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[摘要]本文主要针对长庆特低渗透油藏，其特点是“低渗、低压、低产”，经过长期的实践，并且不断的总结，进行开发特低渗透率储层的新技术，最终形成了三大创新技术：井网优化、超前注水、压裂改造。该技术有效的提高了单井产量，成功的开发了全国多个大型特低渗透油田，并且成功的带动了一大批难动用储量投入开发，这极大地提高了难动用储量的效益转变程度，大大拓展了石油资源的勘探开发领域。而本文将以长庆特低渗透储量为例，主要介绍描述在有效开发三叠系特低渗透储层中应用的主要创新技术，并给与详细的分析和研究。
[关键词]低渗透储量
井网优化
超前注水
压裂改造
1井网优化
考虑储层中人工裂缝、渗透率各向异性，建立地质模型，数值模拟结果表明，对于正方形反九点井网来说，井排与裂缝夹角45。开发指标优于夹角0°。（图1）；而菱形反九点井网优于正方形反九点井网（图2），矩形井网又优于其它，且合理井距为500m左右，排距150～180m（表1）。
在上述研究的基础上，根据储层特点，确定了按照裂缝发育、较发育和不发育三种情况，分别采用矩形、斜反九点、反九点三种开发井网形式，使注采井网、压力系统和裂缝系统相匹配，实现压、注、采一体化。
对于裂缝不发育，注水后见水方向不很明显的区块，采用正方形反九点面积注水井网，井距300～350m，正方形对角线方向与最大地应力方向平行（图3）。
对于裂缝较发育的区块，采用斜（菱形）反九点注水井网，使菱形长对角线与最大主应力方向平行（图3），井距450～500m，排距为150～180m，可延缓
注水井排上油井的见水甚至水淹，并使位于裂缝侧向上的油井比正方形井网见效快，水驱动用程度高，从提高最终采收率。
对于储层物性差、裂缝发育且最大主应力方位清楚的井区，采用矩形井网（图4），井排与裂缝平行，排距130～165m，井距500～550m，注水井距1000～1100m，中后期拉通水线形成排状注水，使裂缝侧向油井见效，提高水驱程度。
与其它井区进行平均单井产量对比，试验区的初产量比邻区高2.0t/d左右，注水见效前、后与邻区相近（5.5t/d）左右，但试验区产量稳定并上升，目前产量6t/d左右，而邻区则稳定产量4个月后才开始缓慢递减，产量由5.5t/d左右递减为4.8t/d左右（图5）。反映出矩形井网具有较高的见效程度、稳产时间，且含水稳定，未出现见效即见水的现象，证实该井网对此类储层有较好的适应性，显示出较好的推广应用前景。
2超前注水技术
针对储层压力系数低、地饱压差小、启动压差大等特点，提出并实践了超前注水理论与试验，形成了特低渗油藏超前注水技术，目的是为了增加地层压力，形象地说就是为了把油“挤”出来。超前注水适用的条件：
A.超前注水对于压力敏感性储层具有较好的效果。
B.油藏地质条件清楚，油层连片性好，能形成较大规模的产能，具一定经济效益。
c.紧邻已注水开发区，便于现场实施。3压裂改造技术
针对低渗、特低渗油藏特征，低渗透油田压裂改造技术也随之不同。
与传统压裂技术相比，压裂技术思路有四个方面的变化：一是从设计思路由单井优化设计到与井网适配的开发压裂体系变化；二是从主体技术由单项工艺到多项集成优化发展；三是从工艺控制由只注重压裂工艺本身到压前分析、过程控制、压后评估延伸；四是从压裂目的由只注重单井增产向提高油藏整体开发效果变化。
压裂工艺改造技术的三个关键点：
第一是整体的开发压裂：人工水力裂缝方位、缝长与开发井网优化相匹配，以获得最佳的油田开发效果。
第二是适度导流能力：特低渗透储层孔隙渗流能力（非达西流）与裂缝导流能力基本为一致的原则，控制適当的导流能力，尽可能造长缝，以满足扩大泄油面积、与井网相适配的要求（表2）。
第三是低伤害压裂液体系：采用双稳定剂、双破胶剂，有效的降低胍胶浓度，降低对油藏的伤害、易返排的高性能压裂液体系。
低渗透油田压裂技术成为油田开发关键主体技术，近年来在五里湾、盘古
梁、西峰等油田高效开发中大规模应用，取得了显著的效果。
4结论
特低渗透油田建立有效驱替压力系统的关键是确定启动压力梯度的大小。对于尚未投入开发的特低渗透油藏，在井网部署中充分考虑启动压力梯度对储量动用程度的影响，从而确定建立有效驱替压力系统的合理井排距，力争利用一次开发井网获得较高的采收率。
深化油藏地质再认识，进行注水开发调整是油田保持长期稳产的重要途径。不稳定注水、沿裂缝强化注水、打加密调整井等都是特低渗透油田开发后期重要的稳产手段。
在低渗透油田开发过程中的几点建议：
（1）特低渗透油田孔喉小，渗透率低，在开发过程中必须重视油气层的保护。
（2）人工水力压裂是特低渗透油田藏储层改造，油井高产的重要手段。
（3）特11低渗透油藏必须采取高压注水，及早注水，以保持地层能量和油井高产。
（4）注采井网部署时必须做到注水井排列方向平行人工裂缝方向。最大限度的避免油井暴性水淹，提高水驱采收率。
[关键词]低渗透储量
井网优化
超前注水
压裂改造
1井网优化
考虑储层中人工裂缝、渗透率各向异性，建立地质模型，数值模拟结果表明，对于正方形反九点井网来说，井排与裂缝夹角45。开发指标优于夹角0°。（图1）；而菱形反九点井网优于正方形反九点井网（图2），矩形井网又优于其它，且合理井距为500m左右，排距150～180m（表1）。
在上述研究的基础上，根据储层特点，确定了按照裂缝发育、较发育和不发育三种情况，分别采用矩形、斜反九点、反九点三种开发井网形式，使注采井网、压力系统和裂缝系统相匹配，实现压、注、采一体化。
对于裂缝不发育，注水后见水方向不很明显的区块，采用正方形反九点面积注水井网，井距300～350m，正方形对角线方向与最大地应力方向平行（图3）。
对于裂缝较发育的区块，采用斜（菱形）反九点注水井网，使菱形长对角线与最大主应力方向平行（图3），井距450～500m，排距为150～180m，可延缓
注水井排上油井的见水甚至水淹，并使位于裂缝侧向上的油井比正方形井网见效快，水驱动用程度高，从提高最终采收率。
对于储层物性差、裂缝发育且最大主应力方位清楚的井区，采用矩形井网（图4），井排与裂缝平行，排距130～165m，井距500～550m，注水井距1000～1100m，中后期拉通水线形成排状注水，使裂缝侧向油井见效，提高水驱程度。
与其它井区进行平均单井产量对比，试验区的初产量比邻区高2.0t/d左右，注水见效前、后与邻区相近（5.5t/d）左右，但试验区产量稳定并上升，目前产量6t/d左右，而邻区则稳定产量4个月后才开始缓慢递减，产量由5.5t/d左右递减为4.8t/d左右（图5）。反映出矩形井网具有较高的见效程度、稳产时间，且含水稳定，未出现见效即见水的现象，证实该井网对此类储层有较好的适应性，显示出较好的推广应用前景。
2超前注水技术
针对储层压力系数低、地饱压差小、启动压差大等特点，提出并实践了超前注水理论与试验，形成了特低渗油藏超前注水技术，目的是为了增加地层压力，形象地说就是为了把油“挤”出来。超前注水适用的条件：
A.超前注水对于压力敏感性储层具有较好的效果。
B.油藏地质条件清楚，油层连片性好，能形成较大规模的产能，具一定经济效益。
c.紧邻已注水开发区，便于现场实施。3压裂改造技术
针对低渗、特低渗油藏特征，低渗透油田压裂改造技术也随之不同。
与传统压裂技术相比，压裂技术思路有四个方面的变化：一是从设计思路由单井优化设计到与井网适配的开发压裂体系变化；二是从主体技术由单项工艺到多项集成优化发展；三是从工艺控制由只注重压裂工艺本身到压前分析、过程控制、压后评估延伸；四是从压裂目的由只注重单井增产向提高油藏整体开发效果变化。
压裂工艺改造技术的三个关键点：
第一是整体的开发压裂：人工水力裂缝方位、缝长与开发井网优化相匹配，以获得最佳的油田开发效果。
第二是适度导流能力：特低渗透储层孔隙渗流能力（非达西流）与裂缝导流能力基本为一致的原则，控制適当的导流能力，尽可能造长缝，以满足扩大泄油面积、与井网相适配的要求（表2）。
第三是低伤害压裂液体系：采用双稳定剂、双破胶剂，有效的降低胍胶浓度，降低对油藏的伤害、易返排的高性能压裂液体系。
低渗透油田压裂技术成为油田开发关键主体技术，近年来在五里湾、盘古
梁、西峰等油田高效开发中大规模应用，取得了显著的效果。
4结论
特低渗透油田建立有效驱替压力系统的关键是确定启动压力梯度的大小。对于尚未投入开发的特低渗透油藏，在井网部署中充分考虑启动压力梯度对储量动用程度的影响，从而确定建立有效驱替压力系统的合理井排距，力争利用一次开发井网获得较高的采收率。
深化油藏地质再认识，进行注水开发调整是油田保持长期稳产的重要途径。不稳定注水、沿裂缝强化注水、打加密调整井等都是特低渗透油田开发后期重要的稳产手段。
在低渗透油田开发过程中的几点建议：
（1）特低渗透油田孔喉小，渗透率低，在开发过程中必须重视油气层的保护。
（2）人工水力压裂是特低渗透油田藏储层改造，油井高产的重要手段。
（3）特11低渗透油藏必须采取高压注水，及早注水，以保持地层能量和油井高产。
（4）注采井网部署时必须做到注水井排列方向平行人工裂缝方向。最大限度的避免油井暴性水淹，提高水驱采收率。