Ⅰ 纯化西区低渗透断块油藏优化调整措施研究
张世明孙业恒宋道万戴涛王成峰
摘要纯化油田西区沙四段上亚段纯化镇组为典型的低渗透断块油藏，经过30多年的开发，区块暴露出部分油井含水上升快和区域开采不平衡的矛盾，剩余油分布规律也纷繁复杂。文章应用油藏数值模拟技术，从精细地质模型建立、历史拟合认识、开发效果分析、剩余油分布规律描述、开发方案调整等方面开展研究，深入分析低渗透断块油藏开发中后期的潜力方向，提出切实可行的开发调整措施，现场实施表明效果明显。该研究方法对其他开发中后期低渗透断块油藏的开发措施调整有所借鉴。
关键词低渗透断块油藏数值模拟剩余油开发调整纯化油田
一、引言
纯化油田西区属于高压、低饱和、岩性复杂、层多且薄的层状低渗透断块油藏，主力开发单元纯2断块及纯69断块，含油面积8.2km2，石油地质储量978×104t，其中数值模拟研究的10个主力小层石油地质储量为616×104t，占77.2%。该区于1965年试采投产，1987年注水采油，1988年进行加密调整，1990年细分层系开发；截止1998年末，油井综合含水73.3%，区块采出程度20.1%。受构造、断层、岩性以及油水井井网和井况的影响，开采过程中暴露出平面原油动用不均衡，局部油井含水上升快，整体开发效果变差的矛盾，导致该区剩余油分布零散，后期的开发调整难度很大。本文应用油藏数值模拟手段，建立精确描述油藏复杂断裂系统的地质模型，通过精细历史拟合加深并修正对区块动、静资料的认识；深入分析复杂断块油藏的剩余油分布特征及影响因素，综合多侧面、多指标剩余油分布的定量描述，寻找后期开发最佳潜力点；结合区块开采矛盾和地质特点，采用顺序优化法进行措施调整的诸因素分析，优化出最佳开发方案。现场实施效果证明，该研究方法对于开发中后期低渗透断块油藏的开发措施调整具有较好的借鉴作用。
二、三维精细地质模型描述
复杂断块油藏的最大特点是断层多，断裂系统复杂。各种纵横交错的断层将整个区块切割成多个相互独立的油藏，从而造成区块内各断块油藏间含油气富集程度的差异及油水关系的复杂变化[1]。另外，受平面岩性及纵向夹层的影响，储集层空间非均质变化严重。因此，精确描述油藏地质特征，建立三维精细地质模型是开展油藏数值模拟的基础。
1.断裂系统描述
油藏数值模拟区纯2断块及纯69断块沙四段上亚段纯化镇组油藏是一个被四周断层切割遮挡的封闭型、多油组、多油水系统的低渗透、低饱和压力断块油藏，含油区呈东西长、南北窄的条带状。封闭油藏内部发育12条走向各异、规模不同的断层，其中各主要断层要素情况见表1。数值模拟建模过程中，为了精确描述该区复杂的断裂系统和起伏多变的构造形态，采用了非常规的角点坐标技术，即用不规则多边形单元网格块的8个顶点的坐标取代常规的矩形网格块中心点坐标，实现网格线沿任意走向的断层线划分，从而合理描述油藏微构造形态及断层[2]。由于各断层上下盘存在10～100m不等的落差，利用沿断层线的节点劈分技术，先劈分后插值，精确刻画断层两侧构造的突变。地质研究表明，受构造运动和沉积的影响，各断层对流体的运移存在不同程度的封堵作用。为反映断层的这种特征，采用方向传导系数描述断层封堵性，并结合动态历史拟合修正其封堵程度。
表1纯西区断层要素表
2.储集层非均质性描述
沙四段上亚段岩性由砂岩、碳酸盐岩和泥（页）岩组成，且10个主力小层均由多种岩性混合组成，这就决定了该区储集层空间上的严重非均质性。另外，由于10个主力砂体沉积岩性组合的不同，导致砂体平面展布的差别，部分砂体的部分井区存在不同程度的尖灭。建模中对储集层非均质性的精细描述体现在：①根据沉积与断裂的年代关系，依据100多口井的井点二次测井解释分层结果，在不考虑断层影响的情况下插值形成孔隙度、渗透率储集层参数场；②各层砂体尖灭线与有效厚度零线之间视是否存在油水井的注入与产出情况区别对待。有则将该区井点周围网格节点激活，否则置死；③根据纵向隔夹层发育状况，利用其垂向传导系数进行描述，同时通过单井开发指标的拟合进行其局部修正。
3.油藏油水系统描述
受断层及岩性的影响，沙四段上亚段油藏油水关系复杂。同一开发单元的不同砂体和同一砂体的不同区块，其油水界面均不相同[1]。根据地质认识，研究区共有23个独立的油水分布系统，为此，模型描述应做到：采用对油藏分区的方法，分别指定各平衡区的压力系数、油层深度、油水界面位置等平衡参数，合理反映流体空间分布状态；运用多油藏整体模拟技术，对纵向10个砂体的23个油藏整体建模，精确模拟油藏、井筒、高低压层间流体的流动，定量描述流体交换。
三、开发历史拟合及认识
纯西区沙四段上亚段油藏生产历史长，油水井工作制度变换频繁。根据断块油藏复杂地质特征及后期开发综合调整要求，本次模拟采用三维三相数值模拟软件，建立100×50×10共50000个节点的网格模型。在该区分层、分区及总地质储量重新核算的基础上，对全区及119口油井的开发指标进行了历史拟合，拟合时间从1965年9月到1998年12月。由区块综合指标拟合结果（图1）可以看出，拟合精度较高，119口井含水量拟合符合率达87%。通过历史拟合过程中动、静资料的综合修改调整，结合拟合后对油、水产出及分布的定量分析，得到如下认识。
图1区块含水量和累积产油变化曲线拟合对比图
1.动态资料的认识
按照物质平衡原理，封闭油藏油水两相流动条件下的物质平衡公式为[3]：
胜利油区勘探开发论文集
式中：Np——累积产油量，104m3；
Wp——累积采水量，104m3；
Wi——累积注水量，104m3；
△P——总压差，MPa；
Co——油压缩系数，1/MPa；
Ct——总压缩系数，1/MPa；
Vp——总孔隙体积，104m3；
Boi——原油初始体积系数；
Bw——水体积系数。
由物质平衡分析可以看出，在物质平衡中累积产油、累积产水和累积注水量起主要作用，而弹性项所占比例很小。实际的动态资料显示，区块累积注水 465.8×104m3，累积产油266.4×104m3，累积产水165.1×104m3，模型按封闭油藏计算目前地层压力比原始压力高近4MPa（区块超注101.5×104m3），与地层总压降为8～9MPa的实际压力相差甚远。通过油井的含水拟合结合实际的水井注水状况，发现纯69断块水体边缘的注水井存在注水漏失，纯2断块的纯2-3及纯35井区也存在注入水漏失。为此，对相关水井进行了注入水量修正（表2）。
2.流体性质的认识[4]
油藏数值模拟软件对流体性质变化的刻画通常只考虑压力的影响，而忽略了注水开发中温度对流体性质的影响。通过纯西区单井的含水拟合结合动态分析发现，实际含水变化曲线与计算曲线具有明显的规律，即区域水淹初期投产的油井其投产初期含水计算偏高，而区域水淹中后期投产的油井其投产初期计算含水偏低，且整个区块含水后期系统偏低。上述现象通过系统调整岩石相渗曲线发现不敏感，而调整油水粘度比则反映明显。这说明该区原油粘度随水淹时间的延长逐渐增大，而模型所用原油粘度为整个开发期的平均值，其高于水淹初期值、低于水淹后期值。该区实际地层温度测试表明，随注水进行，目前地层温度比投产初期下降5～15℃，温度和压力的下降导致原油轻质成分减少，原油密度、粘度增大。如纯36-15井流物化验分析，CH4含量由91.31%下降到77.21%,C4Hn由0.47%上升到3.37%。实际资料与拟合基本一致。
表2水井注水修正情况表
3.断层封闭性的认识
断层的封隔状况是断块油藏描述的重要内容之一，单纯的静态参数或动态参数分析很难准确判断，尤其是部分封闭的断层。通过动、静结合的数值模拟综合模型结合历史拟合，可以较准确地判定断层的封闭性，即：①根据断层两侧实际的油水井注采对应关系曲线，分析油井产水来源；②大幅度调整油井所对应的断层另一侧的水井注水量，进行灵敏度实验；③修改断层方向传导系数，拟合油井含水，确定断层封闭性。
如位于区块边水区34号断层北部的纯69-1井，其对应的注水井为34号断层以南的纯71-4、纯71井。按原始地质模型（34号断层不封闭）计算该井含水量居高不下，实际含水量却很低。大幅度减小纯71-4及纯71井注水量后纯69-1井含水量明显降低，因此判断34号断层封闭。
4.天然能量的认识
油藏西部具有面积较大的边水，准确描述水体能量大小可为开发方案部署及预测奠定可靠的基础。数值模拟研究可通过水体能量大小与生产动态关系试算法确定水体大小。当历史拟合工作结束后，改变边水体积甚至去掉边水再计算，发现水体的存在与否对区块整体压力状况及边部油井的含水影响不大。即使水体存在，30多年的开采水线推进距离不到50m，可见该区边水能量较小，对开发影响很小。
对于数值模拟区这样一个被断层封闭的圈闭，在区块注水开发前完全依靠弹性能量开采，其累积产油量与压降呈线性变化。根据纯2断块及纯69断块的累积采油与压降动态关系曲线（图2）计算两区块弹性产率分别为3.83×104t/MPa和1.45×104t/MPa。观察注水前两曲线形态发现，纯2断块直线末端上弯，纯69断块直线末端下弯，由弹性产率定义式分析认为，弹性开采期纯69断块流体向纯2断块渗流，两断块间断层不完全封闭，从而修改了以往认为两断块间完全封闭的认识。
图2纯2断块、纯69断块累积采油与压降变化关系曲线图
四、油藏开发潜力分析
建立在历史拟合基础上的油藏剩余油分布定量描述是油藏数值模拟研究的重点。纯西区沙四段上亚段油藏储集层非均质严重，没有形成规则的注采井网，加上30多年的开采部分油水井井况老化，因而平面及纵向剩余油分布零散而复杂。为此，从储集层油水运动规律分析入手，由面到点描述剩余油分布特点，寻找油藏开发潜力点。
1.油水动态运移规律
由于平面断层封堵性和储集层非均质性，以及砂层组内纵向各小层间连通部位的影响，生产过程中发生层间及断块间油水的交换，导致采出程度与动用程度的差异。纵向上，在注水开发过程中连通的油层，因重力的分异作用会发生水沉油浮的现象，这是引起流体交换的主要原因；另外，纯一砂层组各小层渗透率高，砂层组内储集层渗透率呈正韵律分布，而纯三砂层组渗透率低，砂层组内储集层渗透率呈复合韵律分布，因而纯一砂层组内的油水交换程度较纯三砂层组小。平面上，复杂的断裂系统及储集层岩性非均质的影响，削弱了油井的注水受效程度；由于注采对应关系的不完善，使得注入的水并没有起到完全驱替原油的作用，而是绕流或窜流至生产井底被产出，导致实际的存水率低，驱替效果差（表3）。
2.剩余油分布规律
纵向及平面油水运移规律分析表明，动用程度差的区域剩余油相对富集，是后期开发的潜力区域；存水率低的区域注水受效程度差，是后期调整的重点区域。综合分析该区剩余油富集区具有以下分布规律。
（1）动用中等或动用较差的剩余油层
首先是因纵向连通油层间的油水交换，导致上部油层采出程度高但动用程度低，剩余油相对丰富，如
表3纯2断块、纯69断块油水运移情况表
（2）动用程度较大油层的平面剩余油滞留区
该类剩余油滞留区可分为以下几种。一是注采系统不完善造成的剩余油区，如纯63-10、纯2-22、纯36-10等井区。二是封闭断层附近的水动力滞留区，如纯63-X8、纯96-3、纯2-X21、纯2-39等井区。三是构造高部位水动力滞留区，如纯71-8井西部区域。四是平面水窜造成的剩余油区，主要表现为两种方式，即高低渗透的渗透带共存区，水沿高渗带窜流或绕流，如纯71-26、纯71-3等井区；平面注水失调，形成注水“通道”，如纯36-1与纯36井区等。
通过以上剩余油分布规律的分析，结合分层剩余含油饱和度、剩余储量丰度的定量指标场，圈定最有利的潜力区，为方案调整指明方向。
五、方案优化调整及预测
影响纯西沙四段上亚段油藏剩余油分布的主要地质因素是油藏构造、断层、岩性，主要开发因素是井网及油水井制度。因此，方案设计从层系挖潜、井网完善、注采平衡调整及油井提液四方面入手，优化最佳开发措施。
1.方案设计思路
常规的数值模拟方案优化设计往往只注重对单因素的评价分析，孤立的讨论每一个因素的影响，然后把各单因素分析的最佳结果组合在一起构成最佳方案。这样忽略了各因素间的相互联系，脱离了实际，操作性差。本次研究采用顺序优化法，按照分步讨论、逐步优化的思想，把上一因素的优化结果方案作为下一因素对比优化的基础，不仅科学实际，而且可操作性强。
2.调整措施研究
（1）基础方案（图3）
图3各预测方案含水量与采出程度对比曲线图
保持现有井网和油水井生产制度不变，定液生产，限定单井最大经济极限含水 98%，计算 12年。结果表明，12年末区块采出程度为23.0%，含水93.5%，压力上升到49.85MPa。基础方案暴露的最大问题是开发井网不完善，对剩余储量控制程度差。
（2）井网调整
针对基础方案的突出问题，结合剩余油分布，进行井网调整，主要措施有：油井开发层系调整，即卡堵合采井的高含水层，对单采或分层系开采的油井依据井点剩余油状况实施补孔上返；老井侧钻，即对目前水淹程度高的高含水井或产能低的井依据井周围剩余油的分布实施侧钻；补充新井，即对油井控制不到的剩余油富集区钻新井。措施共涉及19井次，其中补孔7井次，卡封3井次，老井恢复生产2井次，老井侧钻4井次，新钻井3井次。计算表明，井网调整增加采出程度1.53%，净增油14.89×104t，效果明显；但区块整体注采比偏大，且区域不平衡。
（3）注采平衡
针对井网调整中的注采不平衡矛盾，对区块不同井区进行注采关系调整，主要措施有：油井转注和水井恢复注水；加强欠注井区的注水强度，提高油井产能；减小超注井区的注水量，防止暴性水淹；适当加强区块水体边缘注水井注水量，保持断块的平稳开采。措施共涉及22井次，其中油井转注3井次，水井恢复注水2井次，加强注水15井次，减小注水2井次。经计算表明，注采平衡调整后，区块再次增加采出程度1.62%，含水降低5.65%，净增油15.93×104t。可见，区块注采不平衡矛盾突出，调整潜力大。
（4）油井提液
根据低渗、稀油油藏的特点，结合岩石流体性质分析，当含水超过70%以后，依据相对渗透率曲线测算的无因次采液指数逐渐上升。而区块目前综合含水已至70%，因此数模开展高含水油井提液增油可行性研究。在以上注采平衡的基础上对部分油井提液，主要措施方向有：对注采较完善且注水状况好的区域的高含水油井实施提液；对注水充足区域的中低含水油井视油井产能适当提液，但幅度较小；新钻井、侧钻井及恢复生产的老油井不提液；地质条件差、井况差的油井不提液。措施共涉及油井33口，其中高含水油井22口，中低含水油井11口。提液后保持区块注采比为1.0。计算表明，提液可增加采出程度0.7%，含水提高1.69%，可见区块有一定的提液潜力。
（5）注采比优化
在综合调整的基础上整体提高水井注水量，保持区块注采比为1.1。通过计算表明，加强注水后并没有增加采油量，相反采出程度降低0.65%，含水上升1.85%，开采效果变差。因为加强注水会加剧水的突破，加速油井含水上升。
3.措施效果综合评价
由图3可以看出，在井网调整及注采平衡基础上的油井提液方案开发效果最好。通过方案优化计算，发现目前区块注采关系不平衡的矛盾最突出，调整潜力最大；其次为井网调整，油井提液可在一定程度上提高产油量，提液后的加强注水对区块开发不利。
六、应用效果分析
1.根据剩余油调整老区井网
利用井网调整措施结果，在剩余油富集区的构造高部位及井网控制程度差的区域钻新井、侧钻井、更新老井，投产6口井，平均单井日产油8.6t，初期增油能力51.6t/d，含水49.1%，效果较好。
2.局部完善注采井网、平衡注采关系
对局部井网不完善的区域进行注采调整，新钻注水井一口，转注油井3口（纯63-6、纯71-31、纯69-19），使周围9口油井见效，初期日增油18.6t。加强注水3口，周围对应7口井受效，初期日增油15t。调配水井45井次，见效井15口，其中纯69断块8口，日增油12.4t，纯2断块7口，日增油18.4t。
七、结论
应用精细油藏数值模拟建模技术描述纯西区低渗透复杂断块油藏的断裂系统和储集层非均质分布，通过历史拟合加深了对油藏生产动态、流体性质、断层封闭性、边水能量等多方面的认识，合理反映区块实际地质特征。
通过油水运移定量分析及剩余油分布规律的研究，由点及面地描述了纯化油田西区沙四段上亚段低渗透断块油藏的开发调整潜力方向。
措施调整综合研究表明，目前区块注采关系不平衡的矛盾最突出，调整潜力最大；其次为井网调整，油井提液可在一定程度上提高产油量，提液后的加强注水对区块后期开发不利。
主要参考文献
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[3]苏云行，艾广平等.杏树岗油田杏四－六面积西块油藏模拟研究.大庆石油地质与开发，19,18(4）:28～32.
[4]陈永生着.油藏流场.北京：石油工业出版社，1998.
Ⅱ 关于中深层低渗透油藏国内外研究现状
低渗透油藏渗流规律及其开发对策研究现状
摘要:低渗透油藏是我国石油工业可持续发展的重要物质基础，其渗流规律和合理开发策略日益成为油气田开发研究的热点。论文对目前低渗透油藏的渗流规律及其开发对策研究现状进行了调研。调研结果表明低渗透油藏渗流不满足经典达西流动规律，而是存在启动压力。国内外学者对引起启动压力的因素及其渗流特点进行了较多的实验和理论研究。此外，人们还针对低渗透油藏的渗流特征，从注水时机的选择，合理井距的确定，压裂开发技术的选择，气驱技术的选择等方面研究了低渗透油藏的开发对策。这些研究成果为高效合理开发低渗透油藏提供了可靠的理论依据。
关键词:低渗透油藏;渗流规律;开发对策;研究现状
作者简介:徐沽，女(1985斗，在读硕士研究生，主要从事油气藏开发方面的研究工作。
随着我国石油工业的发展，东部油田相继进入高含水期，要保持石油稳产、高产需要开发新的油田。目前新探明的石油储量中，低渗透油田占有很大的比例。据初步统计，我国新探明的石油地质储量中，低渗透油田储量约占三分之二。近年来新探明的石油地质储量中，低渗透油田所占的比例又有所增加。可见低渗透油藏是我国今后相当长一段时间内增储上产的主要资源基础。
目前世界上对低渗透油田并无统一固定的标准和界限，只是一个相对的概念。不同的国家根据不同的时期石油资源状况和技术经济条件而制定，变化范围较大。根据实际生产特征，按照油层的平均渗透率可以把低渗透油田分为三类I叫:第一类储层渗透率为1O-50x10讪m ，为一般低渗透油田。此类储层的特点接近于正常储层。地层条件下含水饱和度为25 %-50 %，这类储层一般具有工业性自然产能，但在钻井和完井中极易造成污染，需采取相应的储层保护措施。第二类储层渗透率为l- lOx 1O-3J..Lm ，为特低渗透油田。此类储层含水饱和度变化较大，部分为低电阻油层，测井解释难度较大。这类储层自然产能一般达不到工业性标准，需压裂投产。第三类储层渗透率0.1-1x lO-3j.Lm ，它属致密低渗透储层，为超低渗透油田。由于孔隙半径很小，因而油
气很难进入。这类储层已接近有效储层的下限，几乎没有自然产能，需进行大型压裂改造方能投产。
1 低渗透油藏渗流规律研究现状
1.1 国外低渗透油藏海流规律研究概况
对于单相流体低速非达西渗流问题，在1924 年，前苏联学者H. J. 1 布兹列夫斯基就对低渗透油田的渗流问题进行了研究。并提出在某些情况下，只有当外加压力梯度超过某一起始压力梯度时液体才开始流动。在石油渗流的研究中，特列宾首次提出了石油渗流不符合达西流。实验结果也表明，低渗透介质中的渗流不符合达西定律。Von Engelhardt 和Tuun( 1955) ,Hansbo( 1960 ) , Miller 和Low ( 1963) ， Mitchell 和Younger(1967) , Wang 和四auvin( 1999) ，都曾发现低渗透介质中的非达西现象[4]。这些现象包括随着压力梯度的变化渗透率发生明显的变化(即流速与压力梯度不呈线性比例关系)和"启动压力梯度"(低于启动压力梯度渗流不会发生) 。由于缺少一致的实验资料，研究都是建立在一定的假设基础上的。库萨柯夫( 1940) 、特列宾(1945 )、列尔托夫( 1965) 、奥尔芬(1963)通过不同的实验发现[叫:含表面活性物质的原油渗过很细的沙时，渗透率急剧降低，渗流速度与压差不成比例变化。当流体的压力的模Igradpkλ8( 起始压力梯度)时，流体不流动。他们分段(lgradpl~À8 , lgradpl<À8 )给出了运动方程。Irmay( 1986 )也发现流体通过细粒粘土时，当水力梯度的模小于一个值之前不发生流动，并给出了达西定律变化形式。
1.2 圈内低渗透油藏渗流规律研究概况
国内，郑祥克，陶永建，门承全等IBl，在Wiggins 等人针对达西流的工作基础上，推导出含启动压力梯度的低速非达西渗流的产能方程，为解析流人动态关系(IPR) 曲线方法在低渗、特低渗透油藏中的应用提供了理论依据。并且根据建立的产能方程分析了实际油田特低渗透储层的生产动态特征，应用结果表明，该方法所得结果比试井分析以及岩心实验结果能够更好地预测特低渗透储集层的产能，且结果可满足工程分析的精度要求;谷建伟，毛振强[9J为解决低渗透油田生产参数变化与中、高渗透油田不同的问题，在考虑低渗透油藏存在启动压力、毛管力、重力等因素情况下，推导了低渗透油田油水两相渗流时生产参数含水率、无因次采油指数、无因次采液指数的变化形式，并具体分析了三种因素对生产参数的影响，结果表明，毛管力和启动压力的存在使得含水率增加，重力对含水率的影响与地层倾角有关，并且两者的存在增加了无因次采液指数，对元因次采油指数无影响;吕成远，王建，孙志刚[IOJ通过实验测定了三个不同渗透率级别的低渗透砂岩油藏岩，心样品的非达西渗流曲线，采用"毛细管平衡法"与传统的"压差一流量法"相结合，保证了非达西渗流曲线的完整性。在每块实验样品的平均渗流速度与单位粘度的驱替压力梯度的关系坐标中，利用一次函数拟合实验数据点，通过一次函数曲线切线的斜率和截距的变化来描述低速非达西渗流中岩心渗透率和启动压力梯度的变化，探讨了启动压力梯度与空气渗透率、流体粘度、驱替压力梯度的关系以及低速非达西渗流段的渗透率变化与空气渗透率和单位粘度的驱替压力梯度的关系，并回归得到了经验公式;黄爽英，陈祖华，刘京军等[11]针对低渗透砂岩油藏存在启动压力梯度的特点，以具有启动压力梯度的渗流公式为基础，求出地层稳定生产时径向流产量公式及压力分布公式，用物质平衡法求解出低渗透油田注水见效时间与注采井距的关系。结果表明低渗透油田压力波传播时间与压力梯度关系密切，注水见效时间与启动压力梯度成正比，与井距的立方成正比。该方法用于宝中区块合理井距。第7 期徐洁等低渗透油藏渗流规律及其开发对策研究现状9的确定，方案实施后，实际注水见效时间与计算值相符。吴景春，袁，贾振岐等(12)选取渗透率在0-50x10-3J.Lffi 天然岩心和人造岩心进行了室内渗流实验。通过实验研究了低渗透油藏启动压差的形成机理及变化规律、非达西流动的产生条件及其渗流规律，并建立起三类流体非线性渗流时的流动方程;邓英尔，刘慈群(131根据低渗透介质非线性渗流运动规律三参数连续函数模型，用质量守恒定律及椭圆渗流的概念，建立了低渗透介质中两相流体椭圆非线性渗流数学模型，运用有限差分方法和外推方法求得了模型的解，导出了两相流体椭圆非线性渗流条件下油井见水前后开发指标的计算公式，并进行了实例分析。结果表明:非线性渗流对含水饱和度分布影响较大;非线性渗流使得水驱油推进速度比线性渗流的快，使油井见水时间提前，使得石油开发指标变差;非线性渗流使得同一时刻的压差比线性渗流的大，使石油开发难度加大。这为低渗油藏垂直裂缝井开发工程提供了科学依据;贾振岐，王延峰，付俊林等(14认为流体在低渗低速下渗流时，具有一定的弹塑性。实验证明，这种特性与介质和流体的种类和性质有关。低渗透油藏的孔隙越小、喉道越窄，孔喉比就越大，因此具有很大的比表面能和自由能。而固、液表面的分子作用力越强，则启动压力就越高。在注水开发过程中，相界面的变化引发了多种物理过程和化学反应，进而引起流体的非达西渗流特征。程时清，张盛综，黄延章等问研究了低渗透油藏低速非达西径向渗流的动边界问题，给出了高精度的积分解，分析了启动压力梯度对压力分布的影响，发现启动压力梯度越大，井底附近压力下降越快，外边界传播越慢;周涌'忻，彭仕必，李阳等问认为流体渗流的非线性和流态的多变性是复杂介质储层中的主要特征。根据实验渗流曲
线的非线性特征，并结合微分原理，提出了一种广义的渗流描述法。该方法不但可以描述流体渗流的非线性，而且还能方便地确定出流体在任一流速或者任一压力梯度下的渗流方程，从而可以有效地描述渗流过程中流体流态的多变性;薛芸，石京平，贺承相[1η根据表面与胶体化学近代原理和有关实验资料，将低速非达西流动归咎于测试系统受污染而引起的实验误差、流动边界层性质异常或水膜等均难以成立。他们认为，液体在干岩样中的低速非达西流动可能与多孔介质中胶体颗粒进入孔隙流体引起的塑性流动有关，气体在含水岩样中的低速非达西流动可能与相渗透率滞后导致的水在岩样中的重新分布有关。黄延章(18)通过对大量实验资料的分析，总结给出了低渗油层中油水渗流的基本特征:( 1 )当压力梯度在比较低的范围时，渗流曲线呈下凹型非达西渗流曲线;(2) 当压力梯度较大时，渗流速度呈直线增加，直线段的延伸与压力梯度轴的交点不经过坐标原点，该点称为平均启动压力梯度; (3)渗流特征与渗透率和流体性质有关，渗透率越低或原油粘度越大，下凹型非达西曲线段延伸越长，启动压力梯度愈大。2 低渗透油藏开发对策研究现状
2.1 国外低渗透油藏开发对策研究概况国外低渗透油藏开发时间长，从美国1871 年发现着名的勃莱德福油田起，已有100 多年的历史了。国外认为，低渗透油田尤其是高压低渗透油田初期压力高、天然能量充足，最好首先选用自然能量开采，尽量延长无水和低含水开采期，他们一般都先利用弹性能量和溶解气驱能量开采，但是油层产能递减快，一次采收率低，只能达到8 %-15 %。进人低产期时再转人注水开发，采用注水保持能量后，二次采收率可提高到25 %-30 %。
经过对美国、原苏联、加拿大及澳大利亚(19)等20多个低渗透砂岩油田的调研发现，天然能量以溶解气驱为主，其次为边水驱和弹'性驱。含水饱和度最高为55 %，最低为8 %，平均为22.7 %，一次采收率最高为30 %(美国的快乐泉弗朗梯尔"A"油藏) ，最低为6.5 %(加拿大帕宾那油田) ，平均为15.8 %。二次采收率最高为31 %(苏联的多林纳维果德油藏) ，最低为1.5 %(美国的斯普拉柏雷油田)。平均为25.39 %。据对国外油田的统计，大部分是优先利用天然能量开采，只有极
少数油田投产即注水。注气也成为许多低渗透油田二次和三次开采方法，如西西伯利亚低渗透油田，采用注轻短馆分段塞、干气段塞和气水混合物达到混相驱，驱油效率比水驱提高13 %-26 %，取得了令人鼓舞的效果。斯普拉柏雷油田从1995 年起着手进行注CO2 开发可行性研究， 1997 年底已完成室内研究，随即进行矿场试验，第一年采油速度达6% 。根据国内外不同规模矿场实际，见到一定效果的三次采油方法有:混相侄驱油法、二氧化碳驱油法、水气交注、水气混注和周期注气等。据俄罗斯《石油业》2000 年报道，注气和水气混合驱油开采低渗透储层是比较有前景的。他们利用自动评价系统，对低渗透油藏的层系进行评价分析，建议对低渗透油藏进行注二氧。
化碳、注气态;怪、周期注蒸汽驱油、热水等开发方法。国外大量研究和实践证明，当前低渗透油田开发中，广泛应用并取得明显经济效益的主要技术，仍然是注水保持油藏能量、压裂改造油层和注气等技术，储层地质研究和保护油层措施是油田开发过程中的关键技术。
2.2 国内低渗透油藏开发对策研究概况
注水时机的研究:我国低渗透油田一般天然能量小，弹性采收率和溶解气驱采收率也非常低，所以需要采用早期注水、保持地层压力的开发方式，才能获得较高的开采速度和最终采收率。但对于弹性能较大和异常高压油田，可适当推迟注水时间，尽量增加无水采油量，以改善油田总的开发效果。我国低渗透油田研究表明:随着上覆压力的上升，渗透率和孔隙度呈下降趋势，而且其变化过程是一个不可逆过程。因此，低渗透油田必须早注水，以保持较高的低层压力，防止油层孔隙度和渗透率大幅度下降，保持良好的渗流条件。合理井距研究:目前低渗透油田普遍存在着注水井注不进水，形成高压区;采油井降为低压区，采不出油，油田生产形势被动，甚至走向瘫痪。解决这一矛盾的重点是适当缩小井距，合理增大井网密度。只有这样，才能建立起有效的驱动体系，使油井见到注水效果，保持产量稳定和提高采收率。合理注人压力研究:低渗透油田一般采用高压注水。但随着注水压力的不断提高， 地层压力水平也不断上升。这对低渗透油田的开发造成了一定程度的危害。如何保持合理的注人压力，是低渗透油田需要深入研究的问题。矿场试验和研究表明:对于一般低渗透油田为了恢复地层压力，提高油井产量和改善油田开发效果，注水压力可以适当提高，可以在油层微破裂情况下注水，但注人压力不能高于能够诱发套管变形或错断
的临界压力。而对于裂缝性低渗透油田则要特别注意，要严格控制注水压力不能超过地层裂缝张开和延伸压力，以防止大量产生套管损坏和油井暴性水淹等严重问题。
气驱技术的研究:C02 71昆相驱、短类气体混相驱及氮气驱是提高低渗透油藏采收率的有效手段，采收率可以提高10 %-25lJ毛l观[21J。针对目前低渗透油田采收率较低的状况，应积极开展海相驱提高采收率的研究和现场试验。( 1 )注人怪类混相驱:在高压下，使注人的天然气与油层的油发生混相，形成混相带，随着注人压力的提高，混相前缘不断向前驱扫，从而把油采出来。实践证实该方法提高采收率效果良好; (2) 注CO2 : 高压下将CO2 注人油层榕解于原油中，使原油粘度降低、体积膨胀、流动性变好，如果形成混相或局部混相带，则可降低界面张力，大幅度提高原油采收率; (3)注氮气:注N2 开发由于其独特的优越性，自20 世纪70 年代中期以来，得到了迅速发展。实践证明，埋藏深的低渗透油藏最适宜注N2。在国内，注N2 开发起步较晚，于
1994 年后，华北的雁领油田和江汉油田都进行了现场试验，取得明显的开发效果。压裂开发技术研究:低渗透油藏自然产能较低，一般达不到工业油流标准，必须进行压裂改造才能进行有效的工业开发，因而，压裂开发技术是低渗透油田开发的关键技术。目前"整体压裂"优化设计技术[22J是世界近期水力压裂工艺的一个重要发展，它已不是一般单井增产增注方法。而是油田总体开发方案中的一个重要组成部分。目前针对低渗透油藏的压裂工艺技术有:限流法完井压裂工艺技术、投球法多层压裂工艺技术、封隔器多层分层压裂工艺技术、COz 压裂工艺技术、高能气体压裂、复合压裂工艺技术等。
3 存在的主要问题
如前所说，低渗透渗流机理和开发技术研究已经受到国内外学者的重视，并取得了许多成果。但由于低渗透油田的开发是一项涉及面很广、技术性很深的复杂庞大的系统工程。还有许许多多的方面需要我们去探索。
主要存在的问题还有: ( 1 )低渗透油藏的注水水质对开发效果的影响，包括注人水中的水质对低渗透油藏注入压力、地层伤害、产能和井网部署的影响;(2)低渗透油藏注水压力过高，易造成套管变形等危害;(3)低渗透油田自然产能低，往往通过压裂改造，才能具有工业开采价值， 需要研究适合低渗透油田的压裂工艺技术; (4)低渗透油田原油日产量较低，用常规开采方式开采，操作成本高，经济效益差，使得这些油田难以经济有效动用; (5) 低渗透油藏的渗流存在一个启动
压力。
Ⅲ 低渗透油藏概念及划分
国际石油界用“毫达西”(mD) 作为反映油气渗透率的基本单位，“毫达西”数值越低，油气的渗透率就越低。我国通常把渗透率小于50×10-3μm2的油藏称为低渗透油藏，把渗透率小于10×10-3μm2的气藏称为低渗透气藏。如表1.1 所示，此为我国低渗透油气藏的传统划分标准。
表1.1 我国低渗透油气藏传统划分标准
不同的国家在不同的时期对低渗透油藏的划分标准不尽相同。比如，在1993年，俄罗斯把渗透率为(50～100)×10-3μm2的油藏定为低渗透油藏，美国把渗透率小于10×10-3μm2的油藏定为低渗透油藏，而中国则把小于50×10-3μm2的渗透率为低渗透油藏，在此基础上又细分出了低渗油藏、特低渗油藏、超低渗油藏。
不同国家之间之所以出现不同的划分标准，其原因在于低渗透油藏的划分与该国的国民经济发展水平、低渗透油藏的开发技术以及资源量有关。
我国经济经过几十年的发展，各行业对原油的需求逐渐增加，而且拥有了对一般低渗透((10～50)×10-3μm2)油藏开发的比较成熟的技术，因此，对低渗透油气藏重新进行了划分，其标准见表1.2。
新标准划分的意义是将一大批过去认为是低品质的储量转化为了可动用储量。如长庆油田，2003年，以渗透率0.5×10-3μm2为下限，计算出鄂尔多斯盆地石油远景资源量为85.88×108t；如果以渗透率0.3×10-3μm2为下限，则石油远景资源量可能是120×108t。技术进步、油价上涨都可以使低渗透油气藏开发的储层下限下移。
表1.2 我国低渗透油气藏的划分新标准
Ⅳ 特低渗透油藏开发方案优化研究——以大古、樊块为例
赵红雨邓宏伟邱国清 参加工作的还有蒋龙，张可宝，王铭宝，周燕，孙玉红，程育红等，
摘要大王庄油田大古67块和大芦湖油田樊124块属特低渗透油藏，平均渗透率为5×10-3～8.8×10-3μm2，油藏埋深3100～3250m，且储集空间较为复杂，有溶孔和微裂缝存在，开发难度大。本文从低渗透油田的油藏特点和开采规律着手，具体分析了这两个区块的开采动态，开展了注水必要性和可行性评价，在此基础上对影响开发效果的井网、井距、转注时机及注采比进行优化研究，确定出各区块的推荐方案，预计当年可建产能9.2×104t。
关键词特低渗透油藏储集空间微裂缝评价优化推荐方案
一、引言
胜利油区低渗透油田已累积探明石油地质储量5.8×108t，占总探明储量的12.6%，其中已动用33个区块，动用储量3.6×108t，占探明储量62.1%。已动用的低渗透油田大部分埋藏较深，在2800m以下，且以构造、岩性油藏为主。空气渗透率一般小于20×10-3μm2，储量丰度一般小于100×104t/km2，但原油性质普遍较好。地层原油粘度为0.5～6mPa.s，凝固点26～53℃。油藏具有吸渗驱油的微观机理，流体渗流不遵循达西定律。油井自然产能较低，一般需要压裂或其他改造措施，才能获得较高产能。油井见水后，无因次采液（油）指数随含水上升降低的幅度大，提液困难，注采井间难以建立一定的驱替压力梯度。大古67块和樊124块属特低渗透油藏，1994年后陆续采用常规或压裂方法试采11口井，到1999年9月，平均单井日产油能力12.3t，累积产油2.9370×104t，地层压力下降快、产液产油量递减率大。为提高油田开发效果，2000年合理编制了两区块油藏开发方案，开展了注水可行性、井网、井距、注水时机和注采的设计与优化研究工作。
二、地质特征
大王庄油田大古67块位于车镇凹陷大王庄鼻状构造带大一断层上升盘中段，北以大一断层为界与大王北油田相接，南以大古2块与大古82井区相连，是一个四面为断层封闭的断块油藏。樊124块位于济阳坳陷东营凹陷西南部的金家－樊家鼻状构造带西翼，大芦湖油田的西南部，西邻高青油田。
大古67块主力含油层系为二叠系上石盒子组万山段，自下而上共分三个砂层组，总有效厚度为33.1m。在构造腰部附近有效厚度相对较大，达40m以上，向南北两侧逐渐变薄。大古67块万山段地层属河流相沉积，储集层岩性以中、细砂岩为主，储集空间主要以粒间孔为主。平均孔隙度13.4%，平均渗透率8.8×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层，且储集层层间、层内非均质性较严重。油藏类型为层状断块油藏，块圈定含油面积3.3km2，石油地质储量396×104t，储量丰度120×104t/km2，为深层、中丰度储量。
樊124块主要含油层系为沙三下亚段。砂体西北厚度大，并呈条带状或朵状向东南减薄直至尖灭。樊124块沙三下储集层为湖泊三角洲沉积，储集层岩性为粉、细砂岩，储集空间为残留粒间孔、溶蚀孔、微孔隙。平均孔隙度14.1%，平均渗透率5.0×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层。油藏类型属具有边水的构造－岩性油藏。块圈定含油面积3.5km2，石油地质储量202×104t，储量丰度58×104t/km2，属深层、低丰度储量。
三、开采动态和注水可行性研究
1.开采动态分析
目前两油藏都经历了试油试采阶段，在试油试采过程中有以下特点。
大古67块和樊124块试油井均见油，但一般都需压裂投产才能获得较高产能。随着开采时间的延长，由于能量补充不及时，各井日产油能力下降较快，特别是压裂井下降速度更快。分析试采时间较长的8口井的递减情况，常规井月递减率为5.1%，而压裂井月递减率则高达13.2%。
2.注水可行性研究
（1）油层条件有利于注水
两区块油藏属弱、弱－中等水敏性油层，注入标准盐水，渗透率比值几乎无影响；注入蒸馏水，渗透率比值下降6.4%～30%左右。樊124块油层属非速敏，大古67块油层中等速敏，但临界流速高达2.82m/d，测算在此临界流速下，当日注水量为90m3，注水生产压差6.9MPa时，对储集层的伤害半径仅为50cm。根据低渗透油田启动压力与渗透率变化关系的经验公式，计算得到两油藏注水启动压力分别为13MPa和17MPa，要求注水泵压在30MPa左右，不超过目前注水工艺设备能力。
（2）同类型油田类比
目前两区块均无试注水资料，但与国内几个主要的低渗透油田（马西深层、牛25-C砂体和大芦湖油田）的油藏地质条件类比，两区块的油藏埋藏深度，有效厚度处于几个油藏的中间，只有孔隙度、渗透率参数略低，而这三个油藏预测的水驱采收率都在18%以上，因此在这两个油藏实施注水开发也是可行的。
四、开发方案优化研究
1.开发方案设计
1）设计原则
特低渗透率油田的渗流机理和开采规律，决定了影响其开发效果的因素较多，本次开发方案只针对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数进行优化，故制定了以下设计原则。
（1）考虑国内几个低渗透油田开发经验
马西深层、牛25-C砂体、大芦湖油田等是目前国内开发较为成功的低渗透油田，故在方案设计时充分考虑其初期布井方式的选择、转注时机的确定，以及开发后期注采井网的调整等。
（2）立足于早期注水开发
两区块地饱压差大（18.27～20.16MPa），利用地层能量开采的余地较大，但弹性产率低。另据琼斯实验室试验结果表明，随着地层压力下降，裂缝逐渐闭合，从而降低流体的渗流能力，动态上则表现为产量迅速下降。因此要使油藏有较高的采油速度和单井产量，必须早期注水以保持较高的油层压力。
（3）考虑油藏的地层最大主应力方向
低、特低渗透油田一般都需压裂投产，压裂后容易在地层最大主应力方向上产生裂缝，若注采井与地层主应力方向一致，不可避免会造成采油井暴性水淹，因此注采井应与主应力方向保持一定夹角。由地层倾角测井和地应力测试结果，大古67块地层最大主应力方向为N67.5°E、樊124块为N78°E。
（4）单井须有一定的有效厚度，并至少钻遇1～2个主力层
根据油藏地质特征和试油、试采特点，大古67块选择有效厚度大于10m的范围内布井，樊124块在有效厚度大于5m的范围内布井。
2）设计步骤
为更科学优化开发方案，依据上述原则，对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数逐级进行设计，即先设计井网方案，其次为井距、转注时机方案，最后是注采比方案，上一级参数方案优化结果可直接运用到下一级参数的方案优化中。
2.开发方案优化研究
在油藏地质研究的基础上，利用VIP数模软件建立了全油藏地质模型，并划分网格，网格模型X方向与地层最大主应力方向平行，利用数值模拟方法，结合油藏工程分析，对每一项参数进行了优化研究。预测结果至2019年，预测时间为20年。
1）井网优化研究
根据国内外低渗透率油田成功的开发经验，此类油田一般采用面积注水方式较为适宜，有利于强化注水，增加注水波及体积，提高水驱采收率。为此，设计并优化了五点法、反九点法、排状三种面积注水井网，共19个方案。
（1）全部采用直井
数值模拟对大古67块优化计算了8个对比直井井网方案（表1），计算结果反映出以下特点。
反九点法井网初期采油量高，但含水上升快，采出程度低。采用反九点法井网的1-1方案，采油井数多达16口，注采井数比为1∶5，因此初期产能相对较高，同时为保持压力平衡和维持较高的采油速度，则注水井注水强度相应地有所增大。但该井网有一部分角井位于水驱主流线上，即注采井与地层主应力方向平行，在较高的注水强度和采油井都压裂投产的前提下，使得这部分角井过早水淹，产能下降，含水迅速上升。该方案采出程度仅为22.5%，比其他方案低2～4个百分点，开发效果差。即使将这部分角井转成注水井的1-2方案，开发效果也未得到明显改善，采出程度只提高了0.2%。
表1大古67块井网方案数值模拟计算对比表
排状井网采出程度增幅不大 排状井网注采井数比为1∶1，为维持压力平衡，则注水井注水强度有所降低，减小了高速注水条件下采油井暴性水淹的可能性；同时位于地层主应力方向上的注采井距较大，延缓了采油井见水时间，因此其开采效果优于反九点法井网，但采出程度提高幅度不大。3个方案平均采出程度为25.3%，只比反九点法井网高3%左右。
注水井排平行地层主应力方向的五点法井网开发指标最好 方案1-3采用五点法井网，与排状井网一样，注采井数比为1:1，注水井注水强度不大，而与排状井网不同的是该方案注水井排平行于地层主应力，即在人工压裂裂缝方位上只有注水井或采油井，这就避免了采油井暴性水淹，从而延迟采油井见水时间，扩大注水波及体积，明显改善开发效果。采出程度比反九点法和排状井网分别高出5%和2%，且该方案新钻井数少于其他方案，经济效益也最高。因此，大古67块直井井网方案应采用五点法井网。
樊124块优化计算了7个对比直井井网方案，方案优化结果与大古67块类似，也应采用五点法井网。
（2）水平井与直井组合
表2樊124块水平井数值模拟计算对比表
为了应用新技术提高低渗透油藏的开发效果，樊124块在五点法直井井网方案基础上设计了4种水平井与直井组合的井网方案，并进行了优化计算（表2）。
从数值模拟计算结果看，由于水平井动用层位少，用一口水平井代替两口直井的方案1-16和方案1-17指标比全部采用直井的方案1-9差，方案1-18和方案1-19虽比方案1-9多采油2.7×10-3t，但须多钻一口水平井，同时累积注水和累积产水量都大于直井方案，因此在经济效益上利用水平井开发樊124块油藏是不适宜的。而且目前胜利油田利用水平井开发低渗透油藏处于探索阶段，采用水平井开采风险较大，故方案设计不采用水平井。
2）井距优化
低渗透油藏储集层存在非线性渗流特征，注水驱油时，存在注水启动压差，再加上储集层本身就存在较大的渗流阻力，导致注采井间压力消耗较大，因此注采井距不宜过大。然而为了提高油井产量，生产井均为压裂投产，通过压裂又可适当增大井距。
（1）经济合理的井网密度和井距的测算
根据胜利油田砂岩油藏的经济合理井网密度经验公式，结合两油藏各自的地质特点，在目前油价下，计算出大古67块、樊124块经济合理的井网密度分别为9口/km2和8口/km2。大古67块有效厚度大于10m（方案布井区）的含油面积为2.7km2，则该块经济合理的井数是24～25口，折算五点法和九点法井网的合理井距为300m。樊124块有效厚度大于5m（方案布井区）的含油面积为2.1km2，则该块经济合理的井数是16～17口，折算出五点法和九点法井网的合理井距为350m（已投产井的完钻井距也在350m左右）。
（2）井距优化计算
在五点法直井井网和测算的经济合理井距基础上，对两区块分别优化计算了三种不同的井距方案（大古67块为250m、300m、350m，樊124块为300m、350m、400m）。在不同井距下开发周期为20年，方案采出程度最高的井距都为各区块的经济合理井距，即大古67块300m、樊124块350m，采出程度比其他两个井距方案高1～1.5个百分点，而且此井距在整个开发阶段含水都略低于其他井距方案，经济效益好。由此认为最优井距大古67块为300m，樊124块为350m。
3）注水时机优化
根据设计原则，两油藏都须早期注水且保持较高的油层压力，考虑油藏目前的压力水平和现场及地面工程建设所需时间，对比了五种不同压降下的注水方案（表3），其压力水平均在饱和压力以上，压降为4～15MPa。
从数值模拟指标看，转注越早，采出程度越高。随着转注时压降的增加，采出程度呈下降趋势，特别是压降大于10MPa后，采出程度下降幅度更大。其原因主要是油藏低压力水平开采，导致油井供液不足。由此说明，油藏应在较高的压力条件下转注。但转注越早，注水量越多，在多采油的同时，采水量相应增加，含水上升速度加快。对比含水变化曲线（图1），当含水相同时，压降为7～10MPa转注的方案采油量相对较多，最终采收率高，经济效益较优。因此，方案选择油藏压降达到7～10MPa时转入注水开发，预计约在整体投产半年后。
4）注采比优化
选取合适的注采比对于油田注采平衡、实现高产稳产至关重要。为此，主要从恢复、保持地层能量出发，在两个区块分别设计并优化了五种不同注采比的开发方案（表4）。计算结果显示，在相同的井网形式和转注压力条件下，注采比越大，累积产油量越多，采出程度越高，当注采比由0.8提高到1.3时，采出程度提高 1～2倍。但注采比超过1.0后，采出程度增加幅度变缓，说明提高注水量在增加采油量的同时，主要是增加了采水量，而在相同含水期内，注采比为1.0的方案累积产油量多，且最终采收率高，经济效益好。故最佳的注采比为1.0，即油层压力保持在转注压力水平上的开发。
表3注水时机方案数值模拟计算对比表
图1大古67块不同注水时机含水量与累积产油量关系曲线图
5）开发方案推荐
大古67块推荐注水方案采用五点法井网，注采井距300m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至18～21MPa，注采比保持在1.0左右；樊124块推荐注水方案采用五点法，注采井距350m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至21～24MPa，注采比保持在1.0左右。
3.产能的确定
（1）比采油指数、采油指数的确定
表4不同注采比方案数值模拟计算对比表
大古67块仅有大671井压裂后取得初期采油指数资料，该井射开有效厚度9.0m，投产半年多时间测得3个流压值，分别为22.3MPa、13.7MPa、7.13MPa，所对应的日产油量为22.5t、7.1、2.0t，计算出平均比采油指数为0.162t/(d·m·MPa）。樊124块计算了樊124-1井、樊125井两口井初期压裂后的比采油指数，樊124-1井为0.15t/(d·m·MPa），樊125井为0.17t/(d·m·MPa），平均的比采油指数为0.16t/(d·m·MPa）。分析认为，这些计算值能够反映采油井初期的开采水平，考虑全面开发对产量的影响，故初期比采油指数两区块都取0.15t/(d·m·MPa）。若单井平均射开有效厚度大古67块按15m、樊124块按10m计算，则初期平均采油指数大古67块为2.25t/(d·m·MPa），樊124块为1.5t/(d·m·MPa）。
（2）无因次采油指数随含水量的变化
由相渗曲线计算的无因次采油指数随含水变化曲线可知，见水后无因次采油指数随着含水量上升逐步下降。在含水量30%以前，大古67块含水量每上升1%，无因次采油指数下降1%；樊124块含水量每上升1%，无因次采油指数下降1.1%。
（3）产能的确定
根据初期的采油指数、无因次采油指数随含水量的变化规律以及油井所对应的生产压差，并结合数值模拟预测结果，确定出大古67块第一年单井平均日产油能力为13t，樊124块第一年单井平均日产油能力为14t。则第一年大古67块可建成年生产能力5.3×104t，樊124块可建成年生产能力3.9×104t，共建产能9.2×104t。
五、结论
大古67块和樊124块这两个特低渗透油藏应立足于注水开发，且注水开发是可行的。
两油藏注水开发方案采用注水井排平行于地层最大主应力方向的五点法井网，合理的注采井距为300～350m，最佳转注时机为地层压力下降7～10MPa，注采比保持1.0。
确定特低渗透油藏产能时必须综合考虑开发动态、油藏工程测算和数值模拟的结果，两油藏第一年可建产能9.2×104t。
主要参考文献
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[3]朱义吾.马岭层状低渗透砂岩油藏.北京：石油工业出版社，1997.
[4]范乃福.胜利油区低渗透油田的开发与认识.1993.
Ⅳ 腰英台低渗油藏CO<sub>2</sub>驱替特征及优化开采研究
王 锐 吕成远 伦增珉 赵志峰 王海涛
（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）
摘 要 腰英台油田是低孔、低渗透油藏，原油含蜡量较高，CO2驱很难达到真正混相。通过该油田长岩心CO2驱替实验，明确了低渗透油藏CO2驱过程中的注采参数变化规律。CO2的注入压力变化较大，呈现出先升后降的趋势，CO2驱属于混相、近混相和非混相的交替变化过程。基于CO2驱提高采收率机理，修正了经典的毛管数理论。结合CO2溶解前后流体高温高压物性实验和不同条件下的长岩心驱替实验，运用该理论评价并优化了腰英台油田低渗透油藏CO2驱的注采参数，确定了该油田CO2驱的临界毛管数区域，并得到了该油田最佳的注入速度和油藏平均压力。
关键词 低渗透 CO2驱 驱替特征 混相 临界毛管数
Study on CO2 Displacement Characteristics and OptimizationMethod for Yaoyingtai Low Permeability Reservoirs
WNAG Rui，LV Chengyuan，LUN Zengmin，ZHAO Zhifeng，WANG Haitao（SINOPEC Exploration ＆ Proction Research Institute，Beijing 100083，China）
Abstract Yaoyingtai Oilfield has low porosity and low permeability，wax content is high in crude oil，and miscibility is hard to achieve in CO2 flooding.The characteristics of injection-proction parameters were tested through CO2 flooding in long low permeability cores.The results show that the injection pressure of CO2 increases at first and then decreases.CO2 flooding is an alternative process among miscible flooding，near miscible flooding and immiscible flooding.Based on the mechanisms of CO2 flooding，the classical capillary number was revised.Moreover，the theory was applied to evaluate the injection-proction parameters of CO2 flooding in Yangyingtai low permeability reservoirs combining PVT parameters before and after CO2 dissolving into crude oil.Eventually，the critical capillary number of CO2 flooding was determined to design optimum injection rate and reservoirs average pressure.
Key words low permeability reservoirs；CO2 flooding；displacement characteristics；miscibility；critical capillary number
大多数气驱过程均被划分为非混相驱和混相驱。非混相过程中，注入气通过与油藏流体的相互作用，使得原油黏度降低、体积膨胀，驱替相与被驱替相的流度比改善，界面张力降低，从而增大了毛管数，降低了残余油饱和度，提高了原油采收率。在混相驱中，注入气与原油间的界面张力为零，毛管数增至无穷大，驱替相与被驱替相间形成混相，驱替效果达到最佳。当地层压力大于最小混相压力时为混相驱，小于最小混相压力时为非混相驱［1］。
气驱过程中是否必须达到混相或非混相的程度或近混相一直是争论的焦点。1986年，Zick首次提出了近混相的概念，并在Shyeh-Yung的长细管实验中得到了验证，即在最小混相压力以下时，CO2驱采收率不会急剧降低［2，3］。Christensen观察到多次接触混相过程中很难区分混相和非混相过程。这就导致实际驱替过程中存在着诸多不确定性，实际油藏中的诸多因素引起的注入性损失或压力保持失败均会导致混相和非混相过程存在波动［4］。Rogers和Grigg认为毛管数中界面张力是最敏感、最容易改变的参数，因此混相驱中降低界面张力是成本相对较低的措施。但是，非混相、近混相、混相驱的界面张力值存在重叠区域。在改善毛管数时，黏滞力也是一个必须考虑的因素。而黏滞力与油藏非均质性、岩石的物理性质、油藏中的窜流等因素紧密相关［5］。Rao认为当混相状态达到时，非水湿油藏中化学物改变油藏润湿性的作用可能没有水湿油藏中混相作用最大化孔隙驱替效率显得重要。计秉玉等考虑了低渗透油藏中压力分布的不均匀性，提出了混相体积系数、半混相体积系数和非混相体积系数的概念，综合考虑了油藏压力分布对CO2驱混相状态的影响［6］。
在油藏条件下，混相与非混相没有严格的界限，仅仅以最小混相压力来评价CO2驱，特别是在低渗透油藏中的驱油效果存在着严重的不足和缺陷。本文针对腰英台油田腰西区块的油藏特征，结合CO2与油藏流体的相态变化规律及界面特性，进行了CO2驱长岩心实验，并运用修正的经典毛管数理论对该油藏CO2驱效果进行了综合评价。
1 腰英台低渗油藏CO2驱替特征
腰英台腰西区块油藏温度为97.53℃，原始地层压力为22.64MPa。地层原油黏度为2.12mPa·s，密度为0.7792g/cm3，属于含蜡量较高的轻质黑油油藏。选取腰英台油田现场岩心6块，用热缩套拼接后装入铅套夹持器中。在油藏温度下，将岩心抽空24h后，直接饱和原油，并在一定回压下进行CO2驱替实验，实验完毕后用石油醚和酒精清洗岩心至产出液清澈为止，重复上述操作，完成不同回压条件下的驱替实验。
1.1 低渗透油藏CO2驱注入压力变化特征
在CO2驱油矿场试验中，观察到一些不用于常规开发方式的生产特征，油藏条件下的生产特征影响因素众多，难以分析压力的变化原因［7～9］。通过低渗透长岩心CO2注入实验，可以观察到注入端驱替压力的变化特征，结果如图1所示。其中，岩心长度为30.4cm，直径为2.54cm，渗透率为4.034×10-3μm2，孔隙度为16.4％。
从图1中可以看出，CO2驱存在一定的启动压力，当驱替压力大于该值后，CO2才能注入岩心中。CO2从注入到产出，其注入压力变化范围为1.0～3.5MPa。CO2驱注入压力变化曲线可分为3个阶段，即压力上升阶段、压力急剧降低阶段、压力稳定阶段。压力上升阶段为CO2与原油两相流动区域，由于毛管力及两相流动阻力，导致注入压力不断升高。压力急剧下降的原因有两种：CO2在原油中的溶解效应造成压力缓慢降低；CO2气体突破使得流动阻力降低。压力稳定阶段为气体完全突破阶段，即产出端气油比较大，此时的压降主要是由于气体流动产生的。
图1 低渗透长岩心CO2驱注入压力变化曲线
1.2 低渗透油藏CO2驱产油特征曲线
通过低渗透长岩心CO2驱替实验，记录并观察CO2驱产油及采收率变化规律，结果如图2所示。
图2 低渗透长岩心CO2驱产油特征曲线
从图2中可知，CO2注入初始阶段，原油产出较少。随着CO2注入量的增大，采油速度缓慢增大。当注入压力达到最大时，采油速度最大。当注入压力急剧降低时，采油速度缓慢下降。当注入气完全突破时，采油速度急剧降低。
通过对低渗透长岩心CO2驱替特征的认识可知，在CO2注入过程中，驱替压力是一个先升后降的动态过程，相应的产油规律也表现出相应的特征。显然，在常规长细管法测得的最小混相压力以上注入CO2，并不能保证驱替过程中或者注采压力的沿程分布在最小混相压力以上，即实际CO2驱替过程中很难达到真正混相，而是混相、近混相和非混相交替变化。因此，本文从这一角度出发，综合考虑了CO2与原油的相互作用，确定了优化评价CO2驱替效果的方法。
2 腰英台低渗油藏CO2驱优化开采方法
2.1 CO2与油藏原油相互作用后的参数变化
CO2注入油藏后，与油藏流体间的相互作用将会使其性质产生较大的变化，进而对原油的产出产生较大影响。通过CO2与原油的高压物性实验，得到了CO2对原油性质的影响规律。
2.1.1 不同压力下原油中CO2的溶解特性
在油藏温度下，通过高温高压PVT系统测量不同压力下的CO2在腰英台原油中溶解规律，结果如图3所示。
图3 单位摩尔原油中溶解气体量与压力的关系
从图3中可知，随着体系压力的增大，CO2在原油中的溶解度增大。在实验压力范围内，通过回归，得到单位摩尔原油中溶解CO2的量与体系压力p的关系式，拟合相关系数为0.995。
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2.1.2 CO2溶解前后的流体黏度比变化
当CO2溶解进入原油后，驱替相与被驱替相的黏度比会产生变化，通过高温高压毛细管黏度计测量得到不同压力下溶解CO2后的黏度比，结果如图4所示。
图4 溶解CO2 前后CO2 与原油教度比变化曲线
从图4中可知，在溶解CO2前后，CO2与原油的黏度比即驱替相与被驱替相之比随着CO2溶解的增大而增大，且当CO2溶解量较大时，两者的黏度比变化变缓。通过回归得到黏度比变化值与单位摩尔原油中溶解的CO2的量的关系式，拟合系数为0.971。
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为溶解CO2后的气液黏度比，μg/μo为溶解CO2前两者的黏度比。2.1.3 CO2溶解后原油的膨胀系数
随着CO2溶解进入原油中，原油的体积会产生膨胀，这种膨胀作用将有利于原油的产出。通过体积膨胀实验，研究了不同注入比时的原油的体积膨胀系数（图5）。
图5 溶解CO2后的体积膨胀系数变化曲线
由图5可知，随着溶解CO2量的增大，原油的体积膨胀系数也逐步增大。通过回归，得到体积膨胀系数与单位摩尔原油中溶解气量的关系式，拟合系数为0.996。
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式中：β＝Vog/ Vo，Vog为溶解CO2后的原油体积，Vo为未溶解CO2时的原油体积。
2.1.4 CO2与原油间的界面张力变化
CO2注入油藏后，CO2不断抽提原油中的轻质组分，同时CO2不断溶解进入原油中，使得原油与CO2间的界面张力不断降低。通过高温高压界面张力仪进行了腰英台油藏温度下压力对CO2/原油间界面张力的影响实验（图6）。
图6 CO2与原油间的界面张力与体系压力的关系
从图6可知，CO2与原油的界面张力随着体系压力的增大逐步降低。当体系压力较大时，CO2与原油间的界面张力降低幅度变缓，但并没有达到零值。通过回归得到界面张力值与体系压力的关系式，拟合系数0.998。
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式中：σog为CO2与原油间的界面张力；p为体系压力。
2.2 低渗透油藏CO2驱的综合评价方法
CO2注入过程中，在较高压力下，CO2与原油间的界面张力值没有达到零值，且驱替压力是一个动态变化量，随着驱替过程的进行，驱替压力会降低，表明腰英台油田CO2驱很难达到真正混相，其应该是一个混相、近混相和非混相的渐变过程。那么，如何评价CO2驱的综合驱油效果。最初人们研究混相驱的出发点是毛管数的定义，即毛管数中界面张力是最敏感、最容易改变的参数，既可以达到零值，又能增至无穷大。腰英台油田原油与CO2的界面张力值在很高的压力下不为零。因此，应该从最初的毛管数理论来评价CO2驱。本文综合考虑了CO2溶解进入原油前后两个状态下油藏原油物性的变化，并结合不同注入速度和油藏压力下的驱油实验，通过修正的毛管数理论来优化CO2驱的注采参数。
2.2.1 修正毛管数理论
经典的毛管数理论是为了研究水驱或气驱过程中残余油与毛管数之间的关系，毛管数即为黏滞力与毛管力之比，与流体黏度、驱替速度和界面张力有关。气驱提高采收率机理除了与上述因素有关外，还包括气体的溶解膨胀作用、黏度降低作用、界面张力降低作用、黏度比改善作用等。因此，应该综合上述因素，对毛管数进行修正，如下所示：
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式中：v为渗流速度；β为体积膨胀系数；α为黏度比改善系数；n为常数；σog为油气界面张力；θ为气液润湿接触角；μo为注入气体的黏度。
气体溶解进入原油后，体积发生膨胀，促进了原油的产出，即使得原油流动速度增大；原油黏度降低，降低了流动阻力；同时，气油的黏度比改善有利于提高平面波及效率，抑制黏性指进的发生；CO2与原油间的相互作用降低了相间的界面张力。气驱过程中，体积膨胀系数的增大、原油黏度的降低、气油黏度比的改善为驱油的有利因素，油气界面张力为驱油的阻力。根据Habermann关于气驱过程中黏度比对平面波及效率的影响研究，取n＝0.2734［10］。根据实验测得CO2驱过程中的润湿接触角接近0°，故忽略润湿性的变化。
2.2.2 低渗油藏CO2驱实验综合评价
在腰英台低渗长岩心中分别进行了不同注入速度（0.08、0.10、0.15、0.20、0.40、0.80mL/min）和不同油藏压力（7.66、12.05、18.05、22.05、26.05、30.05、34.05MPa）下的CO2驱油实验，通过修正毛管数综合评价并优选注采参数，结果如图7所示。
图7 CO2驱过程中毛管数与残余油饱和度之间的关系
从图7中可以看到，CO2驱毛管数与残余油饱和度的关系可分为两个区域：残余油饱和度快速降低区、残余油饱和度缓慢降低区。在第一个区域中，随着毛管数的缓慢增大，残余油饱和度急剧降低；在第二个区域中，随着毛管数的持续增大，残余油饱和度降低幅度变缓。两个区域交叉的区域为临界毛管数区域，即毛管数在5.0×10-5～6.0×10-5之间。当毛管数超过该区域后，随着毛管数的增大，残余油饱和度降低幅度很小，即增大毛管数对于提高原油采收率作用不大。在临界毛管数区域内，注入速度为0.4mL/min，油藏平均压力在27.2～31.4MPa之间，CO2驱能达到最佳驱油效果。
3 结 论
1）腰英台低渗透油藏CO2驱替过程中，注入压力先升后降，注采参数呈现出相应的变化趋势。基于这种驱替特征，CO2的驱替过程应为混相驱、近混相驱和非混相驱的交替变化过程。
2）CO2溶解前后，油藏流体物性参数变化较大。随着溶解CO2量的增大，气油黏度比逐步改善，原油体积膨胀系数逐步增大。同时，CO2与原油的相互作用使得相间界面张力逐步降低。当体系压力较高时，CO2与原油间的界面张力并没有达到零值。
3）基于CO2驱提高采收率机理，修正了经典毛管数理论。运用该理论优化并评价了该油藏CO2的注采参数，确定了临界毛管数区域为：5.0×10-5～6.0×10-5，即最佳的驱替条件为：注入速度0.4mL/min，油藏平均压力27.2～31.4MPa。
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Ⅵ 低渗油田开发研究现状
1.3国内外研究现状
近年来，随着中低渗储量所占比例的不断增加，中低渗油藏的合理开发已成为油藏开发研究及实践的重点之一，并已取得了显着的成果，主要包括：
1.3.1精细研究地应力场及裂缝分布规律
地应力场及裂缝分布规律研究具有重要意义，它在注采井网设计、钻井过程中井壁的稳定性、地层破裂压力的预测、油层改造措施中裂缝方位及几何尺寸的预测、油水井套管的应力损坏分析等方面具有重要作用[1-4]。
地应力场及裂缝分布规律主要包括以下内容：裂缝成因、裂缝体系及其分布，裂缝参数，裂缝延展性，现今应力场状态及其对裂缝开启性与封闭性的影响，储层裂缝特征及评价。
主要研究手段是：利用地震资料研究储层裂缝形成的构造背景，应用区域露头地质调查资料，利用岩芯资料、通过古地磁恢复研究裂缝特征，利用测井资料计算分层应力剖面，采用现场测试技术研究地应力分布，应用应力——应变理论、采用数值模拟技术研究应力场状态和裂缝发育分布规律。
1.3.2合理部署开发井网
中低渗油藏储层非均质性严重，天然裂缝和人工裂缝加剧了储层的非均质性，开发井网是否适应这种地质条件，将对开发效果产生重大影响。研究开发井网的合理部署，就是要研究开发井网与储层非均质性、特别是与裂缝分布的匹配关系，以及合理的井网密度，从而减缓含水上升，提高波及系数，提高采收率。
①井网方式与裂缝的匹配。
理论研究及矿场实践表明，井网部署与裂缝延展方向是否匹配，影响开发效果[1、2]。当注采主流线最大限度的与裂缝延展方向避开时，水驱控制程度增加；反之，水驱控制程度减小（图1-1）。
目前一般认为矩形井网对储层裂缝分布的适应性较好，是值得推荐的布井方式[1、2、6、7]。
②合理井网密度。
科学合理的井网密度应既能使储量损失小、采收率高、采油速度较高，又能取得较好的经济效益。对于低渗透油田而言，井网密度是关系开发成功与否的关键问题。
低渗透油田注采压差主要消耗在注采井底附近，注采井间的有效驱替压差小。渤南油田资料计算的注采压差剖面表明（图1-2），80％的注采压差消耗在注采井底30m范围内，注采井间的驱替压差仅占注采压差的20％[3、4]。因此，低渗透油田注采井距不宜过大。
低渗透油田由于受导压能力弱和非达西流特性的影响，其井距对产量影响较高渗透油田大。以华北油区留路油田留17块为例[3、4]，注水井地层压力为43.7MPa，与之相距300m的采油井地层压力只有16.2MPa，注采井间压力消耗达27.5MPa。在两井间加密采油井1口，注采井距缩短到150m，新采油井的地层压力为32.7MPa，注采井间压力消耗为11MPa。调整后油井产能及注水井的吸水能力大幅度增加，单井日产油由4.9t/d上升到8.6t/d，单井日注由17m3/d上升到54m3/d。
井距的大小还受到经济因素的制约，胜利油区计算的经济极限井网密度为7-8well/Km2，大于该值，则经济效益差。
因此，低渗透油田开发应适当采用较小的井距，但应考虑经济效益，选取适当的井网密度。
1.3.3优化开发方式，提高采收率
低渗透油田、尤其是异常高压低渗透油田开发方式一般采取初期利用天然能量开采，在压力下降到一定程度后，选择适当时机人工补充能量开发。补充能量开发一般采取注水方式，在保证水质的前提下，高压注水。根据油藏特点还可采用周期注水的方式改善开发效果。另外，低渗油藏国外普遍采用注气开发。
①充分利用天然能量。
低渗透油田尤其是高压低渗透油田初期压力高、注水困难，充分利用天然能量开采，在获得较高的一次采收率的同时，还可以延长无水采油期，改善开发效果[6、7]。国内外低渗透油田开发通常采取充分利用天然能量的方式开发，取得了好效果（表1-2）。
表1-2 国内外部分油田一次采收率情况统计表
油田名 埋深（m） 原始地层压力(MPa) 注水时
地层压力(MPa) 采出程度（％)
多林纳麦尼利特 2400 32 23 18.4
马西深层 3944 56.8 38.8 8.4
中原文东 3450 59.9 33.5 4.9
柰斯库勒 3478 59.13 39.3 8.14
牛25-C 3250 55 26 4.9
多林纳维果德 3000 31.4 20.5 12
渤南五区 3250 33.5 27.6 0.87
②周期注水
周期注水提高水驱波及系数和采收率的机理主要是利用周期性地提高和降低注水压力的方法增加油层系统的弹性能量，在油层内产生不稳定压降，从而在不同渗透率区间产生相应的液体不稳定交流渗流。矿场实践表明[1-4、6、7]，非均质性严重的低渗透油田进行周期注水，可以比常规注水提高水驱波及系数10％-25％，采收率提高3％-4％。
③注入烃类混相驱
在高压下使注入的天然气与油层中的油发生混相形成混相带，随着注入压力的继续，混相前缘不断向前驱动，从而把油采出来。实践证实该方法提高采收率效果良好。
澳大利亚的缔拉瓦拉油田油藏埋深3000多米，储层渗透率在1×10-3μm2——15×10-3μm2之间，其中40％的储层渗透率低于5×10-3μm2，储层非均质性严重，连续性差。该油田1982年开始实施高压注气混相驱油试验，1984年在全油田范围内进行高压注气采油，测算采收率比水驱采收率提高20％[1、6]。
美国布里杰湖油田是一个深层低渗透油田，油层深度4680m，原始地层压力51MPa，储层平均渗透率为7.9×10-3μm2。该油田由于注水压力高和水驱采收率低，以及缺乏水源，因此于1970年开始进行高压注气，日注气量在18×104m3/d——43×104m3/d之间，注入压力27 MPa——33.6 MPa。1970年底注气见效，产油量由注气前的461m3/d上升到509m3/d。测算采收率为43.4％，比水驱采收率提高17.4％[2、7]。
④注CO2
高压下将CO2注入油层溶解于原油中，使原油粘度降低、体积膨胀、流动性变好，形成混相，降低界面张力，大幅度提高原油采收率。
注CO2一般要求为：油层深度610-4000m，地层倾角小，地层压力为14.1MPa以上，原油性质好。
美国的低渗透油田东北帕迪斯林格油田，油层深度2460-3060m，渗透率为0.9×10-3μm2——8.9×10-3μm2。该油田1953年投入开发，1960年开始注水开发。由于含水上升，产量迅速递减。1980年开始实施注CO2改善开发效果。注CO2后原油产量大幅度增加，预计注CO2可使油田开发延长13年，提高采收率11％[6、7、10]。
1.3.4应用油层保护技术，防止油层伤害
国外极其重视低渗透油田的油层保护工作，在完井作业时，采用的压井液和固井水泥比水的密度还低，甚至采用混氮气柴油作完井液，以保护油层的自然产能。
国内胜利油区结合实际情况[3、4]，自1991年开始进行中深层低渗透砂岩油藏油层伤害机理和油层保护技术的研究，发展并建立了微观机理研究与宏观模拟实验相结合、物模实验与专家系统判别相结合、室内研究与矿场实施相结合的研究路线与配套研究技术。
主要工作路线为：
①在实验室利用试验方法对引起地层伤害的原因进行评价，并建立了相容性流体体系的标准。
②对油藏进行油层物理和岩石矿物学特征研究，研制能够定量描述油层伤害的预测工具。
③针对不同类型油藏掌握水岩反应及酸岩反应机理，并研制专门软件用于注水、酸化增产和解除油层污染的设计。
④形成了控制和解除地层伤害的施工工艺技术。
微观机理研究主要借助电子扫描电镜、电子探针、X衍射、岩石CT层析系统等先进仪器设备以及常规手段对岩石矿物组成、分布形态、孔隙结构特征等进行综合分析研究。主要研究低渗透砂岩储层敏感性矿物以及潜在的伤害因素。
宏观模拟实验主要通过引进和自行研制的大型岩芯流动实验流程，在模拟地层温度压力条件下，对低渗透油田开发的各个环节的作业过程和入井液进行评价筛选实验，探索油层伤害的机理、规律，研究解除和预防措施。
为了对胜利油区低渗透油藏的保护技术进行系统研究，专门建立了大型的油气层保护数据库，该数据库包括59个数据文件库，包括地质基础分析化验参数；钻、试、采入井液及其现场测试和实施参数；油气层保护管理参数。
在此基础上，建立了油层保护计算机专家系统，该系统由神经网络预测、探井预测、水岩反应机理三方面组成，通过该专家系统，可以借助钻井岩屑分析资料和录井资料对油藏有关油层伤害机理和油层保护研究的各种参数（比如敏感性、粘土矿物、孔隙度、渗透率等29个参数）进行专家预测和分析，为油藏开发设计提供依据，解决了探井无岩芯分析资料、开发井分析周期长、分析费用高的难题。
利用上述综合研究技术，对桩120块、史深100块、车西、大芦湖、渤南、滨南等十几个油田区块进行油层保护技术综合研究攻关，在现场实施过程中取得了重大突破，获得了明显的经济效益。
如孤北地区以前采用高密度、对油层伤害大的络铁盐泥浆完钻探井38口，只有10口井经过酸化压裂才获得低产工业油流，而其它井虽然口口见到良好的油气显示，但达不到工业产能。1997年在该地区采取低密度的正电胶泥浆和屏蔽暂堵技术，实施后，孤北105试油产量达到64.2t/d，孤北341试油产量达到40t/d。