国内低渗透油藏提高采收率技术现状及展望

(1.新疆维吾尔自治区产品质量监督检验研究院，新疆乌鲁木齐，830011；2.中国石油大学(北京)提高采收率研究院，北京，102249)

专题与评述

国内低渗透油藏提高采收率技术现状及展望

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(1.新疆维吾尔自治区产品质量监督检验研究院，新疆乌鲁木齐，830011；2.中国石油大学(北京)提高采收率研究院，北京，102249)

我国低渗透油藏储量丰富，开采难度大，提高采收率已成为低渗透油藏开发的重点工作。文章阐述了低渗透油藏开发过程中所面临的问题，介绍了目前提高低渗透油藏采收率的物理和化学技术及其机理、优缺点和应用状况，并对改善低渗油藏采收率技术的发展进行了展望，提供了新的思路。

提高采收率 技术现状 低渗透油藏

我国低渗透油气资源分布广泛，东部分布有渤海湾、松辽、二连、海拉尔、苏北、江汉盆地等油藏；中部分布有鄂尔多斯和四川盆地等油藏；西部分布有准噶尔、柴达木、塔里木、三塘湖盆地砂油藏。据统计，中石油近几年探明储量中低渗透资源占90%以上[1]，中石化探明低渗透原油储量占总储量的50%以上，随着我国原油供需矛盾日益尖锐，低渗透油田已经成为油气开发建设的主战场。

低渗透油藏是指渗透性能低下的储层，在国外此类储层被称为致密储层，并且一般要经过压裂改造之后才能投入有效正常开发。目前，我国一般将低渗透油藏划分为三个标准，分别为低渗透(渗透率50～10mD)、特低渗透(渗透率10～1mD)、超低渗透(渗透率1～0.1mD)储层。

1 我国低渗透油藏开发所面临的问题

1.1 低渗透油藏中流体渗流表现为“非达西流”，影响原油开采效率[2]

低渗透储层由于其孔隙很小，喉道很细，孔隙连通性差，孔喉比大，孔喉作用增强，比表面积大，原油和岩石之间的边界层厚度大，贾敏效应和表面分子力作用强烈[3-6]，表现为非达西渗流规律。不仅影响原油采收率，且加大了对渗流规律的研究难度。原油开采时存在启动压力梯度(达西型不存在)，渗透率越小，启动压力梯度越大。

1.2 油井天然能量不足，产液、产油指数下降快，注水见效慢

低渗透油藏储层之间往往有断层相隔，变异系数和渗流阻力大，边底水不活跃，导致油井的弹性能量小。开采过程中，地层能量衰竭快，油井见水后产液、产油指数大幅下降[7-8]。当含水达到40%～50%时，采油指数只有0.1～0.2[9]。

1.3 储层敏感性强，易受损害，注水造成污染严重

低渗透储层具有强烈的应力敏感特征[10]，即当围限压力增加时储层的渗透性会急剧变差，一般要降低1/2～1/10[11]。由于低渗透储层渗透率极小，较普通储层毛管力更大，且含有较多的粘土矿物和杂质，粘土矿物水敏性强，膨润度大，当注入流体与地层流体不配伍时，易结垢、生成沉淀，使储层渗透率大大降低，注水后，水相在近井地带的孔隙系统中饱和度增加，易形成束缚水，严重影响原油开采[12]。

1.4 储层非均质性强，沿裂缝方向油井水窜、水淹严重

低渗透储层非均质严重，且砂岩油藏以微裂缝与潜裂缝为主，这两种裂缝在原始地层条件下一般处于闭合状态。油井经酸化压裂等增产措施后，裂缝开启，其导流能力虽然大幅提升，但裂缝与基质渗透率有显著的差异，沿裂缝方向的油井水窜、水淹现象严重，造成原油动用程度低[13]。

2 低渗透油藏提高采收率技术现状

近20年来，经过科技工作者长期不断的探索和攻关，形成了一系列提高低渗透油藏采收率的新技术。

2.1 合理部署井网井距技术

低渗透油田由于其储层特殊性，对注水开发井网的布置极为敏感，若注采井网与井距布置合理，则注水效果可得到明显改善[14]。目前在低渗透油田中，菱形反九点法的井网部署技术效果十分可观，在开采后期随着采油井改为注水井，菱形反九点法可以演变为矩形五点井网，提高采收率效果显著。井网部署形式见图1。

图1 井网部署形式

在单元井网中，假设注采平衡，可以推导出以下关系式

(1)

式中：V0——采油速度，小数；Iw——注水速度，m3/(d·m)；η0——油井井网密度，口/km2；M——注采井数比，小数；A——单储系数，104t/(km2·m)；B/r——原油体积换算系数；fw——油井含水率；T——采油井年生产天数。

从式(1)中可以看出，在相同含水率和注水强度条件下，采油速度随着井网密度的增加而增大，井间的剩余油会随注采井距的减小而减少。

通过加密井网、缩小井距可以增大波及系数，提高原油采收率，但只是一味增加井网密度势必会增加开发成本，因此，在实际开发中，应根据油田实际情况，通过相关地质软件模拟来确定合理的井网部署方式。

2.2 超前注水开发

目前，国内低渗透油藏的主要开发方式仍然是注水开发，超前注水、精细注水技术应用广泛。超前注水是指注水井在采油井投产前投注，形成有效的压力驱替系统的一种助采方式，合理补充底层能量，提高地层压力，降低因地层压力下降造成的渗透率伤害，从而达到提高原油采收率的效果[15]。

统计长庆油田852口油井在不同时期的注水效果，发现滞后注水的油井初期产量递减率高，递减期长，注水一年后产量才会有小幅的提升。超前注水和同步注水的递减期相对较短，但超前注水的产量比同步注水或滞后注水提高20%～30%，稳产期更长，平均地层压力升高2.5～3MPa[16]。

对于油藏原始压力系数低、孔隙吼道较细启动压力梯度大、地层原油饱和度高，地饱压差小、水敏性矿物含量较少等的低渗透储层，适用于超前注水的开采方式[17]。但由于注水过程中对低渗透油藏造成污染以及水锁、水窜、水淹等现象严重，波及系数低，超前注水技术还有待进一步改进，目前水驱采收率最高34.9%，最低21.4%，平均26.85%[18]。

2.3 CO2驱技术

CO2临界点较低(31.1℃，7.39MPa)、易于压缩并溶解于原油形成混相，能使地层流体碳酸化，是低渗透油藏注气提高采收率中比较理想的介质。其中CO2混相驱相对非混相驱提高采收率幅度更大。CO2驱油机理主要包括以下几个方面：(1)降低原油粘度；(2)改善流度比；(3)原油体积膨胀；(4)萃取和汽化原油中的轻烃；(5)混相效应；(6)溶解气驱作用；(7)提高渗透率。

刘淑霞、钟张起等人通过CO2驱室内评价试验，对注水后注CO2驱油进行可行性分析[19-20]，结果水驱后转气驱可平均提高采收率13%左右，且气水交替驱相比连续气驱可平均提高采收率20%。张勇等在草舍油田泰州组低渗断块油藏开展了CO2驱油实践，2005～2011年间，累积注入CO27380×104m3，评价期末综合含水由56.4%降为33.7%，比水驱采收率提高16.8个百分点[21]。

但由于CO2气源紧张和经济因素的制约，以及CO2驱过程中的窜流问题，制约了其在低渗透油田中的发展。

2.4 表面活性剂驱油技术

表面活性剂在驱油过程中作用机理主要有通过降低界面张力、乳化、聚并形成油带、改变岩石表面润湿性、提高表面电荷密度、改变原油流动性等多种复合机理形成的有利于提高原油采收率的作用一种驱油技术。

目前驱油用表面活性剂主要有阴离子型、阳离子型、非离子型、复配型以及两性表面活性剂，其中，由于阳离子型表面活性剂易被地层中带有负电的粘土矿物颗粒吸附而产生沉淀，因而在实际采油应用较少[22]。

大量现场实践证明[23-24]，表面活性剂能有效改善低渗透油藏注水压力上升快，注水困难等问题，现场驱替压力可降低10%～50%左右，在临南油田的现场试验中可提高水驱效率10%以上[25]。

虽然表面活性剂驱油技术在室内研究取得了一定进展，但是由于油藏的性质多种多样，驱油用表面活性剂对试验区块具有很大选择性和针对性，加之表面活性剂在合成及应用中存在成本高、针对性强等特点，其在现场应用中还未推广。

2.5 微生物采油技术

微生物驱油技术主要有两种类型[26]：第一类是把细菌代谢产物(又称外源微生物)作为驱油剂直接注入地层；第二类是直接在地层中有目的地培养和发展微生物(又称内源微生物)，使其产生有利于提高采收率的代谢产物(代谢产物的作用见表1)或直接作用于原油。其中内源微生物工艺简单、操作方便，是目前主要发展的微生物驱油技术。

现场试验表明[27-28]，微生物菌液能够解除油藏有机物堵塞，提高渗流能力，试验期间，油藏日均增产幅度9%，综合含水下降10.8%左右。

但微生物驱油技术也存在一定的局限性，如培养基效果受油藏环境影响大、采出液流体对管线和采油设备造成腐蚀、微生物菌体易堵塞低孔喉度渗流通道使渗透率降低等，制约了微生物的推广应用。

表1 微生物代谢产物对低渗透油藏EOR的作用

2.6 纳米驱油技术

纳米驱油技术是将尺寸为0.1～100nm的材料挤入注水层位后，以水溶液为传递介质，在水中形成几个至几百个纳米级的小颗粒，具有很大的比表面积和表面能，大大降低了油水界面张力，岩石的许多性质也随之发生改变[29-30]。纳米材料在地层中的微观作用机理是：相对渗透率的变化、润湿性改变、扩大波及体积、毛细管自发渗吸作用、吸附作用以及界面性质的改变等[31-33]。纳米驱油技术成为提高低渗透油田采收率的一项新技术。

张德华等在纯梁油区低渗透油田应用纳米聚硅增注技术开展现场试验16井次，施工压力均有不同程度的降低，措施有效率86%，有效期795天，累计增注7921m3，对应油井累计增油306t[34]。

尽管纳米驱油在油田开发有了成功应用的范例，但作为一种新兴技术，纳米驱油仍然处于认识和发展阶段。

2.7 其他物理技术

除以上方法外，还有许多其他近代物理学的一些新理论、新技术被引入石油开发领域，以改善油水井近井地带的渗透性、提高单井产量为目的，为低渗透油藏提高采收率技术提供新思路[35]。主要有：直流电法、声波采油技术、热力采油技术、电磁场强化采油技术等。

3 提高低渗透油藏采收率新技术展望

(1)低渗透油藏存在明显的非线性渗流特征，雷诺数与摩阻系数之间的关系不同于常规油藏，渗流机理复杂。因此，掌握“非达西流”渗流规律，深化研究低渗透储层应力敏感性及其对油井产能的影响，深入认识低渗透油藏开发机理以及油气水三相渗流基础理论有待进一步发展。

(2)提高低渗透油藏单井产量的主要措施是进行压裂改造。从目前的技术发展来看，在压前储层综合评价和储层改造基础方面的研究还需要进一步加强，并加速环保型、低伤害新型压裂液材料的研发及推广应用，加快压裂配套工具的研制。

(3)现有开发特低渗油藏技术，存在油藏适应性差，方法单一，经济效益不高等问题。因此，对低渗透油藏开采技术进行综合评价，寻找各工艺技术之间的协同性，发展高效复合开采工艺技术，如注气-化学驱技术、注气-超声波采油技术、空气辅助微生物采油技术等。

4 结语

我国低渗透油藏渗透率低、孔隙结构、渗流环境复杂，注水开发过程中面临注水井吸水能力差、注水压力高、采油指数低等问题，现有的物理化学开采技术虽然在改善储层、降压增注、提高渗透率、降低表面张力、扩大波及系数、改善原油流动性等方面有所突破，但依然存在油藏针对性差、水淹、水窜严重、原油采收率不高、经济效益差等问题。要进一步提高低渗透油藏采收率，必须改变传统思维，在油藏开发机理和压裂改造技术方面深入认识和强化，将各种新型采油技术有效组合，发展高效复合采油工艺新技术，为低渗透油藏的高效开发提供更为有利的技术支撑。

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ThePresentSituationandProspectofEnhancingLowPermeabilityReservoirRecoveryTechnologyinChina

CaoJingjing1,YangYuqi2

(1.XinjiangUygurAutonomousRegionProductQualitySupervisionandInspectionInstitute,Urumqi830011,Xinjiang,China; 2.EnhancedOilRecoveryResearchInstitute,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)

Low permeability reservoirs is abundant in China, but turn out difficult to be exploited, improving oil recovery has become the focus of the low permeability reservoir development work. This paper expounds the problems facing in the process of the low permeability reservoir development, introduces the physical and chemical technology to improve the low permeability reservoir recovery as well as their mechanism, advantages, disadvantages and application status, and the technology development of improving low permeability recovery is prospected, new train of thoughts were provided.

enhance oil recovery; present situation of technology; low permeability