全面创新技术效益开发特低渗油藏

　　[中国石化新闻网2015-12-28]胜利油田石油开发中心主要开发低品位油藏，储量资源主要是特超稠油和特低渗透油藏。面对低油价挑战，我们积极开展攻关研究和现场试验，配套形成了精细油藏描述、精细水处理、降压增注、全过程油层保护等开发技术系列，实现了特低渗油藏常规井网注水效益开发，显著提高了特低渗透油藏的开发效益。
　　我们认为，破解特低渗油藏效益开发难题的关键，是全面的技术创新。
　　技术创新的前提，是理念创新。传统思路认为，由于启动压力梯度存在，特低渗油藏需采用小井距注水开发或者大型压裂改造开发，其结果是投入高、效益差。但通过渗流机理研究，我们发现尽管启动压力梯度制约油井的极限泄油半径，但对注水井来说，只要注入压力梯度大于启动压力梯度，注水波及半径就远大于极限泄油半径，且随着含水饱和度增加，启动压力梯度会逐渐降低。因此只要保证注水井持续注入，有效驱替半径就能大幅增加。研究表明，渗透率为4.6毫达西的储层，注采井距可以从168米增至265米以上，即特低渗透油藏可以实现大井距常规注采井网开发。
　　技术创新中，精细油藏认识是基础。特低渗油藏沉积类型复杂，我们应用精细构造解释、储层建模等技术，揭示了储层空间展布，奠定了效益开发的地质基础。
　　精细水处理与降压增注是实现有效注水的关键。由于特低渗油藏孔喉半径小，注水水质的好坏直接影响注水开发效果，因此我们狠抓精细水质处理。按照孔喉半径大小，我们将A1级水质标准细分为六级，并分别配套相应的水处理技术，保证水质稳定达标。为降低界面张力，降低注水压力，我们研发了小分子表面活性剂，在低浓度条件下可降低界面张力至百分之一，降压增注效果显著。
　　全过程的油层保护技术能够增加效益。我们研发了低伤害钻井液技术系列，从源头保护油层；配套了大负压射孔工艺，节省了储层改造投资；完善了空心杆洗井保护工艺，确保洗井液体不进入地层；改进了氮气泡沫混排酸化解堵工艺，增大了酸化半径，增强了解堵效果；优化了组织管理，全过程监控作业质量，确保入井液全部合格。通过以上措施，最大限度保持了储层的原始物性，省去了压裂这道工序，单井节约投产费用70万元。
　　在室内研究的基础上，我们在特低渗油藏滨425区块沙四上亚段开展注水先导试验，取得突破性进展。区块共转注水井10口，水驱储量329万吨，注采井距245~280米。注水后，日产油从28.6吨增至63.1吨，区块自然递减率由15.7%降到目前的-7.8%。
　　当前，我们正在实施滨425块整体调整，部署新井46口，预计新增产能3.75万吨，提高采收率19.3个百分点。由于井距由原来的164米增至265米，井网变稀，因此区块新钻井数减少104口，钻井投资减少7.7亿元，投产费用减少700万元，开发效益明显提升。
　　（作者为胜利油田石油开发中心有限公司经理）