剖析中国渗透油田注气采收率提升技巧

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摘要：开采低渗透油田对我国石油工业的发展有着举足轻重的作用。文章讨论了低渗透储层特征、分析了低渗透油田开发中的技术难点，在此基础上介绍了注气提高原油采收率的方法，并指出了我国低渗透油田注气提高采收率的不足之处。

关键词：低渗透油田；注气；原油采收率；油田开发；石油工业

我国低渗透油田的储量很大，随着以中、高渗透层为主的老油田逐渐进入中高含水期开采，低渗透油藏的重要性将日益增加。提高对低渗透储层的认识，对我国石油工业的持续稳定发展，具有重要的战略意义。

一、低渗透储层的特征

（一）地质特征

低渗透储层形成有其独特的沉积环境及沉积后的成岩作用和构造作用的影响，使其具有典型的特征，主要包括：（1）储层物性差，沉积物成熟度低，但后生成岩作用往往比较强烈；（2）孔隙度低，孔喉半径小、毛细管压力高，原始含油饱和度低；（3）基质渗透率低；（4）裂缝往往比较发育；（5）非均质性强；（6）粘土矿物含量高，水敏、酸敏、速敏严重。正是由于这些特征，决定了低渗透储层研究的特殊性。

（二）开发特征

1．低产井多。在开发过程中，油井自然产能低。渗透率低，导压系数小，压力传递慢，油井供液不足，投产后产量递减很快，出现很多低产井。

2．采收率低。油层受岩性控制，水动力联系差，边水，底水驱动很低，自然能量补给不足，多数油藏主要靠弹性驱动和溶解气驱方式采油。一次采收率很低，一般只能达到8%～12%，注水后，一般低渗透油田二次采收率提高到25%～30%，特低渗透油田则为20%～25%。

3．采油速度低。特低渗透油田，依靠天然能量开采，采油速度约在1%以下；注水开发，采油速度在1%左右；一般低渗透油田，注水开发，采油速度在短期能达到2%以上。

二、主要矛盾和技术难点

1．低渗透油田的开发面临的主要三大矛盾是层间、平面和层内的矛盾；除此之外，在目前的开发条件下，主要的矛盾是注水井压力不断升高、吸水能力不断下降、采油井见效差、地层压力大幅度下降、生产能力急剧递减，以及注水量、产油量、开采速度和采收率都很低。形象的说，就是“注不进，采不出”。

2．裂缝问题。即沿裂缝方向水窜、水淹严重，距裂缝较远的两侧生产井注水效果很差。

3．采油工艺技术不适应问题。目前大多数油田仍采用杆式抽油泵，存在地层供液不足，供采不平衡，泵效低，抽油系统机械效率低等问题，因此不可避免的会出现较多的低产井。

三、注气提高采收率技术概况

（一）研究状况

1．研究经验。从构造上，倾角大于15°,垂向渗透率大于0.2L/m2的倾斜地层可以实现重力稳定驱；存在隔层且分布较宽的平缓地层或厚度小于3m的薄油层适合注气水平驱替。剩余油饱和度至少为25%，可考虑混相驱替；非混相驱时,原油饱和度至少为50%。在平缓地层内，注富气混相驱，其原油粘度最好小于1MPas，最高不能超过5MPas，密度小于876kg/m3；注干气混相驱，其原油粘度最好也不超过1MPas，最高不能超过3MPas，密度小于825kg/m3；非混相驱替，原油密度可在876～1000kg/m3之间。

2．水驱后油藏注气研究。适用多种油藏和气种类，可达到油藏提高采收率在3%～6%之间；水驱后油藏进行气驱，以水驱达100%后再进行气水交替驱；油藏水驱后的注气方式一般采用水气交替，但不适合低渗透油藏。

3．对注水后期油藏转注蒸汽开采的研究。水驱后转注蒸汽开采油藏的条件为：油层净总厚度比大于0.5，油层厚度大于10m，含油饱和度大于50%，油层孔隙度大于20%，地层原油粘度大于30MPas，垂向渗透率为正韵律较为有利，渗透率变异系数小于0.75。冷水驱后如果转热水（200）驱，由于热膨胀和降粘效果有限，所以对驱替效果改善不大，其残余油饱和度仍将高达28%左右；但转蒸汽驱能取得较好效果，其残余油饱和度将降至10%左右。转蒸汽驱时是否经过水驱以及水驱程度如何，对蒸汽驱的最终残余油饱和度影响不大，均为10%左右，但水驱时间越长，蒸汽驱时的经济效益将越差。

4．裂缝性油藏中注气驱。裂缝性油藏中注气驱是可行的，尤其向油湿性裂缝储层中注气，可以取得比水驱更好的开发效果，裂缝中注气与基岩原油之间的传递作用是使储层增产的关键因素。储层中裂缝发育方向和发育程度严重影响注入气流动路径、波及范围、突破动态以及产油动态，但气驱突破速度未必比水驱突破快，气驱波及范围也可能比水驱广。目前室内实验忽略了多孔介质对流体相态的影响，这样的结论准确性低，需多进行多孔介质影响的相关实验研究。此外分子扩散作用是裂缝性储层注气驱过程中的一个重要开采机理，在进行动态预测时,需考虑该机理对渗流的影响。裂缝性介质中注气混相驱机理复杂，双重介质影响的流体混相性确定方法和混相理论还有待进一步研究。

5．注溶解气开发。以安塞油田坪桥试验区为例子。采用枯竭开采方式，地层压力下降快,递减快，采收率低，开发效果差。采用注溶解气开发最终采收率达41.1%；出程度为22.2%，比衰竭开采提高13.8%，比注水开发提高9.0%。与注水相比，注气可更好地保持地层压力,延长油田稳产期，解决注不进水造成的困扰，而且具有更好的经济效益。注溶解气段塞研究表明，在资源量允许的条件下，应尽可能注入较大的溶解气段塞，段塞越大，开发效果越好；在溶解气资源不足的情况下，考虑注干气开发试验区也是有效的。对试验区而言，人工裂缝延伸长度越长,开发效果越差。因此，应优化压裂设计，增加缝宽，减少缝长，以提高导流能力。

6．注气提高采收率潜力及评价。根据我国陆上已开发油田提高采收率的第二次评价结果，将提高采收率的技术潜力分为两类：一类是指油藏条件好，风险小、近期内可以实现的潜力；二类是指虽在技术上通过了筛选标准，但由于在筛选及潜力预测中不能考虑的各种因素影响，实现困难大、风险高或不易实现的潜力。在不考虑新发现适合注气的油田时，在一类潜力中适合注气混相驱覆盖储量7790×104t，新增可采储量1445×104t，非混相驱覆盖储量38200×104t，新增可采储量4180×104t；在二类潜力中，适合注气混相驱覆盖储量44720×104t，新增可采储量8102.6×104t，非混相驱覆盖储量31958×104t，新增可采储量1893×104t；可见提高采收率的技术潜力是很大的，然而这仅是一个粗筛选，要具体论证油田能否注气及注气的可行性还得根据具体油田情况作评价，评价内容包括配套实验评价、地质、注采能力、油藏工程方案设计、工艺方案、经济评价等，当方案设计经济评价可行后再进行注采工艺方案设计及经济评价，以形成最终的油藏工程方案和工艺方案。在这些评价中配套实验评价是早期基础评价，是确定能否注气的重要参考指标。

（三）国内研究存在的问题和不足

1．气源问题。这是决定油藏注气开发可行性的一个极其关键的因素。因此，要因地制宜地发展各种注气提高采收率技术，加强天然CO2资源的勘探、充分利用油田内外，尤其是油田附近的CO2和烟道气资源；加强脱N2、脱CO2和CO2防腐等工艺技术问题的研究，积极探索制N2、注N2和脱N2设备的引入。

2．室内实验和现场先导试验的研究还不够，应该重视以下8项配套技术的研究：（1）细化油藏描述；（2）完善提高采收率方法的筛选评价技术，尤其薄弱的是注气部分；（3）发展注气混相驱数值模拟技术；（4）发展矿场设施和注入工艺技术；（5）注入井剖面测定和调剖技术；（6）混相驱过程动态监测和效果评价技术；（7）混相驱过程防气窜和改善波及效率技术；（8）配套建立注气混相驱室内实验评价技术。

3．关于油田和注气种类目前尚无统一的筛选标准，应当针对具体油田和气种类进行系统的可行性评价，包括进行室内评价、油藏工程研究、方案设计和采收率预测、经济评价等，在确认经济效益明显后才投入实施。

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