【正文】 生產(chǎn)壓差的要求，就文東深井、高溫、高油氣比的特點而言也不適應(yīng)用電潛泵提液。文東油田投產(chǎn)后，隨著地層壓力下降，或油井注水見效后，由于含水上升井底流壓升高，生產(chǎn)壓差變小。三套不同壓力系統(tǒng)，適應(yīng)于不同油層及油藏不同開發(fā)階段，對保持油層壓力、維護油藏合理開發(fā)、減緩油田產(chǎn)量遞減起了決定性作用。高壓注水后首先是滲透率大于150103μm2的油層和部分滲透率為50103～15103μm2的厚油層見到注水效果，由于這部分油層滲透性較好且經(jīng)過水驅(qū)，油層中大量的結(jié)晶鹽和部分礦物溶解，注水壓力略有下降，對這部分油層采用中壓注水(井口注水壓力25MPa左右)就能滿足注水開發(fā)需要。文東油田儲層地應(yīng)力測試表明：在高壓注水（井口壓力35MPa左右）時形成人工裂縫，該裂縫與大斷層走向基本垂直，油田也存在天然裂縫，其走向與大斷層近似平行。油田油層層間差異大，含油井段長，從歷年吸水剖面資料看，油層吸水程度僅45%左右，3個主力層的厚度僅占總注水厚度的20%，但吸水量占全井注水量的70%左右，大部分注水井存在單層突進現(xiàn)象，%，水驅(qū)動用程度僅38%。統(tǒng)計56口見效井，日產(chǎn)油量下降到1613t/d，%，%。油井見效到見水3個月左右的時間產(chǎn)量基本保持穩(wěn)定。（4） 油井見效后產(chǎn)量有所回升，但含水上升快，穩(wěn)產(chǎn)期短，遞減大。（3） 注水見效后油層壓力有所恢復。（2） 高壓注水下，水井吸水狀況良好，油井見效明顯。生產(chǎn)壓差大，壓力下降快，產(chǎn)量遞減快，初期生產(chǎn)壓差可達25～45MPa，平均月遞減20%左右。其開發(fā)特點如下[12]：（1） 油井投產(chǎn)初期產(chǎn)能高，但下降快。 異常高壓深層低滲透油田異常高壓特低滲透油藏的開發(fā)具有許多難點和特殊性，國內(nèi)外對此類油藏的開發(fā)尚未有成功的經(jīng)驗，該類油藏在開發(fā)過程中壓敏現(xiàn)象嚴重，初期注水、注氣補充能量難以實現(xiàn)，為了合理有效地開發(fā)該類油藏，需對開發(fā)方案深入研究、合理優(yōu)選，以期取得較好的油田開發(fā)效益。塔河油田奧陶系碳酸鹽巖巖溶—縫洞型油藏儲集體類型為縫洞型，由于油藏底水分布不均一，只有通過井數(shù)的增減來優(yōu)化采油速度，使油藏(或縫洞單元)在開發(fā)中達到經(jīng)濟效益的最大值。 單井合理產(chǎn)量與合理采油速度塔河碳酸鹽巖油藏縫洞分布極為復雜，不存在統(tǒng)一的合理產(chǎn)量，由于各井區(qū)儲集體結(jié)構(gòu)的不同，合理產(chǎn)量可以相差很大。油藏數(shù)值模擬研究結(jié)果表明，在油田開發(fā)后期注水可提高采油速度和年產(chǎn)油量。但由于塔河油田地質(zhì)情況復雜，多數(shù)油井含水上升快，甚至暴性水淹，因而保持地層壓力，可避免裂縫閉合或地層骨架塌陷。依據(jù)該區(qū)油藏數(shù)值模擬結(jié)果，其天然能量的采收率為14%~20%。（3） 天然能量開發(fā)塔河油田奧陶系油藏具有一定的天然能量，天然驅(qū)動類型包括彈性驅(qū)動和底水驅(qū)動。統(tǒng)計該區(qū)19口井的數(shù)據(jù)，其中14口井發(fā)育有溶洞，~11m，溶洞直徑為2~32m。古近地表巖溶儲集帶洞穴規(guī)模較小，主要以裂縫、溶蝕孔隙為主。（2） 開發(fā)井網(wǎng)與井距塔河油田儲集體分布與巖溶洞穴的發(fā)育密切相關(guān)，而洞穴在平面上的分布不均勻，垂向上又有分帶。古巖溶水道儲集帶發(fā)育在古風化殼下深度不等的地帶，受古水流的控制，由相對連通的主洞道和多條支洞組成，常發(fā)育有大型洞穴、洞穴充填物、暗河沉積物、巖溶角礫巖、大型方解石充填體等。古近地表巖溶儲集帶分布在近古風化殼，依據(jù)現(xiàn)代巖溶地貌的研究成果，可形成峰叢洼地、峰叢谷地、峰林洼地、峰林盆地、溶丘洼地和溶丘谷地等地貌類型川。緩慢遞減型的井說明鉆遇的儲集體規(guī)模大、連通性好、巖塊物性也較好(圖42)；快速遞減型的井說明鉆遇的儲集體規(guī)模較小、連通性較差(圖43)；而間歇生產(chǎn)型的井說明鉆遇的儲集體規(guī)模、連通性、巖塊物性分布極其復雜。塔河油田屬于正常的溫度、壓力系統(tǒng)，地層溫度為1250C。依據(jù)塔河油田奧陶系巖心統(tǒng)計，%~%，%，87%%；103μm2 ，96%103μm2。其中以裂縫—溶洞型儲集性能最好，而裂縫型發(fā)育最普遍。由于多次巖溶作用的疊置、改造，巖溶縫洞交互發(fā)育，形成了非均質(zhì)性極強的裂縫—溶洞型儲集體。 儲層特征以塔河油田為例分析碳酸鹽巖低滲透油藏的開發(fā)技術(shù)。碳酸鹽巖儲層的儲集空間主要是孔、洞、縫三類，而且在多數(shù)情況下，縫、洞所占比例往往比較大，而孔、洞的發(fā)育又與裂縫關(guān)系密切。%%，新增可采儲量213104t，提高了油田的整體效益。（5） 分注技術(shù)研究油田目前注水井總數(shù)102口，分注率為84%，井下分注已達到分注井總數(shù)的40%，從而極大的緩解了儲層剖面上的矛盾，為細化注水，有效注水提供了有力的保障。（4） 酸化技術(shù)研究%，104t，井均累計增油677t，井均有效天數(shù)216d。三種不同滲流介質(zhì)儲層的措施井次和成功率從小到大排序依次是高導流系統(tǒng)、雙導流系統(tǒng)、低導流系統(tǒng)發(fā)育的儲層，這同三種儲層水竄程度正好成反比。高導流裂縫發(fā)育區(qū)的高含水井則采用DKD1堵水技術(shù)，有效率100%，井均增油189t；%，井均增油319t，雖然增油幅度不大，但成功率較高，而且這部分井都是前期堵劑措施后效果不明顯的，所以對油田的意義較大。%%，%%。尤其是H2層在停注區(qū)調(diào)剖后復注效果更加明顯。（1） 調(diào)剖技術(shù)研究火燒山油田開發(fā)8年中油田共進行354井次調(diào)剖措施，%，104t，104m3。對儲集層分類的目的是有針對性的、尋找適合不同開采特點的開采方針和開采技術(shù)。 開采技術(shù)試驗研究火燒山油田分四套層系開發(fā)，自上而下分為HHHH4四個油層組，且孔隙度自上而下逐漸增大。由于水淹、水竄嚴重，致使油田很快進入中高含水期，%。%，%，%，致使油田產(chǎn)量大幅度下降，含水大幅度上升?；馃接筒胤譃樗膫€層系投入開發(fā)，每個層系一套井網(wǎng)，油藏天然能量主要為彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)，由于油藏壓力系數(shù)低，地飽壓差小，油井自噴能力差，采油方式立足于機械采油，并采取了早期注水保持壓力開采。這類儲層在我國有大量發(fā)現(xiàn)，這里主要以火燒山油田為例分析低滲透裂縫性砂巖油藏開發(fā)技術(shù)。因而在低滲油田開發(fā)中要十分重視機械采油工作，不斷加大抽油深度，保持降黏防蠟，提高抽油泵效。（6） 采用深抽工藝技術(shù)。對異常高壓和彈性能量大的油田，開始可利用天然能量開采，待地層壓力降到靜水柱壓力或飽和壓力附近時再注水。榆樹林等油田摸索和積累了比較成熟的經(jīng)驗，開發(fā)一個油田時，先鉆注水井，進行排液，在生產(chǎn)井投產(chǎn)的同時，注水井全面轉(zhuǎn)注，做到同步注水采油。（5） 早期注水保持地層壓力?？傮w壓裂優(yōu)化設(shè)計是以油藏為一個單元優(yōu)化設(shè)計水力裂縫（一定的縫長、縫寬、支撐縫滲透率及裂縫方位）與油層分布、注采井網(wǎng)和油水運動的合理配置，以達到最大限度地持續(xù)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、提高掃油效率和經(jīng)濟效益。（4） 采用總體壓裂優(yōu)化設(shè)計和實施技術(shù)。（3） 采用高效射孔技術(shù)。這樣不僅大大加快開采速度，而且還大幅度地提高采收率。油田開發(fā)最重要的工作是要建立起有效的驅(qū)動體系和較大的驅(qū)動壓力梯度。（2） 確定合理井網(wǎng)布署方案。我國不少低滲透油田含油面積很大，但油層有效厚度較小，單位面積的儲量較少。因此，開發(fā)方案必須考慮地應(yīng)力的作用和影響。但裂縫具有雙重作用，調(diào)整、控制得當，也可取得較好的開發(fā)效果。這類油田注水井吸水能力高，沿裂縫方向的油井水竄、水淹現(xiàn)象十分嚴重。對油井見水后的提液和穩(wěn)產(chǎn)造成極大困難。（5） 油井見水后產(chǎn)液指數(shù)大幅度下降由于油水黏度比和巖石潤濕性等多種因素的影響，低滲透油井見水后產(chǎn)液指數(shù)大幅度下降。由于低滲透層滲流阻力大，大部分能量都消耗在注水井周圍，油井見注水效果程度差。低滲透油層注水井不僅吸水能力低，而且啟動壓力高，注水井附近地層壓力上升很快，甚至井口壓力和泵壓達到平衡而停止吸水。在消耗天然能量方式開采條件下，地層壓力大幅度下降，油田產(chǎn)量急劇遞減，生產(chǎn)管理都非常被動。（3） 彈性能量小，利用天然能量方式開采其壓力和產(chǎn)量下降快低滲透油田由于儲層連通性差、滲流阻力大，一般邊、底水都不活躍，彈性能量很小。（2） 滲流規(guī)律不遵循達西定律，具有啟動壓力梯度低滲透儲層由于孔喉細小、比表面積大、賈敏效應(yīng)和表面分子力作用強烈，其滲流規(guī)律不遵循達西定律，具有非達西型滲流特征。 影響我國低滲透油田開發(fā)效果的主要因素（1） 油層孔喉細小、比表面積大、滲透率低低滲透油層以小（微?。┛紫丁⒓殻ㄎ⒓殻┖淼罏橹?，平均孔隙直徑為26~43μm，~，比表面積2~20m2/g。事實上，為增加注水量，許多油田的注水壓力已經(jīng)超過地層破裂壓力。據(jù)統(tǒng)計，注水井套管損壞遠比油井嚴重。在增產(chǎn)增注措施效果不理想的情況下，往往采用提高注水壓力的方法來提高注水量和注采壓差。根據(jù)這一規(guī)律，對低滲透油田在無水期和中、低含水期應(yīng)多采油。 圖33 采出程度與含水率關(guān)系曲線類型圖低滲透油田還有一個特點是低含水階段含水上升慢，是重要的采油期。但低滲透油田由于滲流阻力大，能量消耗多，繼續(xù)加大生產(chǎn)壓差的潛力很小。一般到50%~60%時，降至最低點，在含水上升和采液指數(shù)下降的雙重影響下，采油指數(shù)下降更為嚴重。注水井指示曲線存在拐點，超過拐點壓力（即地層破裂或裂縫張開的壓力）吸水量急劇增大，為了防止裂縫的水竄現(xiàn)象，實際注水壓力要嚴格控制在拐點壓力以下。這類油藏的開發(fā)特征與單純的低滲透砂巖油藏不同，其主要特征是注水吸水能力強，油井水竄嚴重。圖32老君廟M層注水見效時間與注采井距關(guān)系，可以看出注采井距為200m時，見效時間為4個月左右；井距為300m，見效時間為6個月左右；井距增大到400m時，見效時間相應(yīng)延長到9個月以后。圖31 注水井指示曲線圖（4） 油井注水見效慢，壓力、產(chǎn)量變化敏感度較差低滲透油田由于油層滲透阻力大，注水井到油井間的壓力消耗多，這樣注水井作用給油井的能量就很有限，油井見效時間比較長，壓力、產(chǎn)量變化比較平緩，不如中高滲透油層敏感和明顯。這樣井的指示曲線是斜率增大，表示吸水指數(shù)下降。對屬于這種情況的油田，如果適當縮小注采井距，則注水井吸水能力會很快提高，油田的開發(fā)狀況也可能得到相應(yīng)改善。注采井距偏大、油層連通性差，則注水井的能量難以傳遞，致使注水井井底附近壓力很高。（3） 注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高低滲透油田注水開發(fā)中存在一個比較普遍的矛盾，就是注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高，而且隨著注水時間的延長，矛盾加劇，甚至發(fā)展到注不進水的程度。根據(jù)對國內(nèi)一部分低滲透油田的統(tǒng)計，在依靠天然能量開采階段，產(chǎn)油量的年遞減率一般在25%~45%之間，最高達到60%；地層壓力下降幅度很大，每采出1%的地質(zhì)儲量，~。但大多數(shù)低滲透油田，在經(jīng)過壓裂改造后，增產(chǎn)幅度較大，可使原來不具備工業(yè)生產(chǎn)價值的低滲透油田成為可進行工業(yè)開采的油田。（1） 自然產(chǎn)能低、生產(chǎn)壓差大、壓裂后增產(chǎn)幅度較大由于低滲透油田巖性致密、孔喉半徑小、滲流阻力大，因而導致油井自然產(chǎn)能低、生產(chǎn)壓差大。閉合縫（特別是其中的潛在縫）原始狀態(tài)下沒有液體流動，在油藏壓裂和注水后，可能張開，產(chǎn)生竄流。這種縫在地下為閉合狀態(tài)，沒有開度，縫面新鮮，沒有油跡。分為兩亞類：一種是完全被礦物填死的裂縫；另一種未被礦物填死，縫面上有油跡或鉆井液浸染。①張開縫。西部地區(qū)受構(gòu)造活動比較劇烈，受其影響裂縫往往成組系發(fā)育，裂縫方位比較復雜，不很規(guī)律。注水井注指示劑和油井見水判別法是比較直接可靠的實測方法。（2） 裂縫方位。一般將傾角大于600的稱為高角度縫，600~400的為中斜縫，小于400的稱低角縫。油藏儲層的裂縫產(chǎn)狀特征有如下幾方面：（1） 裂縫傾角。我國裂縫孔隙度一般都小于1%。（5） 裂縫孔隙度和滲透率。我國裂縫寬度一般在十幾到幾十μm之間。一般巖心上直接測量的裂縫寬度是在地面減壓之后裂縫張開值，其值顯然偏大，不能代表地下實際情況。我國裂縫切深一般小于2m，少數(shù)可達10m以上（如：新疆小拐油田）。（3） 裂縫縱向切深。如果從巖心上無法直接測量，一般用相近露頭測量辦法進行大概推斷。如鈣質(zhì)砂巖密度大，砂礫巖密度小。一般層厚越大，裂縫密度越小，反之增大，見圖24所示。我國低滲透油藏儲層裂縫密度一般小于1條/m。裂縫密度的另一表達方式稱間距，為兩條裂縫間的垂直距離。成巖縫以接近水平狀態(tài)的層面和層理縫為主。構(gòu)造縫就其力學性質(zhì)而言，即有張裂縫，又有剪裂縫，其中張裂縫對油藏注水開發(fā)影響最大。我國油藏以構(gòu)造裂縫為主，非構(gòu)造裂縫（成巖縫）在少數(shù)油藏中也有發(fā)現(xiàn)。綠泥石含鐵、鎂量高，遇酸容易溶解，釋放出鐵、鎂離子沉淀物，堵塞孔隙，損害油層。這兩種礦物的晶體結(jié)構(gòu)不緊密，在液流沖刷下容易遷移，是一種速敏礦物。蒙脫石具有很高的吸水膨脹性，遇淡水時發(fā)生水化膨脹，體積可以增大20~25倍，嚴重堵塞儲層孔隙，降低滲透率。內(nèi)在原因主要是含有敏感性的黏土礦物。例如大港馬西深層、中原文東鹽間層等低滲透油藏，因為含油度大、原油性質(zhì)好，原始含油飽和度達到65%~72%。因而有些油田一開始投產(chǎn)含水率就達到10%~20%。（3） 飽和度通常情況下，儲層流體飽和度與滲透率關(guān)系比較密切，隨著滲透率的降低，束縛水飽和度不斷增高，含油飽和度不斷降低，見圖23所示。例如，103μm2，103μm2，103μm2，華北留沙三下油組，平均滲透率43103μm2，單個樣品最高730103μm2，103μm2。小于10%的占7%，大于20%的占13%。儲層在壓實作用、膠結(jié)作用以及溶蝕作用下，儲層的孔隙度、滲透率不斷發(fā)生變化。如吉林新民、新廟油田的扶、揚油層為濱淺湖相水下三角洲沉積。沉積成巖后，形成顆粒細、孔隙半徑小、泥質(zhì)（或鈣質(zhì)）含量高的低滲透油田。例如新疆克拉瑪依油田二疊系夏烏爾禾組洪積扇礫巖儲層、甘肅老君廟M層沖擊扇儲層和大港油田馬西深層湖底扇重力流沉積等都屬于近源沉積的低滲透油層。沖擊扇相沉積屬于這一類型。從具體沉積環(huán)境分析，低滲透儲層主要有以下幾種成因類型和特點[5]。（3） 國內(nèi)低滲透油藏巖性以砂巖為主從目前探明的低滲透油藏統(tǒng)計，砂巖油藏占70%左右，礫巖油藏占10%左右，其余的存在于變質(zhì)巖及灰?guī)r等特殊巖性油藏中。（2） 低滲透儲層中特低滲透及超低滲透儲量占較大的比例根據(jù)滲透率大小，低滲透油藏可以分為三類：一般低滲透油田，其儲量占53%；特低滲透油田，%；超低滲透油田，%。108t，%。上述分類主要是按油層基質(zhì)巖塊滲