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摘要：油藏工程是以依据油层物理与油气层渗流为基础，来进行油田开发设计与工程分析方法的综合性技术。其主要任务是：研究油藏与气藏在不断开发过程中所涉及到的油、气、水等物质的运动规律与替代的机理。通过对相关工程措施进
行模拟，来科学、合理地提高开采时的速度与总体的收集量。
关键词：低渗油藏;采收率;应用
1油田基本状况
DL油田主要含油层位为ES3、Z0、ZⅡ、ZⅢ油组，油藏埋深为2880～3540m，含油面积6.5km2，油层平均孔隙度16%，平均空气渗透率29×10-3μm2，属于典型的低渗油藏。
截至目前，油田油井总井103口，开井81口，日产液水平978.33m3/d，日产油水平252.7t，含水74.2%;水井总井65口，开井33口，日注水平1320m3/d，采出程度29.28%。
2油藏开发过程存在的主要问题
2.1井网不完善，储量控制程度低
DL油田在1985年以300米井距正方形井网投入开发，经历短暂的初期建产小高峰后，由于物性差，井距过大，储量控制程度低，产量迅速递减。1990-1995年日产油73t左右，采油速度0.26%，阶段末采出程度5.27%，处于低速低效的开发状态。
沉积相影响是造成油田开发低速低效的主要原因之一，ZⅡ、ZⅢ油组属冲积扇辫状河沉积，水流能量较强，辫状河道摆动快，储层横向上河道宽150～500m，集中在200～300m，300m井距无法实现储量的有效控制和动用。统计DL油田285个油砂体的结果，300m井距下70%的油砂体都只有1～2口井控制，储量控制程度低，平均单井控制储量达到21.64×104t。
2.2修井作业过程油层污染，严重影响油田产量
通过对多年来油田产量下降原因的分析，作业井减产量占总减产量的27%，作业井采收率已成为油田开发中不可忽视的问题。据统计，2009年共投产56口井，投产后回采46口井，未回采10口井，回采率82.1%;46口采油井平均采收期8.6天，影响总产量2594吨。
造成这些问题的主要原因是：（1）水敏损害强烈，工作液流入的盐度降低，造成孔喉堵塞;（2）作业过程中有溢流，需要盐水压井。地层水中含有NaHCO3和CaCl2，卤水中大量的钙离子和硫酸根离子与地层水不相容，压井液容易侵入储层造成污染。另外，由于卤水中含有大量的固相组分，其固相堵塞更为严重。
3提高采收率对策及效果
3.1加密调整，提高储量控制程度
根据“谢氏公式”采用交汇法得出DL油田ES3、Z0和ZⅡ、ZⅢ合理井距分别为228m和201m，证实区块具备内部加密调整的潜力。
近年来在全油田规模实施加密调整合计46口，调整后，增加可采储量65.4×10t，单井控制储量由21.64×104t下降至10.5x×104t。投转注井23口，实际注采井比例由1∶10上升为1∶2，形成较为完善的注采井网。
3.2储层改造，提高油层导流能力
针对Z钢物理性能差、生产能力低的问题Ⅱ还有ZⅢ2001年实施了油气层压裂措施，至今已压裂76口井。
储层压裂后，油层的电导率在ZⅡ还有ZⅢ油组得到改善，米液产量指数由0.02t/d.m.mpa提高到0.0504t/d.m.mpa，单井平均日产油量由5.31t/d提高到13.35t/d，压裂后单井平均日产油量提高8.04t/d。
3.3优选选井技术
（1）选井原则。根据生产动态信息，选择低效、低产程度、具有一定潜力的储层作为候选储层，模拟压裂层段，选择较好的技术措施。根据油田的现状，结合近年来国内外压裂选层的研究成果，确定了适合的区域。裂缝性井层特征参数为：跨度30～60m，有效厚度10～25m，含油饱和度35%～60%，孔隙度14%～20%，含水率10%～50%，地层压力系数0.7～1.3，采收率10%～30%。通过压裂，提高了生产效果。同时要保证所选井况良好，子层外无窜槽和套管变形，满足一定的工艺条件。
（2）抓住最好的机会。通过压裂和油藏模拟，模拟了增压后增产量与增压前地层压力系数的关系，当压力系数为0.7～1.3时效果最好。以往以储层为评价依据时，要充分考虑各种因素可能产生的影响，运用模糊识别原理计算出合适的储层压裂模式，并进行定量评价，以保证工作的科学性和程序性。根据计算结果，确定了不同区块的压裂时机。
3.4耐高温压裂液体系
（1）预压裂液。根据不同储层的特点，开发不同的前置液保护储层是十分必要的。低伤害预压裂液主要由复合粘土稳定剂、表面活性剂、破乳剂等组成，平均伤害率为1.38%。孔喉对提高岩心渗透率也有一定的疏通作用。
（2）耐高温压裂液。采用复合交联剂将低残渣羟丙基胍胶与压裂液体系胶结。在160℃的环境内剪切120min，黏度为97mPa·s。在井内温度不同的情况下，加入小于0.01%的破胶剂，便能够让其黏度低于4mPa·s。其中的残渣含量为240～280mg/L。破胶剂水化液可与地层水随意融合，不会发生沉淀现象，还可与原油形成稳定的乳化液，在其处于90℃的高温内120min时，破乳效率能够达到95%，压裂液中放入0.3%的液体降滤失剂之后，系数为每分钟为6.02×10-4m，对岩心造成的伤害减少8.23%。
（3）压后接头表面处理技术。压裂作业结束后，每分钟注入0.3-0.5m3裂缝表面处理剂。同时，应加快破胶过程，减少压裂液对地表和地层的伤害。印后封面处理剂的组成为：强氧化剂、有机酸、表面活性剂等增效剂。在低温环境下，能在最短时间内破胶，并能有效降解粗纤维素、蛋白质、脂肪、灰分等物质，使残渣含量大大降低。与传统断路器相比，80℃，残渣含量下降73.1%～78.7%。此外，支撑间隙对渗透率的影响不大，但电导率提高了40%左右。
结论
DL油田属于冲积扇辫状河沉积，流动能量强，辫状河道摆动快，侧向河道宽度150～500m，井距300m，无法实现有效的储量控制。平均孔隙度16%，平均渗透率29%×10-3μ储层物性差，自然产能低，是典型的低渗透储层。由于半径小，水敏性强，注水难度大。试验区块采收率提高了24%，形成了小井距井網加密提高储层控制程度、储层改造提高储层导流能力等低渗透油藏配套技术，增注提高储层压力，保护储层，减少不规则递减，对类似低渗透油田的开发调整具有较强的指导意义。
参考文献：
[1]尹万泉，张吉昌，陈忠.低渗透油藏提高采收率的井网调整研究[J].特种油气藏，2020，03（03）：21-23.
行模拟，来科学、合理地提高开采时的速度与总体的收集量。
关键词：低渗油藏;采收率;应用
1油田基本状况
DL油田主要含油层位为ES3、Z0、ZⅡ、ZⅢ油组，油藏埋深为2880～3540m，含油面积6.5km2，油层平均孔隙度16%，平均空气渗透率29×10-3μm2，属于典型的低渗油藏。
截至目前，油田油井总井103口，开井81口，日产液水平978.33m3/d，日产油水平252.7t，含水74.2%;水井总井65口，开井33口，日注水平1320m3/d，采出程度29.28%。
2油藏开发过程存在的主要问题
2.1井网不完善，储量控制程度低
DL油田在1985年以300米井距正方形井网投入开发，经历短暂的初期建产小高峰后，由于物性差，井距过大，储量控制程度低，产量迅速递减。1990-1995年日产油73t左右，采油速度0.26%，阶段末采出程度5.27%，处于低速低效的开发状态。
沉积相影响是造成油田开发低速低效的主要原因之一，ZⅡ、ZⅢ油组属冲积扇辫状河沉积，水流能量较强，辫状河道摆动快，储层横向上河道宽150～500m，集中在200～300m，300m井距无法实现储量的有效控制和动用。统计DL油田285个油砂体的结果，300m井距下70%的油砂体都只有1～2口井控制，储量控制程度低，平均单井控制储量达到21.64×104t。
2.2修井作业过程油层污染，严重影响油田产量
通过对多年来油田产量下降原因的分析，作业井减产量占总减产量的27%，作业井采收率已成为油田开发中不可忽视的问题。据统计，2009年共投产56口井，投产后回采46口井，未回采10口井，回采率82.1%;46口采油井平均采收期8.6天，影响总产量2594吨。
造成这些问题的主要原因是：（1）水敏损害强烈，工作液流入的盐度降低，造成孔喉堵塞;（2）作业过程中有溢流，需要盐水压井。地层水中含有NaHCO3和CaCl2，卤水中大量的钙离子和硫酸根离子与地层水不相容，压井液容易侵入储层造成污染。另外，由于卤水中含有大量的固相组分，其固相堵塞更为严重。
3提高采收率对策及效果
3.1加密调整，提高储量控制程度
根据“谢氏公式”采用交汇法得出DL油田ES3、Z0和ZⅡ、ZⅢ合理井距分别为228m和201m，证实区块具备内部加密调整的潜力。
近年来在全油田规模实施加密调整合计46口，调整后，增加可采储量65.4×10t，单井控制储量由21.64×104t下降至10.5x×104t。投转注井23口，实际注采井比例由1∶10上升为1∶2，形成较为完善的注采井网。
3.2储层改造，提高油层导流能力
针对Z钢物理性能差、生产能力低的问题Ⅱ还有ZⅢ2001年实施了油气层压裂措施，至今已压裂76口井。
储层压裂后，油层的电导率在ZⅡ还有ZⅢ油组得到改善，米液产量指数由0.02t/d.m.mpa提高到0.0504t/d.m.mpa，单井平均日产油量由5.31t/d提高到13.35t/d，压裂后单井平均日产油量提高8.04t/d。
3.3优选选井技术
（1）选井原则。根据生产动态信息，选择低效、低产程度、具有一定潜力的储层作为候选储层，模拟压裂层段，选择较好的技术措施。根据油田的现状，结合近年来国内外压裂选层的研究成果，确定了适合的区域。裂缝性井层特征参数为：跨度30～60m，有效厚度10～25m，含油饱和度35%～60%，孔隙度14%～20%，含水率10%～50%，地层压力系数0.7～1.3，采收率10%～30%。通过压裂，提高了生产效果。同时要保证所选井况良好，子层外无窜槽和套管变形，满足一定的工艺条件。
（2）抓住最好的机会。通过压裂和油藏模拟，模拟了增压后增产量与增压前地层压力系数的关系，当压力系数为0.7～1.3时效果最好。以往以储层为评价依据时，要充分考虑各种因素可能产生的影响，运用模糊识别原理计算出合适的储层压裂模式，并进行定量评价，以保证工作的科学性和程序性。根据计算结果，确定了不同区块的压裂时机。
3.4耐高温压裂液体系
（1）预压裂液。根据不同储层的特点，开发不同的前置液保护储层是十分必要的。低伤害预压裂液主要由复合粘土稳定剂、表面活性剂、破乳剂等组成，平均伤害率为1.38%。孔喉对提高岩心渗透率也有一定的疏通作用。
（2）耐高温压裂液。采用复合交联剂将低残渣羟丙基胍胶与压裂液体系胶结。在160℃的环境内剪切120min，黏度为97mPa·s。在井内温度不同的情况下，加入小于0.01%的破胶剂，便能够让其黏度低于4mPa·s。其中的残渣含量为240～280mg/L。破胶剂水化液可与地层水随意融合，不会发生沉淀现象，还可与原油形成稳定的乳化液，在其处于90℃的高温内120min时，破乳效率能够达到95%，压裂液中放入0.3%的液体降滤失剂之后，系数为每分钟为6.02×10-4m，对岩心造成的伤害减少8.23%。
（3）压后接头表面处理技术。压裂作业结束后，每分钟注入0.3-0.5m3裂缝表面处理剂。同时，应加快破胶过程，减少压裂液对地表和地层的伤害。印后封面处理剂的组成为：强氧化剂、有机酸、表面活性剂等增效剂。在低温环境下，能在最短时间内破胶，并能有效降解粗纤维素、蛋白质、脂肪、灰分等物质，使残渣含量大大降低。与传统断路器相比，80℃，残渣含量下降73.1%～78.7%。此外，支撑间隙对渗透率的影响不大，但电导率提高了40%左右。
结论
DL油田属于冲积扇辫状河沉积，流动能量强，辫状河道摆动快，侧向河道宽度150～500m，井距300m，无法实现有效的储量控制。平均孔隙度16%，平均渗透率29%×10-3μ储层物性差，自然产能低，是典型的低渗透储层。由于半径小，水敏性强，注水难度大。试验区块采收率提高了24%，形成了小井距井網加密提高储层控制程度、储层改造提高储层导流能力等低渗透油藏配套技术，增注提高储层压力，保护储层，减少不规则递减，对类似低渗透油田的开发调整具有较强的指导意义。
参考文献：
[1]尹万泉，张吉昌，陈忠.低渗透油藏提高采收率的井网调整研究[J].特种油气藏，2020，03（03）：21-23.