胡文瑞，魏漪，鮑敬偉

（1. 中國石油天然氣集團有限公司，北京 100724；2. 中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；3. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

隨著中國國民經(jīng)濟的快速發(fā)展，對石油的需求不斷增長，而產(chǎn)量增長卻相對緩滯，需求與產(chǎn)量的矛盾逐年加劇，原油凈進口量逐年加劇，對外依存度不斷擴大。2016年中國石油消費量為5.78×108t，凈進口量達3.78×108t，對外依存度達到65.40%[1-2]，至目前單月原油進口量已超過美國，居世界第一。

天然氣在一定程度上緩解了石油供應壓力，保障了國民經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展。隨著天然氣產(chǎn)量的增長，中國天然氣消費量也快速上漲[3]，2000年天然氣消費量 245.03×108m3，2016 年上升到 2 000×108m3[4]。2007年中國成為天然氣凈進口國，2016年天然氣凈進口量達733×108m3，對外依存度達到36.65%[5]。伴隨著石油、天然氣對外依存度的逐年增大，亟待加快油氣資源的勘探與開發(fā)，提高油氣產(chǎn)量，緩解中國油氣供需矛盾，保證國家能源安全。

全球約 38%、中國約 46%的油氣屬于以低滲透為主的低品位資源，低滲透油氣資源的開發(fā)利用對確保中國油氣可持續(xù)發(fā)展具有重要戰(zhàn)略意義。低滲透油氣田規(guī)模有效勘探開發(fā)一直是國際上沒有很好解決的重大工程技術(shù)難題，也是油氣田開發(fā)工程學科的前沿課題。

1995年，安塞特低滲透油田投入規(guī)模開發(fā)，中國進入了真正意義上的低滲透油氣藏開發(fā)時代。通過持續(xù)不斷的探索，中國低滲透資源的勘探取得了重大發(fā)現(xiàn)，特別是在近20年來發(fā)現(xiàn)了大規(guī)模油氣儲量。隨著開發(fā)技術(shù)的攻關(guān)和創(chuàng)新，加深了對低滲透油氣的認識，逐步建立和完善了低滲透油氣藏開發(fā)配套技術(shù)系列，實現(xiàn)低滲透資源的規(guī)模有效開發(fā)[6]。

基于對國內(nèi)已開發(fā)低滲透油氣資源的認識和研究，本文提煉了低滲透油氣藏的開發(fā)理論，歸納總結(jié)了低滲透油氣藏開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)，分析探討了低滲透油氣藏可持續(xù)發(fā)展的前景和技術(shù)方向，以期對中國未來低滲透油氣藏的勘探開發(fā)起到一定的指導作用。

1 中國低滲透油氣藏資源狀況

低滲透油氣藏是指常規(guī)開采方式難以有效規(guī)模開發(fā)的油氣藏，包括低滲透砂巖、碳酸鹽巖、火山巖等油氣藏，其表述的關(guān)鍵點是“常規(guī)方式難以開采”、“必須通過特殊技術(shù)改造才能實現(xiàn)有效規(guī)模開發(fā)[6]”。

低滲透是一個相對的概念，世界各國對低滲透油藏的劃分標準和界限，因國家政策、資源狀況和經(jīng)濟技術(shù)條件的不同而各異[7]。而在同一國家、同一地區(qū)，隨著認識程度的提高和技術(shù)的進步，低滲透油氣藏的標準和概念也在不斷的發(fā)展和完善。

參照國際低滲透油氣藏的開發(fā)，結(jié)合中國低滲透油氣藏成功開發(fā)的實踐，特別是近年重大開發(fā)的試驗成果，將低滲透儲集層分為一般低滲透、特低滲透和超低滲透，并由此提出了劃分標準[6]（見表1）。

表1 低滲透儲集層分類標準

據(jù)2016年第四次油氣資源評價結(jié)果，中國石油遠景資源量中低滲透占 24%；天然氣遠景資源量中低滲透占47.5%。截至2016年底，全國累計探明石油地質(zhì)儲量中低滲透占 12%，全國累計探明天然氣地質(zhì)儲量中低滲透占39%。低滲透儲量主要分布在大慶、吉林、遼河、大港、新疆、長慶、吐哈、勝利、中原等 9個油區(qū)[8-10]。

從分布層位看，中國低滲透石油資源的 80%以上分布在中、新生代陸相沉積中，天然氣資源的 60%以上分布在古生界及三疊系的海相地層中[11]。中國低滲透油氣資源具有分布區(qū)域廣、儲集層類型多樣、含油氣層系多的特點。

伴隨著認識的提高、開發(fā)技術(shù)的攻關(guān)和管理技術(shù)的創(chuàng)新，低滲透油氣資源實現(xiàn)了規(guī)模有效開發(fā)，產(chǎn)量持續(xù)增長，其在油氣總產(chǎn)量中所占比例越來越大。2017年中國石油天然氣股份有限公司低滲透油藏原油產(chǎn)量占年總產(chǎn)量的36.8%；低滲透氣藏天然氣產(chǎn)量占年總產(chǎn)量的 55%。低滲透油氣資源在油氣田開發(fā)中的地位越來越重要，正在成為開發(fā)的主體。

2 低滲透油氣藏開發(fā)理論

與中高滲透油氣藏相比，低滲透油氣藏具有不同的儲集層特性，表現(xiàn)出復雜的滲流特征。經(jīng)典的低滲透油氣滲流理論較為簡單實用，但其只考慮了低滲透油氣藏孔隙滲流的問題，而未充分考慮低滲透油氣藏的相對非均質(zhì)性和裂縫滲流等問題，存在一定的局限性。通過室內(nèi)實驗和數(shù)值模擬方法，結(jié)合實際生產(chǎn)特征分析，形成了低滲透油氣藏的實用開發(fā)理論。

2.1 低滲透儲集層滲流理論

低滲透儲集層由于孔喉細小、連通性較差，滲流機理復雜，儲集層孔隙中的滲流規(guī)律不再符合經(jīng)典的達西定律，表現(xiàn)出低速非達西滲流特征。一方面啟動壓力梯度對滲流的影響顯著；另一方面，隨流體的不斷采出，有效應力的分布隨之變化，孔隙形態(tài)隨巖石骨架變形而產(chǎn)生不同程度的改變，進而影響儲集層的滲流狀態(tài)，增強低滲透儲集層的非線性滲流特征[12-17]。

2.1.1 低速非達西滲流機理

低滲透儲集層孔隙中大部分流體靠近固體表面，流體在滲流過程中受到巖石孔壁的強烈吸附作用，同時巖石表面的物理化學變化對流體的流動產(chǎn)生很大的影響，加之黏土礦物遇水膨脹以及顆粒運移，強化了巖石表面特性對流體流動的作用[14]。因此，對于超低滲透儲集層，固液作用強烈，巖石表面的邊界層對流體的影響不可忽視，這導致滲流規(guī)律偏離達西定律。啟動壓力梯度是表征這種低速非達西滲流規(guī)律的關(guān)鍵參數(shù)。

采用啟動壓力梯度測試系統(tǒng)，通過衰竭實驗模擬，對低滲透巖心樣品進行非線性滲流實驗，可繪制出啟動壓力梯度隨滲透率的變化曲線（見圖1）。

圖1 低滲透油藏啟動壓力梯度與滲透率關(guān)系

以鄂爾多斯盆地低滲透油藏巖心為例，由實驗數(shù)據(jù)進行回歸分析發(fā)現(xiàn)，啟動壓力梯度與滲透率呈較好的冪函數(shù)關(guān)系（見（1）式），即隨著滲透率的增大，啟動壓力梯度逐漸減小。巖石滲透率越小，喉道越細，巖石喉道壁黏附的邊界層厚度占喉道半徑的比例就越大，孔隙中過流面積越小，驅(qū)動流體流動所需克服的阻力越大，啟動壓力梯度也就越大。啟動壓力梯度隨滲透率變化曲線具有明顯拐點，即存在臨界值，當滲透率降至臨界值以下時，啟動壓力梯度急劇增大。

低滲透氣藏啟動壓力梯度具有相同的變化規(guī)律，但不同含水飽和度下，啟動壓力梯度與滲透率表現(xiàn)出不同的冪函數(shù)關(guān)系，其低滲條件下的流動機理更為復雜。

當含水飽和度為50%時：

當含水飽和度為30%時：

當含水飽和度為15%時：

2.1.2 壓敏效應作用機理

在油藏開采以前，儲集層巖石受上覆地層壓力、孔隙流體壓力以及巖石骨架本身支撐力的作用，一般能夠保持平衡狀態(tài)。但是，隨著地層流體的開采，孔隙壓力不斷下降，巖石骨架承受的凈上覆壓力增加，導致巖石的孔隙結(jié)構(gòu)隨凈上覆壓力改變而發(fā)生變化，表現(xiàn)為巖石的應力敏感。

通過低滲透巖心應力敏感性實驗得到滲透率隨凈上覆壓力的變化規(guī)律（見圖2），從圖中可看出，低滲透儲集層表現(xiàn)出較強的應力敏感性，隨著凈上覆壓力的增大，滲透率不斷下降，下降幅度逐漸減?。粚嶒炛?，凈上覆壓力增大到一定值后，逐漸釋放凈上覆壓力，可發(fā)現(xiàn)隨著凈上覆壓力的減小，滲透率逐漸恢復，但恢復程度較低，滲透率因應力敏感性導致的降低過程是不可逆的。

圖2 低滲透巖心應力敏感滲透率變化曲線

以鄂爾多斯盆地低滲透油藏巖心為例，由實驗數(shù)據(jù)計算得到不同滲透率巖心對應的應力敏感系數(shù)，然后進行回歸分析，發(fā)現(xiàn)應力敏感系數(shù)與初始滲透率呈較好冪函數(shù)關(guān)系（見（6）式），即初始滲透率越小，應力敏感系數(shù)越大，敏感性越強；當初始滲透率降至臨界值以下時，應力敏感系數(shù)急劇增大，應力敏感性影響顯著增強（見圖3）。

為表征應力敏感效應，引入應力敏感系數(shù)的概念，用于評價儲集層應力敏感性，描述滲透率隨有效應力的變化規(guī)律。應力敏感系數(shù)可定義為：

2.1.3 滑脫效應作用機理

大量的實驗證明，相同的巖心和氣體，采用不同的平均壓力進行測量，所測得的絕對滲透率不同。當氣體在小尺度孔隙和復雜喉道中流動且壓力較低時，氣體保持低速滲流狀態(tài)，由于氣-固間的分子作用力遠比液-固間的分子作用力小，使得氣體分子不能像液體分子那樣被孔道壁面所束縛，在管壁處的氣體分子仍

圖3 低滲透油藏應力敏感系數(shù)與初始滲透率關(guān)系

有部分處于運動狀態(tài)，同時，相鄰層的氣體分子由于動量交換，連同管壁處的氣體分子一起沿管壁方向作定向流動，管壁處流速不為零，氣體存在滑脫效應。

氣體滑脫效應可用滑脫因子表征，該值與巖石孔隙結(jié)構(gòu)、氣體性質(zhì)及平均孔隙壓力有關(guān)，可描述氣體滲流滑脫效應的強弱程度。采用鄂爾多斯盆地低滲透油藏巖心克氏滲透率測試實驗數(shù)據(jù)回歸可知，滑脫因子與克氏滲透率具有較好的冪函數(shù)關(guān)系，滑脫因子隨克氏滲透率的增大而減小。

滑脫效應對產(chǎn)量的影響程度取決于滲透率與氣藏壓力，滲透率越低、氣藏壓力越低，則滑脫效應的影響越顯著。

2.2 雙重介質(zhì)滲流理論

一般情況下，油藏儲集層有效滲透率小于0.5×10-3μm2時，采收率的貢獻主要取決于裂縫，而不是儲集層的孔隙。但實際生產(chǎn)證明，低滲透油藏開發(fā)過程中儲集層孔隙同樣發(fā)揮著極其重要的作用。按裂縫決定采收率觀點推算，安塞油田的采收率最多可達 18%[6]。但實際上，2008年安塞油田的采出程度已經(jīng)達到了30%，比推算結(jié)果高出 12%，足以說明低滲透儲集層孔隙在開發(fā)過程中的作用不可忽視。

油（氣）井生產(chǎn)初期，裂縫的滲透率遠大于基質(zhì)孔隙，裂縫起主要滲流作用，裂縫中的流體快速流入井筒產(chǎn)出。由于裂縫總體積較小，儲集能力差，且具有很強的應力敏感性，隨著裂縫中流體的產(chǎn)出，裂縫系統(tǒng)壓力下降，裂縫逐步趨于閉合或半閉合，導流能力大幅下降，油（氣）井生產(chǎn)能力下降；生產(chǎn)中后期，隨著裂縫系統(tǒng)壓力的降低，在基質(zhì)與裂縫間建立起壓差，基質(zhì)中的流體開始向裂縫流動，此后基質(zhì)孔隙發(fā)揮主要滲流作用，向裂縫和井筒不斷供液。表現(xiàn)在滲流特征上為雙重介質(zhì)滲流，主要受孔喉大小和毛細管力控制，孔隙滲流為主，裂縫滲流為輔[6]。油（氣）井生產(chǎn)動態(tài)則表現(xiàn)為初期產(chǎn)量高，遞減速度快；中后期產(chǎn)量低，遞減速度緩慢，可穩(wěn)產(chǎn)較長時間。

室內(nèi)實驗與實際生產(chǎn)證實，低滲透儲集層滲流機理復雜，存在的應力敏感效應、啟動壓力梯度對滲流影響較大，基質(zhì)中流體流動服從低速非達西滲流規(guī)律。假設流體為單相，且微可壓縮，考慮基質(zhì)內(nèi)部的質(zhì)量交換、基質(zhì)與裂縫的質(zhì)量交換，則可建立基質(zhì)非線性滲流模型[18-19]。

對于基質(zhì)，考慮啟動壓力梯度的動力學方程為：

基質(zhì)與裂縫間的質(zhì)量交換量的計算模型為：

基質(zhì)與基質(zhì)間的質(zhì)量交換量的計算模型為：

其中，v可由達西定律求得：

裂縫具有較強的應力敏感性，流體流動服從達西滲流規(guī)律，考慮裂縫內(nèi)部的質(zhì)量交換、裂縫與基質(zhì)的質(zhì)量交換，可建立裂縫的滲流模型。

綜合基質(zhì)與裂縫的滲流模型，同時考慮啟動壓力梯度和應力敏感的影響，即可得到低滲透儲集層滲流模型。

2.3 相對均質(zhì)理論

低滲透、特低滲透油氣藏開發(fā)過程中，非均質(zhì)性是個相對概念，相對均質(zhì)中包含絕對的非均質(zhì)，無數(shù)的相對均質(zhì)儲集層的總和，構(gòu)成大面積的相對均質(zhì)儲集層。低滲透儲集層孔喉雖細小，總體非均質(zhì)性強，但存在相對均質(zhì)且連通性較好、具有達西滲流特點的部局區(qū)域。實際油氣田的開發(fā)中，做好儲集層的描述工作，尋找“相對均質(zhì)”的區(qū)域優(yōu)化方案設計進行重點開發(fā)，往往可以取得顯著的效果。

安塞油田的主力油層為三疊系延長組長6油層，屬于河控三角洲砂巖儲集層，主體帶滲透性好，滲透率變異系數(shù)??；邊部滲透性差，滲透率變異系數(shù)大。根據(jù)“相對均質(zhì)”理論，優(yōu)選長 6油層砂體中部進行注水開發(fā)試驗，油井大面積連片見效，平均日產(chǎn)油4.03 t，一次井網(wǎng)的儲量動用程度達90.7%，水驅(qū)儲量控制程度達73.6%；注水2年后水驅(qū)控制程度達到80.7%，油井見效程度達到70%，預測水驅(qū)采收率為20%～25%[6]。

2.4 經(jīng)濟界限理論

經(jīng)濟界限指油氣田開發(fā)過程中，每一階段的資金投入，都要以最大或穩(wěn)定產(chǎn)出為依據(jù)進行經(jīng)濟評價，計算投資回收期、投資利潤，投入產(chǎn)出合理則實施開發(fā)，不合理則暫不開發(fā)。開發(fā)經(jīng)濟界限的設定：①充分認識開發(fā)此類油氣田的企業(yè)效益、社會效益；②在論證的前提下設置經(jīng)濟界限最基礎(chǔ)的目標參數(shù)；③充分考慮技術(shù)進步的貢獻值；④預評估此類油氣田開發(fā)對于類似儲量的輻射和推動作用[6]。

隨著開發(fā)規(guī)模的逐年提高，低—特低滲透儲集層中能動用的儲量品位越來越低，為了有效動用這部分儲量，保證原油產(chǎn)量的持續(xù)增長，必須根據(jù)當時的油價，按照投資回報標準，設定萬噸產(chǎn)能投資界限（目前中國的標準為3×108元/104t）。按此標準長慶油田完成了約1 000×104t產(chǎn)能建設；后來為開發(fā)單井產(chǎn)能低于2 t/d的油田，重新設定基本投資標準為5×108元/104t，完成了600×104t產(chǎn)能建設[6]，2007年開始實施，效果良好。

在經(jīng)濟界限理論的指導下，長慶油田在保持油氣產(chǎn)量和投資快速增長的同時，也取得了良好的經(jīng)濟效益，投資回報率一直保持較高水平。2016年，長慶油田投資資本回報率6.36%，其貢獻在中國石油天然氣股份有限公司中僅次于大慶油田[6]。

3 低滲透油氣藏關(guān)鍵開發(fā)技術(shù)

低滲透油氣資源的經(jīng)濟有效開發(fā)是一個世界性的難題，通過長期持續(xù)不斷的開發(fā)技術(shù)探索和攻關(guān)，中國形成了一系列世界領(lǐng)先水平的原創(chuàng)性和集成性開發(fā)技術(shù)，實現(xiàn)了低滲透油氣藏的規(guī)模有效開發(fā)。低滲透油氣開發(fā)難題的每一次破解，都伴隨著科學認知質(zhì)的飛躍、技術(shù)的重大突破。在長期的勘探開發(fā)過程中，通過探索和積累，形成了低—特低滲油氣藏有效開發(fā)的低成本主體技術(shù)與配套工藝措施。

3.1 早期油藏描述技術(shù)

在勘探評價階段，油藏評價提前介入，開展油藏的精細描述工作。主要綜合應用地質(zhì)、地震、測井、測試等相關(guān)資料，利用多種數(shù)學工具，由多學科團隊對油藏的各種特征進行定量描述、表征及預測，建立三維或四維油藏地質(zhì)模型。同時，結(jié)合試驗區(qū)生產(chǎn)動態(tài)確定的不同類型流動單元的注水開發(fā)特征，制定相應的調(diào)控政策，為科學化、精細化油田開發(fā)優(yōu)化設計提供第一手資料。

早期油藏描述大大縮短了勘探與開發(fā)的距離，加快了勘探的節(jié)奏和開發(fā)的步伐，促進了勘探開發(fā)一體化，有利于低滲透油氣藏的快速建產(chǎn)。主要內(nèi)容包括儲集層綜合評價、儲量評價和產(chǎn)能評價 3部分，其核心是儲集層綜合評價，主要利用評價井巖心物性分析、試油資料和電測資料，采用數(shù)理統(tǒng)計和關(guān)鍵井檢驗的方法，進行精細的“四性”關(guān)系研究，以確定儲集層巖性、物性、含油性與電性之間的關(guān)系；其次在充分掌握流動單元與沉積微相間的空間對應關(guān)系的基礎(chǔ)上，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)，確定流動單元的空間展布規(guī)律，優(yōu)化注采調(diào)整、精細化注采管理等調(diào)控政策。

靖安油田建產(chǎn)之前，系統(tǒng)總結(jié)和借鑒了安塞油田的開發(fā)經(jīng)驗，并結(jié)合自身特點，實施早期油藏描述策略，在有利區(qū)域預測的基礎(chǔ)上部署評價井，并根據(jù)探井、評價井、開發(fā)井的各類數(shù)據(jù)開展油藏三維精細描述，遵循“差中找優(yōu)，低中找高，貧中選富”的原則，制定出“先肥后瘦、先易后難、先評價后方案、先試驗后開發(fā)”的四先四后的技術(shù)路線，整體實現(xiàn)了“邊勘探、邊建產(chǎn)、邊投入、邊受益”的目標，勘探開發(fā)一體化推進，快速高效地建成100×104t原油生產(chǎn)能力。

3.2 低滲透氣藏井位優(yōu)選技術(shù)

井位優(yōu)選技術(shù)通過在篩選出的富集區(qū)內(nèi)，利用高精度數(shù)字二維地震縱波的疊前信息與常規(guī)地震的疊后含氣性檢測信息，預測有效儲集層，優(yōu)選最佳位置確定井位，其中含氣性預測的精度是提高井位優(yōu)選成功率的關(guān)鍵。

為提高儲集層預測與含氣性檢測精度，長慶油田通過優(yōu)化地震采集系統(tǒng)參數(shù)、現(xiàn)場反復試驗等手段，探索出以數(shù)字檢波器接收、小道距、大偏移距、高覆蓋次數(shù)、潛水面以下激發(fā)為核心的高精度二維地震采集技術(shù)，從而獲得高品質(zhì)資料，疊前地震資料可直接用于含氣性檢測，精度大幅提高。

長慶蘇里格氣田的開發(fā)堅持“河道帶和含氣性預測相結(jié)合、疊前和疊后相結(jié)合”的技術(shù)路線，緊緊圍繞河道帶分布進行優(yōu)選，建立起一套完整的地震、地質(zhì)相結(jié)合的井位優(yōu)選流程（見圖 4），使經(jīng)濟有效井的比例由評價初期的50%提高到80%以上。

3.3 壓裂改造技術(shù)

對低—特低滲透致密砂巖儲集層而言，油（氣）井無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能很低，需經(jīng)過大規(guī)模壓裂改造之后才能有效投產(chǎn)。針對這一問題，研發(fā)出以擴大泄流面積為主的體積壓裂改造技術(shù)，可以實現(xiàn)單裂縫壓裂向多裂縫壓裂的轉(zhuǎn)變，有效擴大了動用體積。

圖4 蘇里格氣田井位優(yōu)選技術(shù)流程

3.3.1 定向射孔多縫壓裂技術(shù)

定向射孔壓裂技術(shù)適用于最大主應力與最小主應力差小于5 MPa、厚度大于10 m的致密儲集層。通過定方位射孔，改變起裂方向，強制裂縫轉(zhuǎn)向，同層內(nèi)平面上可形成相互獨立的多條 S型裂縫，擴大人工裂縫系統(tǒng)控制的泄流體積，進而提高單井產(chǎn)量（見圖5）。

圖5 定向立體射孔及壓裂工藝示意圖

數(shù)值模擬和物理模擬實驗表明，水平應力差值減小，最小地應力方向上裂縫延伸距離增加，定向射孔壓裂時水力裂縫轉(zhuǎn)向半徑增大，地應力差值超過6 MPa時裂縫轉(zhuǎn)向比較困難；當射孔方位與最大主應力方向呈一定夾角時，裂縫先沿射孔孔眼方向起裂，然后轉(zhuǎn)向最大主應力方向，且隨著射孔方位與最大主應力方向夾角增加，裂縫的轉(zhuǎn)向半徑增加，目前夾角初步優(yōu)選為 45°。

長慶油田低滲透油藏共246口井應用該技術(shù)施工，單井初期平均增油0.4～0.8 t/d，整體試驗效果較好。

3.3.2 多級加砂壓裂技術(shù)

儲集層厚度大、層內(nèi)無明顯隔夾層的油（氣）井，常規(guī)壓裂存在支撐劑下部沉降現(xiàn)象，支撐劑在縱向鋪置不均，油層上部難以有效改造，儲量動用不充分。多級加砂壓裂將總砂量通過合理的多次泵注輸送至儲集層中，第一級壓裂后停泵，等待支撐劑沉降、裂縫閉合，然后進行下一級壓裂，逐級鋪置。由于第二級壓裂的前置液受下部鋪置的支撐劑的影響，裂縫向下延伸受阻，迫使支撐劑向上鋪置，達到改善支撐劑縱向鋪砂剖面的目的，從而提高油層上部裂縫導流能力。

長慶油田低滲透油藏應用該技術(shù)施工2 000余井，與鄰井相比，試驗井單井平均增油0.3～1.0 t/d。

3.3.3 多級暫堵壓裂技術(shù)

天然微裂縫發(fā)育、上下遮擋條件較好、最大與最小主應力差值較小的低滲透儲集層，采用多次加入暫堵劑、強迫裂縫轉(zhuǎn)向、形成多條次生裂縫的施工方法，可有效擴大泄流面積。因初次壓裂裂縫的存在，隨著油（氣）井的開采，儲集層中將產(chǎn)生誘導應力，改變初始地應力狀態(tài)，這為重復壓裂過程中裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向提供了可能。

暫堵壓裂技術(shù)[20-23]主要通過在壓裂施工中向地層實時加入暫堵劑，舊縫張開后，暫堵劑與支撐劑混合后進入原有裂縫，混合物在高滲透帶聚集并產(chǎn)生濾餅橋堵，阻礙和限制裂縫的繼續(xù)延伸和發(fā)展，后續(xù)壓裂液不能進入裂縫和高滲透帶，導致井底壓力上升。當裂縫內(nèi)凈壓力達到微裂縫開啟壓力或新縫破裂壓力時，微裂縫或新縫開啟，隨后續(xù)攜砂液的繼續(xù)加入，微裂縫或新縫延伸、擴展成為新的支裂縫，溝通老裂縫未動用的油氣層。暫堵劑在施工后溶于地層水或壓裂液中，不會對儲集層造成二次污染。

從現(xiàn)場實際應用效果來看，實施暫堵壓裂后，施工壓力升高明顯，單井產(chǎn)量增加，含水穩(wěn)中有降，達到了控水增油的目的。2014—2015年在長慶油田 D1油藏共實施暫堵轉(zhuǎn)向重復壓裂46井次，成功率93.4%，平均單井增油1.59 t/d，措施后含水率由47.6%下降到39.7%[22-23]。

3.3.4 直井多層壓裂技術(shù)

發(fā)育多層系的低滲透氣藏，單井增加動用層數(shù)結(jié)合單層體積壓裂改造，可有效提高單井產(chǎn)量。以此為目標，研發(fā)了連續(xù)油管帶底封分層壓裂和套管固井滑套閥多層壓裂的新型分壓技術(shù)，可實現(xiàn)低滲透氣藏直井多層開發(fā)。

①連續(xù)油管帶底封分層壓裂。該技術(shù)集成了射孔、壓裂、隔離等技術(shù)，首先把連續(xù)油管工具串下入第一段預改造位置并定位，通過上提下放坐封錨定器及封隔器，實施連續(xù)油管噴砂射孔，環(huán)空泵注壓裂，同時油管小排量泵注基液。第一段壓裂結(jié)束后，上提連續(xù)油管封隔器、連續(xù)油管至第二段預改造位置進行射孔、壓裂作業(yè)。具有分層壓裂層數(shù)、段數(shù)不受限制，起下壓裂管柱快，施工過程中可用連續(xù)油管實時監(jiān)測井底壓力，便于后期修井作業(yè)，作業(yè)周期短，施工效率高的優(yōu)點。

②套管固井滑套閥多層壓裂。該技術(shù)通過將滑套與套管連接一同下入到目的層段固井完井，逐級投入飛鏢打開滑套實現(xiàn)分層壓裂，球座通過前一級壓裂時的壓力傳遞縮徑而形成，避免了常規(guī)分層壓裂工具球座逐級縮徑對壓裂級數(shù)的限制。該壓裂方式不需射孔，可直接壓裂，能夠?qū)崿F(xiàn)壓裂生產(chǎn)一體化，縮短投產(chǎn)時間。

2010年以來，長慶油田低滲透氣藏完成8口井連續(xù)油管帶底封分層壓裂，平均單井改造5.1層，平均試氣產(chǎn)量是鄰井的1.5～2.0倍；同時完成15口井74層套管固井滑套閥多層壓裂，最多實現(xiàn)一次連續(xù)分壓 9層，產(chǎn)氣測試結(jié)果表明，達到了多層動用提高單井產(chǎn)量的目的。

3.4 注水提高采收率技術(shù)

低—特低滲透油藏目前多采用注水保持地層壓力的開發(fā)方式，因低滲透油藏滲流阻力大，非均質(zhì)性強，導致地層能量補充困難，油井注水受效較慢，開發(fā)過程中，地層壓力、采油、采液指數(shù)等生產(chǎn)指標下降較快。為提高單井產(chǎn)量、保持穩(wěn)產(chǎn)，長慶油田創(chuàng)新性地提出了“超前注水”理論，研發(fā)了適合低滲透油藏注水提高采收率的配套工藝技術(shù)。

3.4.1 注水工藝技術(shù)

超低滲透油藏補充地層能量困難、注水不均衡，主要原因有：①儲集層滲透率低，流體滲流阻力大；②油層厚度大，縱向非均質(zhì)性強，隔夾層較發(fā)育，吸水能力差異大；③注入水與巖性不配伍，地層中易結(jié)垢形成堵塞；④注入水與地層水不相溶，在孔喉處易形成較大的毛細管阻力。近年來通過高壓欠注機理研究、巖心分析及單層吸水能力試驗，研制出采用阻垢和分散成垢晶體來有效降低流動阻力、分層注水均衡補充地層能量等方法，形成了降壓增注注水技術(shù)與精細分層注水技術(shù)。

①降壓增注注水技術(shù)。該技術(shù)適用于注入困難的低滲透儲集層，分整體降壓、局部增壓、聚能沖壓解堵 3種增注方式。整體降壓增注以篩選出適合目標區(qū)的降壓增注藥劑為目標，在注水站進行投加，藥劑隨注入水進入地層深部，達到防膨、防垢、清垢等目的，降低注水井注入壓力。局部增壓增注主要是利用離心增壓注水泵進行增壓注水。聚能沖壓解堵增注則主要利用聚能沖壓彈在井中燃燒產(chǎn)生的沖力將井筒內(nèi)液體往復向上推沖，在套管內(nèi)產(chǎn)生寬幅水震蕩，進而在油層井段形成強力反排作用，將炮眼和近井地帶的雜質(zhì)、鉆井液濾液等堵塞物排出；另一方面，聚能彈在燃燒產(chǎn)生沖力的同時也伴隨高溫高壓射流，作用于射孔炮眼，徑向沖壓地層，在射孔炮眼的四周，形成3～5 m的放射狀微裂縫，并同步進行酸化，酸液可更有效、更大范圍地進入地層，有效地解除近井地帶和深部的污染堵塞，提高井筒附近地層的滲流能力，達到儲集層改造和降壓增注的目的。

②精細分層注水技術(shù)。該技術(shù)適用于油層厚度大、隔夾層較發(fā)育、縱向非均質(zhì)性強的低滲透儲集層，分小卡距、小套管井、橋式偏心多段 3種分注方式。小卡距分注主要通過在油管中下入磁定位測試儀器定位井下配注工具，實現(xiàn)精準分注，該技術(shù)成熟、操作簡便、結(jié)果準確，但施工時間長、測試成本較高；小套管井分注主要針對超低滲透油藏部分注水井采用114.3 mm（4.5 in）小套管籠統(tǒng)注水而研發(fā)，將Y341-95可洗井封隔器、座封滑套等井下工具組成工藝管柱，封隔器座封后，壓力達20 MPa時打掉座封滑套，實現(xiàn)油套分注，可洗井封隔器結(jié)構(gòu)簡單、座封可靠；橋式偏心多段分層注水綜合橋式偏心技術(shù)，配套封隔器逐級解封技術(shù)、磁定位技術(shù)和管柱錨定技術(shù)，實現(xiàn)大井斜、深井、小卡距多段分層注水，同時配套研發(fā)了下壓式逐級解封封隔器、雙解封式逐級解封封隔器以及非金屬水力錨等工具。

3.4.2 注采井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)

特低滲透儲集層均不同程度發(fā)育天然裂縫，注水開發(fā)過程中，注入水易沿砂體軸向裂縫水竄形成“指進”，造成平面及縱向上注采的不均衡，多年的實踐表明，合理優(yōu)化注采井網(wǎng)可有效緩解注采不均衡現(xiàn)象。

菱形反九點井網(wǎng)（見圖 6a）具有較好的適應性和靈活調(diào)整性，可實現(xiàn)裂縫系統(tǒng)與井網(wǎng)的優(yōu)化配置。該井網(wǎng)注水井和角井連線與裂縫走向平行，同時放大了裂縫方向的井距，有利于提高壓裂規(guī)模、增加人工裂縫長度、提高單井產(chǎn)量及延長穩(wěn)產(chǎn)期、減緩角井水淹速度；同時縮小了排距，可提高側(cè)向井的受效程度。至開發(fā)后期，當裂縫線上的角井含水上升到一定程度后實施轉(zhuǎn)注，變?yōu)榫匦挝妩c井網(wǎng)（見圖6b），可最大限度地提高基質(zhì)孔隙的波及體積。

圖6 注采井網(wǎng)優(yōu)化示意圖

為保證較好的經(jīng)濟效益，低滲透油田合理井網(wǎng)密度應控制在經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度和經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度之間；對于經(jīng)濟風險較大的油田，可以選用靠近經(jīng)濟最佳井網(wǎng)密度參數(shù)；合理注采井距可綜合儲集層物性、裂縫發(fā)育程度、平面及縱向非均質(zhì)性和經(jīng)濟效益等因素確定。

3.4.3 溫和超前注水技術(shù)

低滲透、特低滲透油田注水開發(fā)難于建立有效驅(qū)替壓力，見效程度低。超前注水在油井投產(chǎn)前提前投注，提高地層壓力，使地層壓力保持在合理水平，從而在油水井之間建立起有效的壓力驅(qū)替系統(tǒng)，有利于提高單井產(chǎn)量。但如果注水壓力過高，注水井附近地層快速增壓，應力場發(fā)生變化，容易誘發(fā)原本閉合的天然裂縫開啟，并以水井為中心，在薄弱面產(chǎn)生新生縫，形成動態(tài)裂縫帶，注入水沿裂縫突進。為避免該不利因素的影響，長慶油田提出了小水量、長周期的溫和超前注水技術(shù)，該技術(shù)在注水強度設計上主要有2個關(guān)鍵點：①最大注入壓力小于裂縫開啟壓力和地層破裂壓力，可有效防止原生裂縫的開啟和地層破裂產(chǎn)生新生縫，杜絕注入水沿裂縫突進；②最小注入壓力必須滿足有效克服啟動壓力梯度，建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，保證單井產(chǎn)量盡可能提高。該技術(shù)兼顧了裂縫開啟、地層破裂、啟動壓力梯度之間的矛盾，可有效提高地層壓力，降低壓敏效應，避免注入水沿裂縫突進，地層壓力分布相對均勻，有利于油田保持較長時間穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)。

3.5 水平井開發(fā)技術(shù)

超低滲透油藏規(guī)模開發(fā)面臨的儲集層地質(zhì)條件越來越復雜，單純靠定向井技術(shù)提高單井產(chǎn)量難以滿足生產(chǎn)的需求。2010年長慶油田制定了以提高油層鉆遇率、滿足體積壓裂和能量補充要求為主攻方向的開發(fā)策略，大力推進水平井開發(fā)試驗，取得了技術(shù)突破，先后形成了水平井注采井網(wǎng)優(yōu)化、水平井壓裂改造等實用技術(shù)。

3.5.1 水平井注采井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)

水平井井網(wǎng)優(yōu)化的核心是注水條件下，實現(xiàn)天然裂縫與人工裂縫、布縫方式與井網(wǎng)形式的合理匹配。超低滲透油藏天然裂縫優(yōu)勢方向為主滲流方向，主方向與側(cè)方向存在滲透率級差，水驅(qū)滲流規(guī)律在平面上必然存在差異性，水平井布縫方式優(yōu)化設計，必須考慮天然裂縫分布規(guī)律的影響。

以水平井產(chǎn)量為主要評價指標，同時考慮能量補給、壓力保持水平、初期采油速度、產(chǎn)量遞減及井網(wǎng)靈活性等，采用數(shù)值模擬技術(shù)進行水平井布縫方式優(yōu)化，可得出不同儲集層條件下的井網(wǎng)部署模式：①厚度在10 m左右、裂縫相對不發(fā)育的儲集層，五點井網(wǎng)（見圖 7a）最優(yōu)，在規(guī)避裂縫性見水、降低初期遞減方面效果明顯；②厚度大于16 m、油層縱向上疊合發(fā)育或者具有相對穩(wěn)定隔層、裂縫相對不發(fā)育的儲集層，水平井立體開發(fā)井網(wǎng)（見圖 7b）最優(yōu)，在提高采油速度上效果明顯；③厚度在10 m左右、裂縫發(fā)育、脆性指數(shù)高的儲集層，長水平段體積壓裂準自然能量井網(wǎng)（見圖 7c）最優(yōu)，在擴大單井控制范圍的同時，充分利用天然能量，防止原生裂縫和新生縫的開啟，避免注入水沿裂縫突進造成水淹。

3.5.2 水平井壓裂改造技術(shù)

超低滲透油氣藏物性差、平面和縱向非均質(zhì)性強、自然產(chǎn)能低，油（氣）井采用增加改造體積的方式投產(chǎn)，是目前最有效的開發(fā)途徑。長慶油田在現(xiàn)有壓裂技術(shù)的基礎(chǔ)上，研發(fā)了適應不同油藏類型的水平井體積壓裂改造技術(shù)，包括水力噴砂體積壓裂、裸眼封隔器體積壓裂、水力泵送復合橋塞分段多簇壓裂等技術(shù)。

圖7 水平井注采井網(wǎng)優(yōu)化示意圖

①水力噴砂體積壓裂。該技術(shù)采用多噴射器同時噴砂，實現(xiàn)由單簇到多簇射孔的轉(zhuǎn)變；攜砂通道從油管變?yōu)榄h(huán)空，采用“套管大排量加砂、油管小排量補液”注入方式，輔以新型鋼帶式封隔器、防反濺噴射器等關(guān)鍵工具，可解決高壓高排量壓裂問題；提升封隔器的封隔有效性，可滿足長時間大規(guī)模壓裂。水力噴砂體積壓裂技術(shù)具有減少噴嘴損傷、成本低、操作簡便的優(yōu)勢，目前可實現(xiàn)一趟管柱10段以上、每段2～4簇的壓裂施工。

②裸眼封隔器體積壓裂。該工藝以裸眼封隔器為載體，完井作業(yè)時一次性下入壓裂管柱，通過封隔器坐封實現(xiàn)各水平井改造井段的封隔，依次投球打開不同級差的滑套，建立油管與上部儲集層之間的連通通道，同時封堵下部已改造層段，實現(xiàn)對水平井段的多段壓裂改造，開井返排后即可投產(chǎn)。

裸眼封隔器體積壓裂技術(shù)可實現(xiàn)一趟管柱完成多段定點改造，具有井下工具少、工序簡單、作業(yè)效率高、井控風險低、工藝管柱性能可靠的優(yōu)點，可適用于淺、中、深層水平井的分段壓裂。但該技術(shù)對水平段井眼軌跡要求較高，完井程序復雜，周期長。

③水力泵送復合橋塞分段多簇壓裂。該技術(shù)是在引進的“水力泵送橋塞分段多簇壓裂”技術(shù)基礎(chǔ)上發(fā)展而來，通過攻關(guān)試驗，解決了復合橋塞設計與選材、多級點火射孔、工具串安全泵送、壓后易鉆等技術(shù)難題，實現(xiàn)了技術(shù)國產(chǎn)化，并在現(xiàn)場試驗取得成功。該技術(shù)采用射孔和橋塞坐封聯(lián)作的方式，一趟管柱完成射孔作業(yè)和封隔器封隔下部層段，實現(xiàn)分段壓裂改造，同時實現(xiàn)分級射孔，配合暫堵材料完成多簇壓裂，提高單段壓裂改造體積，實現(xiàn)分段多簇壓裂。該工藝具有封隔可靠性高、井筒完善程度高、分層壓裂段數(shù)不受限制的優(yōu)點。

從現(xiàn)場應用來看，復合橋塞分段多簇壓裂技術(shù)提效增產(chǎn)效果明顯，排量最大可達15 m3/min，入地液量最高2×104m3，單段射孔3～6簇，裂縫帶寬110～140 m，相比分段壓裂提高75%。

3.6 CO2驅(qū)油技術(shù)

低滲透油藏注水開發(fā)有效驅(qū)替壓力低、易發(fā)生裂縫性水淹、波及效率低、產(chǎn)量遞減快、采收率低，目前矛盾日益突出。CO2驅(qū)可極大改善水驅(qū)存在的不足，大幅提高原油采收率，是目前低滲透油氣藏有效的開發(fā)接替技術(shù)。

CO2具有黏度低，易進入微小孔喉的特點，CO2驅(qū)油機理[24-31]主要有：①在地層溫度、壓力條件下，CO2一般為超臨界狀態(tài)，具有較強的溶解、萃取作用，隨著 CO2在原油中不斷溶解，油水界面張力減小，原油黏度降低，油相的相對滲透率提高；②CO2溶解于地層水中，使水碳酸化，水的黏度增加，改善油水流度比；③CO2溶于地層水所形成的碳酸水可與巖石中的碳酸鹽膠結(jié)物反應，改善地層滲透率，提高儲集層注入能力，而且可以抑制黏土膨脹，起到穩(wěn)定黏土的作用；④CO2注入油藏，少部分未溶解于原油中的氣體會占據(jù)地層孔隙，驅(qū)出原油，大部分 CO2會溶解于原油中，使原油體積膨脹，增加驅(qū)動能量，隨著開發(fā)過程中地層壓力的不斷下降，溶解于原油中的 CO2會膨脹脫出，形成溶解氣驅(qū)，提高驅(qū)油效率。

與注水開發(fā)相比，注氣壓力低于注水壓力，有利于避免動態(tài)裂縫的形成，且CO2比水更容易注入地層，實現(xiàn)保持地層壓力、注采平衡難度小，CO2驅(qū)優(yōu)于水驅(qū)開發(fā)。國內(nèi)外現(xiàn)場試驗與室內(nèi)實驗研究表明，低滲透油藏CO2驅(qū)提高采收率潛力大，應用前景好。

國外CO2驅(qū)油配套技術(shù)較成熟，通常將封閉性好、非均質(zhì)性較弱、連通性較好、注采井網(wǎng)較完善作為注CO2驅(qū)油藏的篩選標準。中國低滲透油藏地質(zhì)條件相對復雜，且低滲透油藏CO2驅(qū)油技術(shù)仍處于起步階段，工業(yè)化應用需要解決理論與技術(shù)上的許多難題。如混相機理、埋存機理、注采井網(wǎng)優(yōu)化、CO2注入工藝、防竄封竄、采出流體處理等理論、技術(shù)有待進一步研究和發(fā)展。

4 可持續(xù)發(fā)展前景與建議

中國主要含油氣盆地低滲透石油資源占剩余石油資源總量的 60%，低滲透天然氣資源占剩余天然氣資源總量的51%；松遼、鄂爾多斯、柴達木、準噶爾4大盆地低滲儲量所占比例均超過 85%[11]，可見低滲透油氣資源在剩余油氣資源總量中占有絕對的主導地位。

隨著地質(zhì)認識程度的加深、勘探開發(fā)技術(shù)的進步、評價手段的完善，油氣勘探的領(lǐng)域和范圍不斷擴展，更多的低滲透資源不斷被發(fā)現(xiàn)，全國低滲透油氣遠景資源量將會更大。中國低滲透油氣資源豐富，為油氣產(chǎn)量增長和未來可持續(xù)發(fā)展奠定了良好的基礎(chǔ)，具有長遠的開發(fā)潛力。

由已發(fā)現(xiàn)的油氣儲量動用情況來看，石油探明儲量動用率為 72%，未動用儲量主體為特低滲透儲量；天然氣探明儲量動用率為 38%，未動用儲量主要為滲透率小于0.1×10-3μm2的儲量。從目前發(fā)展趨勢來看，已有難動用儲量和新增低滲透儲量的有效開發(fā)是目前面臨的主要挑戰(zhàn)，探索、攻關(guān)、試驗具有針對性的開發(fā)技術(shù)，是未來長期的工作方向[32]。實現(xiàn)低滲透油氣可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略，需要做好3個方面的工作。

①技術(shù)攻關(guān)方面：目前已有未開發(fā)的儲量大部分品位較低，屬特低、超低滲透資源，儲集層物性差，儲量豐度低，勘探成本高，開發(fā)難度大。有效開發(fā)這類資源，必須依靠技術(shù)進步，在完善低滲資源開發(fā)理論的基礎(chǔ)上，研發(fā)新技術(shù)、新方法、新工藝，建立低品位油藏效益開發(fā)新模式，確定主體技術(shù)界限。如加強特低、超低滲油氣藏滲流機理等理論研究，搞清影響開發(fā)效果的主控因素；進一步攻關(guān)注水、體積改造等工藝配套技術(shù)；開展注氣、化學驅(qū)等的室內(nèi)研究與現(xiàn)場試驗，做好超前開發(fā)接替技術(shù)儲備。

②企業(yè)管理方面：為了實現(xiàn)低滲透油氣經(jīng)濟有效開發(fā)，必須堅持“兩低”體系，即“低成本技術(shù)+低成本管理”。在低油價下，企業(yè)必須創(chuàng)新和發(fā)展低成本技術(shù)體系，探索低成本管理模式，通過“技術(shù)和管理的不斷創(chuàng)新，二者有機結(jié)合，形成合力，建立一套完整的低成本二元集成創(chuàng)新體系”，既實現(xiàn)低品位資源的規(guī)模開發(fā)又能獲得較好的經(jīng)濟效益。

③國家政策方面：目前低品位資源開發(fā)經(jīng)濟效益較差，國家和地方政府應出臺一定的優(yōu)惠政策，支持和鼓勵低品位資源開發(fā)，帶動經(jīng)濟發(fā)展。

致謝：在本文相關(guān)數(shù)據(jù)和資料的收集中，得到了中國石油勘探與生產(chǎn)分公司尚爾杰教授、中國石油長慶油田公司相關(guān)人員的幫助和支持，在此表示衷心的感謝。

符號注釋：

b——滑脫因子，無因次；D——距離基準面的深度，m；g——重力加速度，m/s2；G——啟動壓力梯度，MPa/m；K——滲透率，10-3μm2；Ki——初始滲透率，10-3μm2；iKσ——參考有效應力下滲透率，10-3μm2；K∞——克氏滲透率，10-3μm2；p——壓力，MPa；q——單位時間、單位體積基質(zhì)與基質(zhì)或基質(zhì)與天然微裂縫間的質(zhì)量交換量，kg/（s·m3）；So——含油飽和度，%；t——時間，s；v——油相滲流速度，m/s；α——應力敏感系數(shù)，無因次；β——基質(zhì)與基質(zhì)或基質(zhì)與天然微裂縫間質(zhì)量交換系數(shù)，10-9m-2；μ——油的黏度，Pa·s；ρ——地層條件下油的密度，kg/m3；σ——有效應力，MPa；σi——參考有效應力，MPa；φ——孔隙度，%；Φ——油相的勢函數(shù)，MPa。下標：f——致密儲集層中的裂縫；m1，m2——致密儲集層中的基質(zhì)巖塊1，基質(zhì)巖塊2。