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[摘 要]随着油价长期低迷，特别是2015年下半年“断崖式”油价下跌后，世界石油行业进入“极寒期”。如何实现“战寒冬、求生存、谋发展”，这是摆在我们面前不可跨越的难题。因此，实施低成本发展战略，是本篇文章的主题，通过探讨低成本开发方法在低渗透油藏的应用及效果评价，实现低渗透油藏的效益开发。
[关键词]低成本开发 低渗透油藏 油井治理 水井治理
中图分类号：DF22 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2016）30-0369-01
1.低成本开发
低成本开发笼统的讲，就是开发一个油田时，采用低于常规的开发成本，达到提高采收率的目的，提高市场竞争力。
1.1 低渗透油藏的划分
根据实际生产特征，按照油层平均渗透率一般把低渗透油田分为三类：第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为（10.1～50）×10-3这类油层接近正常油层，油井能够达到工业油流标准；第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为（1.1～10.0）×10-3这类油层与正常油层差别比较明显，正常测试达不到工业油流标准；第三类为超低渗透油田，其油层平均渗透率为（0.1～1.0）×10-3这类油层非常致密，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值〔1〕。
1.2 低渗透油藏特点
低渗透油田一般具有储层渗透率低，丰度低，单井产能低，与中高渗透油田相比具有以下特点：油层连续性差，砂体发育规模小；储层渗透率低，流度低，孔隙喉道半径小；油层见水后，采液和采油指数急剧下降；储层丰度低，含油饱和度低，自然产能低〔2〕。
2.低渗透油藏的开发现状
六户管理区主要管理牛庄油田，以低渗油藏为主，油藏单元多、面积小、分布较零散，动用含油面积36.9平方千米，地质储量2963.46万吨，可采储量595.2万吨，标定采收率20.09%。目前总井131口，开井121口，采出程度12.57%，采油速度0.36%，可采储量采出程度70.7%。水井总井82口，开井67口，日注水平1070方/天，月注采比1.07，累计注采比1。
3.低渗透油藏低成本开发技术应用
3.1 低成本开发技术
低渗油藏开发技术模式主要是三个方面：即小井距加密调整、仿水平井注水开发、矢量调整完善井网。下面重点阐述以油水井调整、储层简易改造为主的低成本技术应用。
3.1.1 油水联动，调整液流方向，扩大平面波及技术
1、多水井小压差调配技术：敏感性较弱，只调水井
主要做法：井距小弱化注水、敏感区机动注水、井距大强化注水、能量差超前注水。
2、油水联动流线调整技术：敏感性较强，油水同调
油水联动调整方法，弱势流线提高势差：水井上调配注，油井上调参数、油井不调参数、油井下调参数；水井不调配注，油井上调参数；强势流线降低势差：水井下调配注，油井上调参数、油井下调参数、油井不调参数；水井不调配注，油井下调参数。
3、注、采井不见面耦合技术：对敏感性极强的油藏，实施油水交替、稳定注采、交替耦合注采，提高采收率。主要做法：第一步：油井停、水井注、恢复能量、聚集剩余油；第二步：油井开、水井停、均衡驱替、避免水窜。
4、径向钻井井网适配技术：对调参调配不见效油藏，采取储层改造、适配井网，加强储量控制，同时采取压头前移，实现有效驱替。主要做法：低渗透油藏径向射孔：井网方式不适应，变井排驱替；井区注采井距偏大，变方向缩小井距；断层附近裂缝方向偏转，定方向防水窜。
3.1.2 优化射孔方式，提高纵向动用技术
通过射孔方式的优化，改善油井产出、水井注入剖面，达到纵向均衡动用的目的。一是利用隔夹层避射挖潜；二是利用结垢重射挖潜，主要采取先封堵、后重射或利用结垢形成自然堵塞直接重射。
3.1.3 强化过水倍数，提高驱油效率技术
人工边水驱调整技术：拉大井距、增加注水量；增加注水量，增大过水倍数，提高驱油效率。
3.1.4 充分利用地层能量，释放油藏潜力技术。
超前注水后，通过放大压差，充分利用油藏能量，提高效益；间歇采油优化周期技术：供液不足井，优化生产周期。
3.2 实例及效益评价
3.2.1 加大动态调配力度，井组实现效益稳升。
在注采对应较好的王58块、王70块、王53块、牛20块动态调配17井次，对应油井40井次，日增油7.6吨/天，累计增油1249吨，吨油运行成本降低83元，单井效益评价均在有效区内，效果显著。
3.2.2 实施不稳定注水，油井效益大幅提升。
王53-4水井与油井王53-15井注采对应好，联动效果明显。主要存在含水与能量矛盾的问题。对此，我们按照配产配注原则，实施了不稳定旬度配注方案，既保证能量又控制含水上升。截止到目前，在已经累增油168吨，吨油运行成本降低106元。
3.2.3 加强油井治理力度，利用解堵等工艺手段提高油井产能。
六户管理区对低产低效油井通过井况、油水井关系、注采比、生产历史等调查，加强结垢治理力度，优选油井解堵等工艺，实现提质增效。例如：油井牛20-19井日产1*0.6*62%，供液不足，液面测不出。通过分析与作业现场描述，认为结垢造成地层堵塞，采取解堵工艺。实施后自喷生产，初期增油3.8吨/天，累计增油410吨。
3.2.4 强化油井管理，优化生产参数，提质增效。
在“三线四区”效益评价模型的指导下，针对低渗区块油井严重供液不足，利用液面恢复曲线和实时功图监控制定油井间开措施与参数优化，降低油井运行成本，目前实施油井间开29口，优化参数41口，日节约电费约4300元，其中8口井由低效区进入有效区。
4.结论
低成本开发技术在低渗透油藏的应用是进一步优化配产配注、控制自然递减、提升开发效益的重要工作，在不断完善注采井网、细化层系开发的基础上，加大以流线调整为主的注采调整工作、加大以充分发挥地层能量作用的机采配套工作、加大以“三线四区”为评价的效益考核工作，就能够实现油藏开发的效益最大化。
參考文献
[1] 王东辉.低渗透油气田的低成本开发技术浅析石油工业出版社，2009.3.
[2] 陈泠佑.低渗透油藏开发调整技术分析胜利油田职工大学学报，2010.05.
作者简介
周家驹（1966-），男，汉族，大学本科，高级工程师，1990年毕业于中国石油大学地质专业，现在中石化胜利油田分公司现河采油厂工作，长期从事油田开发研究工作。
[关键词]低成本开发 低渗透油藏 油井治理 水井治理
中图分类号：DF22 文献标识码：B 文章编号：1009-914X（2016）30-0369-01
1.低成本开发
低成本开发笼统的讲，就是开发一个油田时，采用低于常规的开发成本，达到提高采收率的目的，提高市场竞争力。
1.1 低渗透油藏的划分
根据实际生产特征，按照油层平均渗透率一般把低渗透油田分为三类：第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为（10.1～50）×10-3这类油层接近正常油层，油井能够达到工业油流标准；第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为（1.1～10.0）×10-3这类油层与正常油层差别比较明显，正常测试达不到工业油流标准；第三类为超低渗透油田，其油层平均渗透率为（0.1～1.0）×10-3这类油层非常致密，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值〔1〕。
1.2 低渗透油藏特点
低渗透油田一般具有储层渗透率低，丰度低，单井产能低，与中高渗透油田相比具有以下特点：油层连续性差，砂体发育规模小；储层渗透率低，流度低，孔隙喉道半径小；油层见水后，采液和采油指数急剧下降；储层丰度低，含油饱和度低，自然产能低〔2〕。
2.低渗透油藏的开发现状
六户管理区主要管理牛庄油田，以低渗油藏为主，油藏单元多、面积小、分布较零散，动用含油面积36.9平方千米，地质储量2963.46万吨，可采储量595.2万吨，标定采收率20.09%。目前总井131口，开井121口，采出程度12.57%，采油速度0.36%，可采储量采出程度70.7%。水井总井82口，开井67口，日注水平1070方/天，月注采比1.07，累计注采比1。
3.低渗透油藏低成本开发技术应用
3.1 低成本开发技术
低渗油藏开发技术模式主要是三个方面：即小井距加密调整、仿水平井注水开发、矢量调整完善井网。下面重点阐述以油水井调整、储层简易改造为主的低成本技术应用。
3.1.1 油水联动，调整液流方向，扩大平面波及技术
1、多水井小压差调配技术：敏感性较弱，只调水井
主要做法：井距小弱化注水、敏感区机动注水、井距大强化注水、能量差超前注水。
2、油水联动流线调整技术：敏感性较强，油水同调
油水联动调整方法，弱势流线提高势差：水井上调配注，油井上调参数、油井不调参数、油井下调参数；水井不调配注，油井上调参数；强势流线降低势差：水井下调配注，油井上调参数、油井下调参数、油井不调参数；水井不调配注，油井下调参数。
3、注、采井不见面耦合技术：对敏感性极强的油藏，实施油水交替、稳定注采、交替耦合注采，提高采收率。主要做法：第一步：油井停、水井注、恢复能量、聚集剩余油；第二步：油井开、水井停、均衡驱替、避免水窜。
4、径向钻井井网适配技术：对调参调配不见效油藏，采取储层改造、适配井网，加强储量控制，同时采取压头前移，实现有效驱替。主要做法：低渗透油藏径向射孔：井网方式不适应，变井排驱替；井区注采井距偏大，变方向缩小井距；断层附近裂缝方向偏转，定方向防水窜。
3.1.2 优化射孔方式，提高纵向动用技术
通过射孔方式的优化，改善油井产出、水井注入剖面，达到纵向均衡动用的目的。一是利用隔夹层避射挖潜；二是利用结垢重射挖潜，主要采取先封堵、后重射或利用结垢形成自然堵塞直接重射。
3.1.3 强化过水倍数，提高驱油效率技术
人工边水驱调整技术：拉大井距、增加注水量；增加注水量，增大过水倍数，提高驱油效率。
3.1.4 充分利用地层能量，释放油藏潜力技术。
超前注水后，通过放大压差，充分利用油藏能量，提高效益；间歇采油优化周期技术：供液不足井，优化生产周期。
3.2 实例及效益评价
3.2.1 加大动态调配力度，井组实现效益稳升。
在注采对应较好的王58块、王70块、王53块、牛20块动态调配17井次，对应油井40井次，日增油7.6吨/天，累计增油1249吨，吨油运行成本降低83元，单井效益评价均在有效区内，效果显著。
3.2.2 实施不稳定注水，油井效益大幅提升。
王53-4水井与油井王53-15井注采对应好，联动效果明显。主要存在含水与能量矛盾的问题。对此，我们按照配产配注原则，实施了不稳定旬度配注方案，既保证能量又控制含水上升。截止到目前，在已经累增油168吨，吨油运行成本降低106元。
3.2.3 加强油井治理力度，利用解堵等工艺手段提高油井产能。
六户管理区对低产低效油井通过井况、油水井关系、注采比、生产历史等调查，加强结垢治理力度，优选油井解堵等工艺，实现提质增效。例如：油井牛20-19井日产1*0.6*62%，供液不足，液面测不出。通过分析与作业现场描述，认为结垢造成地层堵塞，采取解堵工艺。实施后自喷生产，初期增油3.8吨/天，累计增油410吨。
3.2.4 强化油井管理，优化生产参数，提质增效。
在“三线四区”效益评价模型的指导下，针对低渗区块油井严重供液不足，利用液面恢复曲线和实时功图监控制定油井间开措施与参数优化，降低油井运行成本，目前实施油井间开29口，优化参数41口，日节约电费约4300元，其中8口井由低效区进入有效区。
4.结论
低成本开发技术在低渗透油藏的应用是进一步优化配产配注、控制自然递减、提升开发效益的重要工作，在不断完善注采井网、细化层系开发的基础上，加大以流线调整为主的注采调整工作、加大以充分发挥地层能量作用的机采配套工作、加大以“三线四区”为评价的效益考核工作，就能够实现油藏开发的效益最大化。
參考文献
[1] 王东辉.低渗透油气田的低成本开发技术浅析石油工业出版社，2009.3.
[2] 陈泠佑.低渗透油藏开发调整技术分析胜利油田职工大学学报，2010.05.
作者简介
周家驹（1966-），男，汉族，大学本科，高级工程师，1990年毕业于中国石油大学地质专业，现在中石化胜利油田分公司现河采油厂工作，长期从事油田开发研究工作。