水锁效应，应尽量快速反排，也可以采用带表面活性剂的酸液进行酸化解堵。

3)储层敏感性。特低渗透油层一般都含有一定量的敏感性矿物，会出现一定的敏感性。例如国内靖安油田长6储层:弱水敏、弱酸敏、弱碱敏性;长庆油田长6油层:弱水敏、中偏弱酸敏、弱碱敏性;老君庙东低区M储层:中等偏弱速敏、中等水敏、中等偏强酸敏、中等偏强碱敏;新疆卡6井区齐古组:中等偏强水敏、强盐敏。

特低渗储层中，由于流动能力差，速敏伤害比较小，主要的问题是水敏性伤害和酸敏性伤害。特低渗储层中实验测出的敏感性不见得就一定比中高渗储层的敏感性强，但特低渗储层经受不起伤害。这类储层中要特别注意水敏和酸敏性伤害。

图7 贾敏效应实验结果(渗透率43×10-3μm2)

图8 贾敏效应实验结果(渗透率0.493×10-3μm2)

4 特低渗油藏的开采对策及建议

特低渗储层的物性及孔渗性差，且非均质性较严重，在开发时要注重整体储层的改造，要以增加储层的孔渗性，减少储层的各类伤害为原则去制定开发对策。特低渗储层的开采对策主要有储层改造和减少储层伤害。

4.1 储层改造

储层改造的主要方式是增加地层孔渗性、渗流通道以及解除堵塞。这里主要包括低渗透油田的压裂技术、低渗透油田的酸化技术和水平井开发技术。

1)低渗压裂技术。目前国外的压裂工艺包括低渗油层的优化压裂、低压油井的泡沫压裂、水力化学压裂和改变应力的压裂技术。国内压裂工艺主要有整体压裂优化技术、限流法完井压裂工艺技术、投球法多层压裂工艺技术、分层高砂比压裂工艺技术、高能气体压裂、复合压裂工艺技术、重复压裂等［6］。其中二氧化碳泡沫压裂是国内外增产技术中作为低压、低渗、水敏性地层增产增注以及完井投产的非常有效的措施，其操作简单，效果明显，而且由于泡沫的可压缩性有助于处理液从地层中返排，对井底的污染较少。

2)低渗油田酸化技术。在增注开采时，注入流体与地层不配伍，容易堵塞地层孔道，通过注入酸性混合液，利用酸与地层部分矿物的化学反应，溶蚀储层中的连通孔隙或裂缝壁面岩石，清除地层堵塞，增加孔隙和裂缝导流能力，从而使油气井产量得到提升。

4.2 减少储层伤害

储层应力敏感性、毛细管力的作用以及储层的水敏、酸敏是引起特低渗透油田开发主要矛盾的重要原因。

1)为了减少储层应力敏感性应当合理确定生产井井底流压，尽力保持注采平衡，使地层压力不出现明显下降。

2)为了减少水锁效应，应在开发的各个环节尽量减少各种液体的进入。为了减小贾敏效应对注水开发的影响，可以考虑研究采用合适的表面活性剂。向注入水中投放优化后的表面活性体系，可以有效地增加油水两相同流区(增加5.1%)，而油水两相同流区越大，水驱采收率越高，对本实验而言，用这种方法可以提高采收率6.9%(图9)。这主要是因为表面活性剂体系可以改变低渗透油层中流体的渗流特性，使油水流度更加接近，减少油的“卡断“现象，从而部分消除贾敏效应，改善低渗透油藏的水驱开发效果。

图9 油水相对渗透率曲线

3)特低渗储层都具有一定的水敏、酸敏等敏感性。特低渗储层中实验测出的敏感性不见得就一定比中高渗储层的敏感性强，但特低渗储层经受不起伤害。这类储层要特别注意水敏和酸敏性伤害。要采用滤液抑制性较强的工作液，而减轻粘土矿物的水化膨胀，降低水敏伤害;控制工作液的pH值在8～9，可以降低滤液造成的酸敏性伤害;在钻完井时，要提高钻完井的工作速度，缩短钻完井工作周期，减少钻完井液对储层浸泡时间，有利于保护油气储层。

4)注水水质要求。水质要求是机械杂质含量以及其料径不堵塞喉道，注入水中溶解气、细菌等造成腐蚀产物、沉淀不造成油气层堵塞;与油层水相配伍;与油气层的岩石以及原油相配伍。对于注水水质标准应根据油藏孔隙结构和渗透率分级、流体化学性质以及水源的水型通过实验来确定，在实际工作中往往是根据具体油藏特点制定相应的控制指标。

5 结论

1)特低渗透储层以微孔隙和微细喉道为主，储层比表面积大，造成渗透率很低，流体流动具有非达西流的特征，孔隙中原始含水饱和度较高，原油物性较好，但储层非均质性较严重，物性较差。

2)特低渗油藏开发面临的主要问题是储层孔渗性不高，且井下压力供给不足，使得油井自然产能较低，油田天然能量小，产量和压力下降很快，一次采收率低;在注水开发时油井吸水能力低，注水效果较差，造成了储层注水非均质性较严重。

3)通过统计分析，主要特低渗产区的敏感性评价实验表明:储层应力敏感性强，平均渗透率伤害可达到50%以上;水锁效应和贾敏效应导致的渗透率损害可达到70%左右;储层敏感性主要是水敏性和酸敏性伤害比较严重。

4)特低渗油藏的开采对策主要分为储层改造和减少储层伤害两个方面。储层改造分为压裂技术和酸化技术，在开发过程中要注重储层的整体改造。保持合理的地层压力、加入表面活性剂和采用滤液抑制性较强的工作液可以明显的减少储层伤害。

［1］杨贤友.低渗特低渗储层的潜在伤害问题及对策［J］.石油工业技术监督，2011，27(6):14-18.

［2］何琰，伍友佳，吴念胜.特低渗透油藏开发技术［J］.钻采工艺，1999，22(2):27-31，5.

［3］李彩云，李忠兴，周荣安，等.安塞油田长6特低渗储层特征［J］.西安石油学院学报:自然科学版，2001，16(6):30-32.

［4］刘辉，何顺利，李俊键，等.特低渗油藏水驱开发效果评价方法研究［J］.西南石油大学学报:自然科学版，2009，31 (1):58-60.

［5］耿进卫，王建民.西峰油田LM井区长7储层微观孔隙结构特征［J］.西安石油大学学报:自然科学版，2013，28(3): 6-11.

［6］张学文，方宏长，裘怪楠，等.低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素［J］.石油学报，1999，20(4):59-63，6.

The development of the ultra-low permeability reservoirs is the main means formaintaining China stable oil production，but the low porosity and low permeability of the ultra-low permeability reservoirs are the greatest difficulty facing in the development of the ultra-low permeability reservoirs.The present development situation and the reservoir characteristics of the ultra-low permeability reservoirs in Chinesemain oil production areas are analyzed，and it is shown that themain problems facing in the development of the ultra-low permeability reservoirs are the small natural energy of oilfields，the small water absorbing capacity of reservoirs and the severe anisotropy of fractured reservoirs，and themain causes leading to the difficult development of them are severe stress，water and acid sensitivity，water locking effectand Jiamin effect.

ultra-low permeability reservoir;low porosity and low permeability;heterogeneity;stress sensitivity;water locking effect

尉立岗

2014-10-14

摄影/徐志武

陕西省自然科学基础研究计划(编号:2012JQ5003)

蔺力奎(1991-)，男，硕士研究生，主要从事开发地质研究。