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摘要：低孔、低渗透性油气藏严重制约了油气田的开发效果和储量动用程度的提高。正是由于中低渗透性油气藏具有特殊的表征，需借助于一些工艺技术来寻求油田增产、稳产，提高油田采收率。油气勘探开发理论和技术的不断进步，推动着油气开发领域不断发展，人们以往对油气储层的认识不够，在理论和实践相结合的过程中不断认识和开发，不断改善使特殊类型的中低渗透油气藏的储层特征。
关键词：低渗透；油藏；开发技术；工艺技术
低渗透油田由于岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差，一般天然气能量都不足、油井自然产能低，如果仅仅依靠天然能量开发，油井投产后，地层压力下降快，产量递减大，一次采收率很低，而且压力、产量降低之后，恢复起来十分困难。目前世界上对特低砂岩油藏补充能量的方式主要是注水和注气。
1.注水开发方式
1.1超前注水技术
超前注水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。超前注水由于在超前的时间内，只注不采，因此，提高了地层压力。当油井开抽时，可以建立较高的压力梯度，当超前时间内压力达到某一值后，油层中任一点的压力梯度均大于启动压力梯度，此时，便建立了有效的压力驱替系统。
当一个低渗透油藏采用滞后注水方式时，采油井首先采油，主要是较高渗透层段供液，由于低渗透层的渗流阻力大、供液能力差、能量消耗快，使较高渗透层段的压力降低较大。当注水井投注之后，注水入将沿渗流阻力小的较高渗透层段突进，再加上较高渗透层段较大的压力降落，更加剧了注入水沿较高渗透层段的突进，使注入水的平面波及系数减小。如果油田采用超前注水方式，由于油田在未投入开发前地层处于原始的平衡状态，各点处的原始地层压力基本保持一致。此时，注水井投注时，由于均衡的地层压力作用，注入水在地层中将均匀推进，首先沿渗流阻力小的较高渗透层段突进，当较高渗透层段的地层压力升高后，由于高、低渗透层段之间的压力差，注入水再向较低渗透层段流动，减小了高、低渗透层段间的压力差，从而有效的提高了注入水的有效波及体积。
1.2不稳定注水
不稳定注水技术是通过按照一定规律改变注水方向或注水量，在油层内产生连续不稳定压力分布，使非均质小层或层带间产生附加压差，促进毛细管渗吸作用，强化注入水波及低渗透层带并驱出其中滞留油，以提高采收率，改善开发效果。
与常规注水不同的是，不稳定注水可以在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层互渗作用下，不断的重新分布，从而使注入水在压力差的作用下促進毛管吸渗作用，增大波及系数和洗油效率。随着不稳定注水技术的发展，不稳定注水已从初期的水井同时周期性注入，发展到水井在平面上轮流周期性注入，亦称之为平面异步不稳定注水。
（1）注水阶段。对于非均质砂岩油田，油层岩石的微观孔隙可以描述成网状结构，这些网状通道同时连接着部分封闭式的孔隙、微缝和连通不好的孔隙喉道。水湿油层正常注水时，对于封闭式的孔隙、微缝和细网通道，在毛管力的作用下，水沿孔隙喉道或裂缝边缘移动并将缝隙中的油从孔隙喉道中央企图向外排挤，但是由于粗网状通道中注入水的外压远大于孔隙喉道中毛管力产生的向外的排挤力，最终使封闭式的缝隙和细网通道中的油不能流向粗网状通道中，而被滞留在其中。这一过程将导致毛管力产生的向外排挤力与外压的平衡，称之为第一次压力平衡。因此，在正常注水时，与粗网相互连通的封闭式缝隙或细网通道中的原油是不参与流动的。
（2）停注阶段。油层中毛管力增加，恢复到正常值。同时，粗网通道中的流体压力开始下降，当压力下降到打破毛管力与外压形成的第一次平衡后，封闭式缝隙和细网通道中的原油在毛管力的作用下流向粗网通道。在这一过程中，毛管中的水不断发生渗吸，毛管压力越来越小，当粗网通道中的压力与毛管压力相等时，缝隙中的原油停止流动，形成毛管力和外压的第二次平衡。
（3）复注阶段。在水压驱动下，注入水进入粗网通道，将原油驱向井底，同时，在驱替压力的作用下，注入水靠外压的作用强行进入毛管，产生强迫自吸渗，使这些缝隙中的原油停止外流，重新形成第一次压力平衡。
流体弹性力改善水驱油效果的微观驱油机理是：在不稳定注水过程中，由于弹性力引起的压力扰动，可以使一部分油运移到贾敏效应较小的孔隙中而向前移动。同时，当油相处于压力扰动的波峰时，压力梯度相应增大，可以使油相克服较大一些的贾敏效应而流动。
2.注气开发方式
由于气具有易流动，降粘，体积膨胀，降低界面张力的作用，因此注气驱在解决低渗透油藏开发方面表现出独特的优势。
2.1注CO2
CO2驱油过程是CO2不断富化的过程。CO2富化是通过CO2对原油中的C2～C6组分的抽提得到的。CO2越富，它与原油之间的界面张力就越低，因而洗油效率就越高。CO2可溶于油，使油降粘，提高原油的流度，有利于提高红色油剂的波及系数。CO2溶于原油后，可使原油的体积膨胀。膨胀后的原油将易为驱动介质驱出。CO2使原油膨胀的程度可用膨胀系数表示。膨胀系数是指一定温度和CO2饱和压力下原油的体积与同温度和0.1MPa下原油的体积之比。原油中CO2物质的质量分数越高，相对分子质量越小原油的膨胀系数越大。CO2溶于水，生成碳酸。碳酸可与地层中的石灰岩和白云岩生成水溶性的重碳酸盐，提高地层的渗透率，扩大驱油介质的波及体积，有利于提高原油的采收率。从注入井到采油井的驱油过程是降压过程。随着压力下降，CO2从原油中析出，产生原油内的气体驱动，使原油采收率提高。此外，部分CO2成为束缚气，也有利于原油采收率的提高。
2.2注N2
氮气很难与油藏原油发生一次接触混相，但在足够高的压力下可与许多油藏原油达到蒸发气驱动态混相，即注入的氮气与油藏原油之间经过多次接触和多次抽提，原油中的中间烃组分不断蒸发到气相中，当气相富化到一定程度时便与原油达成混相。
注氮气要求原油的轻烃和中间烃含量高，故一般来说实施的难度比较大且适用范围较窄，但却较之于注CO2和烃类气体具有资源丰富、价格低廉的优点。为了充分利用CO2和烃类气体易混相的特点，同时也为了降低使用CO2和烃类气体的成本，可通过注氮气推动CO2或烃类气体段塞混相驱来提高采收率，其开采机理与CO2驱机理相似。如果易混相气体段塞的尺寸选择合理，则用氮气推动混相段塞的驱油效果会比连续注入氮气效果较好，经济效益会更高。
交替注水注氮气驱替方式主要用于混相驱，也可用于非混相驱。虽然交替注水注氮气混相驱可将注水和注气混相驱的优点有效地结合在一起，但在现场实施中，会出现注入气因重力作用而产生超覆现象，注入的水则会因重力作用而下沉，形成垂向上的粘性指进现象。因此针对不同的油藏，需通过长岩心驱替试验和油藏模拟来研究确定合理的气水比及气水段塞尺寸，以减少重力分异。对交替注水注氮气非混相驱，只要在合理的水氮气比及合理的注入速度下进行，就能采出数量可观的水驱剩余油，但其油量在很大程度上取决于油层岩石的相对渗透率特性。
3.结论与认识
（1）在开发过程中，对低渗透性油气藏压裂、酸化、增注、气动力深穿透增压增注技术改造地层渗透率与井网、注水进行整体考虑，才能有效使油气田资源得到合理利用。
（2）加强中低渗透性油气藏高压注水、水质精细处理，保证注水井正常工作，及时补充地层能量，提高区块地层压力。
参考文献：
[1]葛兆龙；低渗气藏脉冲磨料射流射孔增产机理及实验研究[D]；重庆大学；2011年
[2]佟斯琴；大庆油田低渗透储层渗流规律及数值模拟技术研究[D]；中国地质大学（北京）；2012年
[3]赵竹梅；大庆肇源油田矩形井网压裂开发效果分析[J]；断块油气田；2009年03期
关键词：低渗透；油藏；开发技术；工艺技术
低渗透油田由于岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差，一般天然气能量都不足、油井自然产能低，如果仅仅依靠天然能量开发，油井投产后，地层压力下降快，产量递减大，一次采收率很低，而且压力、产量降低之后，恢复起来十分困难。目前世界上对特低砂岩油藏补充能量的方式主要是注水和注气。
1.注水开发方式
1.1超前注水技术
超前注水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。超前注水由于在超前的时间内，只注不采，因此，提高了地层压力。当油井开抽时，可以建立较高的压力梯度，当超前时间内压力达到某一值后，油层中任一点的压力梯度均大于启动压力梯度，此时，便建立了有效的压力驱替系统。
当一个低渗透油藏采用滞后注水方式时，采油井首先采油，主要是较高渗透层段供液，由于低渗透层的渗流阻力大、供液能力差、能量消耗快，使较高渗透层段的压力降低较大。当注水井投注之后，注水入将沿渗流阻力小的较高渗透层段突进，再加上较高渗透层段较大的压力降落，更加剧了注入水沿较高渗透层段的突进，使注入水的平面波及系数减小。如果油田采用超前注水方式，由于油田在未投入开发前地层处于原始的平衡状态，各点处的原始地层压力基本保持一致。此时，注水井投注时，由于均衡的地层压力作用，注入水在地层中将均匀推进，首先沿渗流阻力小的较高渗透层段突进，当较高渗透层段的地层压力升高后，由于高、低渗透层段之间的压力差，注入水再向较低渗透层段流动，减小了高、低渗透层段间的压力差，从而有效的提高了注入水的有效波及体积。
1.2不稳定注水
不稳定注水技术是通过按照一定规律改变注水方向或注水量，在油层内产生连续不稳定压力分布，使非均质小层或层带间产生附加压差，促进毛细管渗吸作用，强化注入水波及低渗透层带并驱出其中滞留油，以提高采收率，改善开发效果。
与常规注水不同的是，不稳定注水可以在地层中造成不稳定的压力场，使流体在地层互渗作用下，不断的重新分布，从而使注入水在压力差的作用下促進毛管吸渗作用，增大波及系数和洗油效率。随着不稳定注水技术的发展，不稳定注水已从初期的水井同时周期性注入，发展到水井在平面上轮流周期性注入，亦称之为平面异步不稳定注水。
（1）注水阶段。对于非均质砂岩油田，油层岩石的微观孔隙可以描述成网状结构，这些网状通道同时连接着部分封闭式的孔隙、微缝和连通不好的孔隙喉道。水湿油层正常注水时，对于封闭式的孔隙、微缝和细网通道，在毛管力的作用下，水沿孔隙喉道或裂缝边缘移动并将缝隙中的油从孔隙喉道中央企图向外排挤，但是由于粗网状通道中注入水的外压远大于孔隙喉道中毛管力产生的向外的排挤力，最终使封闭式的缝隙和细网通道中的油不能流向粗网状通道中，而被滞留在其中。这一过程将导致毛管力产生的向外排挤力与外压的平衡，称之为第一次压力平衡。因此，在正常注水时，与粗网相互连通的封闭式缝隙或细网通道中的原油是不参与流动的。
（2）停注阶段。油层中毛管力增加，恢复到正常值。同时，粗网通道中的流体压力开始下降，当压力下降到打破毛管力与外压形成的第一次平衡后，封闭式缝隙和细网通道中的原油在毛管力的作用下流向粗网通道。在这一过程中，毛管中的水不断发生渗吸，毛管压力越来越小，当粗网通道中的压力与毛管压力相等时，缝隙中的原油停止流动，形成毛管力和外压的第二次平衡。
（3）复注阶段。在水压驱动下，注入水进入粗网通道，将原油驱向井底，同时，在驱替压力的作用下，注入水靠外压的作用强行进入毛管，产生强迫自吸渗，使这些缝隙中的原油停止外流，重新形成第一次压力平衡。
流体弹性力改善水驱油效果的微观驱油机理是：在不稳定注水过程中，由于弹性力引起的压力扰动，可以使一部分油运移到贾敏效应较小的孔隙中而向前移动。同时，当油相处于压力扰动的波峰时，压力梯度相应增大，可以使油相克服较大一些的贾敏效应而流动。
2.注气开发方式
由于气具有易流动，降粘，体积膨胀，降低界面张力的作用，因此注气驱在解决低渗透油藏开发方面表现出独特的优势。
2.1注CO2
CO2驱油过程是CO2不断富化的过程。CO2富化是通过CO2对原油中的C2～C6组分的抽提得到的。CO2越富，它与原油之间的界面张力就越低，因而洗油效率就越高。CO2可溶于油，使油降粘，提高原油的流度，有利于提高红色油剂的波及系数。CO2溶于原油后，可使原油的体积膨胀。膨胀后的原油将易为驱动介质驱出。CO2使原油膨胀的程度可用膨胀系数表示。膨胀系数是指一定温度和CO2饱和压力下原油的体积与同温度和0.1MPa下原油的体积之比。原油中CO2物质的质量分数越高，相对分子质量越小原油的膨胀系数越大。CO2溶于水，生成碳酸。碳酸可与地层中的石灰岩和白云岩生成水溶性的重碳酸盐，提高地层的渗透率，扩大驱油介质的波及体积，有利于提高原油的采收率。从注入井到采油井的驱油过程是降压过程。随着压力下降，CO2从原油中析出，产生原油内的气体驱动，使原油采收率提高。此外，部分CO2成为束缚气，也有利于原油采收率的提高。
2.2注N2
氮气很难与油藏原油发生一次接触混相，但在足够高的压力下可与许多油藏原油达到蒸发气驱动态混相，即注入的氮气与油藏原油之间经过多次接触和多次抽提，原油中的中间烃组分不断蒸发到气相中，当气相富化到一定程度时便与原油达成混相。
注氮气要求原油的轻烃和中间烃含量高，故一般来说实施的难度比较大且适用范围较窄，但却较之于注CO2和烃类气体具有资源丰富、价格低廉的优点。为了充分利用CO2和烃类气体易混相的特点，同时也为了降低使用CO2和烃类气体的成本，可通过注氮气推动CO2或烃类气体段塞混相驱来提高采收率，其开采机理与CO2驱机理相似。如果易混相气体段塞的尺寸选择合理，则用氮气推动混相段塞的驱油效果会比连续注入氮气效果较好，经济效益会更高。
交替注水注氮气驱替方式主要用于混相驱，也可用于非混相驱。虽然交替注水注氮气混相驱可将注水和注气混相驱的优点有效地结合在一起，但在现场实施中，会出现注入气因重力作用而产生超覆现象，注入的水则会因重力作用而下沉，形成垂向上的粘性指进现象。因此针对不同的油藏，需通过长岩心驱替试验和油藏模拟来研究确定合理的气水比及气水段塞尺寸，以减少重力分异。对交替注水注氮气非混相驱，只要在合理的水氮气比及合理的注入速度下进行，就能采出数量可观的水驱剩余油，但其油量在很大程度上取决于油层岩石的相对渗透率特性。
3.结论与认识
（1）在开发过程中，对低渗透性油气藏压裂、酸化、增注、气动力深穿透增压增注技术改造地层渗透率与井网、注水进行整体考虑，才能有效使油气田资源得到合理利用。
（2）加强中低渗透性油气藏高压注水、水质精细处理，保证注水井正常工作，及时补充地层能量，提高区块地层压力。
参考文献：
[1]葛兆龙；低渗气藏脉冲磨料射流射孔增产机理及实验研究[D]；重庆大学；2011年
[2]佟斯琴；大庆油田低渗透储层渗流规律及数值模拟技术研究[D]；中国地质大学（北京）；2012年
[3]赵竹梅；大庆肇源油田矩形井网压裂开发效果分析[J]；断块油气田；2009年03期