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＼[摘 要]低渗透油田在我国油田开发中有着重要意义。全国发现的低渗透油田占发现油气田一半以上，并且其产能建设规模占到总量的70%以上，已经成为油气开发建设的主战场。低渗油田由于其储层渗透率低、丰度低、单井产能低的特殊因素，给开发带来很大的麻烦，所以提高低渗透产量和效率迫在眉睫。本文从低渗透油田的储量、开发难度及解决方法进行分析论述，通过开发调整改善低渗透开发效果，为类似油田的稳产、增产提供了技术保障和可借鉴依据。
[关键词]低渗透油田 油层 渗透率 丰度
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）27-0316-01
1 引言
目前滨南采油厂水驱动用低渗油藏的地质储量达7564万吨，标定采收率仅14.7%。因此，通过对滨649块实施以完善细分层系、细化注水为主的低渗单元治理工作，采收率可达22.5%，对进一步提高低渗油藏的水驱采收率示范作用。
2 单元概况
滨649块位于滨一区西北部，构造位置位于东营凹陷西北边缘，滨南—利津二级断裂带西段，北依滨县凸起，东南临利津凹陷。主要含油层系沙三下、沙四上，属中低渗透构造岩性油藏，含油面积3.2Km2，平均有效厚度23.6m，地质储量490×104t，采收率13%。 总的构造形态为中间低，向东西两侧逐步抬高的构造形态，南北各发育一条以近东西向断层。沙三段平均孔隙度18.2%，渗透率71.6×10-3μm2，沙四段平均孔隙度16.6%，渗透率30.1×10-3μm2。沙三段地面原油密度为0.869g/cm3，地面原油粘度为27.1mPa.s，沙四段地面原油密度为0.867g/cm3，地面原油粘度为29.8mPa.s。地层水为CaCl2型，其中Cl-含量为50161-59733mg/l ，平均54770 mg/l，总矿化度为83273-97521mg/l，平均90046mg/l。地层温度125℃，温度梯度3.1℃/100m，沙三段原始地层压力28.5MPa，压力系数为1.04，沙四段原始地层压力30MPa，压力系数为1.02，属于常温常压系统。油藏类型构造岩性油藏。
3 单元存在问题分析
3.1 层系划分不合理
滨649块沙三下和沙四上储层物性差异比较大，合采合注井多，由于层间干扰严重，纵向层间动用差异较大，影响了各层潜力的发挥，从吸水状况来看（表1-1），目前纵向动用程度较差，吸水好和吸水较好的层只占15.9%，大部分层吸水差或者不吸水;从目前各砂层组采出程度来看，主力砂层组主力砂层组采出程度略高，S3X4组采出程度为9.8%，沙四上2组采出程度为6.5%，其它砂层组采出程度均在5%以下。
3.2 注采井网不完善
滨649块受停产停注井影响，注采井网极不完善，注采对应率55.6%。区块储量控制程度和水驱控制程度比较低，区块动用地质储量490万吨，水驱控制储量251万吨，水驱控制程度为51.2%，水驱动用程度为46.5%。
3.3 注采井距大
滨649块沙四段由于渗透性差，注采井距偏大（300-400米），由于注采井距偏大，油水井间无法形成有效驱替压力梯度，油井主要依靠弹性采出。水驱效果差，开发上表现为水井注不进（启动压力逐年升高），油井采不出。
3.4 能量保持和利用状况差
由于水井注不进，油井压力逐年下降，目前地层压力只有19.8MPa，压降达10.2MPa，地层压力保持水平只有66.0%。油井平均单井日产液4.2m3/d，动液面低（1414m），油井沉没度都在300米以下，平均沉没度只有190米。
4 单元开发潜力分析
根据滨南油藏特点，针对滨649块存在的以上问题，进行研究分析，认识到该块有以下开发潜力：
4.1 细分层系提高纵向储量动用程度的潜力
滨649块沙三沙四储层物性差异较大，S3为中渗（渗透率：61.5-72.7毫达西），S4为低渗（渗透率：25.0-39.3毫达西），渗透性差异较大，层间干扰严重，因此有进一步细分层系的潜力，减少层间矛盾，充分发挥各小层的潜力来提高区块采收率。
4.2 完善注采井网的潜力
滨649块由于注采井网极不完善，注采对应率55.6%。区块储量控制程度和水驱控制程度比较低，区块动用地质储量490万吨，水驱控制储量251万吨，水驱控制程度为51.2%;水驱动用程度为46.5%。下步有通过完善注采井网，恢复地层能量，提高油井产能的潜力。
4.3 具有井网加密的潜力
区块地质储量490万吨，静态井网密度6.9口/Km2，单井控制储量22.3万吨/口，目前受停产井影响，井网密度只有5.0口/Km2，单井控制储量高达30.6万吨/口，因此具有井网加密的潜力。
5 开发方案设计
沙三段地质储量198万吨，部署井数37口，油井22口，水井15口，新钻井20口，油井12口，水井8口，转注2口，油井单井控制地质储量9万吨。其中，沙三段3砂组地质储量34.8万吨，总井7口（油井5口、水井2口），新钻井4口（油井2口、水井2口），转抽1口，油井单井控制储量7万吨;沙三段4+5砂组地质储量163万吨，总井31口（油井17口、水井14口），新钻井17口（油井10口、水井7口），转注井2口，油井单井控制储量9.6万吨。
沙四段地质储量292万吨，部署井数36口，油井23口，水井13口，新钻井29口，油井21口，水井8口，转注4口，油井单井控制地质储量12.7万吨。其中，沙四段1砂组地质储量145万吨，总井24口（油井16口、水井8口），新钻井21口（油井15口、水井6口），转注井1口，油井单井控制储量9.0万吨;沙四段2+3砂组地质储量147.4万吨，总井27口（油井18口、水井9口），新钻井20口（油井16口、水井4口），转注井4口，油井单井控制储量8.2万吨。
总方案地质储量490万吨，总井70口（油井44口、水井26口），新钻井47口，油井32口，水井15口，转注5口。
6 方案实施效果
通过细分层系方案的实施，滨649块开发形势取得良好的开发效果，单元日液、日油产量显著提升，单元水开发效果明显改善。调整后单元注采对应率由55.6%上升到94.3%，水驱控制程度由51.2%上升到90.8%，水驱动用程度由46.5%上升到85.6%，采收率13.0%上升到27.6%。显著提升了采油厂老油田开发管理水平，促进了采油厂可持续效益化发展。
7 结论及认识
（1）合理的井网密度是低渗透油田开发的关键，采用和中高渗透油田一样的井网密度，不适应油层地质特点，易造成大批水井因注不进水而停注，采油井因采不出油而停产，通过井网加密，缩小注采井距，建立有效驱替压力梯度，可改善水驱效果。
（2）细分层系开发是解决低渗透油藏层间干扰，提高油层纵向动用程度的有效方法。
（3）通过先期完善注采井网，提前注水恢复地层能量，可有效改善油藏水驱波及效率，提高油层平面水驱动用程度。
参考文献
[1] 闫庆来，何秋轩等.低渗透油层中单相液体渗流特征的实验研究[J]. 西安石油学院学报，1990，5（2）1-6.
[2] 姚约东，葛家理等.低渗透油藏油水两相渗流研究[J].石油大学学报，2005，29（2）：52-56.
[关键词]低渗透油田 油层 渗透率 丰度
中图分类号：TE348 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）27-0316-01
1 引言
目前滨南采油厂水驱动用低渗油藏的地质储量达7564万吨，标定采收率仅14.7%。因此，通过对滨649块实施以完善细分层系、细化注水为主的低渗单元治理工作，采收率可达22.5%，对进一步提高低渗油藏的水驱采收率示范作用。
2 单元概况
滨649块位于滨一区西北部，构造位置位于东营凹陷西北边缘，滨南—利津二级断裂带西段，北依滨县凸起，东南临利津凹陷。主要含油层系沙三下、沙四上，属中低渗透构造岩性油藏，含油面积3.2Km2，平均有效厚度23.6m，地质储量490×104t，采收率13%。 总的构造形态为中间低，向东西两侧逐步抬高的构造形态，南北各发育一条以近东西向断层。沙三段平均孔隙度18.2%，渗透率71.6×10-3μm2，沙四段平均孔隙度16.6%，渗透率30.1×10-3μm2。沙三段地面原油密度为0.869g/cm3，地面原油粘度为27.1mPa.s，沙四段地面原油密度为0.867g/cm3，地面原油粘度为29.8mPa.s。地层水为CaCl2型，其中Cl-含量为50161-59733mg/l ，平均54770 mg/l，总矿化度为83273-97521mg/l，平均90046mg/l。地层温度125℃，温度梯度3.1℃/100m，沙三段原始地层压力28.5MPa，压力系数为1.04，沙四段原始地层压力30MPa，压力系数为1.02，属于常温常压系统。油藏类型构造岩性油藏。
3 单元存在问题分析
3.1 层系划分不合理
滨649块沙三下和沙四上储层物性差异比较大，合采合注井多，由于层间干扰严重，纵向层间动用差异较大，影响了各层潜力的发挥，从吸水状况来看（表1-1），目前纵向动用程度较差，吸水好和吸水较好的层只占15.9%，大部分层吸水差或者不吸水;从目前各砂层组采出程度来看，主力砂层组主力砂层组采出程度略高，S3X4组采出程度为9.8%，沙四上2组采出程度为6.5%，其它砂层组采出程度均在5%以下。
3.2 注采井网不完善
滨649块受停产停注井影响，注采井网极不完善，注采对应率55.6%。区块储量控制程度和水驱控制程度比较低，区块动用地质储量490万吨，水驱控制储量251万吨，水驱控制程度为51.2%，水驱动用程度为46.5%。
3.3 注采井距大
滨649块沙四段由于渗透性差，注采井距偏大（300-400米），由于注采井距偏大，油水井间无法形成有效驱替压力梯度，油井主要依靠弹性采出。水驱效果差，开发上表现为水井注不进（启动压力逐年升高），油井采不出。
3.4 能量保持和利用状况差
由于水井注不进，油井压力逐年下降，目前地层压力只有19.8MPa，压降达10.2MPa，地层压力保持水平只有66.0%。油井平均单井日产液4.2m3/d，动液面低（1414m），油井沉没度都在300米以下，平均沉没度只有190米。
4 单元开发潜力分析
根据滨南油藏特点，针对滨649块存在的以上问题，进行研究分析，认识到该块有以下开发潜力：
4.1 细分层系提高纵向储量动用程度的潜力
滨649块沙三沙四储层物性差异较大，S3为中渗（渗透率：61.5-72.7毫达西），S4为低渗（渗透率：25.0-39.3毫达西），渗透性差异较大，层间干扰严重，因此有进一步细分层系的潜力，减少层间矛盾，充分发挥各小层的潜力来提高区块采收率。
4.2 完善注采井网的潜力
滨649块由于注采井网极不完善，注采对应率55.6%。区块储量控制程度和水驱控制程度比较低，区块动用地质储量490万吨，水驱控制储量251万吨，水驱控制程度为51.2%;水驱动用程度为46.5%。下步有通过完善注采井网，恢复地层能量，提高油井产能的潜力。
4.3 具有井网加密的潜力
区块地质储量490万吨，静态井网密度6.9口/Km2，单井控制储量22.3万吨/口，目前受停产井影响，井网密度只有5.0口/Km2，单井控制储量高达30.6万吨/口，因此具有井网加密的潜力。
5 开发方案设计
沙三段地质储量198万吨，部署井数37口，油井22口，水井15口，新钻井20口，油井12口，水井8口，转注2口，油井单井控制地质储量9万吨。其中，沙三段3砂组地质储量34.8万吨，总井7口（油井5口、水井2口），新钻井4口（油井2口、水井2口），转抽1口，油井单井控制储量7万吨;沙三段4+5砂组地质储量163万吨，总井31口（油井17口、水井14口），新钻井17口（油井10口、水井7口），转注井2口，油井单井控制储量9.6万吨。
沙四段地质储量292万吨，部署井数36口，油井23口，水井13口，新钻井29口，油井21口，水井8口，转注4口，油井单井控制地质储量12.7万吨。其中，沙四段1砂组地质储量145万吨，总井24口（油井16口、水井8口），新钻井21口（油井15口、水井6口），转注井1口，油井单井控制储量9.0万吨;沙四段2+3砂组地质储量147.4万吨，总井27口（油井18口、水井9口），新钻井20口（油井16口、水井4口），转注井4口，油井单井控制储量8.2万吨。
总方案地质储量490万吨，总井70口（油井44口、水井26口），新钻井47口，油井32口，水井15口，转注5口。
6 方案实施效果
通过细分层系方案的实施，滨649块开发形势取得良好的开发效果，单元日液、日油产量显著提升，单元水开发效果明显改善。调整后单元注采对应率由55.6%上升到94.3%，水驱控制程度由51.2%上升到90.8%，水驱动用程度由46.5%上升到85.6%，采收率13.0%上升到27.6%。显著提升了采油厂老油田开发管理水平，促进了采油厂可持续效益化发展。
7 结论及认识
（1）合理的井网密度是低渗透油田开发的关键，采用和中高渗透油田一样的井网密度，不适应油层地质特点，易造成大批水井因注不进水而停注，采油井因采不出油而停产，通过井网加密，缩小注采井距，建立有效驱替压力梯度，可改善水驱效果。
（2）细分层系开发是解决低渗透油藏层间干扰，提高油层纵向动用程度的有效方法。
（3）通过先期完善注采井网，提前注水恢复地层能量，可有效改善油藏水驱波及效率，提高油层平面水驱动用程度。
参考文献
[1] 闫庆来，何秋轩等.低渗透油层中单相液体渗流特征的实验研究[J]. 西安石油学院学报，1990，5（2）1-6.
[2] 姚约东，葛家理等.低渗透油藏油水两相渗流研究[J].石油大学学报，2005，29（2）：52-56.