[技术讨论]关于低/特低渗透油藏开发存在诸多瓶颈问题讨论 [复制链接]

实际上，低渗透油气藏的有效开发，应该坚持双管齐下的原则，同时从油藏工程和地质工程入手。
上面大家对油藏工程理论和方法讨论了很多，我说说从地质的角度搞清楚一些问题可能对于有效开发是非常有意义的。
一个简单的例子，大庆油田外围低渗透的井网形式从初期的300*300m，“注不进采不出”，后来又摸索了250*250m，200*70m，150*150m 等井网，发现实际上300*300m井网本身控制不住储层，对油藏的控制能力较差，在这样的基础上谈什么注什么？渗透机理,我认为都是舍本逐末。
从地质的角度以下几点需要特殊关注：储层特征、油水分布特征等

关于9楼提出的注气补充地层能量的问题，在国外，特别是美国和加拿大做的比较多，例如co2驱。但是他们的低渗透都在10mD以上应用。气窜及开发机理混相程度等都有待进一步研究，另外设备腐蚀对工艺要求提高。注入问题应该关注，不仅要注水还要注好水。注入介质空气、co2等应该根据储层认真研究。
对于10楼提出，大庆外围井网变化情况，我认为大庆低渗透油田研究的深度比较深主要体现在以下几方面：
1、已进行了二次加密，好多油田低渗透二次加密没有大面积进行，大庆二次加密取得了丰富的经验，有些老油田加密后水驱采收率达到了33％。
2、井网研究比较深，从最早的反九点、五点到菱形、矩形井网，井网研究很深，井网的第二阶段即线性注水也做了，把注水井排的油井转注，但是对于多层油藏含水多高的时候转（即转注时机），转注后，注采平衡及油井见效情况在那么样？有待进一步分析。不转留下死油区多，菱形井网最大的缺点是井距大于排距，扫油面积系数最小，转注后就不存在这个问题了。目前从井网上看已进入矩形、菱形井网的第二阶段转成线性注水，向前走了一大步。
3、从井形上看，水平井开发比例数也是较大的（但是主要集中在葡萄花低丰度油层），至于扶杨油层还在探索。

看来楼上2位都是大庆的难友，学习了......

关于井网加密，长垣的主力油层250m都控制不住，不要说外围低渗透了......
但是要加密，楼主说的很清楚，百万吨产能不超120亿，老区加密都通不过，那外围基本不要考虑了........
关于气相驱，空气由于安全问题，也可以咱们下辈再说了，很难工业化应用，co2驱外围有干的，听的少，但感觉效果一般，整体压裂也很难，注采比1：2，你把人油层都压漏了，薄层真的很难控制............

我感觉，明明驱替很困难，为什么不从注呀采呀这个圈子上跳出来。注不进去，也是好事，至少油层水淹程度低，那咱就不注水，用水平井、分支井控制住一块，前期可以搞一些蒸汽吞吐、生物酶吞吐，包括co2吞吐，补充点能量，我们三次加密井用过生物酶，大多数印象还不错，但也有注不进去的，后期干脆大规模压裂，外面都是垂直缝的理论，连夹层一起给它压碎，能掏多少掏多少。就按百万吨120亿，分支井600万，大规模压裂600万，那年产需要1000吨，一天3吨油，至少方案应该能通过，至于采收率能到多少，那就需要焦点访谈，用事实说话了...........

我的点子一般都比较馊，可以无视...........

低渗特低渗储层主要表现为：天然能量不足，油井压裂效果明显，但压裂有效期短，产量递减快。另外，注水困难。
针对这种储层，目前长庆油田开发比较成功。有效开发主要应该考虑压裂改造，超前注水及小井距井网。
但前提是要进行储层特征研究，包括裂缝的分布。

裂缝的分布和井网的匹配是一个瓶颈问题，另外合理的注水政策也是一个瓶颈问题。

低渗油田开发一是技术一是经济
低渗油田开发好像是走长征路，低渗油藏好像是长征路。低渗油田的开发关键在于管理，在可以节约的地方节约成本，要科学。产量低，采油泵要下入多深（有必要太深吗，要求合理流压开发）；注水本来产量就低，注水不见效还是注，注采提的很高（改变井网试试）；其实从钻探到开发到储运都可以适当节约一些成本，管理，特别是管理的决策层要敢于试验，另外在开发管理中要科学严格按照一些方案（方案都是一些精英挖空心思想出来的）。在实际开发中往往不按照方案执行，走样了，超前注水、保压生产、清防措施一切都变了。

建立有效驱替压力系统是超低渗透油藏开发的关键，超前注水，小井距井网，提升注水波及系数，最终提高采收率

低渗透油藏典型代表是鄂尔多斯盆地三叠系延长组油藏。主要勘探开发单位是中石油的长庆油田公司和延长集团油田公司在进行，目前持续开发时间已经有近三十年。部分油田具有初期高含水和高含水开发时间长的特点。随着压裂设备能力的提升，改造规模逐渐变化，能动用油比例也进一步提升。但是目前采出程度和计算采收率来看，均较低，大部分低于20%，后期开采潜力较大，随着革命性开发技术的突破，长期开发仍较期待。