低渗透油藏开发的一些经验，自己的实践！ [复制链接]

低渗透油藏开发有几个方面与常规中高渗油藏存在区别：
1、井网密度
低渗透油藏需要更高的井网密度。如果按照所谓的经济技术合理井网密度测算（共3个公式，有兴趣可以查文献）得出的井网密度往往偏低，在现场应用很差，难以建立起有效的注采压差，导致压力水平恢复很慢。
前苏联及北京勘探开发院建立了流度、水驱控制程度与井网密度的图版及关系式，这个更能与实践吻合。
我个人意见150m注采井距比较合理。
2、层系安排
千万不能一次射开多层，应该按一套井网、多套层系的模式开发，应控制层系内渗透率级差小于8，射开层数少于5层，最好控制在3层以内。否则单层突进无法控制，最大单层吸水70%以上并不鲜见。
不要相信井筒工程方面进行多级多段分注的建议，因为根本就不可能，据我搞工程的朋友讲，每次60%的分注合格率都是虚报的，实际只有30%左右，而这30%基本是一级两段的。
3、微裂缝影响
低渗透油藏一般都发育微裂缝或潜裂缝，在一定注水压力下可能张开，导致严重的水窜。最好的控制手段是井网部署采取矩形或菱形井网，即水驱方向垂直于裂缝发育方向。裂缝方向采取较大井距，而垂直裂缝方向采取较小排距。
对于微裂缝发育的低渗透油藏可参考专门的裂缝性油藏开发技术书籍。
4、注水方式
超前注水、周期注水都是可行的办法，但一定要注意保持压力，否则渗透率极易受不可逆的伤害。
超前注水一般保持地层压力不宜超过1.2的压力水平，一般在开发前3个月开始注水。
周期注水一定要能建立起压力扰动，否则是白干。

5、无因次采液指数
随着含水的上升，会导致无因次采液指数的下降，直到含水90%以后，这与中高渗油藏存在显著差别，所以低渗透油藏含水上升后提液稳产难度很大。必须逐步提高注采井数比，保证油井的地层压力水平，才能对控制递减有所帮助。
6、储层保护
低渗透油藏储层敏感性强，极易受伤害，一次普通的洗井就可能因为入井液的问题造成油井大幅度减产，而且没有好的办法恢复。
可惜现场钻井、采油方面对储层保护做的并不好，虽然总结出很多经验，但一般他们自己都不信。
7、储层改造
特别需要注意低渗透油藏一般压力水平保持难度比较大，矿场实际压力保持情况一般较差，所以需要注意二次污染及返排的问题。
一些新型的改造方法可能有不错的效果，比如泡沫压裂、大型酸压等，但需要注意现在骗子太多，大部分情况下工艺技术的进步是编造的。

8、水平井
国外在地渗透区块水平井上取得很好的效果，但国内应用情况较差，据中石油、中石化自己统计成功率不到50%，即使成功增产倍数也不高，比在中高渗油藏的水平井效果差很多。从理论上来说，水平井在低渗透应该可以用，但为什么在国内好的先例不多我不太清楚，有可能是储层保护或压力保持方面的问题。总之，对低渗透油藏使用水平井要慎重。

以上是一些个人经验总结，欢迎大家批评指正。

谢谢分享！！！

总结的不错了，多谢。

谢谢俄i，这段时间正缺这个东西

现场的经验可能就是这样，分析的很透彻，和全面。但是对于低渗透油藏的开发方面好像还是停留在上个世纪80年代的水平，没有什么实质性的进展。楼主是否有些新颖的想法或观点，可以贴出来，大家交流一下！！！

以上说的都是低渗透油藏开发最基本的问题，要开发好低渗透油田绕不过这些东西。
现在的情况我觉得倒不是理论上急需创新，而是实践上急需按科学办事。在现场干过的同志都知道按科学原则办事是多么的不可能。

也希望有新思路、新发现的大侠们多多发言讨论。

有一些指导意义,但并不是放之于四海而皆准!

总结的不错了，谢谢顶!!!!。