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中国石油大学胜利学院毕业设计(论文)中国石油大学胜利学院毕业设计（论文）（论文题目：）低渗透油藏的开发技术学生姓名 肖贵超 学 号 200910023127 专业班级 油气开采（专）09-1 指导教师： 李娜 2012年 月 日 低渗透油藏的开发技术摘要 中国低渗透油气资源丰富，具有很大的勘探开发潜力。近20年来，在低渗透砂岩、海相碳酸盐岩、火山岩勘探方面取得了很大发现，形成了国际一流的开发配套技术。低渗透油气田开发成熟技术有注水、压裂、注气等，储层精细描述和保护油气层是开发关键。多分支井技术、地震裂缝成像和裂缝诊断技术、新型压裂技术、注气提高采收率等新技术快速发展，发达国家低渗透油气田勘探开发技术日趋成熟。本文主要介绍了当前低渗透油藏的开发技术。关键词：低渗透油藏；油藏表征；油气藏保护；欠平衡钻井；井网部署前 言5第一章 低渗透油藏概论61.1 低渗透的概念61.2 低渗透油藏的划分61.3低渗油气藏的特点71.4国内低渗透油田储量动用情况71.5 低渗透油藏开发的主要问题7第二章 低渗透油藏开发技术82.1 油气藏表征技术82.1.1 油气藏表征技术的发展历程82.1.2 油藏表征的主要内容82.1.3油气藏表征的主要技术92.2 低渗油藏钻井技术92.2.1 气体钻井102.2.2 雾化钻井102.2.3 泡沫钻井102.2.4 欠平衡钻井102.3 完井技术102.3.1 裸眼井完井112.3.2 水平井裸眼分段压裂112.3.3 智能完井112.4 油气藏增产改造技术112.4.1 水平井开发技术112.4.2 酸化解堵技术112.4.3 物理法增产技术112.5 低渗油气藏保护技术5122.5.1 射孔过程中的油层保护技术122.5.2 压裂过程中的油层保护技术132.5.3 酸化过程中的油层保护技术132.5.4 井下作业中的油层保护技术142.6 水平井多分支井技术142.6.1 水平井技术142.6.2 多分支井技术152.7 注水、注气开采技术162.7.1 注水技术162.7.2 注气技术182.8 低渗透油气藏的井网部署192.8.1 井网部署介绍192.8.2 合理井网的探讨202.8.3 部署合理井网的建议21第三章 总结22参考文献23 前 言在中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍具有储层物性较差的特点，相应发育了丰富的低渗透油气资源。经过长期不懈的探索，中国低渗透油藏的勘探开发取得了很大的突破。通过持续不断的开发技术攻关和创新，中国的低渗透资源实现了规模有效开发，形成了国际一流的低渗透开发配套技术系列。在中国油气产量构成中低渗透产量的比例逐步上升，地位越来越重要。低渗透油藏通常具有低丰度、低压、低产“三低”特点，其有效开发难度很大。低渗储层中油气富集区，特别是裂缝发育带和相对高产区带的识别评价、开发方案优化、钻采工艺、储层改造、油井产量、开采成本、已开发油田的综合调整等技术经济问题，制约着低渗透油藏的有效和高效开发。如何经济有效地开发低渗透油气藏已成为世界共同关注的难题。国外低渗透油田开发中，已广泛应用并取得明显经济效益的主要技术有注水保持地层能量、压裂改造油层和注气等，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。小井眼技术、水平井、多分支井技术和CO2泡沫酸化压裂新技术应用，较大幅度地提高了单井产量，实现了低渗透油田少井高产和降低成本的目的。第1章 低渗透油藏概论1.1 低渗透的概念严格来讲，低渗透是针对储层的概念，一般是指渗透性能低的储层，国外一般将低渗透储层称之为致密储层。而进一步延伸和概念拓展，低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源的概念，现在讲到低渗透一词，其普遍的含义是指低渗透油气藏。具体来说低渗透油气田是指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油气田。目前低渗透储层的岩石类型包括砂岩、粉砂岩、砂质碳酸岩、灰岩、白云岩以及白垩等 ，但主要以致密砂岩储层为主1。1.2 低渗透油藏的划分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。不同国家根据不同时期石油资源状况和技术经济条件而制定。根据我国的实际情况和生产特征，按照油层平均渗透率把低渗透油田分为三类。第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为10.150×10-3m2，油井一般能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益；第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为1.110.0×10-3m2，一般束缚水饱和度较高，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发；第三类为超低渗透油田，油层平均渗透率为0.11.0×10-3m2，油层非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值。1.3低渗油气藏的特点低渗透油田一般具有储层渗透率低、丰度低、单井产能低，与中高渗透油田相比具有以下特点：一是低渗透油层连续性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低；二是储层渗透低，流度低，孔隙喉道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大；三是低渗透油层见水后，采液和采油指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁；四是储量丰度低，含油饱和度低，自然产能低，压裂投产后产量递减较快，无稳产期。1.4国内低渗透油田储量动用情况2004年，我国探明低渗透油层的石油地质储量为52.1×108t，动用的低渗透油田地质储量约26.0×108t，动用程度为50。从我国每年提交的探明石油地质储量看，低渗透油田地质储量所占的比例越来越大，1989年探明低渗透油层的石油地质储量为9989×104t，占当年总探明储量的27.1%。1990年探明低渗透油层的石油地质储量为21214×104t，占当年总探明储量的45.9%；1995年探明低渗透油层的石油地质储量为30796×104t，占当年总探明储量的72.7%，年探明的石油地质储量中大约三分之二为低渗透油层储量。可见，今后低渗透难采储量的开发所占的比重逐年加大，如何经济有效做好难采储量的评价、动用和开发理论技术的研究是我们攻关的主要目标和方向。从我国近些年来对低渗透油田的研究和开发水平看，有了较大的进展和提高，但与中高渗透油田相比仍有较大的差距。我国低渗透油田平均采收率只有21.4%，比中高渗透油田（34%）低12.6个百分点。目前有五十多个油田（区块）年开采速度小于0.5%，这些低速低效油田（区块）的地质储量约3.2×108t，其平均采油速度仅0.27%，预测最终采收率只有15.5%。1.5 低渗透油藏开发的主要问题低渗透油气田与高渗油气田相比，其储层特性、伤害机理、流动规律不仅仅是量的变化，实际上在一定程度上已经发生了质的变化，因此在开发中遇到的主要问题是：油藏表征准确度差，渗流机理尚未研究清楚；对油层伤害的敏感度强；储层能量低，单井产量低；基质中的油难以开采。归结起来是成本、效益和风险问题2。第2章 低渗透油藏开发技术 如何经济有效地开发低渗透油气藏已成为世界共同关注的难题。国外低渗透油田开发中，已广泛应用并取得明显经济效益的主要技术有注水保持地层能量、压裂改造油层和注气等，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。小井眼技术、水平井、多分支井技术和CO2泡沫酸化压裂新技术应用，较大幅度地提高了单井产量，实现了低渗透油田少井高产和降低成本的目的。国外低渗透油气田开发与开采技术形成了以下技术系列低渗透油气藏表征技术；低渗透油气藏钻井、完井技术；油气藏增产改造技术；油气藏保护技术；水平井、多分支井开采技术；注水、注气开采技术；低渗透油气藏开采井网优化技术；2.1 油气藏表征技术 2.1.1 油气藏表征技术的发展历程油藏表征是对油藏各种特征进行三维空间的定量描述、表征以至预测的技术。现代油藏表征技术是国外进行剩余油分布预测和开发决策等生产优化的最主要技术。技术发展经历了三个主要阶段，目前向着精细化方向发展。第一阶段是20世纪70年代，由斯伦贝谢测井公司提出以地质、测井为主体的单学科油藏描述技术。第二阶段是20世纪80年代，油藏描述进入多学科分头油藏描述阶段，即以不同学科信息为主体，对油藏特征进行多方位的描述。主要有:以地质为主体的描述；以地震为主体的描述；以测井为主体的描述；油藏工程描述技术。第三阶段是20世纪90年代以来以多学科集成为特点、以精细化为方向的油藏表征时期。在这一时期特别提倡地质、地震、测井研究员与油藏工程师在共享的平台上协同工作，相互交流，从技术层面强调地质、地震、测井、测试、油藏工程等多学科相关信息集成，进行综合地质建模，对油藏进行四维的定量化研究与表征3。 2.1.2 油藏表征的主要内容（1） 储层微构造描述。利用开发地震等多项资料，研究单砂体本身的起伏变化所显示的微结构特征，包括小高点、小构造、小断层等，描述微结构剩余油富集的有利圈闭及微结构与剩余油的关系。（2） 储层单砂体描述。通过精细地层对比，以层序地层学、测井地质学、储层地质学理论为指导，依据“区标准层”，选择“相标志段”，以“亚相单元”控制，进行“等时体”对比确定单砂体划分。（3） 流动单元研究。流动单元指侧向上、垂向上相互连通，并且具有相同渗流特征的岩石相组合。流动单元研究的核心是渗流屏障和渗流差异性。主要通过细分沉积微相、岩石物理相以及流动分层指标，结合动态与静态资料，平面上细分出流动单元类型，再根据其渗流性、吸水状况、压力变化、含水等资料，分析剩余油分布状况。（4） 储层结构和流体性质变化描述。研究长期开发生产后储层物性、微观孔隙结构、粘土矿物、润湿性、流体性质的变化规律和机理以及其在纵向上平面分布的规律和特点。（5） 建立可视化精细三维地质模型。包括构造模型、储层模型和流体模型。建模过程强调地质、地震、测井、油藏工程人员协同作业，对地质目标进行综合分析、判断和评价，降低预测的多解性和误差，提高地质模型的精度，三维地质模型是进行动态分析、剩余油分布预测和数值模拟研究的主要依据。（6） 剩余油分布量化研究。油田开发后期地下油水关系十分复杂，剩余油非常分散，寻找剩余油相对富集的部位对采收率十分重要。2.1.3油气藏表征的主要技术油气藏表征主要包括野外露头天然裂缝描述技术、岩心裂缝描述技术、成像与常规测井裂缝描述、储层生产动态测试资料表征、三维地震、四维地震、井间地震和井间电磁波等油气藏表征、三维可视化、综合地质研究技术。油藏描述技术是对油气藏特征进行定性与定量描述、预测是进行剩余油分布预测和开发决策主要技术。由于决策的内容不同油藏描述技术和方法也不同描述内容和精度有差别。对进入中后期开发的老油田以确定剩余油分布为目的的油气藏描述必须通过集成化的精细表征提供准确的剩余油分布状况指导油气田调整挖潜改善开发效果。2.2 低渗油藏钻井技术包括气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井和欠平衡钻井技术等。欠平衡钻井亦称为欠平衡压力钻井这一概念早在20世纪初就已提出但是直至20世纪80年代初期井控技术和井控设备出现才使防止井喷成为可能这种钻井技术也得以发展和应用。在美国和加拿大欠平衡钻井已经成为钻井技术发展的热点并越来越多地与水平井、多分支井及小井眼钻井技术相结合在美国欠平衡钻井占钻井数的比例已经达到30%。 2.2.1 气体钻井气体钻井技术就是采用以气体为主要循环流体的欠平衡钻井技术，相对于常规钻井，其优势主要表现在保护和发现储层、提高油气产量和采收率、提高钻井速度、减少或避免井漏等方面的优势。目前普遍应用的有2中，一是纯空气钻井，二是纯惰性气体钻井。纯气体钻井井底压力当量密度可降低到0-0.05g/cm3；环空返速要求最低为15m/s。（1）纯空气钻井。主要应用在提高非储层段的机械钻速和对付非储层段井漏上，钻遇油气层时井下着火和爆炸的可能性极大；要求钻进的井段没有水层或地层出水较小；工艺相对较为简单。（2）纯惰性气体钻井。包括氮气钻井、天然气钻井、柴油机尾气钻井等，应用在油气层段的钻进，目的是为了避免储层伤害，可及时、无遗漏的发现和评价油气层，提高单井油气产量和采收率。 2.2.2 雾化钻井可进行空气雾化钻井（存在井下爆炸的危险，在非油气层段应用）和惰性气体雾化钻井。同时通过注入管线向井内注入气体和发泡胶液，利用高速气流将注入的液体雾化，目的是在地层出水较小时提高流体的携岩能力，满足井底携砂要求，其注入的气量和压力都比纯气体钻井要大。 2.2.3 泡沫钻井有稳定泡沫和硬胶泡沫两种，泡沫钻井一般都采用空气作为气基。同时通过注入管线向井内注入较小排量的空气和较大排量的发泡胶液，形成细小稳定的泡沫，气液比一般在1000-200：1之间，连续相为液相。其优点是需要气体排量小（只需纯气体钻井一半左右）、密度低、滤失量小、可防止井下爆炸、对油气层伤害小、提高机械钻速、携岩能力强（为常规钻井液的10倍）；缺点是泡沫回收难度大、回收率低、发泡材料昂贵，成本较高。 2.2.4 欠平衡钻井 欠平衡压力钻井是指在钻井过程中钻井液柱作用在井底的压力（包括钻井液柱的静液压力，循环压降和井口回压）低于底层孔隙压力4。2.3 完井技术包括裸眼井完井、水平井裸眼分段压裂和智能完井。裸眼完井法的操作相对简单，在油田的开发中被广泛应用，水平段裸眼分段压裂技术是对油藏的一种改造技术，可以大幅度提高储集层渗透能力，智能完井管柱在油井开发过程中后期使用，是提高层间开发效果的可靠手段。 2.3.1 裸眼井完井裸眼完井法是将套管下至生产层顶部进行固井，生产层段裸露的完井方法。多用于碳酸盐岩、硬砂岩和胶结比较好、层位比较简单的油层。优点是生产层裸露面积大，油、气流入井内的阻力小，但不适于有不同性质、不同压力的多油层。根据钻开生产层和下入套管的时间先后，裸眼完井法又分为先期裸眼完井法和后期裸眼完井法。 2.3.2 水平井裸眼分段压裂水平井裸眼分段压裂是对完井时未下油层套管的水平油气井进行的一种分段压裂改造，可以提高水平段的孔渗情况，提高储层的渗透能力。 2.3.3 智能完井智能完井管柱，每一个分支的流量可控制，如果某一分支井眼含水超过80%，就关闭这一分支井眼的生产，因此智能完井管柱可以实现分层开采，缓解层间矛盾改善开发效果。2.4 油气藏增产改造技术包括氮气泡沫压裂、泡沫酸化压裂、水平井裸眼分段泡沫压裂、液态CO2加砂压裂、重复压裂、微聚无聚压裂液、耐高温延迟交联压裂液、轻型支撑剂、可变形支撑剂和加纤维支撑剂、无聚合物CO2压裂、斜井水平井多级压裂、水力喷射压裂技术。 2.4.1 水平井开发技术水平井开发技术：低渗透油藏水平井开发与直井开发相比，具有以下优点水平井系统的压裂梯度远高于直井系统的压力梯度降低井筒周围的压降水平段增加了钻遇较多垂直裂缝的机率低渗透油藏利用水平井注水，注人压力低，注人能力高。 2.4.2 酸化解堵技术酸化解堵技术：酸化解堵技术是通过酸液近井地带的堵塞矿物以及部分无机垢，从而达到油层解堵的目的。该工艺的缺点是绿泥石是典型的酸敏矿物，与酸生成化学沉淀，因此对油层存在潜在损害。 2.4.3 物理法增产技术物理法增产技术：油田开发过程中由于钻井、完井、压裂、注水、注气及措施引起的机械杂质对油层近井地带造成污染和损坏， 以及地层本身的结垢和结蜡使近井地带油层渗透率降低， 阻碍了原油向井筒的会聚， 使油井产量急剧下降， 致使油井的实际产能和其潜在产能之间存在很大差距， 使部分井成为低产井、停产甚至死井， 物理法技术可以有效解决该问题。物理法技术的增油机理主要表现5个方面。1） 物理法作用导致油、水与岩层产生重力分离2） 油层产生疲劳裂缝有利于原油流动3） 改变油层岩石的润湿性， 消除“贾敏效应”， 产生空化效应， 加速油流向井筒汇聚4） 物理法振动解堵效应5） 物理法振动可使残余油参与运移。物理法增产技术类型包括：依靠水力作为动力源；依靠电作为能源；依靠油水井自身能量作为动力源。2.5 低渗油气藏保护技术5油田在勘探开发的各个环节均可造成低渗透层油层损害。究其原因，均属油层本身的潜在损害因素，它包括储层的敏感性矿物，储渗空间，岩石表面性质及储层的液体性质等。在外在条件变化时，包括钻开油气层、射孔试油、酸化、压裂等，储层不能适应变化情况，就会导致油层渗透率降低，造成油层损害。对低渗透油层特别强调油层保护并不是因为这类油层比高渗透油层更易受污染，而是因为低渗透油层自然渗透能力差，任何轻微的污染伤害都会导致产能的大幅度降低，因此，低渗透油层的油层保护尤为重要。 2.5.1 射孔过程中的油层保护技术射孔过程中对油层的损坏主要有两方面的原因：一是射孔弹的碎屑物堵塞孔眼；二是射孔液的固相和滤液伤害油层。在射孔打开油层的短时间内，如果井内液柱压力过大或射孔液性能不符合要求，就可能通过射孔孔眼进入油层的较深部位，其对油层的损害比钻井还要严重。针对射孔过程中可能损害油层的原因，主要采用以下几方面的保护油层措施： 1、选用新型无杵堵、穿透能力又强的聚能射孔弹，如89弹、102弹、127弹及1米弹。 2、改进射孔工艺技术，采用油管传输射孔和负压射孔工艺。 3、使用优质射孔液，射孔液要与地层水相配伍，不堵塞孔眼，不与地层水发生反应而损害地层。 4、采用负压射孔技术 2.5.2 压裂过程中的油层保护技术 虽然压裂所造成的填砂裂缝具有很高的导流能力，但在压裂过程中由于压裂液性能和压裂工艺的不当又可能会造成对油层的损害，这种损坏不仅会大大降低填砂裂缝的导流能力，而且还会损害储层本身的渗流能力，在压裂中对填砂裂缝和油层的损害主要有以下几个方面： 1、压裂液残渣损害填砂裂缝导流能力：例如普通田箐冻胶压裂液残渣可达2030，可使填砂裂缝导流能力降低6090。 2、压裂液滤液损害油层导流能力：在高压高温影响下，压裂液的滤失量可以达到相当大的数量。据有关实验资料表明，当田菁压裂液水化液挤入量达到孔隙体积23倍时，岩心渗透率伤害达75左右。渗透率越低，损害越严重。 3、返排液不及时，不彻底时损害油层：压裂液的滤液在地下长时间停留，不仅会加重粘土膨胀和油水乳化程度，而且还会产生物理和化学沉淀，加重对油层的损害。压裂后不及时排液对岩心渗透率的伤害比及时排液高34倍以上。 针对上述原因，在压裂过程中主要采取以下防护技术措施： (1)选用残渣低、滤失量小的压裂液，如改性田菁、蚕豆粉等。 (2)在压裂中加入粘土稳定剂、表面活性剂、破乳剂、破胶剂和助排剂等添加剂。 (3)压裂后要及时彻底返排压裂液。 2.5.3 酸化过程中的油层保护技术 储层经酸化处理后，释放出大量微粒，矿物溶解释出的离子还可能再次沉淀，这些微粒和沉淀将堵塞储层的流动通道，轻者可削弱酸化效果，重者可导致酸化失败。对于低渗透率储层，由于其孔渗条件差，储层敏感性强的同时，还极易产生乳状堵塞，要加入破乳剂，用以破坏乳状液的稳定性，降低油水界面张力，增强解堵后残酸的返排能力。各种离子沉淀是有一定条件的，尤其是PH值的影响最大。因此，合理控制PH值，酸液中加入助排剂，以及采用有效方法及时而彻底的排酸，是防止沉淀伤害储层的有效措施。 100度条件下，土酸对地层岩石的最终溶蚀率1小时为43.5，8小时为47.8，几乎没有缓速作用，远远高于潜在酸和zJH解堵剂等的伤害酸，对地层有较强的破坏作用。因此，在解除外来液对油井污染时，优选JO系列酸及ZlTH系列解堵剂。 在酸化施工中，酸液反应几个小时后，如何适当的关井与返排，是酸化防止二次沉淀的重要一步。 2.5.4 井下作业中的油层保护技术 在井下作业中要和射孔、压裂一样，保证下井的油管、工具和洗压井液清洁，且不发生漏失、堵塞和化学伤害现象发生。对于井下作业，对储层的污染主要表现在入井液污染。 优选的压井液和洗井液有以下特点： (1)优质无固相洗井液流变性好，抑制性强，配置简单，对产层伤害小： (2)优质无固相系列压井体系液稳定性好，抑制性强，滤失量低，并且具有一定的悬浮携带能力： (3)优质无固相系列压井液体系密度可调，能满足储层不同压力变化的要求。 (4)优质无固相系列压井液体系配伍性好，渗透率恢复值高，对储层有较好的保护作用。2.6 水平井多分支井技术 2.6.1 水平井技术水平井技术是开发低渗透油气田的一种有效途径，可大幅度提高勘探开发的综合经济效益。 由于水平井对储层具有很大的穿透度，水平井技术能够有效的增大生产井段与地层的接触面积， 降低生产压差， 提高生产井的产能。因此，水平井技术十分适合于低渗油气田的开发。（1） 低渗透油藏水平井开发应用现状。水平井技术于1 9 2 8年提出，20世纪 40年代付诸实施 ，2 0世纪8 0年代相继在美国，加拿大，法国等国家得到了广范的工业化应用，形成了一股研究和应用水平井技术的高潮。如今水平井工艺日臻精进，水平井各项配套工艺也日益完善。水平井目前主要用在薄层油藏、天然裂缝油藏、存在水锥和气锥的油藏、存在底水锥进的气藏等。 （2） 低渗透油藏水平井开发的认识利用水平井开发低渗透油藏是可行的，但是存在一定的风险，因此要对油藏地质条件做综合评价，选 择合适的油藏，保证好的开发效果；如果油藏天然能量充足，低渗透油藏开发项目可以取得成功。开发实践表明，由于低渗透储层物性相对比较差或者天然能量不足，要想提高水平井产量应及时补充地层能量， 恢复和维持地层压力，以便取得较高可采储量。（3） 水平井开发优势水平井的主要优点在于利用水平井可以大大地增加井筒与油层的接触面积。这样就可以减少能量损耗。在同一储层内，水平段的长度一般有几百米，水平井与储层的接触面积大大提高，且油气纵向运移到井眼中的距离很小，对于渗透性不好的储层也能大大提高油气采收率，所以水平井开发对于油气开发后期剩余油的开采有很好的效果。水平井在增大井眼与储层接触面积同时，也克服了底水锥进和边水突进的问题。水平井水平段与油层之间为线接触方式，目的层附近的地层压降呈线性分 布。采出同样的产量，水平井井底附近的压降将远远小于直井井底，故水平井抑制底水锥进更为有效。对于边水油藏而言，由于定向井生产压差大，边水以“ 锥” 形向生产井底突进，且相对水平井较快突进到井底，使生产井过早水淹；而水平井生产压差较小，边水以“ 线” 状向生产井推进，驱油效率高，波及体积大， 生产井见水时间晚，开发效果好6。 2.6.2 多分支井技术多分支井钻井完井系统可通过机械方式将分支井与主井眼连接起来 ,并允许选择性地开采或混合开采各分支井段。它能够提高低渗透油田的原油采收率、 增加产能和节约成本。简要给出了多分支井在类型选择、 轨迹设计、 钻柱设计和完井方式设计等方面的原则和方法，并介绍了这项特殊技术在低渗透油藏中的应用情况。认为多分支井技术是开发低渗透油气藏的经济有效手段。（1） 多分支井钻井和完井设计原则多分支井钻井主要是利用定向井、水平井钻井技术，但其难度和复杂程度远高于普通定向井和水平井，尤其是完井。实施多分支井钻井的关键和前提是做细做好钻井和完井设计。（2） 多分支井类型的选择选择多分支井类型时应考虑以下要素:根据主井眼是否已下套管、 油藏的不同特点(是单一、多层、块状等)以及油层构造特性、完井方式、主井眼与分支井眼是分采还是合采等来确定分支井的类型。多分支井究竟采用哪一种类型，取决于以下三个方面的限制和要求:油藏地质构造形态的复杂性、 钻井技术上的风险性以及采油修井工艺方面的要求程度。假设没有重大的钻井限制和风险，分支井的几何形状可以复杂些，以尽量满足注采开发方案的要求。如果风险较大，则宜于采用简单的几何形状。（3）多年来，世界油井作业一致面临着在降低成本的同时如何生产更多油气的挑战，而多分支井技术的出现，为达到这些目的提供了一种手段，它使一些用常规方法开采很不经济的油气田可以进一步开发。对于低渗透油田，作业者面临着降低成本的更大压力，因此要更多地利用现有的井眼。实例表明通过使用多分支钻井技术能实现泄油面积大量增加的目的。在我国,石油的资源量和探明储量中低渗透油气藏均约占四分之一，现有 23 ×108t 的低渗透油气藏探明储量尚未动用，因此如何开发好低渗透油气藏并使之具有经济效益，就成为影响陆上石油工业持续发展的重要问题。多分支井克服了单一水平井 “一井一层” 的局限,实现 “一井多层” 或 “一层多井” ,进一步发挥水平井 “少井高产” 的优点,可以降低原油吨油成本。有希望成为解决开发低渗透油气藏具有经济效益问题的最佳技术途径。研究表明:水平井能使一个用直井开发不具有经济效益的油田具有开发的可能，而多分支井则有可能使即使用水平井开发也仍处于经济边缘的油田开发具有经济效益。其理由是多分技井可以进一步增加油藏的泄流面积，提高原油采收率;进一步减少开发井数量，相应减少开发井钻井进尺；大幅度提高单井产量；有利于减少环境污染和环境压力等。另外，低渗透油田开发上最重要的一点是 “密井网” ，而多分支井正好可以满足这方面的需要,同时又降低了成本，提高了产量。黑海油气开采管理局为了加密原来的井网,钻了一些多分技井。投产后日产原油70140t/ d，而当时邻井产量仅为915t/ d。中东地区的一口多分支井的钻井作业仅用19d ，5 个产层新增泄油长度超过5000英尺。与老井相比，产量大幅提高,数周内就由于产量的提高而收回了多分支井的钻井成本。近年来 ，多分支井技术逐步被认为是进一步提高剩余油采收率 ，变难动用储藏为可动用储藏，进一步提高油气井经济效益最创新、 最有意义、 最具开发前景的钻井前沿技术之一。全面进行多分支井开发低渗透油田的生产与实践非常必要。2.7 注水、注气开采技术 2.7.1 注水技术低渗透性油气田储量广泛，在油气田开发中起着举足轻重的作用。注水开采是目前普遍采用的油气开采方式，它对保持油层压力，实现油田高产稳产、高效开发发挥着重要的作用。注水过程中，由于注入水向地层推进，在储层内会发生物理的或化学的反应，从而导致储层中流体渗流阻力增加和渗透率下降，造成地层污染。(1) 注水过程中储层损害机理注水开发是一种常见的、经济的开发方式。但是，低渗、特低渗油藏具有油藏渗透率低、孔隙喉道小、储集层物性差、敏感性矿物含量高、敏感性强等特点，容易造成油气层损害2。因此，在低渗、特低渗油气藏注水开发中必须从技术、管理等方面入手，采取有效措施保护储层免受污染。对于低渗、特低渗油气藏，普遍存在着的储层损害，一种是水相的侵入造成的伤害，如水敏性、盐敏性、碱敏性损害和无机结垢、有机垢堵塞等；另一种则是固相颗粒的侵入造成的堵塞。由此可见，注水过程引起的油层伤害完全依赖于油层自身岩性及所含流体特性与注入水水质两个方面，前者是客观存在，是引起油层伤害的潜在因素；后者是诱发油层伤害的外部条件。因此，努力改善注入水的水质可以有效的控制油层伤害，注入水的水质是决定注水成败的关键。在注水开发过程中，低渗、特低渗油气藏的储层损害分为四种类型：一是水侵、水锥引起的地层损害；二是水敏、水堵引起的地层损害；三是水垢引起的地层损害；四是其它杂质引起的地层损害7。因此，在注水作业中要采取有效的措施减少或防止对地层的损害。保持合理的注水和采油速度。控制注水、注采平衡，不仅可以防止或减缓指进、水锥的形成、水堵的形成和相对渗透率的减小，而且还能够防止盐类沉淀和出砂以及颗粒运移，从而达到保护储集层的目的。针对已经出现水侵或者水锥的油气井，要及时调整注采方案，比如采取降低注水强度、停注、调剖堵水、降低采油速度，改采等方法。严格注水水质的预处理。外来注水由于注入水的温度、矿化度、有机杂质、细菌等物质侵入油层，造成油层污染，从而导致产量下降。因此，要严格对注入水的水质进行预先处理，保证入井水质与地层配伍。正确选用预处理的表面活性剂。在水质预处理过程中存在正确选择配伍剂的问题，而在注水过程中也会出现正确选用预处理剂的问题。只有正确选用表面活性剂，才能防止润湿反转和油湿；只有正确选用相溶液体，才能防止乳状液形成和相对渗透率降低；只有正确选用抑制剂，才能防止沉淀和结垢，例如选用无机多磷酸盐脱水防垢剂，或选用聚合物有机酸溶水防垢剂等。加强注水井的管理，严格按照相关规定执行，定期做好注水井的洗井工作以打破井筒中结垢、腐蚀的化学环境(2)低渗油气藏注水方面的认识及未来方向对低渗、特低渗储集层损害机理分析表明水敏损害是低渗透油气藏储层的主要损害因素。水锁损害是特低渗透层的主要损害因素。可利用屏蔽暂堵技术、防膨剂、水锁解除剂及其它相关技术预防和解除这类损害13。除水的侵入造成的损害外，低渗透油藏的另一大损害就是固体造成的损害。对于这种损害，可应用酸化解堵、热洗井及酸+氧化剂的解堵方法来解决。必须高度重视岩性分析和地层水分析及油层伤害评价，为油气藏下一步的开发做好准备。急需研究保护效果良好、成本低、有效期长的注水油藏保护措施。应尽快建立一套完整的低渗、特低渗油藏损害机理预测、损害油藏的解除及保护技术，为低渗、特低渗油气藏的开发奠定基础7。 2.7.2 注气技术 国内低渗透油气田石油地质储量丰富，占陆地探明储量的26.9 。注气法作为一种提高采收率的常用方法，受到各大油田的普遍关注，尤其是对低渗透油田非常适用。统计资料表明，国外提高采收率应用技术中，注气是第二位的。目前全世界正在生产的注气采油项目共有130个，其中注二氧化碳采油项目75个，注天然气采油项目 个，注氮气采油项目 个。国外二十世纪50年代就开始注气提高采收率技术研究，80年代，注气混相和非混相驱油技术已得到广泛的应用，并获得较好经济效益，注气可使老油田的采收率在原来的基础上提高20左右。在俄罗斯，40以上的难采储量集中在低渗透层中，低渗透油藏大部分原油储量属于低粘油。利用自动化系统对低渗透油藏的采油方法进行了评估，2个区的910个油藏中35个层系被建议注CO 、351个层系注气态烃、87个层系注循环气体、个层系注热水。可见，注气法适用于 的低渗透油藏。而在美国，注气采油法在提高采收率中排第二位，仅次于热力采油。从 年，利用注气法增产的产量占总增产量的比例由21.2 上升到40.8 ，而设计数由 增加到43.7 。我国发展注气较慢，原因在于： 对于多数油田而言，气源紧张，不可能用来大量注气； 原油含蜡多，密度和粘度都比较高，绝大多数油藏原油粘度大于 mPa · s ，注气后由于不利的流度比、气窜和重力差异比较严重，波及系数不高，而且难于混相，需要研究的问题较多。因此注气混相驱和非混相驱一直未能很好地开展起来，但近十几年有所改变。1998年，全国开展了三次采油潜力的二次评价工作，据初步统计，适合于注气（CO ）混相驱的地质储量在10.57 × t 以上，占参评石油地质储量的10.4 ，与水驱相比，平均可提高采收率16.4 ，增加可采储量1.73 × t 。因此，要改变单一的注水开发模式，因地制宜、经济有效地发展多种提高采收率技术，这就迫切地要求我们对注气混相和非混相驱技术予以足够的重视和必要的关注。 结合我国实际情况，与传统的注水开发方式相比，注气开发方式的有利因素可以归纳如下： 吸气能力强，并且能够保持稳定，易于实现注采平衡； 注气流压低于注水流压，有利于避免裂缝张开，防止产生窜进现象； 无水质问题，可避免一整套比较复杂的处理水质的工艺流程设备； 因水质腐蚀和泥岩膨胀而造成的套管损坏问题较轻，报废井较少； 油井见注入气的情况比见注入水的情况简单，比较容易管理。2.8 低渗透油气藏的井网部署 目前，我国低渗透油藏储量占总储量40%左右，是未来开发的重点和难点。从已开发的低渗透油田看，开发效果差异大，根源是低渗透油藏具有其特殊性，对注水开发井网的部署极为敏感。如果注采井网布置合理，能见到好的注水效果，否则，很难达到方案预期效果。 2.8.1 井网部署介绍低渗透油藏开发井网部署大体上经历了3个阶段：初期沿用中高渗透油藏的开发井网，中期将注采井网与储层裂缝系统进行了初步优化，井排方向与裂缝方向错开一定角度。目前阶段采用注水井排方向与裂缝方向平行的菱形反九点法井网，或者是排距、井距不等的注水井排平行于裂缝系统的矩形井网。 1.初期沿用中高渗透油藏的开发井网低渗透油藏开发初期，对渗流特征认识不充分等，采用了中高渗透油藏的开发井网，造成了注水受效差、注采比高、产量递减、自然递减率高等问题。例如，龙虎泡高台子层，储层孔隙度为13.5%，空气渗透率为0.51×10-3m2，采用300m×300m正方形反九点法井网，注水开发4年，累积注采比达到3.54，单井日产油由1.32t/d下降到0.65t/d，地层压力由7.8MPa下降到5.8MPa，自然递减率高达34.5%，由此可见，注采井间无法建立有效的驱动压力体系。局部区域天然微裂缝较为发育的新肇油田，采用300m×300m正方形反九点法井网，注水井排方向沿东西部署，与裂缝走向平行。注水开发4年，注水井排方向油井水淹比例高达63.0%8。 2.中期优化注水井排方向与裂缝方向在低渗透油藏开发实践中，逐渐认识到井网对开发效果影响较大，中期将注采井网与储层裂缝进行了初步优化，井排方向与裂缝方向错开22.5o或45o。井网延迟了注水井排油井见水时间，开发状况有所改善，但是注水井沿裂缝方向与错开的生产井仍可形成水线，所以水淹速度仍很快，且难以调整。例如安塞油田坪桥区和王窑区开发初期，以250m300m正方形反九点法井网投入开发，井排方向与裂缝走向错开45o。由于裂缝较发育，致使裂缝两侧压力差异较大。 3.目前采用菱形反九点法井网或矩形井网针对低渗透油藏开发基本特点，结合现场试验，提出注水井排方向与裂缝方向平行的菱形反九点法井网。 2.8.2 合理井网的探讨低渗透油藏由于储层致密，实现有效注水开发往往与裂缝密切相关，由于油藏本身发育裂缝，致使基质和裂缝渗透率之间存在强烈差异和各向异性。从两个方面对低渗透油藏开发合理井网分析。（1）为尽量避免油水井发生水窜，必须要考虑沿裂缝线性注水，即注水井排与裂缝走向一致，这样因为注水井之间存在裂缝很快形成水线。注水井之间沿裂缝拉成水线后，随着注水量的不断增