(完整版)低滲透油藏開采技術(shù)

《特殊油氣藏開采技術(shù)》之第一章低滲透油藏開采技術(shù)1第一章低滲透油藏開采技術(shù)第一節(jié)概論第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征第三節(jié)低滲透儲層滲流特征第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署第六節(jié)開發(fā)低滲透油田的主要工藝技術(shù)第七節(jié)低滲透油田開發(fā)實例第八節(jié)低滲透油田開發(fā)總結(jié)2第一節(jié)概論1.1我國當(dāng)前油田開發(fā)簡況1.2低滲透油田的定義1.3低滲透儲量探明、動用、分布狀況和特點1.4低滲透油藏的特點3第一節(jié)概論目前，我國陸上大部分主力油田進(jìn)入中后期開發(fā)階段，明顯表現(xiàn)出“四高”特點：

1、采出程度高

地質(zhì)儲量采出程度24.63%，可采儲量采出程度70.7%。

2、綜合含水率高

總平均達(dá)到82.98%，生產(chǎn)水油比4.9，產(chǎn)量占全國45%的最大主力油田－大慶喇薩杏油田更高，綜合含水88.8%，生產(chǎn)水油比為8。1.1我國當(dāng)前油田開發(fā)簡況4第一節(jié)概論

3、剩余可采儲量開采速度高

2001年為8.4%，而剩余可采儲量開采速度一般控制在6-7%左右，生產(chǎn)形勢就比較穩(wěn)定。

4、遞減率高

2001年自然遞減率為12.65%，綜合遞減率為5.56%，比正常情況下的遞減率（6-10%）高2-6個百分點。

因此，在這種形勢下，動用好和開發(fā)好低滲透油田儲量（目前其儲量動用程度和開發(fā)程度都比較低），尤其顯得重要。1.1我國當(dāng)前油田開發(fā)簡況5第一節(jié)概論

世界上對于低滲透油田并無統(tǒng)一固定的標(biāo)準(zhǔn)和界限，只是一個相對的概念。不同國家根據(jù)不同時期石油資源狀況和技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件而制定，變化范圍較大。前蘇聯(lián)將儲層滲透率低于100×10-3

m2的油田算作低滲透油田。羅蜇譚、王允誠（1986）將滲透率小于100×10-3

m2的油層劃分為低滲透油層。嚴(yán)衡文等（1993）將滲透率為10-100×10-3

m2的儲層劃分為低滲透儲層，0.1-10×10-3

m2的儲層為特低滲透率儲層。唐曾熊（1994）劃分的低滲透油田儲層滲透率為10-100×10-3

m2，小于10×10-3

m2為特低滲透油田。1.2低滲透油田的定義6第一節(jié)概論低滲透油田指儲層滲透率介于0.1～50×10-3

m2之間的油田（李道品等，1997）。低滲透儲層的典型特征是具有啟動壓力梯度，呈現(xiàn)出非達(dá)西型滲流特征。圖1-1不同流態(tài)的滲流曲線1.2低滲透油田的定義7類型滲透率(×10-3μm2)生產(chǎn)特征實例中低滲透50-100產(chǎn)能不需壓裂也可達(dá)到工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。－一般低滲透10-50自然產(chǎn)能較低，但可達(dá)工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，壓裂后可獲較好開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益。－特低滲透1-10自然產(chǎn)能低，未達(dá)工業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，需大型壓裂改造和相應(yīng)的配套措施才能有效開發(fā)。長慶油田大慶榆樹林油田吉林新民油田超低滲透0.1-1基本無自然產(chǎn)能，僅在特殊條件下方可開采。延長油礦的川口油田低滲透油田的分類第一節(jié)概論1.2低滲透油田的定義注：上述分類針對油層為基質(zhì)巖塊，若存在裂縫，則分類界限需重新界定。8第一節(jié)概論1.3我國低滲透儲量探明、動用、分布狀況和特點1、低滲透儲量探明和動用情況我國低滲透儲量探明狀況比例圖探明低滲透儲量增長很快9第一節(jié)概論1.3我國低滲透儲量探明、動用、分布狀況和特點1、低滲透儲量探明和動用情況近期探明儲量和累積探明未動用儲量中，低滲透儲量占主要部分。我國低滲透儲量動用狀況比例圖10第一節(jié)概論1.3我國低滲透儲量探明、動用、分布狀況和特點2、探明未動用低滲透儲量特點從滲透率來看，探明未動用低滲透儲量以特低滲透儲層為主。我國探明未動用低滲透儲量按滲透率分級圖11第一節(jié)概論1.3我國低滲透儲量探明、動用、分布狀況和特點2、探明未動用低滲透儲量特點從豐度來看，探明未動用低滲透儲量以特低豐度（50-20×104t/km2）和較低豐度（100-50×104t/km2）為主。我國未動用低滲透儲量按豐度分級圖12第一節(jié)概論1.3我國低滲透儲量探明、動用、分布狀況和特點2、探明未動用低滲透儲量特點從埋深來看，探明未動用低滲透儲量以埋深小于2000m為主。我國未動用低滲透儲量按深度分級圖13第一節(jié)概論1.3我國低滲透儲量探明、動用、分布狀況和特點2、探明未動用低滲透儲量特點從產(chǎn)量來看，探明未動用低滲透儲量以低產(chǎn)（km井深產(chǎn)量1-5t/d）為主。我國未動用低滲透儲量按產(chǎn)量分級圖14①分布廣泛在我國，低滲透在21個油區(qū)中皆有分布，如大慶、長慶、延長、吉林、大港、新疆、吐哈、玉門、二連、青海等油田，其中，在長慶、延長、新疆等油田，低滲透儲量在其油區(qū)原油儲量中占據(jù)了主要位置。②形成地質(zhì)時代跨度大

低滲透油層在古生代、中生代、第三系地層中均有分布。在同一油區(qū)，一般地層越老，低滲透油層所占比例越高。③儲層巖性類型豐富

低滲透儲層巖性既有碎屑巖（粉砂巖、砂巖和礫巖）、碳酸鹽巖，也有巖漿巖和變質(zhì)巖。如大慶、吉林、中原油區(qū)低滲透儲層以粉砂巖為主，新疆、二連油區(qū)以礫巖、砂礫巖為主，遼河油田以變質(zhì)巖、碳酸鹽巖為主。第一節(jié)概論1.4我國低滲透油藏的特點15④儲量大，以大中型油藏為主根據(jù)陸上285個低滲透油藏統(tǒng)計，地質(zhì)儲量在1×108t以上的大油田有6個，其中，低滲透油藏儲量94721×104t，占23.8%；地質(zhì)儲量在（1000-10000）×104t的中型油田有82個，其中，低滲透油藏儲量237800×104t，占59.6%；小于1000×104t的小油田197個，其中，低滲透油藏儲量僅為66199×104t，占16.6%。

⑤油藏類型以構(gòu)造巖性油藏為主⑥儲集的原油品質(zhì)較好第一節(jié)概論1.4我國低滲透油藏的特點16第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征2.3低滲透儲層敏感性特征2.4低滲透油田流體、壓力和能量特征17第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征低滲透儲層形成沉積環(huán)境包括近源環(huán)境和遠(yuǎn)源環(huán)境。沖積扇辮狀河水下扇扇三角洲近源環(huán)境：一般在沉積盆地邊緣沉積物粒度粗、分選差、磨圓差，物性差。2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－①沉積成因18第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－①沉積成因典型現(xiàn)代沖積扇（加利福利亞，死谷）19第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－①沉積成因典型現(xiàn)代辮狀河20第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－①沉積成因典型現(xiàn)代扇三角洲21第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征河流相湖泊相三角洲相遠(yuǎn)源環(huán)境：一般在大型坳陷型盆地沉積中心沉積物粒度細(xì)、泥質(zhì)含量高，孔隙半徑小、物性差。2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－①沉積成因典型油田包括：大慶朝陽溝、榆樹林、頭臺，吉林新民、新立、乾安和新廟等油田22典型現(xiàn)代曲流河第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－①沉積成因23典型現(xiàn)代三角洲與湖泊第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－①沉積成因24第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－①沉積成因典型現(xiàn)代三角洲25第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－①沉積成因近源沉積物分布在C-M圖上的NO、OP、PQ段，以滾動和滾動+懸浮為主；遠(yuǎn)源沉積物分布在SR、QR段，以懸浮和跳躍+懸浮為主。陸相碎屑低滲透砂巖油層的粒度C-M圖26第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－①沉積成因近源沉積物多以三段式為主，遠(yuǎn)源沉積物多以兩段式為主。低滲透儲層多段式粒度曲線（近源沉積）27第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－①沉積成因近源沉積物多以三段式為主，遠(yuǎn)源沉積物多以兩段式為主。低滲透儲層多段式粒度曲線（遠(yuǎn)源沉積）28第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征壓實、壓溶作用強(qiáng)烈；膠結(jié)作用強(qiáng)烈；溶蝕作用局部發(fā)育，是改善低滲透儲層品質(zhì)的重要因素。形成低滲透儲層的重要因素2.1低滲透儲層成因和沉積特征1、低滲透儲層成因類型－②成巖成因29第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征2、近源沉積低滲透儲層特征①山麓沖積扇（洪積扇）沉積－礫巖儲層

在我國以新疆克拉瑪依晚二疊世－中三疊世山麓沖積扇礫巖儲層最為著名。儲層厚度超過2000m，粒度粗。②沖積扇-辮狀河沉積－礫質(zhì)砂巖儲層在我國以玉門老君廟油田M層比較典型。油層厚度60-70m，平均滲透率22.7×10-3

m2；油層巖性為長石巖屑砂巖，礦物成熟度低，粒度分選差，沉積構(gòu)造以槽狀交錯層理、塊狀構(gòu)造和遞變層理為主，滲透率垂向上為正韻律分布。30第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征2、近源沉積低滲透儲層特征③水下扇沉積－砂礫巖儲層

以大港馬西深層儲層為代表。沉積物緊鄰邊界斷層控制的物源區(qū)，沉積坡度大，沉積基底沉降快，沉積速度快，導(dǎo)致剝蝕區(qū)碎屑由洪水直接搬運入湖，形成水下重力流沉積。水下扇砂礫巖呈透鏡狀或橢圓狀分布，厚度大，沉積物分選差，泥質(zhì)含量高，物性差。31第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征3、遠(yuǎn)源沉積低滲透儲層特征①河流相儲層

以大慶榆樹林油田扶、揚(yáng)油層為例。其砂層層數(shù)多，一般4-23層，單層厚度薄，一般2-5m，油層一般2-16層，總厚度3.3-40m。砂巖厚度平面上變化大，砂體寬度一般小于600m。②三角洲相儲層以吉林新民油田為例。砂巖主要為雜砂巖，厚度一般為35m，屬三角洲前緣水下分流河道沉積，具有平面上厚度變化大，垂向上成正韻律分布的特點；油層平均厚度小于10m，平均孔隙度13.9%，平均滲透率3.3×10-3m2。32第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.1低滲透儲層成因和沉積特征4、成巖作用形成的低滲透儲層特征①壓實、膠結(jié)作用形成的低滲透儲層

實例：長慶馬嶺油田南二區(qū)延10油層。典型河流相沉積，砂巖厚度一般10-25m，平均有效厚度2.4m，平均滲透率2.66×10-3M2，油層連片性差。形成低滲透儲層的根本原因是壓實、膠結(jié)作用差。②壓實膠結(jié)及溶蝕作用形成的低滲透儲層實例：鄂爾多斯盆地延長組和延安組，尤其以延長組長6段為代表。長6段為三角洲沉積，以細(xì)粒、中粒巖屑長石砂巖為主，顆粒分選好，磨圓差，壓實、膠結(jié)強(qiáng)烈導(dǎo)致儲層物性變差，但溶蝕作用使得儲層物性得到極大改善。33第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征顆粒分選差、磨圓差；泥質(zhì)含量高；線－點接觸、線－線接觸和凹凸接觸常見；巖石類型多樣，石英砂巖、長石砂巖和巖屑砂巖及其過渡類型均可見；膠結(jié)物含量高，類型以粘土和碳酸鹽類為主，膠結(jié)類型復(fù)雜，以孔隙型和接觸型為主。2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征1、低滲透儲層巖石學(xué)一般特征34第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征1、低滲透儲層巖石學(xué)特征－①粒度特征滲透層粒級(mm)標(biāo)準(zhǔn)差()偏度(SK)峰態(tài)(KG)低滲層粗(>0.25)較好－極差(0.46-4)極正偏(0.52-1)寬－很窄(0.709-2.13)細(xì)(0.25-0.1)較差－極差(1.04-4)極正偏(0.35-0.58)中等－窄(1.11-2.13)細(xì)砂+粉砂較差－極差(1.79-9)中、高滲層（大慶油田）細(xì)砂較差－差(1.5-2.5)極正偏(0.7-0.85)窄－非常窄(1-7)低滲和中高滲層的粒度分選性對比表低滲層顆粒表現(xiàn)出分選差，粒度分散，中高滲層顆粒分選好，顆粒均勻。35第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征1、低滲透儲層巖石學(xué)特征－②巖石組成我國低滲透砂巖礦物組成統(tǒng)計表巖石顆粒類型復(fù)雜，膠結(jié)物含量高。36第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征低滲透儲層孔隙度分布特征孔隙度以10-20％為主。2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征2、低滲透儲層物性特征37第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征低滲透儲層滲透率分布特征滲透率以<50×10-3μm2為主。2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征2、低滲透儲層物性特征38第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征粒間孔溶蝕孔微孔隙晶間孔裂縫低滲透儲層孔隙類型以溶蝕孔和粒間孔為主，若微孔隙比例增加，則儲層物性變差。低滲透儲層孔隙形態(tài)三角形四邊形多邊形三邊～四邊形三邊～多邊形低滲透儲層孔喉配位數(shù)多在5～2之間。2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征3、低滲透儲層孔隙特征39第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征3、低滲透儲層孔隙特征我國低滲透油層孔隙類型統(tǒng)計表40低滲透儲層喉道特征與孔喉組合中低滲透儲層(100-50×10-3μm2)喉道以粗喉(>4μm)和中喉(4-2μm)為主；一般低滲透和特低滲透儲層喉道以管狀和片狀中喉和細(xì)喉(2-1μm)為主；超低滲透儲層喉道以細(xì)喉和微喉(1-0.025μm)為主。第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征大(>40μm)、中孔(40-20μm)中、小孔(20-4μm)小、微孔(4-0.05μm)低滲透儲層孔喉組合以中、小孔－中、細(xì)喉組合為主。2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征3、低滲透儲層孔隙特征41第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征3、低滲透儲層孔隙特征中高滲透儲層典型毛管曲線圖中高滲透儲層典型毛管曲線具有以下特征：①曲線近似平行縱橫坐標(biāo)軸，平坦段比較明顯；②退汞效率高；③與低滲透儲層毛管曲線相比，其曲線整體相對更靠近縱橫坐標(biāo)軸，反映其孔喉結(jié)構(gòu)更好，K越大，排驅(qū)壓力越低。42①低滲透儲層孔喉小，排驅(qū)壓力、中值壓力大；孔喉分選差，壓汞曲線起伏大；②退汞效率低（反映原油儲量中難開采部分所占比例大）；并且，通常許多的滲透儲層早期表現(xiàn)出無退汞或退汞很少，當(dāng)壓力降到很低時，即壓力梯度很低時，才開始退汞，這表明其滲流阻力很大，且具有啟動壓力梯度。第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征3、低滲透儲層孔隙特征低滲透儲層典型毛管曲線圖43第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征低滲透儲層潤濕性以親水、中性和弱親水為主。低滲透儲層潤濕性統(tǒng)計分布圖2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征4、低滲透儲層表面物理性質(zhì)和水驅(qū)效率44第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征低滲透儲層潤濕性具有以下特征：①油層最初為水飽和，在烴類運移來之前其為水潤濕，低滲透小孔細(xì)喉，微孔發(fā)育，粘土膠結(jié)物多以伊利石為主，后期運移來的烴類往往只占據(jù)大孔隙，因此低滲透油層以親水為主；②然而，由于原油為極性物質(zhì)，長期與巖石顆粒接觸，原油中極性分子的一端轉(zhuǎn)向顆粒表面，將一部分甚至全部水膜驅(qū)替為油膜；③低滲透油層中綠泥石增高，其親油性會增加，因為綠泥石的親油性較強(qiáng)。2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征4、低滲透儲層表面物理性質(zhì)和水驅(qū)效率45第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征根據(jù)低滲透儲層實驗，潤濕性對水驅(qū)油效率的影響表現(xiàn)為：

①在親水的文東油層中，樣品平均滲透率為50.9×10-3m2，水驅(qū)油效率為64.7%，在親水的克拉瑪依下烏爾禾組，樣品平均滲透率6.47×10-3m2，水驅(qū)油效率為65.4%；②在弱親水的尕斯庫勒E31油層中，樣品平均滲透率為59.08×10-3m2，水驅(qū)油效率為55.75%；③在中－弱親水的安塞油田長61油層，樣品平均滲透率2.39×10-3m2，水驅(qū)油效率為46.3%。2.2低滲透儲層巖石學(xué)和物性特征4、低滲透儲層表面物理性質(zhì)和水驅(qū)效率油層越親水，水驅(qū)油效率越高。46第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.3低滲透儲層粘土礦物特征和敏感性1、低滲透儲層粘土礦物類型和含量分布低滲透儲層粘土礦物類型及含量統(tǒng)計表低滲透儲層粘土礦物類型包括伊利石、高嶺石、綠泥石、伊/蒙混層等，其相對含量變化大。47第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征低滲透儲層由于含有較多的粘土礦物，因此一般都具有弱－中等的敏感性（酸敏、速敏、水敏和鹽敏）；塑性組份較多的中－深層低滲透儲層常具有應(yīng)力敏感性。2.3低滲透儲層粘土礦物特征和敏感性2、低滲透儲層敏感性48第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征最大最小一般范圍地面原油密度(g/cm3)0.890.830.84-0.86脫氣原油粘度(mPa.s)574.87-33地面原油粘度(mPa.s)10.40.380.7-8.7原油凝固點(℃)361116-33原油膠質(zhì)和瀝青含量(%)2123-19低滲透油田原油性質(zhì)統(tǒng)計表低滲透油田原油性質(zhì)一般比較好，即原油粘度較小、粘度低、含膠質(zhì)和瀝青少以及凝固點較高。2.4低滲透油田流體、壓力和能量特征1、原油性質(zhì)49第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征低滲透油田多具有異常高壓，包括欠壓實成因的異常高壓低滲透油田（如我國東部渤海灣盆地的一系列油田，勝利、大港、冀中、中原，等）和構(gòu)造擠壓成因的異常高壓低滲透油田（如我國西部酒西盆地和準(zhǔn)噶爾盆地的油田，老君廟、克拉瑪依，等），但也有正常壓力和低壓的低滲透油田，如我國的鄂爾多斯盆地，馬嶺油田為正常壓力，其余大部分為低壓，形成低壓的成因包括盆地的抬升，地層降溫、降壓，孔隙體積的收縮和烴類的逃逸等。2.4低滲透油田流體、壓力和能量特征2、地層壓力50第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.4低滲透油田流體、壓力和能量特征2、地層壓力油田開采層位埋藏深度(m)孔隙度(%)滲透率(10-3mm2)油層原始壓力(Mpa)壓力系數(shù)油層溫度(℃)大港馬西深層沙一390013.61056.41.47148沙一3656162253.81.5143大港聯(lián)盟沙一3844161.854.31.43142中原文東鹽間層沙三340016.829.260.51.78130勝利牛莊沙三3050164.445.51.5117超高壓油藏數(shù)據(jù)表51第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征低滲透油田一般多為低飽和油田，原油中溶解氣量少，對油藏驅(qū)動作用有限；多數(shù)低滲透油田為構(gòu)造－巖性圈閉或巖性圈閉，邊底水能量弱，對油藏驅(qū)動作用很小。低滲透油田主要為彈性驅(qū)動油藏2.4低滲透油田流體、壓力和能量特征3、驅(qū)動能量特征52第二節(jié)低滲透儲層地質(zhì)特征2.4低滲透油田流體、壓力和能量特征3、驅(qū)動能量特征我國低滲透油田彈性采收率計算數(shù)據(jù)表注：括號內(nèi)為參考數(shù)據(jù)；地層原油壓縮系數(shù)和地層水壓縮系數(shù)為應(yīng)用經(jīng)驗公式計算得到。地飽壓差越大，彈性采收率越高。但總體彈性采收率低，因此低滲透油田開發(fā)要補(bǔ)充能量開采才會有較好的開發(fā)效果。53第三節(jié)低滲透儲層滲流特征

在低滲透油層中，油水賴以流動的通道很微細(xì)，滲流的阻力很大，液固界面和液液界面的相互作用力顯著。它將導(dǎo)致滲流規(guī)律產(chǎn)生某種程度的變化而偏離達(dá)西定律。這些內(nèi)在因素反映在油田生產(chǎn)上往往表現(xiàn)為單井日產(chǎn)量小，甚至不壓裂就無生產(chǎn)能力；穩(wěn)產(chǎn)狀況差，產(chǎn)量下降快；注水井吸水能力差，注水壓力高，而采油井難以見到注水效果；油田見水后，隨著含水上升，采液指數(shù)和采油指數(shù)急劇下降，對油田穩(wěn)產(chǎn)造成很大困難。54第三節(jié)低滲透儲層滲流特征3.1低滲透油層滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響3.2低滲透油層的非達(dá)西滲流特征3.3低滲透油層的兩相滲流特征3.4低滲透油層的流固耦合特征3.5低滲透油層的滲吸特征55第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

1、小孔喉連通的孔隙體積比例大小孔喉的孔隙體積占巖樣總孔隙體積的比例隨滲透率的減小而增大，且滲透率越低，這一比例上升的幅度越大。不同孔喉體積占總孔隙體積份額曲線圖56第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

2、比表面積大低滲透儲層顆粒細(xì)，比表面積大，吸附能力強(qiáng)，束縛水含量高，滲透率低，水驅(qū)油效率低。比表面與滲透率關(guān)系圖57第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

3、巖石表面油膜量大原油是由烴類和非烴類化合物組成的復(fù)雜混合物，含有大量的極性物質(zhì)。當(dāng)它們與巖石顆粒表面接觸時，就表現(xiàn)出明顯的相互作用，在巖石顆粒表面形成一個富有極性物質(zhì)的特殊液體層。這個層多為原油的重質(zhì)組分和膠質(zhì)瀝青質(zhì)，其粘度和密度明顯大于原油體相，稱為原油邊界層。原油邊界層的厚度與多孔介質(zhì)的結(jié)構(gòu)和原油的性質(zhì)有關(guān)。多孔介質(zhì)的孔道越小，原油膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高，密度粘度大，則原油邊界層越厚。原油邊界層中原油的儲量份額也隨多孔介質(zhì)和原油性質(zhì)不同而變化，油層滲透率越低，原油粘度越大，則邊界層內(nèi)原油占儲油量的比例越大。58第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

3、巖石表面油膜量大油層孔喉越小，原油邊界層的厚度就越大，它對低滲透率和特低滲透率油層中的流體滲流有著重要影響。①原油邊界層與孔喉半徑的關(guān)系原油邊界層厚度與毛管半徑關(guān)系曲線圖59第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

3、巖石表面油膜量大隨著原油中瀝青質(zhì)含量增大，邊界層的厚度也增大。②原油邊界層厚度與原油性質(zhì)的關(guān)系原油邊界層厚度與原油瀝青質(zhì)含量關(guān)系曲線圖60第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

3、巖石表面油膜量大

原油邊界層內(nèi)的組分是呈有規(guī)律變化的，在越靠近顆粒表面的地方，重質(zhì)油和膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的含量越大，在遠(yuǎn)離顆粒表面的地方，邊界層內(nèi)原油的組分逐漸過渡到原油體相的組分。這樣，在離顆粒表面不同的地方，原油邊界層有不同的結(jié)構(gòu)力學(xué)性質(zhì)。

不同的壓力梯度只能驅(qū)動具有相應(yīng)結(jié)構(gòu)力學(xué)性質(zhì)的原油，不同結(jié)構(gòu)力學(xué)性質(zhì)的原油，有各自相應(yīng)的極限剪切應(yīng)力，當(dāng)剪切應(yīng)力等于或大于極限剪切應(yīng)力時，該原油方能流動。這就是在低滲透或特低滲透油層中滲流時，呈現(xiàn)一定啟動壓力梯度的根本原因。③原油邊界層厚度與壓力梯度的關(guān)系61第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

3、巖石表面油膜量大隨著壓力梯度的增加，原油邊界層的厚度減小。③原油邊界層厚度與壓力梯度的關(guān)系原油邊界層厚度與壓力梯度關(guān)系曲線圖62第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

3、巖石表面油膜量大孔喉越小，邊界層厚度越大，邊界層中原油占儲量的比例越大。④邊界層中原油占儲量的比例原油邊界層厚度比與儲量份額關(guān)系曲線圖63第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

3、巖石表面油膜量大在原油和巖石顆粒表面直接接觸的地方，將吸附原油中的膠質(zhì)和瀝青質(zhì)等組分形成一個原油邊界層，其厚度與原油的物理化學(xué)性質(zhì)、孔隙孔道半徑大小及驅(qū)動壓力梯度等因素有關(guān)。邊界層中的原油和體相原油在成分方面有差別，在邊界層中原油形成某種結(jié)構(gòu)，必須在非常大的驅(qū)動壓力梯度下才能流動。所以，邊界層中的原油具有較高的粘度和極限剪切應(yīng)力。當(dāng)油層的平均孔道半徑越小，難以開采的原油的比例就越大，原油的采收率就越低。64第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

4、毛細(xì)管力的影響顯著在界面張力（

）和潤濕角（

）一致的情況下，毛管力的大小與毛管半徑成反比，即毛管半徑越小，毛管力越大。低滲透儲層孔喉半徑小，毛管力顯然就很大。65第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

5、賈敏效應(yīng)顯著低滲透砂巖油藏中孔喉變化頻繁，孔喉比大，賈敏效應(yīng)顯著。賈敏效應(yīng)與孔喉比關(guān)系圖66第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

6、卡斷現(xiàn)象嚴(yán)重在連續(xù)油流通過巖石孔隙喉道時，由于低滲透層喉道半徑很小，毛管力急劇增大，當(dāng)驅(qū)動壓力不足以抵消毛管力效應(yīng)時，油流被卡斷，連續(xù)的油流變?yōu)榉稚⒌挠偷?。這種流動形態(tài)的變化將導(dǎo)致滲流阻力的增大和驅(qū)油效率的降低?？〝喱F(xiàn)象示意圖67第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

7、可動的流體飽和度小油田平均孔隙度(％)平均滲透率(10-3m2)平均可動流體飽和度(％)新疆小拐7.26/13.31青海獅子溝3.20.01610.67長慶安塞14.598.1344.27大慶頭臺9.70.9728.574個油田可動流體測試結(jié)果表68第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

7、可動的流體飽和度小小拐油田巖樣離心前后譜的比較圖可動流體飽和度僅13%69第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.1滲流環(huán)境特征及其對滲流的影響

7、可動的流體飽和度小安塞油田巖樣離心前后譜的比較圖可動流體飽和度相對較高，可達(dá)44%70第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.2低滲透油藏的非達(dá)西滲流特征

達(dá)西定律的假設(shè)條件為：流體為均質(zhì)的牛頓流體，液流為層流狀態(tài)，流體與孔隙介質(zhì)不起作用。達(dá)西定律：71第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.2低滲透油層的非達(dá)西滲流特征

1、非達(dá)西滲流的室內(nèi)實驗天然巖心滲流曲線（不同滲透率條件下）在滲透率較低時，無論是水還是原油，都具有較明顯的啟動壓力梯度。72第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.2低滲透油層的非達(dá)西滲流特征

1、非達(dá)西滲流的室內(nèi)實驗①當(dāng)壓力梯度較低時，滲流速度的增加呈上凹型非線性曲線；②當(dāng)壓力梯度較大時，滲流速度呈直線型增加；該直線段的延伸與壓力梯度軸交于某點而不經(jīng)過原點，稱這個交點為啟動壓力梯度；③滲流特征與滲透率及流體性質(zhì)有關(guān)，滲透率越低或原油粘度越大，上凹型非線性曲線段延伸越長，啟動壓力梯度越大。實驗結(jié)論：73第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.2低滲透油層的非達(dá)西滲流特征

1、非達(dá)西滲流的室內(nèi)實驗非達(dá)西滲流圖啟動壓力梯度與滲透率關(guān)系圖74第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.2低滲透油層的非達(dá)西滲流特征

2、非達(dá)西滲流對油藏開采的影響當(dāng)存在啟動壓力時，單井產(chǎn)量的計算公式：或75第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.2低滲透油層的非達(dá)西滲流特征

2、非達(dá)西滲流對油藏開采的影響當(dāng)存在啟動壓力時，單井產(chǎn)量的計算公式反映：①滲透率越低，油井產(chǎn)量降低的程度越大；②在滲流過程中，原油的極限剪切應(yīng)力越大，油井產(chǎn)量降低的程度越大；③井距越大，油井產(chǎn)量降低的程度越大；④生產(chǎn)壓差越小，油井產(chǎn)量降低的程度越大。76第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.2低滲透油層的非達(dá)西滲流特征

2、非達(dá)西滲流對油藏開采的影響生產(chǎn)壓差越大，產(chǎn)量降低幅度減小。產(chǎn)量減小幅度與生產(chǎn)壓差關(guān)系圖77第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.2低滲透油層的非達(dá)西滲流特征

2、非達(dá)西滲流對油藏開采的影響井距變大，產(chǎn)量降低幅度增大。產(chǎn)量減小幅度與供油半徑關(guān)系圖78第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.2低滲透油層的非達(dá)西滲流特征

2、非達(dá)西滲流對油藏開采的影響非達(dá)西滲流比達(dá)西滲流情況下的采出程度低。達(dá)西滲流與非達(dá)西滲流的對比79第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.2低滲透油層的非達(dá)西滲流特征

2、非達(dá)西滲流對油藏開采的影響①用壓裂等技術(shù)手段提高油層的滲透率，至少是井底附近油層的滲透率，以減少啟動壓力造成的影響；②降低原油的極限剪切應(yīng)力，如化學(xué)處理，提高地層溫度，或其它物理場效應(yīng)的方法等；③在技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)允許范圍內(nèi)，井距寧可采用偏小一些的為宜；④盡量采用大一些的生產(chǎn)壓差。非達(dá)西滲流對開發(fā)低滲透油藏的啟示：80第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.3低滲透油層的兩相滲流特征

1、相滲透率曲線特征①束縛水飽和度高，原始含油飽和度低；②兩相流動范圍窄；③殘余油飽和度高；④驅(qū)油效率低；⑤油相滲透率下降快；⑥水相滲透率上升慢，最終值低；⑦見水后產(chǎn)液（油）指數(shù)大幅度下降。與中高滲透油層相比，低滲透油層在相滲透率曲線上表現(xiàn)出這樣的特點：不同滲透率的相滲透率曲線81第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.3低滲透油層的兩相滲流特征

2、低滲透油層的無量綱產(chǎn)液、油指數(shù)當(dāng)存在啟動壓力梯度時，無量綱產(chǎn)液指數(shù)方程為：82第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.3低滲透油層的兩相滲流特征

2、低滲透油層的無量綱產(chǎn)液、油指數(shù)當(dāng)存在啟動壓力梯度時，無量綱產(chǎn)油指數(shù)方程為：83第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.3低滲透油層的兩相滲流特征

2、低滲透油層的無量綱產(chǎn)液、油指數(shù)對于低滲透油層，在油水兩相滲流時，由于孔喉小而賈敏效應(yīng)增強(qiáng)，隨著含水飽和度的增加，Kro(Sw)急劇降低，Krw(Sw)則總是處于很低的范圍，約為0.1-0.2左右。84第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.3低滲透油層的兩相滲流特征

2、低滲透油層的無量綱產(chǎn)液、油指數(shù)隨著含水率的增加，低滲透油層產(chǎn)液和產(chǎn)油指數(shù)先急劇下降，產(chǎn)液指數(shù)后變得平緩，后期上升，而產(chǎn)油指數(shù)繼續(xù)下降；在考慮啟動壓力梯度的情況下，無量綱產(chǎn)液指數(shù)比不考慮啟動壓力梯度時增大。低滲透油層無量綱產(chǎn)液（油）指數(shù)變化圖85第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.3低滲透油層的兩相滲流特征

2、低滲透油層的無量綱產(chǎn)液、油指數(shù)隨著含水率的增加，高滲透油層產(chǎn)液一般將上升，無量綱產(chǎn)油指數(shù)下降緩慢。高滲透油層無量綱產(chǎn)液（油）指數(shù)變化圖86第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.3低滲透油層的兩相滲流特征

2、低滲透油層的無量綱產(chǎn)液、油指數(shù)低滲透油層中隨著含水飽和度的增加，Kro急劇下降，而Krw則很小，一般為0.1-0.2，且油水粘度比低，這決定了低滲透油井見水后無量綱產(chǎn)液指數(shù)大幅度下降。我國幾個低滲透油田的無量綱產(chǎn)液指數(shù)變化圖87第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.3低滲透油層的兩相滲流特征

2、低滲透油層的無量綱產(chǎn)液、油指數(shù)高滲透油層水相滲透率上升快，油井見水后，無量綱產(chǎn)液指數(shù)一般呈上升趨勢。我國幾個中高滲透油田的無量綱產(chǎn)液指數(shù)變化圖88第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.3低滲透油層的兩相滲流特征

2、低滲透油層的無量綱產(chǎn)液、油指數(shù)對文東、馬嶺、渤南、乾安和新立等低滲透油田生產(chǎn)實際資料的統(tǒng)計表明：其無量綱產(chǎn)油指數(shù)在見水初期急劇下降，曲線是下凹型，在整個開發(fā)期平均保持初始值的40%，即油田開發(fā)期間無量綱產(chǎn)油指數(shù)為初始值的1/4。對大慶薩、喇、杏及文明塞、濮城、永安等高滲透油田實際生產(chǎn)資料的統(tǒng)計表明：其無量綱產(chǎn)油指數(shù)下降較少，在整個開發(fā)期，油田平均可保持初始值的50-80%，約為初始值的2/3。顯然，低滲透油田見水后，采液指數(shù)低，提液困難，加劇了產(chǎn)油量的遞減，增加了開發(fā)難度。因此，應(yīng)采取相應(yīng)配套技術(shù)，提高地層的滲流能力，降低殘余油飽和度，擴(kuò)大波及體積，同時增強(qiáng)油井舉升能力。89第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.4低滲透油層的流固耦合特征由于儲層的彈塑性，因此在地層壓力降低的情況下，其孔隙度、滲透率也隨之降低，尤其是滲透率下降更快，并且下降后很難恢復(fù)，即壓敏效應(yīng)（流固耦合作用）。對于低滲透儲層，這種現(xiàn)象非常突出，在地層壓力下降的情況下，采油指數(shù)急劇下降，即使注水后地層壓力也很難恢復(fù)到原始壓力狀態(tài)。90第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.5低滲透油層的滲吸（吸吮）特征

1、滲吸現(xiàn)象和實驗華北潛山雙重介質(zhì)碳酸鹽巖基質(zhì)巖塊出現(xiàn)明顯滲吸現(xiàn)象，自吸排油率為16-26%。任－28井自吸驅(qū)油特征曲線91第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.4低滲透油層的流固耦合特征天然裂縫巖心滲透率與有效應(yīng)力關(guān)系圖92第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.4低滲透油層的流固耦合特征低滲透油田在考慮流固耦合作用情況下，其采出程度降低?？紤]與不考慮流固耦合作用下的油藏開發(fā)指標(biāo)對比93第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.4低滲透油層的流固耦合特征低滲透油田在考慮流固耦合作用情況下，其采出程度降低。達(dá)西滲流和流固耦合作用下的油藏開發(fā)指標(biāo)對比94第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.5低滲透油層的滲吸特征

1、滲吸現(xiàn)象和實驗自然滲吸實驗條件下，采收率可達(dá)8-30%。采收率隨時間變化曲線圖實驗條件：滲透率9-16md，潤濕性為親水型。95第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.5低滲透油層的滲吸特征

1、滲吸現(xiàn)象和實驗實驗表明：水驅(qū)初期以驅(qū)替作用為主，滲吸作用較弱，水驅(qū)中期驅(qū)替和滲吸都起作用；水驅(qū)后期滲吸的作用增大。即，隨著驅(qū)替過程的進(jìn)行，在采出的原油中驅(qū)替作用逐漸減弱，滲吸的作用逐漸增加。因為，在驅(qū)動力的作用下，水首先進(jìn)入較大的毛管孔道，隨著驅(qū)替過程的進(jìn)行，大毛管中的油越來越少，小毛管靠滲吸采油的作用逐漸增強(qiáng)。96第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.5低滲透油層的滲吸特征

1、滲吸現(xiàn)象和實驗巖心驅(qū)替和滲吸作用下含油孔徑分布變化在驅(qū)動力的作用下，水首先主要進(jìn)入較大的毛管孔道，隨著驅(qū)替過程的進(jìn)行，大毛管中的油越來越少，小毛管中靠滲吸采油的作用逐漸增加。97第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.5低滲透油層的滲吸特征

2、水驅(qū)油時最佳滲流速度在親水性低滲透天然巖心中，水驅(qū)油過程是潤濕相驅(qū)替非潤濕相，當(dāng)滲流速度較低時，易于發(fā)揮毛細(xì)管力的吸水排油作用，當(dāng)滲流速度較高時，則主要發(fā)揮驅(qū)動力的作用。其中，存在一個最佳的驅(qū)替速度，可使毛管力的滲吸作用和驅(qū)動力的總體作用都得到充分發(fā)揮，得到最佳的驅(qū)油效果。98第三節(jié)低滲透油層滲流特征3.5低滲透油層的滲吸特征

2、水驅(qū)油時最佳滲流速度①最佳滲流速度為1.4m/d；②相同滲流速度下，原油采收率隨滲透率的增加而增加。原油采收率與驅(qū)替速度的關(guān)系99第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.1自然產(chǎn)能低，生產(chǎn)壓差大，壓裂后增產(chǎn)幅度大4.2消耗方式下開發(fā)，產(chǎn)量遞減快，壓力下降快，一次采收率低4.3注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高4.4油井見注水效果緩慢4.5裂縫性低滲透砂巖油田注水井吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重4.6見水后采油指數(shù)下降，穩(wěn)產(chǎn)難度很大4.7原油粘度低，低含水階段含水上升較慢100第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.1自然產(chǎn)能低，生產(chǎn)壓差大，壓裂后增產(chǎn)幅度大低滲透油田油井生產(chǎn)能力數(shù)據(jù)表低滲透油層在經(jīng)過壓裂后，增產(chǎn)幅度較大101第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.1自然產(chǎn)能低，生產(chǎn)壓差大，壓裂后增產(chǎn)幅度大

少數(shù)低滲透油田，地層壓力系數(shù)高，原油中溶解氣多，油井自然產(chǎn)能相對較高，但生產(chǎn)壓差大。如大港馬西深層沙一下油層組，壓力系數(shù)1.47，原始?xì)庥捅?83m3/t，米采油指數(shù)低，油井初期可以自噴生產(chǎn)，平均單井日產(chǎn)32t，生產(chǎn)壓差21MPa，米采油指數(shù)0.06t/(d?MPa?m)。當(dāng)然，油井產(chǎn)量的大小，不僅取決于儲層滲透率的高低，也與原油性質(zhì)、油層厚度和工藝技術(shù)水平等有關(guān)。如，鄯善油田，油層滲透率只有6.2×10-3

m2，但地層原油粘度低(0.34mPa?s)，油層有效厚度大（20.5m），因此單井初期產(chǎn)能為12.5t/d，壓裂后提高到22.9t/d。新民油田，油層滲透率7.4×10-3

m2，但地層原油粘度高(8.7mPa?s)，油層有效厚度?。?.9m），沒有自然產(chǎn)能，壓裂后單井產(chǎn)量4.3t/d。102第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.2采用消耗方式開發(fā)，產(chǎn)量遞減快，壓力下降快，一次采收率低

低滲透油田一般邊底水都不活躍，天然能量不充足，再加滲流阻力大，能量消耗快，采用自然消耗方式開采，產(chǎn)量遞減快，地層壓力下降快，一次采收率低。根據(jù)國內(nèi)一些低滲透油田的統(tǒng)計，在依靠天然能量開采階段，產(chǎn)油量年遞減率一般在25-45%之間，最高可達(dá)60%，地層壓力下降快，每采出1%的地質(zhì)儲量，地層壓力下降3.2-4MPa。103第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.2采用消耗方式開發(fā)，產(chǎn)量遞減快，壓力下降快，一次采收率低油田開采層位產(chǎn)油量年遞減率(%)采1%地質(zhì)儲量壓力下降值(MPa)備注新民扶余、楊大城子604.89生產(chǎn)1年產(chǎn)量下降2/3，壓力下降50%安塞長625.8-32.23.94榆樹林扶余、楊大城子67-67沈95斷塊沙三28.7克拉瑪依八區(qū)烏爾禾45.4新井投產(chǎn)6-8月產(chǎn)量下降55%高尚堡30斷塊沙三44.22.75尕斯庫勒E31353.52純化沙二上、沙四3.19濮城沙三上5-104低滲透油田壓力、產(chǎn)量變化數(shù)據(jù)表104第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.2采用消耗方式開發(fā)，產(chǎn)量遞減快，壓力下降快，一次采收率低

地層壓力在投產(chǎn)后的3個月內(nèi)，從19.76MPa下降到16.29MPa，日產(chǎn)油從平均8.5t下降到平均5.5t；動液面從1514m上升到1728m。榆樹林油田東區(qū)產(chǎn)量遞減曲線105第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.2采用消耗方式開發(fā)，產(chǎn)量遞減快，壓力下降快，一次采收率低

低滲透油田依靠天然能量開采，一次采收率低。據(jù)美國和加拿大50個低滲透油田的統(tǒng)計，在滲透率分別為100-50×10-3

m2，50-10×10-3

m2和小于10×10-3

m2時，相應(yīng)的采收率分別為14.9%、14.8%和13.1%。我國低滲透油田計算的平均彈性采收率為3.2%，平均溶解氣采收率13.9%。1064.3注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征

19801981198219831984198519861987198819891990注水井?dāng)?shù)（口）1719232324293795150180199注水井泵壓(Mpa)17181918.518.5202122252626注水井口壓力(Mpa)15.516.517.916.818.219.319.220.722.32424.2平均單井日注水量(m3)128111127106151158143132121129121視吸水指數(shù)[m3/(d?Mpa)]8.36.77.16.38.38.27.46.45.45.45渤南油田注水?dāng)?shù)據(jù)表1074.3注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征

198719881989199019911992199319941995.5注水壓力(Mpa)8.29.91111.211.611.111.411.512.2啟動壓力(Mpa)7.78.79.29.69.69.81010.510.8單井日注水量(m3)747268737363515246吸水指數(shù)(m3/(d.Mpa))726459575456585054新立油田歷年注水狀況數(shù)據(jù)表低滲透油田注水井吸水能力低的原因：1、油層滲透率低；2、注采井距偏大；3、油層受傷害、污染及堵塞。1084.3注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征注采井距偏大、油層連通性差，則注水井的能量（壓力）難以傳遞、擴(kuò)散出去，致使注水井井底附近壓力蹩得很高。這類注水井的指示曲線一般是平行上移，斜率不變，說明吸水指數(shù)并未降低，主要是驅(qū)動壓力升高，有效的注水壓差減小，導(dǎo)致注水井吸水量低。1094.3注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征注水井指示曲線（勝利義更65井）

對于這類油田，適當(dāng)縮小注采井距，注水井吸水能力會很快提高，開發(fā)狀況可以得到相應(yīng)改善。1104.3注水井吸水能力低，啟動壓力和注水壓力高第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征

注入水質(zhì)不合格或者作業(yè)壓井液不合格、不配伍，會污染和堵塞油層，也降低注水量。這類井的指示曲線一般是斜率增大，表示吸水指數(shù)下降。針對造成的油層傷害，應(yīng)采取相應(yīng)的解堵措施，恢復(fù)和提高注水井吸水能力。遼河油田靜安堡油田沈95斷塊，油層粘土含量高，注入水質(zhì)不合格，含鐵、含油嚴(yán)重超標(biāo)，結(jié)構(gòu)嚴(yán)重，導(dǎo)致注水壓力升高，吸水能力降低。1990年轉(zhuǎn)注9口井中2口井長期注不進(jìn)水，7口井初期在注水壓力16MPa下，日注水僅70-100m3，2-3個月后，日注水降為50m3，注入壓力增至20MPa。1991年采取解堵，注熱水，并擠防膨劑進(jìn)行先期處理后，注水問題得到解決。111第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.4油井見注水效果緩慢，壓力、產(chǎn)量變化不如中高滲油層敏感低滲透油層滲流阻力大，注水井到油井間的壓力消耗大，注水井作用給油井的能量就很有效，因此見注水效果時間晚，見效后壓力、產(chǎn)量恢復(fù)幅度不大。根據(jù)鄯善、榆樹林、安塞、老君廟M層和新立等油田的統(tǒng)計，在井距250-300m條件下，油井一般在注水后6個月左右開始見效。112第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.4油井見注水效果緩慢，壓力、產(chǎn)量變化不如中高滲油層敏感

樹61-621樹61-622樹32樹61-62樹59-60樹60-63樹61-64樹61-65有效厚度(m)12.225.433.728.922.48.710.422連通厚度(m)12.216.227.325.210.87.710.46.4初期投產(chǎn)時間(年.月)1991.61991.61991.61991.91991.51991.61991.61991.6日產(chǎn)油(t)13.313.410.911.310.310.84.910.1采油強(qiáng)度(t/(d.m))1.90.530.320.390.51.240.470.46轉(zhuǎn)注時(1991)日產(chǎn)油(t)8.37.58.49.57.68.11.76.5采油強(qiáng)度(t/(d.m))0.680.30.250.330.340.980.160.29見效期投產(chǎn)時間(年.月)1991.121991.121992.81992.11993.11992.41992.61993.1日產(chǎn)油(t)9.586.28.24.85.92.54.1采油強(qiáng)度(t/(d.m))0.780.310.180.280.210.680.240.19最高時日產(chǎn)油(t)11.612.28.28.74.876.226.1采油強(qiáng)度(t/(d.m))0.950.480.240.30.210.80.310.28穩(wěn)定時日產(chǎn)油(t)912674.561.65.6采油強(qiáng)度(t/(d.m))0.740.470.180.240.20.690.150.25榆樹林油田32井區(qū)油井見效情況表該井區(qū)油井見效時間6個月，見效后平均最高產(chǎn)量只有投產(chǎn)初期的72.6%。113第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.4油井見注水效果緩慢，壓力、產(chǎn)量變化不如中高滲油層敏感油井注水見效的早晚除了與注采井距有關(guān)外，還與投注時間、注水強(qiáng)度、注采比和油層連通程度等有關(guān)。根據(jù)榆樹林油田不同注水時間、不同注水強(qiáng)度條件下油井見效快慢和效果程度的現(xiàn)場試驗：早期（同步）注水區(qū)塊見效時間快、見效井比例大，產(chǎn)量恢復(fù)程度高；晚注水區(qū)塊見效時間慢，見效井比例小，產(chǎn)量恢復(fù)程度低。注水強(qiáng)度大、注采比高的區(qū)塊，見效狀況好。114第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.4油井見注水效果緩慢，壓力、產(chǎn)量變化不如中高滲油層敏感榆樹林油田油井見效情況表區(qū)塊注水時機(jī)油井?dāng)?shù)（口）見效井?dāng)?shù)（口）見效比例(%)單井產(chǎn)量(t/d)產(chǎn)量恢復(fù)程度(%)投產(chǎn)初期見效前見效后樹32滯后5個月19126310.74.85.652.3樹332滯后6個月4121518.72.64.349.4樹34同步15106784.9675東16同步69507312.36.89.375.6東14滯后1個月361646.67.95.16.784.8全油田1791096110.45.47.370.2同步或早期注水，產(chǎn)量恢復(fù)程度高。115第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.4油井見注水效果緩慢，壓力、產(chǎn)量變化不如中高滲油層敏感低滲透油層由于滲流阻力大，注水井的能量擴(kuò)散不出去，在注水井附近蹩成高壓區(qū)，使注水井地層壓力和注水壓力上升快，注水產(chǎn)量很快降低；而生產(chǎn)井難以見到效果，地層壓力和流動壓力迅速下降，產(chǎn)量迅速遞減。丘陵油田壓力剖面圖116第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.4油井見注水效果緩慢，壓力、產(chǎn)量變化不如中高滲油層敏感龍虎泡高臺子油藏壓力剖面圖117第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.5裂縫性低滲透砂巖油田注水井吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重火燒山油田（二疊系平地泉組，裂縫發(fā)育；1989年投注61口井，單井日注水量為30～40m3）

a、井口注入壓力為0（自吸注水）的26井（42.6%）

b、井口注入壓力為0.1～2MPa的23井（37.6%）

c、井口注入壓力大于2MPa的11井（19.8%）備注：該油層空氣滲透率15×10-3μm2，壓力恢復(fù)曲線計算的有效滲透率為25～163×10-3μm2。1、注水井生產(chǎn)特征

①注水井啟動壓力和注入壓力低，吸水能力強(qiáng)118第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征拐點壓力8MPa，拐點前吸水指數(shù)4m3/(d.MPa)，拐點后吸水指數(shù)增到16m3/(d.MPa)1、注水井生產(chǎn)特征

②注水井指示曲線存在拐點，超過拐點壓力，吸水量急劇增大4.5裂縫性低滲透砂巖油田注水井吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重安塞油田吸水指示曲線119第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征1、注水井生產(chǎn)特征

②注水井指示曲線存在拐點，超過拐點壓力，吸水量急劇增大拐點壓力17MPa，拐點前吸水指數(shù)17.4m3/(d.MPa)，拐點后吸水指數(shù)增到40.2m3/(d.MPa)鄯善油田吸水水指示曲線4.5裂縫性低滲透砂巖油田注水井吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重120第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征壓裂投注，吸水不均勻，局部層吸水百分比特高。1、注水井生產(chǎn)特征

③在微裂縫發(fā)育時，注水井不經(jīng)壓裂直接投注，吸水能力較好，吸水剖面比較均勻4.5裂縫性低滲透砂巖油田注水井吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重王13-18井吸水剖面圖121第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征1、注水井生產(chǎn)特征

③在微裂縫發(fā)育時，注水井不經(jīng)壓裂直接投注，吸水能力較好，吸水剖面比較均勻不壓裂投注，吸水能力較強(qiáng)，吸水均勻。4.5裂縫性低滲透砂巖油田注水井吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重王13-18井吸水剖面圖122第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征加11在1969年3月1日注水，導(dǎo)致東西向的加10、12、13和14三個月內(nèi)全部水淹。加12井在注水16h后即遭水淹，水線推進(jìn)速度達(dá)8.9m/h。1、注水井生產(chǎn)特征

④沿裂縫走向油井水竄嚴(yán)重，方向性比較明顯備注：東西向裂縫，反九點方式注水，井距150m扶余油田西三試驗區(qū)井位示意圖4.5裂縫性低滲透砂巖油田注水井吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重123第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征效果：（1）油全面見效，產(chǎn)量翻番，井組月產(chǎn)油量從190t上升到500t；（2）油層壓力穩(wěn)定回升，年上升0.05-0.13MPa；（3）含水穩(wěn)定；（4）修井次數(shù)大幅度減少。1、注水井生產(chǎn)特征

⑤沿裂縫注水，兩側(cè)油井見注水效果較好措施：1965年10月147、161注水，后根據(jù)水竄方向陸續(xù)轉(zhuǎn)注148、149、693、95、128、135，形成95－693和128-135兩條水線玉門石油溝油田147井組井位圖4.5裂縫性低滲透砂巖油田注水井吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重124第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征老君廟油田

1975-1976間，注入水壓力從15.8MPa提高到19MPa，注采壓差由11.1MPa增大到17.3MPa，注水壓力超過地層破裂壓力1.3倍，導(dǎo)致裂縫水竄。至1980年底，先后出現(xiàn)油水井裂縫串通井165對，包括層內(nèi)和上下相鄰層間的裂縫串通。裂縫串通引起油井暴性水淹，1975-1980年間先后水淹井78口，日減產(chǎn)154.9t，年產(chǎn)量從1975年的23.8×104t，降至1979年的19.25×104t，綜合含水由41%上升至54.7%。1、注水井生產(chǎn)特征

⑥注水壓力不能超過裂縫張開或延伸壓力，注采比不能過大，防止注入水沿裂縫竄流4.5裂縫性低滲透砂巖油田注水井吸水能力強(qiáng)，油井水竄嚴(yán)重125第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.6低滲透油田見水后采油指數(shù)下降，穩(wěn)產(chǎn)難度很大低滲透油田見水后，采液（采油）指數(shù)大幅度下降，一般到含水50%-60%時，降至最低點，無量綱采液指數(shù)降到0.4左右。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(yán)重，當(dāng)采液指數(shù)最低時，無量綱采油指數(shù)只有0.15。126第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.6低滲透油田見水后采油指數(shù)下降，穩(wěn)產(chǎn)難度很大油田開采層位空氣滲透率(10-3μm2)地層原油粘度(mPa.s)無因次采液（油）指數(shù)（含水最低時情況）含水95%時含水(%)采液指數(shù)采油指數(shù)采液指數(shù)采油指數(shù)渤南－350.99600.290.120.40.05純化－4110.4550.60.290.90.1新立扶、楊6.56.7500.230.10.330.035乾安高臺子5.45.3600.260.090.280.033文東鹽間層沙三中29.20.72900.60.1馬嶺延安753650.440.180.520.06馬西沙一下100.38780.390.0970.40.045薩爾圖南部－6318.2601.750.752.850.35低滲透油田無因次采液（油）指數(shù)數(shù)據(jù)表(與高滲層相比)與高滲層相比，低滲透油田見水后，采油指數(shù)下降快很多127第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.6低滲透油田見水后采油指數(shù)下降，穩(wěn)產(chǎn)難度很大典型低滲透油田無量綱采液（油）指數(shù)變化曲線128第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.6低滲透油田見水后采油指數(shù)下降，穩(wěn)產(chǎn)難度很大低滲透油田油井見水后，由于產(chǎn)液指數(shù)和產(chǎn)油指數(shù)的大幅度下降，造成產(chǎn)油量的急劇遞減。在這種情況下，從需要上講，油井見水后應(yīng)該逐步加大生產(chǎn)壓差，提高排液量，以保持產(chǎn)油量的穩(wěn)定。但低滲透油田由于滲流阻力大，能量消耗多，流動壓力本來就已很低，繼續(xù)加大生產(chǎn)壓差的潛力很小，因此油井見水后，一般產(chǎn)液量和產(chǎn)油量大幅度下降。盡管采取調(diào)整、綜合治理等多方面措施，但穩(wěn)產(chǎn)難度很大。129第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.6低滲透油田見水后采油指數(shù)下降，穩(wěn)產(chǎn)難度很大渤南與孤島油田開采狀況曲線渤南油田為低滲透油田，全面調(diào)整后1989年產(chǎn)油186.8×104t，1994年已下降到69×104t，平均每年遞減12.6%。孤島油田為高滲透稠油油田，1983年全面調(diào)整后年產(chǎn)油450×104t，基本保持連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。130第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.6低滲透油田見水后采油指數(shù)下降，穩(wěn)產(chǎn)難度很大乾安與埕東油田無量綱采液（油）指數(shù)曲線圖當(dāng)含水70%左右時，對特高滲透的埕東油田，油井單井日產(chǎn)液為初期的2倍，單井日產(chǎn)油為初期的70%，而特低滲透的乾安油田，單井日產(chǎn)液只有初期的60-70%，單井日產(chǎn)油僅剩下20%。131第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.7低滲透油田原油粘度低，低含水階段含水上升較慢，是重要的采油期采出程度與含水率關(guān)系曲線低滲透油田原油粘度低，其曲線類型為Ⅲ－Ⅴ類，即含水初期含水率上升慢，在這一期間的采出程度可以達(dá)到很高。132第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.7低滲透油田原油粘度低，低含水階段含水上升較慢，是重要的采油期港深24井含水與采出程度關(guān)系圖大港馬西深層油藏，油井初期含水上升非常緩慢，在邊水和內(nèi)部注入水雙重力量推進(jìn)下，中含水期后，含水上升速度急劇加快，在一個月左右時間內(nèi)含水從約40%很快越升到80%以上。133第四節(jié)低滲透油田開發(fā)特征4.7低滲透油田原油粘度低，低含水階段含水上升較慢，是重要的采油期鄯善油田三間房組油藏含水與采出程度關(guān)系圖鄯善油田三間房組，無數(shù)（含水小于2%）采收率為5%，在含水為20%時，采出程度可達(dá)12.5%，占總水驅(qū)采收率（30%）的41.66%。1345.1開發(fā)程序5.2開發(fā)方式5.3開發(fā)層系劃分與組合5.4井網(wǎng)密度5.5注采井網(wǎng)部署5.6裂縫性低滲透砂巖油田開發(fā)井網(wǎng)部署5.7應(yīng)用水平井開發(fā)低滲透油層5.8提高采收率方法5.9改善水驅(qū)效果方法第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署135第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署5.1低滲透油田開發(fā)程序（1）開發(fā)提前介入，落實生產(chǎn)能力，優(yōu)選富集區(qū)塊（2）進(jìn)行早期油藏評價，編制開發(fā)概念設(shè)計（3）加深油藏研究試驗，編制和優(yōu)選正式總體開發(fā)方案（4）整體部署，分批實施，跟蹤研究，及時調(diào)整（5）加強(qiáng)動態(tài)觀察分析，逐步加強(qiáng)和完善注采系統(tǒng)136第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署5.2低滲透油田開發(fā)方式我國低滲透油田計算采收率匯總表與依靠天然能量采油相比，注水開發(fā)能補(bǔ)充低滲透油藏能量，保持油層壓力，因而能更大程度提高低滲透油田的采收率。1、注水開發(fā)低滲透油田137第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署同步采油注水及時補(bǔ)充了地層能量，可以保持較高的壓力水平，降低油井產(chǎn)量的遞減速度。2、早期注水保持壓力5.2低滲透油田開發(fā)方式朝陽溝油田不同注水時機(jī)采油強(qiáng)度對比圖138第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署超前注水開發(fā)油井穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量最高，可達(dá)6t/d，同步注水開發(fā)油井產(chǎn)量次之，滯后注水開發(fā)油井初期遞減量大，遞減期長，穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)量低（4t/d）。2、早期注水保持壓力5.2低滲透油田開發(fā)方式靖安油田五里灣一區(qū)注水開發(fā)時機(jī)單井產(chǎn)量曲線圖139第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署3、彈性能量較大和異常高壓的低滲透油田，可以適當(dāng)推遲注水時間，盡量增加無水采油量彈性能量較大的低滲透油田－龍虎泡油田開發(fā)實例原始地層壓力14.71MPa，飽和壓力10.78MPa，具有一定的彈性能量，原始?xì)庥捅?5m3/m3，地層原油粘度2.5mPa.s，原油性質(zhì)較好。1985-1987年利用天然能量開采，采出程度5.76%，地層壓力下降到10.2MPa（略低于飽和壓力）。1988年開始全面注水。到1994年底，采出程度23.6%，綜合含水43.4%，開發(fā)效果較好。5.2低滲透油田開發(fā)方式140第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署異常高壓油田開發(fā)狀況簡表由于壓力下降導(dǎo)致油層滲透率不能完全恢復(fù)，裂縫不能重新完全開啟，因此異常高壓油田必須采取注水（或注氣）開發(fā)，并將注水時間選擇在地層壓力降至靜水柱壓力附近。3、彈性能量較大和異常高壓的低滲透油田，可以適當(dāng)推遲注水時間，盡量增加無水采油量5.2低滲透油田開發(fā)方式141第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署5.2低滲透油田開發(fā)方式4、注氣開采－①注天然氣前蘇聯(lián)多林油田注水與皮特科夫油田注氣經(jīng)濟(jì)指標(biāo)表項目1964年1965年1966年1967年1968年1969年保持壓力時的年產(chǎn)油量(×104t)注水13.6213.7916.4718.3218.8117.81注氣41.4135.9536.7733.5630.8624.79節(jié)省開采費用(×104盧布)注水

注氣20.2929.4883.47115.195.3676.11保持壓力時的采油成本(%)注水200227.4305.2327.1326.4330.4注氣100106112.7121.9123146.8增加1t采油量的費用(盧布)注水16.7226.7724.5417.591717.14注氣8.056.244.13.854.365.56注氣開采比注水開采增產(chǎn)效果更好，成本更低。142第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署5.2低滲透油田開發(fā)方式安塞油田巖心實驗計算不同方案開發(fā)指標(biāo)對比表注伴生氣開采最終采收率最高，注水與注干氣開發(fā)效果相差無幾。4、注氣開采－①注天然氣143第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署5.2低滲透油田開發(fā)方式有利因素：1、吸氣能量強(qiáng)，且能保持穩(wěn)定，易于實現(xiàn)注采平衡，保持地層壓力2、注氣流壓低于注水流壓，有利于避免裂縫張開，防止產(chǎn)生竄進(jìn)現(xiàn)象3、沒有水質(zhì)問題，可以節(jié)省水質(zhì)處理費用4、因水質(zhì)腐蝕和泥巖膨脹而造成的套管損壞問題較輕，報廢井少不利因素：1、技術(shù)、設(shè)備較復(fù)雜，在我國實踐較少2、天然氣與原油粘度差別大，氣油流度比高，易造成粘滯指進(jìn)，產(chǎn)生氣竄（原油粘度越高，影響越大）4、注氣開采－①注天然氣144第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署5.2低滲透油田開發(fā)方式注空氣驅(qū)油的機(jī)理：一是傳統(tǒng)的注氣效應(yīng)；二是由于注入氣中存在氧氣而產(chǎn)生的熱化學(xué)物理反應(yīng)。當(dāng)空氣注入輕質(zhì)油層中時，氧與原油發(fā)生熱化學(xué)物理反應(yīng)，這種反應(yīng)熱使溫度上升，從而使部分輕質(zhì)油汽化，驅(qū)動氣體由空氣轉(zhuǎn)為就地產(chǎn)生CO、CO2、N2和汽化的輕質(zhì)烴組成的煙道氣。對注空氣來說，最重要的是油藏溫度必須足夠高，保證空氣中的氧氣能通過就地燃燒反應(yīng)而消耗掉，否則將存在氧氣可能導(dǎo)致發(fā)生爆炸和嚴(yán)重的腐蝕。4、注氣開采－②注空氣145第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署5.2低滲透油田開發(fā)方式4、注氣開采－②注空氣美國注空氣油田數(shù)據(jù)表146第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署5.3低滲透油田開發(fā)層系劃分與組合開發(fā)層系劃分與組合的一般原則1、一套開發(fā)層系中的油藏類型、油水分布、壓力系統(tǒng)和流體性質(zhì)等特征應(yīng)基本一致2、一套開發(fā)層系中油層沉積條件應(yīng)該大致相同，油層滲透率差異不應(yīng)過大（K級差不超過5-10倍）3、一套開發(fā)層系中油層不能太多，井段不能太長（一個層系主力油層一般2-3個，一口井油層總數(shù)一般6-9個）4、一套開發(fā)層系中要有一定的厚度（15米左右）、油井生產(chǎn)能力和單井控制儲量5、不同開發(fā)層系之間要有比較穩(wěn)定的泥巖隔層147第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署低滲透油田開發(fā)層系劃分與組合原則1、通常，如果低滲透油田滲透率絕對差值較小，開采過程中的流動壓力較低，層間干擾相對較輕，且單位厚度油層采油指數(shù)小，則開發(fā)層系劃分可以采用“多層油層一套開發(fā)層系－合層開采”，但井網(wǎng)密度要保持合理；2、如果油層層數(shù)多、厚度大，非均質(zhì)比較嚴(yán)重，層間矛盾突出，在油層厚度、儲量和經(jīng)濟(jì)條件允許的情況下，應(yīng)分不同層系開采；若油層厚度、儲量和經(jīng)濟(jì)條件不允許劃分更多的層系開采，在原油性質(zhì)較好時，可以用一套合理的井網(wǎng)密度，逐步上返開采。5.3低滲透油田開發(fā)層系劃分與組合148第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署5.3低滲透油田開發(fā)層系劃分與組合部分低滲透油田儲層及開發(fā)層系狀況簡表據(jù)表油層層數(shù)多，分布井段長，但總有效厚度小，單位面積儲量小，油井產(chǎn)量低，這種情況下應(yīng)采取一套開發(fā)層系開采，以保證經(jīng)濟(jì)效益。149第五節(jié)低滲透油田開發(fā)基本原則和部署5.4低滲透油田開發(fā)井網(wǎng)密度油田開發(fā)走過的歷程表明：由于儲層的非均質(zhì)性，因此要提