低渗透油藏调研报告.docx

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低渗透油藏调研报告

低渗透油气藏调研报告

1概念

21世纪以来，我国国民经济持续快速发展，对能源的需求量日趋增大，目前我国已成为仅次于美国的世界第二大能源消费国。

石油和天然气作为目前影响我国能源安全的战略能源品种，其供需矛盾十分突出。

据统计，2011年我国全年共

消耗石油是4.5亿吨，其中2.5亿吨从国外进口，占石油总需求的56%。

这意味着中国能源环境已经从“比较安全”向“比较不安全”转移。

2006年以来，国际油价持续走高，特别是自2008年1月2日国际油价首次突破100美元/桶后，一直走高达到147.2美元/桶的历史最高记录。

尽管2008年9月以来，由于国际金融危机的蔓延使得国际油价回落，但从长远看，

石油是一种不可再生的战略资源，多个国际机构组织预测，至2030年石油仍将

在全球一次能源消费中占据主导地位，国际石油市场仍以卖方市场为主，国际油价仍将高价位运行。

随着我国石油对外依存度的升高，中国在国际油价的话语权将会越来越少，石油、天然气的国际高价格将给我国经济的长期持续稳定发展带来巨大挑战。

随着世界和我国油气工业的发展消耗以及未来对石油的需求，那些规模大、储量大、资源丰度高、易勘探、好开采的油气资源在整个剩余油气资源总量中所占的比重越来越小，一些以前不被重视的、未列入主要勘探目标的、开发效益相对较差、勘探开发技术要求高的油气资源逐步成为全球油气勘探开发的热点。

用于常规油气资源勘探开发的工艺技术也可同样适用于低渗透油气资源。

此外，低渗透油气资源勘探开发过程中对环境的影响是所有目前人类可开发利用的非常规油气资源中相对较小的，因而开展低渗透油气资源研发的重要性日益凸显。

近年以来在大庆、吉林、辽河、胜利、长庆等主要油田陆续发现了许多低渗透油藏。

据统计，在近几年探明的未动用石油地质储量中，渗透率小于50md的低

渗透储量占58%，而在探明的石油地质储量中，低渗透油藏的石油地质储量所占比例高达60~70%，甚至更高。

经过多年的研究和试验，我国在低渗透油田的特征认识、开发决策和工艺技术等方面，都有了较大的发展和提高。

但是，目前，世界范围内的低渗透油藏开发均没有取得突破性进展，低渗透储量的动用程度很低，只有储层条件好、埋藏浅的低渗透油藏才得到较好的开发。

加速开采特低渗透油藏，开展理论和技术创新，掌握地址规律，形成一套适合我国特低渗透油藏特征的开发理论和技术体系，使特低渗透油藏的开发获得重大突破。

将大大提高我国石油资源的利用率，确保我国石油产量的稳定和增长，维护我国石油安全，满足国民经济发展的重大需求。

严格来讲，低渗透是针对储层而言的，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扩展，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，其普遍含义是指油层孔隙度低、渗透率差、喉道小，需要进行人工改造的油气田，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。

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。

低渗透油藏的基本特点为：

低渗、低孔、自然产能低，常规投产甚至不出油，必须经过油层改造才能达到商业产能；原油粘度低，密度小、性质较好；储层物性差，粒细、分选差、胶结物含量高，后生作用强；油层砂泥岩交互，砂层厚度不稳定，层间非均质性强；油层受岩性控制、水动力联系差，边底水不活跃；流体的流动具有非达西流的特征。

2界限

实际上，低渗透油田是一个相对的概念，世界各国的划分标准和界限因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件不同而各异。

国外曾把渗透率小于100

x10-3阿2的油田划为低渗透油田。

前苏联学者将渗透率小于50〜100X10-3pm2的油田算作低渗透油田。

美国联邦能源管理委员会把渗透率小于0.1x10-3pm2的储层成为致密储层。

李道品根据油田平均渗透率把低渗透油田分为三类，即一般低渗透油田（油藏平均渗透率为50x10-3pm2〜10.1xi0-3pm2）、特低渗透油田（油层平均渗透率为10.1x10-3呵2〜l.ixio-3^2）、超低渗透油田（I.OXIO-3^2〜1.1x10-3pm2）o另外，还有一些地域性的分类，如赵靖舟等通过对鄂尔多斯盆地三叠系砂岩储层的研究，将低渗透砂岩储集层分为低渗透层（I类）、特低渗透层（U类）、超低渗透层（川类）、致密层（W类）四个亚类。

美国A.I.Leverson把渗透率大于10x10-3pm2的低渗透油藏划为好储层，故低渗透储层的上限就等于10x10-3pm2。

低渗透下限就是通常所称的有效渗透率下限，对低渗透油田来说，这是十分重要的问题。

美国、加拿大等国家有效渗透率的下限一般是为0.1x10-3pm2，如加拿大最多大的油田帕宾那油田，总地质储量92059xi04t，而渗透率为0.1X10-3口2〜IXIO-3^2的特低渗透储层储量就有40195X104t，占总储量的44%,加拿大队低渗透油藏的分类与油田的实际情况比较适应。

他们主要根据某一压汞饱和度所对流的喉道大小，配合渗透率、孔隙度和其比值等参数对油层进行分类。

1998年开始实施的我国石油天然气行业标准《油气储层评价方法》（SY/T6285-1997）将低渗透层的渗透率上限定为50X10-3阿2，并分别确定了含油储层与含气储层的孔隙度、渗透率评价分类标准。

该标准将低渗透含气砂岩储层分为低渗透（10X10-3呵2〜0.1x10-3何2）和特点渗透储层（＜0.100-3阿2）,将低渗透油田分为三种类型：

一类储层渗透率50x10-3口2〜10X10-3阿2,为一般低渗透储层，此类储层的特点接近于正常储层。

地层条件下含水饱和度为25〜50%,测井油水层解释效果

较好。

这类储层一般具工业型自然产能，但在钻井和完井中极易造成污染，需采取相应的储层保护措施。

开采方式及最终采收率与常规储层相似，但产量低，压裂可进一步提高生产能力，取得较好的开发效果和经济效益。

二类储层渗透率10X10-3阿2〜1X10-3呵2，为特低渗透储层，此类储层是最典型的低渗透储层。

含水饱和度变化较大（30%〜70%），部分为低电阻油层，测井解释难度较大。

这类储层自然产能一般达不到工业性标准，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发。

三类储层渗透率1X10-3pm2〜0.1x10-3pm2，为超低渗透储层，此类储层由于孔隙半径很小，因而尤其很难进入。

这类储层已接近有效储层的下限，几乎没有自然产能，但如果其它方面条件有利，如油层较厚、埋藏较浅、原油性质比较好，采取大型压裂改造措施，也可以进行工业开发，取得一定经济效益。

就目前世界上的工艺水平而言，0.1X10-3呵2以下的低渗透油藏也是可以开发的，但经济上可能是不行。

由此可见，仅根据渗透率还不能确定油藏的可采性，还必须考虑生产层的厚度、含油饱和度、含水饱和度、原油粘度以及开发效果等经济指标。

2007年5月，中国石化股份有限公司石油勘探开发研究院王光伏、廖荣凤等提出了低渗透油藏的精细分类标准。

如我们所知，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）。

由此，该标准从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低渗透油藏精细分类指标

指标

类别

分类指标值

渗

一般低渗透

10x10-3pm2〜0.1X10-3g2

透

特低渗透

10x10-3pm2〜0.1X10-3g2

率

超低渗透

10x10-3pm2〜0.1X10-3g2

油藏原

低压

压力系数小于0.8

始压力

常压

压力系数小于0.8

系数

咼压

压力系数小于0.8

埋

浅层

小于2000m

藏

中深层

2000m〜3000m

深

深层

3000m〜4000m

度

超深层

大于4000m

研究院从调研中国石化286个低渗透开发单元的渗透率、油藏原始压力和埋

藏深度情况，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。

并且详细分析

了各类油藏参数特征和开采特征，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，原始汽油比较高；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31.1x

10-3阿2〜33.3X10-3阿2，孔隙度为15.6%〜16.9%,—般有工业型自然产能，开采方式与常规储层相似，但在钻井和完井过程中极易造成污染，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1.2X10-3阿2〜6.4X10-3阿2，孔隙度为11.7%〜14.5%,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型标准，大部分须压裂投产。

这位为低渗透油藏精细分类和进一步改善低渗透油藏开发状况提供了方向和依据。

目前，我国在低渗透油田的分类方法和分类界限方面比较混乱，缺乏充分的证据和足够的理由。

国外的分类方法也是一样，主要根据生产特征和开发经验来判断。

因此有必要根据低渗透油藏的渗流特征，选取有代表意义的特征参数，作为低渗透油藏分类的参数，并根据实验研究，结合生产实际给出划分低渗透油藏的指标。

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，会大大有利于制定相应的开发技术对策。

3分布状况

3.1国外

世界上低渗透油田资源丰富，分布范围广泛，各产油国基本上都有该类油田。

美国中部、南部、北部和东部，前苏联的前喀尔巴阡山、克拉斯达尔、乌拉尔-伏尔加、西西伯利亚油区和加拿大西部的阿尔伯达省都有广泛的分布。

随着时间的延长，小而复杂的低渗透油田的比例越来越大。

例如，俄罗斯近几年来在西西伯利亚地区新发现的低渗透、薄层等低效储量已占探明储量的50%以上。

有的地

区，低渗透砂岩油田连片分布，成为低渗油区。

目前，俄罗斯各油区中难以开采的石油储量占剩余可采储量的40%以上，低

渗透储层的储量达数百亿吨，其中，渗透率低于50X10-3^2的低渗透储集层中储量约有150X108t，占低渗透储量的90%以上，占俄罗斯可采储量的30%以上。

这些低渗透储量大部分已投入开发。

目前，全俄罗斯从低渗透储集层中采出的石油占全部储量的20%左右。

低渗透储集层中石油的粘度绝大多数在10mPa-s以下,

其有效厚度多为2〜10m，埋藏深度大多为1200〜1400m，采出程度较低。

据《低渗透油气田》1998年报道，美国低渗透油田可采储量占全国总储量的10%〜15%。

据北美172个低渗透砂岩油藏的统计，渗透率一般从几个mD至几十个mD，其中20〜100md的油田占这些低渗透油藏总数的60%，20〜1md的油田

占这些低渗透油藏总数占30%，少数低于1md，约占5%。

3.2国内

低渗透油田广泛分布于全国各个油区。

截至2008年底，我国累计探明石油地质储量287亿吨，其中低渗透油田地质储量141X108t，占全国探明地质储量的49.2%;累计探明天然气地质储量6.42万亿方，低渗透天然气储量4.1万亿立方米，可采储量2.37万亿立方米，占全国油气储量的63.6%。

在近几年新增油气增量中，低渗透油气藏占70%以上。

图1剩余石油和天然气资源的品位分布（据中石油统计数据）

据国土资源部与国家发改委新一轮油气资源评价，即中国2004年第三次油气

资源调查结果，全国石油资源量为1086亿吨（不包括台湾和南海），低渗透油气

远景资源量分别为537亿吨和24万亿立方米，分别占中国油气远景资源总量的49%和42.8%。

近几年，中国低渗透油气产能建设规模占总量的70%以上，已成为油气田开发建设的主战场。

2008年，中国低渗透原油产量0.71亿吨（包括低渗透稠油），占全国总产量的37.6%。

低渗透产量比例逐年上升，近三年分别为34.8%、36%、37.6%。

2008年，中国低渗透天然气产量320亿立方米，占全国总产量的42.1%。

低渗透产量的比例逐年上升，近三年分别为39.4%、40.9%、42.1%。

分析我国低渗透油田储量分布，具有以下特点：

1）目前发现的低渗透油田储层以中深埋藏深度为主。

由各油区低渗透储层

埋藏深度统计表明，目前发现的油藏以中深层为主，埋藏深度小于1000m的约占

5.2%;1000〜2000m的约占43.1%;2000〜3000m的约占36.2%;大于3000m的约占15.5%。

2）低渗透储层中，特低渗透及超低渗透储量占有较大比例。

根据渗透率大小，低渗透油藏又可分为三类：

一类渗透率为10x10-3阿2〜50x10-3pm2，其储量占54%，二类渗透率为1X10-3阿2〜10x10-3pm2,其储量占37.6%;三类渗透率为0.1x10-3pm2〜1X10-3pm2，其储量占8.4%。

二、三类低渗透储层的储量占46%。

3）国内低渗透油藏岩性以砂岩为主。

从目前探明的低渗透油藏统计，低渗透砂岩油藏占70%左右，低渗透砾岩油藏占近10%左右，其余存在于变质岩及石灰岩等特殊岩性油藏中。

3低渗透油气藏发展趋势

目前，世界范围内的低渗透油藏开发均没有取得突破性进展，低渗透储量的动用程度很低，只有储层条件好、埋藏浅的低渗透油藏才得到开发。

与中高渗油气田相比，低渗透油气田的储层特性、伤害机理、流动规律不仅仅是个量的变化，实际上在一定程度上发生了质的变化，因此在开发中问题表现最为突出，即，1）

储层伤害问题，这种伤害贯穿于钻井、完井、增产改造、采油采气的整个过程；2）经济效益问题，即高投入低产出的问题。

因此国外低渗透油气田开采技术的发展也主要是围绕解决这两大问题进行，即尽量减少地层伤害，尽量降低生产成本。

减少地层伤害主要是采用空气钻井、泡沫钻井、低密度钻井液和欠平衡钻井等钻井技术。

低渗透油藏的前沿开发技术主要有：

3.1水平井和多分支井技术

水平井作为一种开发低渗透油气田的一项成熟技术已经在世界各国油田中得至厂泛应用。

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。

利用水平井开发低渗透油藏主要有以下几方面的原理：

1）水平井生产剖面具有很强的泄油能力；

2）水平井生产剖面呈稳态流时，其压力剖面的生产压降低于垂直井压力剖面的生

产压降；

3）当生产层含有气顶或底水时，水平井直接钻入油层中部，从而限制了气顶和底水的锥进；

4）对于垂直裂缝或高角度裂缝发育的储层，用水平井把裂缝串起来，则更显出水平井的优越性；

5）对薄的低渗油气层，水平井延伸到薄的油层中部去，与垂直井相比具有更大的泄油面积；

6）在等效区域内，采用相同的井距布井，水平井产能为直井的六倍，因此，水平井可以采用大井距布井，从而降低钻井成本。

分支井是指在一口主井眼（又称母井眼）中钻出两口或多口进入油气藏的分支井眼或二级井眼分支井，主井眼可以是直井、定向井，也可以是水平井。

分支井类型繁多，如叠加式、反向式、Y型、鱼刺型、辐射状等，可以根据油藏的具体

情况进行优选合适的分支井类型。

与目前比较成熟的水平井技术相比，分支井具有更大的优越性：

1）发挥水平井高效、高产的优势，增加泄油面积，挖掘剩余油潜力，提高采收率，改善油田开发效果；

2）可共用一个直井段同时开采两个或两个以上的油层或不同方向的同一个油层，在更好地动用储量的同时节约了油田开发资金。

3）对于低渗透油藏这种用直井开采效果比较差的油藏，用水平井或侧钻水平井开采还不能够完全控制油藏，而采用多底井或分支井就可以较好地解决这一问题。

水平井及分支井开采技术的主要技术内容包括井网及井眼轨迹设计技术、完

井技术和采油工艺技术。

从目前油田现场应用和理论研究来看，水平井与直井联

合布井的五点法井网与九点法井网是应用最多并且效果较理想的布井方式。

水平井水平段在油层中的位置直接关系到水平井的产能和寿命，目前也有不少学者致力于这一方面的研究。

1）水平段在油层的设计位置取决于油层的驱动类型以及油层的均质性，为了最大范围地动用目的层储量，在设计井位时，将水平段设计成与目的层斜交，使水平井既可以斜穿上、下砂岩体，又可以穿透大部分分散的不稳定薄夹层，以减少出油阻力，增加出油体积；

2）水平段的延伸方向除与储层的构造形态、断层位置、含油砂体的沉积类型和边界有关系外，还与储层中地应力分布及天然裂缝的发育状况有关。

3）水平段的延伸长度设计必须与储层砂体发育规模相一致，并综合考虑已钻的直井井网部署和地面环境等因素，在油藏特定地质条件和地面环境下，水平段的设计长度并不是越长越好，只有根据油藏地质条件、钻井成本和作业风险等优化研究，才能获得比较好的开发效果和经济效益。

水平井和分支井的开采研究表明，对于垂直井压裂开发仍然没有经济效益的

低渗透油藏，也同样不适合用水平井和分支井技术开发，但是只要选择适合的地质条件，用水平井和分支井开采低渗透油田能够获得明显的增油效果。

这些地质条件的内容包括：

储层含油砂岩厚度大于6m；储层的渗透率大于1XIO-3^2;含油层的流度应大于0.5X10-3pm2/mPa・s；储层中具有比较发育的天然裂缝；层状油藏应有良好隔层，以防气水过早进入油藏；目的层的分布面积应大于0.5km2,以便部署完善的注采系统。

阿曼SaihRawl油田的低渗透Shuaiba灰岩油藏采用多分支井注水开发获得成

功。

Shuaiba油藏是一个几乎未断裂的、大面积延伸的低起伏构造，渗透率受基岩控制且相对较低（1-10X10-3g2d）,油藏大约含有9000万立方米轻油（35°API）,油柱高度为15-30米，埋藏深度1400m。

经济开采是从20世纪90年代初开始的，也就是在发现该油田20年后，可有效地使用水平井技术的时期。

目前，在该油田的注水井网中已经使用了高达7个分支的多分支井。

储层中的单井裸眼总长度已达到了11km。

到2001年中期为止，已钻了166km生产裸眼井段和107km注入裸眼井段，有167个水平井眼，产油量高达9000m3/d。

最初的生产井段与注入井段之间的距离为250m，现已逐渐减小到60m。

但仍满足经济标准。

在2000-2001年,进行了一次油田开发回顾，以进一步寻找短期和长期的开发机遇。

使用了一系列新的油藏管理工具以预测油藏对各种开发选择的响应。

为了试验这些概念并实施广泛的数据采集，选定了一个先导试验区。

最终，开始了实验室研究和可行性研究。

通过回顾，确定了短期和中期活动的规划，包括将井距加密到40m，并在现

有注入井内钻附加分支井眼。

还确定了开发油田的翼部区域。

然后，将在现有生产井中进行鱼骨腿钻井和反向注水的先导试验，同时设想了像堵水和二次压裂这样的波及优化方法，已达到50%以上的目标采收率。

另外诸如美国、英国、法国等国家也已经钻成了数以千计的分支井，技术上也十分先进，但是我国从1993年才开始在东部老油田进行老井侧钻分支井眼尝试，到1997年才开始准备立项研究水力破岩分支水平井技术，其分支井钻井完井技术整体落后于国外5—10年。

3.2注气提高低渗透油藏原油采收率

统计资料表明，国外提高采收率应用技术中，注气是第二位的。

目前全世界正在生产的注气采油项目共有130个，其中注二氧化碳采油项目75个，注天然气采油项目51个，注氮气采油项目4个。

国外二十世纪50年代就开始注气提高采收率技术研究，80年代，注气混相和非混相驱油技术已得到广泛的应用，并获得较好经济效益，注气可使老油田的采收率在原来的基础上提高20%左右。

在俄罗斯，40%以上的难采储量集中在低渗透层中，低渗透油藏大部分原油储量属于低粘油。

利用自动化系统对低渗透油藏的采油方法进行了评估，2个区的

910个油藏中355个层系被建议注CO2、351个层系注气态烃、87个层系注循环气体、2个层系注热水。

可见，注气法适用于80%的低渗透油藏。

而在美国，注气采油法在提高采收率中排第二位，仅次于热力采油。

从1988〜1998年，利用注气法增产的产量占总增产量的比例由21.2%上升到40.8%,而设计数由24.6%增加到43.7%。

美国的小溪油田，油藏埋深3280m,渗透率33X10-3卩m2，在注水采收率达到45%基础上，采用注CO2混相驱，使最终采收率达到70.3%，效果十分显著。

我国发展注气较慢，原因在于：

对于多数油田而言，气源紧张，不可能用来大量注气；原油含蜡多，密度和粘度都比较高，绝大多数油藏原油粘度大于5mPa・s,注气后由于不利的流度比、气窜和重力差异比较严重，波及系数不高，而且难于混相，需要研究的问题较多。

因此注气混相驱和非混相驱一直未能很好地开展起来，但近十几年有所改变。

1998年，全国开展了三次采油潜力的二次评价工作，据初步统计，适合于注气（CO2）混相驱的地质储量在10.57X108t以上，占参评石油地质储量的10.4%，与水驱相比，平均可提高采收率16.4%，增加可采储量1.73X108t。

因此，要改变单一的注水开发模式，因地制宜、经济有效地发展多种提高采收率技术，这就迫切地要求我们对注气混相和非混相驱技术予以足够的重视和必要的关注近几

年来，我国已有许多低渗透油田对注气开发低渗透油藏潜力进行了初步研究：

冀东油区：

适合注CO2的为高30区块，含水95%时，CO2驱采收率32.1%，比水驱高13.8%。

动用含油面积2.8km2,地质储量448X10》，增加可采储量28.6X104t。

预测高30区块群含4个注水区块，覆盖储量662X04t，可增加可采储量81.4X104t。

华北油区：

该区的潜山注N2非混相驱提高采收率已经过多年研究和探索。

由于其埋藏深（2500m以下）、温度高（100C左右）、活跃底水和裂缝系统发育，主要靠重力、原油降粘及膨胀和改善流动条件来提高采收率。

该区的雁翎油田已开展了大量注气前期室内研究和现场试验工作，计算提高采收率2.93%，剩余油

储量582.2X104t，增加可动油量62X104t。

富民油区：

江苏富民油田是一复杂小断块低渗透砂岩油藏，地质条件差，含油面积小。

地质储量为55X104t，渗透率为7.5X10-3卩m2,孔隙度为11.8%,地下原油密度为0.8324g/cm3,地下原油粘度为1.6mPa・s。

原始含油饱和度为70%,目前剩余油饱和度为40%，地层压力为19.49MPa,地层温度为1025C。

现在注入CO2进行吞吐，结果表明产液量、产油量明显增加，含水下降。

吞吐后，可提高水驱残余油采收率10%以上，注入量越高，采收率增加幅度越大。

投入产出比为1:

5.82,内部收益率为89%。

综上所述，结合我国实际情况，与传统的注水开发方式相比，低渗透油藏注水的缺点是：

注水压力高，注