国外低渗透油藏开发技术.doc

国外低渗透油藏开发概述
引言

目前，世界范围内的低渗透油藏开发均没有取得突破性进展，低渗透储量的动用程度很低，只有储层条件好、埋藏浅的低渗透油藏才得到开发。

与中高渗油气田相比，低渗透油气田的储层特性、伤害机理、流动规律不仅仅是个量的变化，实际上在一定程度上发生了质的变化，因此在开发中问题表现最为突出，即，1)储层伤害问题，这种伤害贯穿于钻井、完井、增产改造、采油采气的整个过程；2)经济效益问题，即高投入低产出的问题。因此国外低渗透油气田开采技术的发展也主要是围绕解决这两大问题进行，即尽量减少地层伤害，尽量降低生产成本。减少地层伤害主要是采用空气钻井、泡沫钻井、低密度钻井液和欠平衡钻井等钻井技术。低渗透油藏的开发技术主要有：

1)低渗透油藏精细描述技术。包括天然裂缝油藏预测技术、低渗透储层基质特征及富集区带预测技术、裂缝性低渗透油藏建模方法。

2)注水开发低渗透油藏的井网型式和井网密度。90年代以来，美国在低渗透油气资源开发中成功地实施了水平裸眼分段压裂，取得良好效果。利用水平井开采，实现“稀井网、强驱油”。此前，美国、俄罗斯等国多年来研究得出的共同结论是对低渗透油气田的开发，必须采用“密井网，强驱油”。密井网无疑会增加成本，所以水平井，特别是低压钻水平井技术是解决这一问题的良好方法。即以稀井网实现“强驱替”。

3)低渗透储层的增产改造技术。低渗透储层一般必须经过增产改造才能获得工业生产价值，早期最常用的方法是水力压裂，但许多低渗透储层的水敏、强水锁等特性使之不适合采用水力压裂。因而国外发展起来了CO2加砂压裂技术(又称干式压裂技术)，最近出现了液态CO2井下配置加砂压裂技术，超长水平井技术取代压裂缝技术等。

4)水平井和多分支井开发低渗透油藏新技术。包括低渗透油藏水平井开采的适用性筛选标准以及钻井、完井和采油等技术。

5)利用自然能量开采。国内外研究认为，低渗透储藏最好首先采用自然能量开采，尽量延长无水开采、低含水开采期。因为油气层一旦见水，稳产难度就很大。而低渗透气田的自然能量主要是弹性驱和溶解气驱。一般一次采收率可达10%—20%，二采可达25%—30%，三采技术还不大成熟。为提高驱替效率，国外又发展起来了注气、水气交注、水气混注、周期注水、周期注气以及美国近年来开展的人造气顶驱等。

为降低成本，美国在90年代中期引入了车载抽油技术。关于小井眼技术，国内虽已发表了多篇文章，但目前国外还没有关于小井眼开发低渗透油藏的报道，其应用仅限于探井和自喷井，这是因为其配套设施还不完备，大部分井下设备和测量仪器无法下入井中的缘故。

未来有可能使低渗透油藏开发取得突破的技术是层内爆炸增产技术。数字油田技术则有可能使低渗透油藏的管理迈上一个新的台阶。

水力压裂技术

水力压裂是低渗透油藏开发中最早使用也是目前最常使用的技术。水力压裂处理的目的是建立能提供很大表面积的长而薄的裂缝。裂缝的半长度可以在100-1000ft这一数量级，开度在十分之一英寸这一数量级。成功压裂处理的真正度量标准是是否增加了产量或注入能力。水力压裂的首要目的是改善储层与井眼之间的流体连通。近年来取得的进展包括：粘弹性表面活性剂压裂液、限流射孔等。

粘弹性表面活性剂压裂液
实验室试验表明，来自聚合物流体的未破碎残余物确实可以堵塞支撑剂填充体的孔隙。从用常规流体和低瓜尔胶流体处理的井中获得的返排流体的分析表明，即使在低渗透油藏，返排过程中也只有35%-45%的聚合物返回。剩余聚合物留在裂缝中并将降低井的产能。

一种理想的压裂液应显示出以下特性：充填过程中管中的压降最小；有足够的支撑剂携带能力并应在裂缝闭合后钝化携带机理。这要求流体破胶并返排而不留下任何可降低传导能力的残余物。

1997年，在油田中引入了一种革命性的压裂液。这种新开发的压裂液系统使用了粘弹性表面活性剂(VES)，可替代常规聚合物／破胶剂方法；

粘弹性表面活性剂压裂液的主要进步是易于准备、没有地层损害和支撑剂充填体仍有很高的传导性。这种压裂液通过在盐水中混合足够量的粘弹性表面活性剂来制备。由于不需要聚合物水化，因此进入盐水中的表面活性剂浓缩物就可以连续地计量。不需要交联剂、破胶剂或其他化学添加剂。

这种产品使压裂作业变得简单而可靠。这不仅是因为与瓜尔胶体系相比需要的化学剂品种更少，而且还由于它的操作更简单。表4-4列出了VES压裂液与典型瓜尔胶压裂液体系的比较。

这项技术的关键是在压裂作业中使用粘弹性表面活性剂来代替聚合物。不同的温度和不同的强化技术都有不同类型的压裂液配方。最常用的配方是使用季铵盐，配以像氯化钾、氯化铵或硝酸铵这样的无机盐。将盐水变为像水杨酸钠这样的有机盐将会改善这种压裂液的高温动态。

粘弹性表面活性剂压裂液的性能得益于它独特的化学性质。粘弹性表面活性剂的分