作者：任芳祥等
出版社：石油工业出版社
格式: AZW3, DOCX, EPUB, MOBI, PDF, TXT
低品位石油储量复杂结构井开发技术试读：
前言
中国的石油工业经过近一个世纪的发展，一些埋藏浅、构造简单、储集层和原油性质较好、相对较易开采的高品位石油储量大多已探明和开发，而埋藏深、构造复杂、储集层和原油性质差以及经过一定时期开发的老油田，逐步成为勘探和开发的重点领域。
我国属于石油地质条件十分复杂的国家，低品位石油资源占有举足轻重的地位。1994年，全国第二次油气资源评价认为全国石油资源量中，低渗透石油资源量占总资源量的22.4%，稠油资源量占21.1%。二者相加所得的低品位石油储量占到了43.5%。中国石油天然气集团公司2003年对全国28个主要沉积盆地的油气资源评价取得的认识是：低渗透油层资源量占43%，稠油资源量占7.2%，二者相加所得的低品位石油资源量占总资源量的50.2%。
随着我国国民经济的持续高速发展，石油消费不断攀升。过去15 年，我国原油产量平均年增长率为1.8%，远低于同期石油消费平均增长速度7.0%。自从1993 年我国成为原油净进口国以来，原油进8口量连年增长，2005 年原油净进口已超过1.36×10t。预计到2020 年，8中国石油年消费量将达到（4.5～6）×10t，石油供需缺口为（2.5～82.7）×10t左右，对外依存度将达55%～60%。而随着高品位油藏的高速开发，其产量呈递减趋势。我国每年新增可采储量与地质储量之比已由20 世纪60 年代的0.376 降为近年来的0.168，低品位储量的比例不断提高。
从世界石油工业发展规律看，一个油区随着勘探的加深，找到的低品位储量的比例必将越来越大。随着开发时间的延长，油区剩余的资源中因开采多年而品位变差的资源的比例也会增加，油井中低产井的比例也将越来越大。如果我们不能面对这些现实，按照实际情况确8定工作方针，勘探开发工作的路子将越来越窄。单以目前40×10t左右探明未动用的低渗透储量为例，以现有的技术经济条件，再动用815×10t储量，年采油速度按0.5%～0.7%计，就可多生产（750～41000）×10t原油。同时，经过半个多世纪的大规模的开发，我们已经有了数万口关闭油井或废弃油井，如果利用新技术优选并恢复生4产，再增加（100～200）×10t原油产量也是可能的。
水平井、鱼骨井、多底井等复杂结构井技术是动用低品位储量、提高低品位储量采收率的利器。辽河油区通过多种类型油藏复杂结构井的广泛试验和部分油藏类型的规模应用，取得了提高低品位储量动用程度、提高采油速度和采收率的好效果。复杂结构井技术已经应用在静52、兴古7、西斜坡、洼60、欢2-11-13、齐131、新海27、高4105、锦150等十几个区块，覆盖地质储量5500×10t，成功应用到特殊岩性油藏、薄层稠油油藏、低渗透砂岩油藏和复杂小断块。由于投资成本适中，回收期短，社会、经济效益显著，部分区块投入开发一年就已完全收回投资；完井系统与国外钻井服务公司同水平相比价格仅为1/8～1/6，有较高的价格优势；多分支井技术在油气资源日趋紧张的今天，在薄层稠油藏和低渗透油藏的开采中，为油区实现“少井多产”目标提供了有力保证。截至2007年底，全油区共完钻包括水4平井在内的复杂结构井496口，建成原油生产能力175×10t。投产4485口，开井386口，2007年产油154.8×10t。实现销售收入81.73×88810元，而同期总投资56.62×10元，实现利润25.11×10元，在油田稳定发展中发挥了重要作用，取得了显著的社会和经济成效。
除了辽河油区，低品位储量复杂结构井开发技术在四川、大庆、新疆等油田都具有推广应用前景，能够有效利用国家资源，满足国民经济对合理采油速度的要求，节省土地占用，保护环境，特别是所有工具均有自主知识产权，经济和社会效益都十分显著。
当前是开发低品位石油资源的有利时机，开发低品位储量有3个有利条件：（1）油价处于相对高位，开发低品位石油资源，不仅利润可观，可以较快收回各项投资费用，也为今后低油价时期以极低的成本（主要是操作费）维持原油生产打下基础。（2）经过长期摸索，对低品位石油资源有了较客观的认识，形成了一套比较成熟的勘探开发和钻采技术。（3）30年的改革开放，为多种形式开发低品位石油资源提供了资本市场、技术市场和初步经验。
辽河油区地质结构复杂，以稠油为主体，低品位储量油藏与其他油区相比，占有更为重要的地位。因此，近些年来辽河油区在低品位储量开发方面进行了系统的理论创新和各项技术攻关，提出了以精细油藏描述为基础、以二次开发理念为指导、以复杂结构井为主体技术，遵循二次评价“四个转变”的技术路线，最终实现了低品位储量的有效动用和规模开发，取得了提高低品位储量油藏的储量控制程度、动用程度，提高原油采油速度、采收率的好效果。
本书集合了辽河油田应用复杂结构井等新技术成功开发低品位石油储量的理论和经验。在科学技术研究中，得到程林松、刘月田老师和喻晨、陈超、杨正明、陈韶生、吕建云、徐萍、邱林等同志多方面帮助，在此一并表示感谢。2011年3月第一章低品位石油储量油藏类型及特征
低品位石油储量是指已探明的、资源品质差、赋存及分布特征复杂、常规技术难以经济有效开采的石油资源。低品位石油储量是相对概念。一是相对于已发现的规模大、丰度高、油品好、产量高的油气田而言。二是相对于技术经济条件而言。“品位”是技术经济条件的函数，随着技术进步、油价上升，低品位石油储量可以成为“高品位”的；而在油价下降时，“高品位”资源也可以成为“低品位”的。根据成因，低品位石油储量有两种类型：（1）天然形成的，包括低丰度油藏、低渗透油藏、稠油油藏（尤其是薄层稠油油藏）、复杂小断块或者主力油藏周边难以开采、难以动用的油藏的储量，甚至还包括难勘探的储量，即指随累积探井数增加，储量发现率曲线由陡升变平缓的“拐点”后所探明的储量。（2）人为原因造成的。主要是经过长期开发的“双高”期油田的剩余储量，相当于固体矿藏的“尾矿”，资源品位变差。但是油田的“尾矿”总量巨大，一般占探明石油地质储量的70%以上。
我国低品位油气资源丰富，具有较大的开发潜力。实践表明，只要创新理念，创新技术，大胆实践，加强科技攻关，降低成本，在一定的油价条件下，我国绝大部分低品位石油储量是完全可以动用的，完全可以进行商业开发和生产，对于增加原油产量，提高勘探效益，提高国内油气资源供给能力，保障国家石油安全意义重大；对于新老油气田实现增产有效、稳产有方、减产有序，为油气矿业城市调整产业结构，实现可持续发展具有重大意义。
现代石油工业历史比较悠久的美国、加拿大和荷兰等发达国家，在长期开发石油的实践中认识到，在自然界中低品位石油资源的总量是巨大的，和高品位石油资源总量相近，甚至大大超过后者。因此，这些国家都十分重视低品位石油资源的开发利用。俄罗斯油田开发专家克雷洛夫指出：前苏联20 年以前全国难动用储量仅占其总地质储量的5%，目前则高达50%。
美国石油工业有140多年的历史。20世纪20年代年产量突破1×88810t，1970年达到年产5×10t的高峰，后逐渐递减，目前仍有3×10t左右，是我国同期原油年产量的两倍。美国有高产油田和高产井，但是由于开发了更多的低品位石油储量和低产井，全国平均单井日产水平始终较低，产量高峰年时只有2.5t，日前只有1.5t。据统计，19993年，全美国油井日产油小于2bbl❶ 1bbl=0.159m。（合0.27t）的油井44有42.3×10口，占油井总数的76.3%；年产油4293×10t，占全美年产量的14.6%。可以说美国是一个建立在低品位石油资源和低产井基础上的长盛不衰的石油生产大国。美国是当今世界唯一的超级大国，所需的石油完全可以全部取自海外，但是，美国并没有这样做。而是在大力开辟多元化海外油源的同时，精心开采本土石油资源，包括低品位石油储量。美国这样做，源于两点考虑。
一个因素是国家安全。2001年美国副总统切尼主持起草的《美国国家能源报告》认为：对进口石油的依赖是一个严重的长期挑战，使美国经济极易受到破坏。加重依赖是能源政策上的失误。为此要增加国内石油产量，措施是：①扩大勘探；②重视开发低品位石油储量，扶持小的油气生产商；③提高采收率；④修改束缚勘探开发的法律法规。
另一个因素是宏观经济和社会效益。1998年，当油价为11.5美元/bbl，处于最低谷时，美国石油与天然气州际协调委员会曾做过研4究分析，认为如果因油、气价太低，而将41.3×10口低产油井、19.244×10口低产气井全部关闭，美国本土将少产原油4328×10t、天然气838385×10m，产值将减少93×10美元，并且将减少54431个工作岗位。
仔细分析美国本土的年采油曲线，人们会发现几次石油危机和国际油价的变化对美国年产量的影响并不明显，或许就是“多井低产”生产模式的优越性，有利于国民经济的平稳发展。第一节低品位石油储量评判标准及特征
低品位石油储量可以从技术和经济两方面进行评判。（1）技术标准：将自然条件下由于技术原因开发难度较大的储量称为低品位储量，如低丰度、低渗透、薄层稠油、低饱和度老油田的储量。42
①低丰度：探明石油地质储量丰度小于50×10t/km；-32
②低渗透：砂岩油藏储层平均渗透率小于50×10μm；
③稠油：油藏条件下，原油黏度大于50mPa·s；
④低饱和度：原油饱和度小于60%。（2）经济标准：一般将投资收益率12%作为划分储量品位高低的标准，投资收益率达不到12%的，被定义为低品位储量。剩余储量的经济判断标准则为成本利润率小于6%的已开发油藏。
低品位石油储量具有如下特征：（1）储层致密或者原油物性差，具有储量丰度低、单井产量低的特征；（2）储层和原油物性好，但分布复杂，或储量规模较小，需要特殊工艺和设备，风险高；（3）与技术和油价呈函数关系，随着技术的发展与油价的上升，可以变为可动用储量；（4）受管理体制、管理水平、开发水平的影响，管理水平等不同，储量的可动用性不同。
截至2003年年底，我国累积探明石油地质储量中，低品位储量占50.9%，主要由两部分组成：其一为低渗透油层，储量占全国探明4储量的30.9%，2002年年产油2598×10t，占全国同期原油产量的15.4%。其二为重油，储量占全国探明储量20%。重油中有部分稠油需要使用热采等特殊工艺才能开采，2002年这部分稠油储量约为18.488×10t，动用12.6×10t。（图1-1）。图1-1 国内低品位石油储量统计图
辽河油区，重油、稠油储量尤其大，占总探明储量的46.1%，其中油层厚度大、储层物性好、埋藏深度相对较小、可以应用直井进行常规热采、注水开发的，在复杂结构井开发试验的基础上，已经开始规模部署。油层厚度小、靠近边水、直井难以经济有效开发的稠油储量试验复杂结构井开发，也已取得较好效果。第二节主要低品位石油储量类型
一、 低裂缝密度潜山油藏
该类潜山油藏裂缝不发育，如静52潜山，共6口井25块样品用氦孔仪进行常规物性测定。其中微裂缝孔隙度最大值为12.3%，最小值-32为0.7%，平均值为3.6%；渗透率最大值为9.5×10μm，大于1×-32-3210μm的有6块样品，占24%，其余均小于1×10μm，占76%；裂缝开度在10μm的有效裂缝占39.8%，开度小于0.1μm的无效裂缝占50%，反映出静52潜山裂缝不发育，充填程度也较高。储层属于低孔隙度、低渗透性储层。而边台北潜山油藏储层岩性为混合花岗岩，裂缝发育程度相对较低，储层物性也很差（表1-1）。表1-1 静52潜山常规物性及孔喉半径数据表
这类油藏直井开发效果差。静52井初期日产油5.2t，累积产油只有386t。截至2007年年底，全块累积生产原油仅有27462t，采出程度只有0.68%。边台北投产直井36口，平均单井日产油3.0t，采油速度4为0.3%，采出程度仅5.3%，792×10t储量难以有效开发动用。
二、 复杂内幕构造潜山油藏
复杂内幕构造潜山尤以潜山内幕构造复杂为特征，如兴古7潜山油藏。构造复杂、岩性多样、油层巨厚3个特点集中体现了地质复杂性，与地层古老、发育有裂缝、油品轻质共同代表了该潜山主要地质特征。
兴古7潜山地层为太古宇，根据单颗粒锆石原位定年方法测定，其变质岩形成时间在25亿年前后，是辽河油田最古老的地层之一。潜山南侧发育有多条中低角度逆断层，内幕构造复杂。目前识别的潜山岩性包括变质岩、岩浆岩在内共划分出两大类、7种亚类、15种岩石类型、25种岩石。从裂缝密度、宏观裂缝孔隙度、千米井深日产油水平等统计，兴古7潜山裂缝发育程度为中下水平。根据试油试采资料，潜山未见气顶和边底水，含油幅度达到2300m以上，平均有效厚度为428.5m，属于平面上满块含油、纵向上整体含油的巨厚裂缝性变质岩油藏。原油物性好，属于轻质油。
针对兴古7潜山岩性多样、非均质性强、油层巨厚的特点，通过对全球大中型变质岩潜山油藏开发方式，井网、井距、井型等调研和数字模型、物理模型的综合研究，有了多方面创新和突破。
三、 薄层稠油油藏
薄油藏是个相对概念，在辽河油田现有水平井技术条件下，主要指油层厚度小于等于10m、直井开发不经济的稠油油藏。具有以下3方面地质特点：（1）油藏埋深浅，一般小于1500m，构造简单，幅度低；（2）油层分布广、厚度薄，储层主要为扇三角洲前缘薄层砂，物性好，岩性细，易出砂；（3）油水关系较简单，多为纯油藏和层状边水油藏。
薄油藏由于油层太薄，利用直井和常规定向井开发，油层裸露面积有限，难以形成商业生产能力。在薄油藏钻水平井，可以大大增加生产井段与储层的接触面积，增加泄油面积，大幅度提高油井产能，将有工业价值产量所要求的最小油层厚度降低到最小限度，从而达到提高采收率和开发薄油层难动用储量的目的。
稠油根据原油黏度可以分为普通稠油、特稠油和超稠油。由于原油黏度大，天然能量和注水开发的效果都很差，属于低品位储量，需要采用人工注蒸汽开发，称为热采稠油。辽河油区热采稠油油藏主要分布在欢喜岭、曙光、高升、小洼和冷家堡等油田，共动用石油地质4储量67394.7×10t，占辽河油区储量的36.8%，可采储量16114.5×4410t，占辽河油区的36.2%。2006年产油643.0×10t，占辽河油区产4量的53.5%，采油速度为1.0%，累积产油12819.2×10t，可采储量采出程度为79.6%。这类油藏平均单井吞吐11.5周期，年油汽比为0.36。根据原油黏度，可进一步分为普通热采稠油—特稠油、超稠油两类。
辽河油区的普通热采稠油—特稠油动用地质储量为53534.7×4410t，标定可采储量为13016.1×10t，采收率为24.31%，年产油44374.3×10t，采油速度为0.70%，累积产油11243.5×10t，采出程度为21.0%，可采储量采出程度为86.38%，剩余可采储量采油速度为21.12%。该类油藏大多产量已经进入递减阶段。一是主力区块已经历1～3次加密调整，井距已从基础井网的100～200m调整到目前的470～100m，单井控制剩余可采储量仅为0.45×10t左右，继续加密调整的余地越来越小且效果明显变差。据主力区块统计，目前加密调整井第一周期产量仅相当于基础井网的5～6周期。二是总体上已进入吞吐开发后期，大部分区块进入高周期生产，地层压力已降至原始地层压力的25%～30%，平均单井周期产油由低周期的2500t下降到1100t左右，油汽比由低周期的1.2以上下降到2006年的0.37，吞吐效果明显变差。三是油井出砂、井况变差、边底水侵入、存水率增加、周期注汽量增大等问题日益显现，不仅影响了吞吐效果，而且成本和产量的矛盾十分突出。四是开发方式转换还没有大面积展开，只能立足于蒸汽吞吐这种衰竭式开采方式，产量逐年递减成为必然趋势。
超稠油油藏自1997年陆续投入开发，到2006年探明石油地质储84量1.8308×10t，动用石油地质储量13860×10t，可采储量3098.4×410t，标定采收率22.4%，主要开发动用了杜84块兴隆台、杜84绕阳河、杜229块兴隆台、杜813块兴隆台、杜80块兴隆台、杜212兴隆台、曙1-27-454兴隆台、曙1-6-12兴隆台等8个区块。按热采稠油开发阶段划分，除杜229块兴隆台目前处于快速递减期外，其余7个区块都处于上产和相对稳产阶段。产能建设是超稠油产量上升的主要因素，开发井网一次到位是产能建设的显著特点。目前整体产量处于上产期的主要原因是每年尚有大量的新井投产，且由于超稠油特殊的生产特点，处于上升阶段的产量比例还一直大于处于产量递减阶段的产量比例。但随着投产时间的延长，超稠油整体已处于8周期以上生产，递减阶段的产量比例将逐渐增大，2006年开始超稠油产量规模增大趋势明显减缓，开始进入临界稳产状态。
辽河油区在普通热采稠油—特稠油、超稠油开发方面已经形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD为代表的、行之有效的技术，近年来又致力于复杂结构井开发薄层稠油，也已取得了阶段成果。
薄层稠油低品位储量油藏典型代表为西斜坡薄层稠油油藏，构造2上位于西部凹陷西斜坡边缘，为一宽缓古斜坡，面积约260km。研究区自下而上发育8套含油层系，其中Es已上报探明含油面积1+22428.9km，石油地质储量10460.0×10t。目的层为该层系的兴隆台薄油层，主要分布于研究区内主力开发区块的边缘与结合部。因为油层薄、储量丰度低、原油黏度大，长期以来一直未能开发。通过重新认识地质体，总结出西斜坡薄层稠油具有以下特征：（1）西斜坡中段兴Ⅱ油层组为本区主力目的层，分布范围广、厚度变化大，油层发育程度受构造、岩性双重因素控制，总体上西南部构造低部位油层发育优于东北部高部位。油气以断裂构造区带为单元聚集成藏，不同时期断裂条带控制油气成藏，影响油气运移及分布规律，其富集程度受控于圈闭所处的构造位置与圈闭类型。内部斜坡带油气富集程度优于边缘带，锦7块、欢127块、锦45块、锦16块和欢17块等主力开发区块均分布于此。（2）工区内西八千和齐家两个扇三角洲沉积体多期次沉积砂体为油气聚集提供了良好的储集空间，同时沉积微相控制了油层发育程度，其中辫状分流河道和河口沙坝等沉积微相发育区为油气聚集的有利沉积相带。但位于两个扇三角洲结合部的欢627—欢169井区储层砂体发育比沉积主体部位差，成为薄层稠油分布区。（3）对于油气二次运移而言，构造活动应力是油气运移的主要动力之一，应力传递方向是油气二次运移的主要方向，应力释放部位利于油气聚集成藏，因此断裂发育区往往成为油气富集分布区，而断层性质、断距大小和规模控制了区域内厚、薄油层在不同断块中的差异分布（图1-2）。图1-2 西斜坡薄层稠油形成模式图（4）油藏保存程度受控于封堵条件。①构造油藏具有较好的封堵条件。沙一中、沙二末期两次湖泛沉积为该区提供了足够的泥岩盖层封堵条件，并且西南部分布的玄武岩也成为工区油气封堵的良好盖层。②不整合遮挡油藏的封堵条件具有相对性。本区于东营组沉积末期曾经历一次区域构造抬升，靠近工区高部位的边缘带Es目的层1+2遭受剥蚀，不整合面对油气成藏具有一定的影响，因此边缘带油层发育较差。
随着埋藏深度的加深，压实作用的加剧，油藏内部逐渐与上部地层压差增大，当遮挡层上下的压差超过不整合面物性封隔层的突破压力时，油气在最薄弱的地带形成突破，向上二次运移。当压力释放后，原油挤入上部的馆陶组储层中，形成新油藏（工区边缘带欢623块馆陶组油藏），这一再运移过程可能会造成下部Es残余油藏油水界1+2面升高或油层含水，使其油藏规模变小。（5）油品性质与油藏所处构造位置和埋藏深度有关。原油降解稠化受以下3方面条件控制：
①地下水循环特点和水介质条件。构造位置越高，地表水注入越强，地下水循环强度大、供氧充足、地层水矿化度低，原油氧化降解程度越强。
②油层温度和埋藏深度。油层埋藏越浅，地温越低，微生物具备生成条件，原油越易生物降解稠化。
③油藏保存条件。构造位置越高，靠近不整合面，油藏保存条件越差，原油越易降解稠化（图1-3）。
四、 易出砂稠油油藏
洼60断块区Es油层构造形态总体上为被断层复杂化的近北西—3南北走向的断裂背斜，沉积相为水下扇沉积，岩性以不等粒砂岩和砾状砂岩为主，油层埋深1320～1590m，含油井段集中、单层厚度大，含油井段一般为60～150m，平均油层厚度最大为41.5m，油层产状主要以中厚层（4～10m）为主，平均孔隙度为24.54%，平均渗透率-32为1462.6×10μm，总体上，属于中高孔、中高渗储层。平面上油层分布受构造控制，主要分布在高断块和断块内的构造高部位，油藏类型主要为边底水油藏，各断块的油水界面深度差别较大，由南向北，油水界面逐渐加深。原油黏度总的由北向南、由西向东逐渐变稠，黏度一般在23～530Pa·s。油藏的原始地层压力为13.2～16MPa，原始油层温度为56～62℃。图1-3 原油黏度纵向分布模式图
洼60断块区Es油层由于胶结疏松，开发中易于出砂。该断块在31996年蒸汽吞吐试采成功，1997年采用100m井距，正方形井网，一套开发层系投入开发。2005年在洼59块、洼60-56-26块部署加密水平井。目前共投产水平井25口，老井9口，平均吞吐4.5个周期，累积产4油10.7797×10t，2008年投产新井16口，初期单井日产油7.8～29.8t。
五、 低孔低渗透砂岩油藏
对于低—特低渗透砂岩油藏的界限，不同学者有不同认识。前-32苏联把低渗透油藏的渗透率上限定为50×10μm，如前苏联提高采收率部科技委员会的苏尔古伊耶夫（1993）将低渗透油层的渗透率-32上限定为（50～100）×10μm。但是，当各油田低渗透储层的形成和埋藏的地质—物理条件有很大差别时，渗透率上限将有所不同。例如，根据萨莫特洛尔油田岩样的气测渗透率，并考虑其毛管和超毛管孔隙的定量比值，确定出该油田低渗透储层的渗透率上限为22×-3210μm，而用同样方法确定的苏达尔明油田低渗透储层的渗透率上-32限为12×10μm，乌津油田低渗透储层的渗透率上限为80×-3210μm。-32
美国A.I.Leverson把渗透率10×10μm作为低渗透储层的上限；-32我国学者唐曾熊建议低渗透油田以渗透率（10～100）×10μm为-32界；罗蛰潭、王允诚（1986）将渗透率小于100×10μm的油层称为低渗透油层；严衡文（1992）的低渗透储层上限为（10～100）×-3210μm。西安石油学院和中国石油勘探开发研究院渗流所通过渗流-32特征研究发现，渗透率为40×10μm前后的临界压力梯度有明显变-32化，即渗透率低于40×10μm后，临界压力梯度明显增加，而采收率显著降低。因此从渗流特征的观点，低渗透油层的渗透率界限应该-32是40×10μm。也有一些人从油田开发角度出发认为低渗透油藏划分要结合油藏地质、流体物性及油井产能等诸因素，以期实际反映油藏渗流能力、可采性和开发难度。还有一些人将其他渗流特征参数作为细分类标准，应用了流度、束缚水饱和度、退汞效率、可流动空间大小、面孔率和黏土矿物含量等参数，将储层含油性与产能间建立起关系，为油田开发决策提供依据。
综合前述各种观点，结合辽河油区低渗透油藏储层特征、流体物性及油井产能等因素，以渗透率标准作为划分依据，将低渗透油藏的-32渗透率上限定为100×10μm，并且进行了细分，将油藏空气渗透率-32在（50～100）×10μm划分为中低渗透油藏，将油藏空气渗透率在-32（10～50）×10μm划分为低渗透油藏，将油藏空气渗透率小于10×-3210μm划分为超低渗透油藏，以期反映油藏实际的渗流能力、可采性和开发难度。辽河油区低—特低渗透砂岩油藏具有以下地质、开发和渗流特征。
1.地质特征（1）构造及断裂系统复杂。辽河油区低渗透油田的一个显著特点是构造复杂，断裂系统复杂，如欢北杜家台低渗透油田划分为4个断块群，即齐43、欢50、欢12—欢8及南部4个断块群、60个四级断块。断层形成可以分为4个时期：沙四期、沙三期、沙二—东营期及早期继承活动断层，共组合断层59条，其中沙四时期同生断层41条，沙三时期断层7条，沙二—东营时期断层10条，早期继承活动断层1条。（2）储量丰度低，单储系数小。单储系数小，即单位面积内每米油层储量少。低渗透率储层由于孔隙度低，束缚水饱和度高，导致含油饱和度低；加上原油性质较好，原油密度小，体积系数大，使得42单储系数较小，一般小于10×10t/（m·km），辽河低渗透油田单储42系数平均为6.93×10t/（m·km），全国典型低渗透油藏平均为6.76×4210t/（m·km）。
储量丰度低。低渗透率砂岩储层，除一部分属厚层油藏外，大多为砂、泥岩间互层状油藏，油层厚度较小，单位面积储量低，除少数4242油田大于100×10t/km外，一般小于100×10t/km，辽河低渗透油田424平均储量丰度为110×10t/km，全国典型低渗透油藏平均为78×10t/2km。根据储量评价分类，低渗透率砂岩油藏，多属于低丰度油藏。（3）有效厚度变化大，层数多、单层厚度薄。辽河油区低渗透油田油层有效厚度变化幅度较大，有效厚度最大的雷64块达112m，而最小的牛16块只有3.4m。绝大部分低渗透油藏的油层厚度都集中在10～20m左右。辽河低渗油田另外一个显著特点是层数多，单层厚度薄，如包14块，该块九上段油层分布在埋深835～1420m的585m井段之内，有着单层层数多，单层厚度薄的特点。据包5—3井部署实施前完钻的43口井厚度资料统计，九上段油层单井有效厚度最大的是包7—15井，为44.2m。最小的是包14—8井，为7.7m，平均单井有效厚度为19.77m。单井层数一般在10层左右，单层有效厚度最大为11.2m，最小的0.6m，一般在1.0～2.0m之间，平均单层有效厚度为1.8m。（4）油藏埋深变化幅度大，层位多样。辽河低渗透油田油藏埋深变化幅度较大，从最浅的包1块990m到最深的牛74块3170m，深度变化幅度达2180m。而且层位多样，包括Ed、Es、Es、Es、Es31234以及Kjf等层位。油藏埋藏深度变化大及层位多样性更加大了辽河油1区低渗油田的开发难度（见表1-2）。表1-2 辽河低渗透油田油藏基本参数表表1-2 辽河低渗透油田油藏基本参数表（续）-1（5）油层含水饱和度高。从全国的低渗油藏含水饱和度来看，普遍偏高，全国低渗透油藏原始含水饱和度一般在30%～50%，有的高达60%。辽河低渗透油藏平均含水饱和度也符合上述规律，为39.2%，最高的交2块达到了49.2%（见表1-3）。表1-3 辽河低渗油田油藏基本参数表表1-3 辽河低渗油田油藏基本参数表（续）-1（6）储层物性差，孔隙度、渗透率低。低渗油田储层物性差，渗透率、孔隙度低，辽河低渗透油田平均孔隙度为16.4%。根据渗透-32率大小，辽河低渗透油藏可分为3类：一类渗透率小于10×10μm，-32其储量占0.6%；二类渗透率为（10～20）×10μm，其储量占-3227%；三类渗透率大于20×10μm，其储量占72.4%，二、三类低渗透储层的产量占到了47%。按孔隙度划分来看，孔隙度小于10%的储量占0.6%，孔隙度在10%～20%之间的储量占79.5%，孔隙度大于20%的储量占19.9%（如图1-4、图1-5）。图1-4 辽河低渗透油田储量在渗透率中分布图图1-5 辽河低渗透油田储量在孔隙度中分布图（7）原油性质较好。我国低渗透油田原油具有：胶质和沥青少、密度小、黏度小、含蜡量高、凝固点高的特点。辽河低渗透油田与之对比具有：胶质和沥青含量高、密度偏大、黏度偏大、含蜡量低、凝固点低的特点（见表1-4）。表1-4 辽河低渗透油田与我国低渗透油田参数对比表
2.生产特征（1）天然能量小，一次采收率低。低渗透油田一般边底水都不活跃，天然能量不充足，再加上渗流阻力大，能量消耗快，采用天然能量方式开发，产量递减快，地层压力下降快，一次采收率低。
根据计算，我国低渗透油田平均弹性采收率只有1.27%，平均溶解气采收率为13.9%。辽河油区低渗透油田弹性驱加上溶解气驱的一次采收率仅为9.9%，天然能量采收率低（图1-6、图1-7）。图1-6 辽河低渗透油田天然能量图版图1-7 我国低渗透油田采收率对比图（2）自然产能低，压裂有一定增产效果，但是有效期较短。大多数低渗透油田，由于岩性致密，孔喉半径小，渗流阻力大，导致油井自然产能低，生产压差大。统计我国部分已开发低渗透油田，单井-32自然产能一般低于5t，特别是渗透率小于10×10μm的特低渗透油田，油井自然产能更低，有的甚至根本不出油。但多数低渗透油田，在经过压裂改造后，增产幅度较大，可使原来不具备工业生产价值的低渗透油田变为可进行工业开采的油田。压裂已成为低渗透油田试油和开发的必要措施。对比我国部分低渗典型油藏以及部分辽河低渗断块，从对比数据来看，压裂是低渗油藏十分有效的增油措施，压裂后产量较自然产能成倍增加，增加幅度基本都在2倍至4倍左右，效果好的也有10倍左右（图1-8）。图1-8 我国低渗透典型区块和部分辽河低渗透区块压裂效果对比图
但是，压裂增产需要满足较高的地层压力、适当深度等，而且有效期有限。根据包14、奈曼等低渗透油田的统计，压裂有效期一般在1～2个月，难以成为低渗透储量开发动用的根本性技术。
而且，低渗透油田压裂后初期产能较高，但产量递减快，根据对国内一部分低渗透油田的统计，产油量的年递减率一般都在25%～45%之间，最高达到60%；地层压力下降幅度很大，每采出1%地质储量，地层压力下降3.2～4.0MPa。对辽河外围低渗透油田部分典型井递减进行回归计算发现，初期递减率较大，月递减率在35%左右，而随着开发时间增加，产量降低，递减也相应减缓，后期递减率也在5%～10%左右。分析主要原因是压裂产生裂缝后，大大提高了生产井近井地带的渗流能力，但随着开发的进行，人工裂缝中的原油供给不足，低渗孔隙中的原油渗流缓慢，至使压裂后初期产能高，递减快（图1-9）。图1-9 辽河外围低渗油田典型井递减曲线（3）水井吸水能力低，注水压力上升快，存在启动压力。低渗透油田注水开发中存在一个比较普遍的矛盾，就是注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，矛盾加剧，甚至发展到注不进水的地步。
低渗透油田注水井吸水能力低和下降，除油层渗透率低的内在因素外，还与注采井距偏大和油层受污染、伤害及堵塞有关。
注采井距偏大、油层连通性差，则注水井的能力（压力）难以传递、扩散出去，致使注水井井底附近压力高。这类井的指示曲线一般是平行上移，斜率不变，说明吸水指数并未降低，主要是由于启动压力升高，有效的注水压差减少，降低了注水井吸水量。
注入水水质或者作业压井液不合格、不配伍，会污染和堵塞油层，降低注水量。这种井的指示曲线一般是斜率增大，表示吸水指数下降。这时应该针对造成油层伤害的原因，采取相应的解堵措施，以恢复和提高注水井吸水能力。
如辽河静安堡油田沈95断块，因油层含黏土量高，注水水质不合格，含铁、含油严重超标，结垢严重，导致注水压力升高，吸水能力降低。1990年转注9口井中有两口长期注不进水，7口井初期在注3水压力16MPa下，日注水仅70～100 m，2～3个月后，日注水量降3为50m，注入压力增至20MPa。1991年采取解堵，注热水、并挤防膨剂进行先期处理后，注水问题才得到解决。
再如辽河低渗透断块——包14块，注水压力和启动压力随着注水时间的增加而升高（图1-10），符合低渗透油藏注水的一般规律。
3.渗流特征
由于低渗透砂岩油藏自然产能低，原始地层能量不足，为了达到一定的采油速度和保持一定的稳产时间，绝大多数采用注水保持能量的方式开发。然而大量注水实践证明，低渗透砂岩油藏出现一些与高渗透砂岩油藏明显不同，且带有普遍规律性的特征，给油田生产带来一些特殊困难。主要是：启动压力大，要求注水压力高；油井见效慢，必须具有一定的驱动压力梯度，油井见水后含水上升快，产油、产液指数下降快，特别是产液指数在高含水期以前，一直处于较低水平，给提高产液量、实现增产带来很大困难，最终综合表现为水驱采收率较低。图1-10 辽河低渗透油田包14块注水压力与启动压力随时间变化曲线
这些注水开发中的特点，实质反映了低渗透储层中油水渗流规律的特殊性。油水在多孔介质中的渗流规律，决定于三大因素：一是流体，主要是流体的组成和物理化学性质；二是多孔介质，主要是多孔介质的孔隙结构和物理化学性质；三是流动状况，主要是流动的环境和条件，以及流体与流体、流体与多孔介质的相互作用。对比低渗透储层与中高渗透砂岩储层的3个因素，可以发现低渗透率砂岩储层原油性质普遍较好，其密度、黏度较低，轻质烃组成含量高，胶质沥青质等非烃极性物质含量较低，从这一点来说，一般优于中高渗透油藏。因此，导致高、低渗透油层中油水渗流规律不同的主要原因，在于导致两者渗透率差异的岩石成分和孔隙结构差别。（1）低渗透储层渗流机理。生产特性是储层性质和流体渗流规律的宏观表征，低渗透油层流体渗流的非线性主要是储层性质与流体相互作用的结果。这一特征本质在于给定储层流体的渗流机理，认识这一机理是开发好低渗透油田的基础，同时为提高低渗透油田开发水平提供理论依据。
已有的研究成果说明低渗透储层的渗流特征和中、高渗透储层有明显的不同。渗透率表示了地层流动孔道大小的统计平均值。由等效渗流模型所导出的渗透率（K）与平均孔隙大小（r）的关系为：
由于孔隙度Φ变化幅度较小，实际上渗透率K值的变化主要反映了地层平均孔隙半径r的变化，且呈非线性关系。对于低渗透储层，孔隙半径极其微小。—般中、高渗透储层孔隙半径约在数微米到数十微米之间。而低渗透储层孔隙半径多在1μm以下。
流体在这种微细孔道中（特别是极性流体）流动时，孔壁固液界面作用力对流体流动产生的影响更加突出，可能使流动特征发生变化。对这种固液界面作用，目前有各种不同的解释，主要有如下几种：
①沿孔壁产生反流势，抑制流体流动；
②孔壁处流体产生非牛顿黏度；
③孔壁处流体产生吸附不动层；
④孔壁处双电层等。
对于微细孔道中吸附层的存在及对流体流动的影响已有不少研究。这种具有异常性质（非牛顿流体性质）的吸附滞留层的厚度，不同学者得到的结果各异，一般约在0.1μm。
对于孔隙孔道大的中、高渗透储层，这种吸附层所占的孔隙截面积相对很小，对渗流能力的影响也极其微小，可以忽略。而对低渗透储层，孔道异常细小，比面异常大，吸附层的厚度和孔径在同一数量级，在这种情况下，吸附层对流体流动产生的影响就不得不考虑了。
可见，在低渗透储层中流体流动环境及流动条件和中、高渗透储层有较大的不同。低渗透储层中渗流的一些复杂因素和由此产生的附加阻力是达西渗流定律未曾考虑的。因此，有必要针对辽河低渗透油田进行研究和探讨，了解低渗透油层的渗流特征，为改善开发条件，提高开发水平以及注水潜力评价等提供基础依据。（2）非达西渗流特征。众所周知，在油藏工程和渗流力学研究中一直以达西定律为基础，达西定律的表达式是：
式中 ν——视渗流速度；
K——渗透率；
μ——流体黏度；
dp/dl——压力梯度。
达西定律的假设条件为：流体为均质的牛顿流体，液流为层流状态，流体与孔隙介质不起作用。中、高渗透油层的状况与上述假设条件比较接近，因而原来以达西定律为基础的渗流研究理论和方法，对中、高渗透油藏开发基本适应。
但低渗透油层的情况则大不相同，许多特点和现象与达西定律所假设的条件相差很大，因而简单用达西定律及其所衍生的理论方法，难以认识和指导低渗透油藏的科学合理开发，需要做深入一步的研究和探讨。
早在20世纪50—60年代，国外就有非达西渗流的提法。我国西安石油学院闫庆来等最先用地层水和原油通过天然岩心进行渗流实验。结果表明，在渗透率较低时，无论是水还是原油，该直线段的延伸与压力梯度轴交于某点而不经过坐标原点，称这个交点为启动压力梯度。当存在较明显的启动压力梯度显示时，即产生非达西渗流现象。中国科学院渗流力学研究所作了进一步的实验分析，同样发现在渗透率较低时，存在启动压力梯度，即非达西渗流现象（图1-11、图1-12）。
低速非达西渗流的临界条件，与流体性质和渗流速度都有关系，中国科学院渗流力学研究所经过综合研究分析提出，如果流体黏度为-325mPa·s，采用1m/d的速度，那么渗透率小于28×10μm的储层将为非达西渗流。
黄延章推导出了存在启动压力梯度及非达西渗流条件下油井产量的计算公式。
当存在启动压力时，单井产量的计算公式为：图1-11 地层水通过天然岩心的渗流曲线图1-12 原油通过天然岩心的渗流曲线
或
式中 Q——油井产量；
h——油层厚度；
φ——油层孔隙度；
r ——供油半径；H
r ——井眼半径；W
p ——供油边界压力；H
p ——流动压力；W
τ ——极限剪切力。o
上式为计算单井产量的方程式，它与计算中、高渗透油层产量公式的差别在于公式的右端方括号中数值的大小。从上式可以看出，当存在启动压力时单井产量将减小，其减小的幅度与渗透率有关，与原油的极限剪切应力有关，也与井距有关。渗透率越小，原油的极限剪切应力越大，井距越大，产量减小幅度越大。
用上述公式，对接近安塞油田情况的条件作了计算，计算结果表明，当井距为200m时，产量下降20%，即由于启动压力的存在，单井产量比用达西定律计算的产量减少20%。同时，当存在启动压力时，生产压差越大，产量降低的幅度就越小。
从上式来分析，影响油井产量降低因素主要有4个：
①渗透率越低，油井产量降低的程度越大；
②在渗流过程中原油的极限剪切应力越大，油井产量降低的程度越大；
③井距越大，油井产量降低的程度越大；
④生产压差越小，油井产量降低的程度越大。
因此，做到开发好低渗透油藏，应该注意以下几个主要问题：
①用压裂等技术手段提高油层的渗透率，至少是井底附近油层的渗透率，以减少启动压力造成的影响，因此整体压裂改造是开发低渗透油藏不可缺少的工作；
②降低原油的极限剪切应力。可以采用化学处理，提高地层温度，或其他物理场效应的方法来达到此目的；
③在技术经济指标允许的范围内，井距宁可采用偏小一些的为宜；
④尽量采用大一些的生产压差。（3）油、水两相渗流特征。油藏中多相流体共存或流动时，岩石对某一相流体的通过能力的大小称为该相流体的相渗透率或有效渗透率。有效渗透率不仅与岩石本身性质有关，还与各项流体的饱和度有关。
从理论上讲，储层和流体主要的物理、化学性质，如渗透率和孔隙结构、原油黏度和油水黏度比以及表面润湿性和原油边界层厚度等，在相渗透率曲线中都可得到反映。而相渗透率曲线的特点也就反映了不同类型储层的水驱油特征和效果（图1-13、图1-14）。图1-13 包14块油水相对渗透率曲线图1-14 欢北断块油水相对渗透率曲线
与高渗透储层相比，低渗透储层在相渗透率曲线上表现出的主要特点如下：①束缚水饱和度高；②残余油饱和度高；③两相流动范围窄，较一般高渗透砂岩油藏低；④驱油效率低，由相渗透率曲线计算的驱油效率较一般高渗透砂岩油藏低；⑤油相渗透率下降快；⑥水相渗透率上升慢，最终值低，水相渗透率最终值低；⑦由此产生的结果是见水后产液（油）指数大幅度下降（图1-15、图1-16）。图1-15 包14块无量纲产液、产油指数曲线图1-16 欢北断块无量纲产液、产油指数曲线（4）压力敏感性强。低渗透油田开发中有个非常突出的现象，就是随着地层压力的下降，采油指数急剧减小，即使注水后地层压力回升，采油指数也很难恢复。
通过大量观察实验，人们认识到这是油层压敏效应，即流固耦合作用的反映。
在传统的渗流力学计算中，一般假设多孔介质是刚性的，但是实际的储层具有弹塑特性，表现在孔隙度，特别是渗透率等物性参数随压力的改变而发生变化，使渗透介质更为显著。
中国科学院渗流力学研究所编制了计算低渗透油藏流固耦合渗流的程序，进行了考虑与不考虑流固耦合作用的对比计算，及不同注水实际油藏开发指标的对比计算。
上述实验研究结果都说明，低渗透油藏地层压力下降后，引起储层渗透率大幅度减小，对油藏开发造成明显的不利影响。因而对低渗透油藏一般应采用早期注水或注气保持压力的开发方式（图1-17、图1-18）。图1-17 压力下降对渗透率的影响图1-18 不同注水时机对油藏指标影响（5）低渗透储层渗吸特征。亲水岩石具有渗吸作用已为人们共知。我国油藏开发中最早发现明显渗吸作用的是江汉王场油田。王3-11井油层是亲水岩石，原为注水井，1971年6月至10月7日累积注3水12682m，后因邻井见水而停注。关井14mon后改为抽吸生产，开始含水48%，63d后含水降到2%～4%，并转为自喷，日产油达40t以上。
近年来，根据低渗透油层的特点，中国科学院渗流力学研究所进一步做了系统的实验研究工作，取得了一些认识。实验结果表明：水驱初期以驱替作用为主，渗吸作用较弱；水驱中期驱替和渗吸都起作用；水驱后期渗吸作用增大。即随着驱替作用进行，在采出的原油中驱替作用逐渐减弱，渗吸作用逐渐增加。即在驱动力的作用下，水首先进入较大的毛管孔道，随着驱替过程的进行，大毛管中的油越来越少，小毛管中靠渗吸采油的作用逐渐增加。在油藏无水采油期内主要驱替高渗透层中的油，油藏进入含水期后，低渗透储层开始进行自吸排油，在中含水期是自吸排油最旺盛的时期，而到了高含水期，自吸排油过程比较缓慢。
六、 高孔隙度、 低饱和度砂岩油藏
高孔隙度、低饱和度砂岩油藏，一般已经经过直井开发，剩余油饱和度低，属于“尾矿”型低品位储量。复杂结构井开发该类剩余储量的开发配套技术需要围绕以下3点核心技术：（1）构造、储层、油藏类型的精细认识技术，即要以油藏精细描述为基础；（2）剩余油分布、可动剩余储量的准确定位技术：包括水淹动态综合分析技术、大规模精细油藏数值模拟技术研究；（3）合理开发方式、层系井网井型评价技术，围绕复杂结构井，需要重新界定合理的开发层系和井网，甚至转换开发方式。
七、 复杂小断块油藏2
复杂小断块是含油面积小于1.0km、四周为断层切割包围的地质2单元或者含油面积小于1.0km的地质单元为主（占总储量70%以上）。
复杂小断块构造复杂、断层多，岩性以砂岩为主，往往储层和原油物性好。由于断块破碎，难以形成完整的注采系统和开发单元，使得直井难以经济有效开发。
近年来已经成功开发高105、锦150、小33、小35等复杂小断块低品位储量。通过在小35设计双分支井，在高105块大凌河油层设计大斜度定向井，实现平面跨断块，纵向上跨层组开发，钻井时采用地质导向跟踪，根据现场实际情况及时准确地落实目的层，确保了较好的油层钻遇率，同时加深了对区块构造横向上变化情况，岩性、物性及油层分布情况的了解，达到了设计目的，为下一步开发奠定了良好的基础。小结（1）我国累积探明石油地质储量中，低品位储量占40%以上。截至2007年年底，辽河油区仅探明未开发的低品位储量、探明低—特低渗透储量和稠油储量合计占辽河油区探明石油地质储量的60.9%，新增探明储量以低、深、难、稠、小为特色，因此低品位储量高效开发具有重要意义。（2）辽河油区以复杂结构井为主导技术实现了低品位储量的全面动用。到2007年底，全油区共完钻复杂结构井496口，建成原油生44产能力175×10t。增加可采储量3000×10t，已成为提高油藏整体开发水平的主导技术，也是辽河油区实现稳健发展的重要技术。（3）从资源质量、储层物性特征等方面将低品位储量分为低品位潜山油藏、低品位砂岩油藏、低品位稠油油藏共三大类7种亚类。第二章低品位储量评价理论与开发对策
国家对石油工业发展的高度重视、对能源的强劲需求、石油技术的进步都为开发低品位储量创造了条件。复杂结构井技术和二次开发、二次评价新理念为低品位储量开发奠定了基础。形成了辽河油区低品位储量开发以二次开发为核心理念，以复杂结构井为主导技术，以4个转变为切入点的技术思路。
二次开发是用新的开发理念、新的开发方式、新的开采技术，实现老油田新一轮开发或持续开发，大幅度提高原油采收率，增强持续发展的资源基础，最大限度地延缓油田递减，增强老区稳产基础。二次开发分为狭义和广义两种，狭义二次开发就是针对濒临废弃的油藏，废置原井网，应用水平井和特殊结构井或新技术完钻的直井，重新部署开发井网，实现新一轮开发。广义二次开发是狭义二次开发的进一步拓展，主要是最大限度利用原井网，辅以新井网，通过改变驱替类型、驱替方式、渗流方式或组合驱替介质，实现老油田持续开发。
近年来，辽河油田先后在18个区块开展了二次开发先导试验和8工业化试验，覆盖石油地质储量2.45×10t。按基本概念，辽河油区二次开发分两种类型。（1）从油藏角度。
①在现开发方式下，最大限度动用可动油储量。
②通过转变开发方式，增加可动油储量。（2）从评价指标角度。
①恢复可采储量，达到标定采收率。
②增加可采储量，提高采收率。
辽河油区二次开发覆盖的范围为稀油、高凝油和稠油。稀油和高凝油一般指开采10年以上的油藏。稠油只要是适合条件和时机成熟，无开采年限限制。第一节低品位储量二次评价理论
已探明的石油地质储量，被长期搁置未开发动用，主要原因是由于储量低品位受到了技术与经济的双重制约。但是低品位储量的概念是相对的，随着技术的进步与原油销售价格的上升，部分低品位油藏是可以实现有效开发的。要在这些低品位储量中找到那部分可以有效开发的储量，就要改变过去对已探明未动用储量的评价思路与做法，集成切实可行的新技术，采取针对性的开发对策，开展二次评价，逐步地、尽可能多使一部分低品位储量动用起来。
低品位储量二次评价已经成为辽河油区开发生产的必然要求。辽河油田原油开发建设始于20世纪70年代，1994年原油产量达到最高4峰，1998年以来每年递减（30～40）×10t。针对产能建设目标区块日趋减少、品质变差的实际情况，加大探明未开发储量评价力度，随着开发理念的转变及复杂结构井技术的日趋成熟，使得探明未开发储量二次评价成为新区产能建设的重要组成部分。
一、 低品位油藏二次评价的基本概念及评价对象
二次评价就是用新思路、新技术、新方法重新评价未开发储量及“双高”老油田，在落实储量可靠程度的同时，筛选出在评价基准条件可以开发动用的储量。二次评价的基准条件是变化的。
二次评价的对象是搁置3年以上探明未开发储量和早已发现但通过新技术评价才能达到储量申报标准的资源性储量。
二、 低品位储量二次评价的技术路线
二次评价技术路线是相对于一次评价的“4个转变”，即转变评价思路——从储量整体性评价向储量的可动用性评价转变；转变评价对象——从油藏评价向平面和纵向上有利部位评价转变；转变评价方式——从天然能量开发评价向补充能量开发评价转变；转变评价手段——从直井评价向复杂结构井评价转变。
三、 低品位储量二次评价 “4个转变” 技术路线的内涵（1）转变评价思路——从储量整体性评价向储量的可动用性评价转变。主要从技术与经济动用的可行性进行双重评价。对于长期搁置的已探明未开发储量，要根据储量丰度的高与低、油品性质的优与劣、油藏地质特征的简单与复杂等油藏本身属性等方面自然情况，开展年度研究与动态评价，充分考虑技术的进步研究评价技术动用的可行性；要充分预测技术进步可能带来油井生产能力的变化，通过对市场油价的变动、操作成本的提高等经济因素进行综合分析，评价经济开发的可行性。综合筛选出有可能开发动用的石油地质储量。（2）转变评价对象——从油藏评价向平面和纵向上有利部位评价转变。在评价思路转变的基础上，对于有可能动用的石油地质储量开展进一步的平面和纵向上的精细研究。平面上，以油藏为整体，根据对构造、沉积、储层、油层、油藏类型的综合研究，筛选出油藏平面上最有利的部位；纵向上，根据对钻井资料、录井资料、测井资料和试油试采动态资料等方面的研究评价，定性或半定量评价油层在纵向上的电性、岩性、物性、含油性，筛选出纵向上油井产能可能较高的层位。综合平面与纵向上的筛选结果，开展评价试验，进而实现整体油藏中的局部动用。（3）转变评价方式——从天然能量开发评价向补充能量开发评价转变。对于筛选出的部分低渗透的储量，天然能量开采产量递减较快，通过采取注水或对油水黏度比相对较高的油藏采取低干度注汽等补充能量的方式，同时辅以配套工艺措施，使油井生产能力能够在一段时间内保持相对稳定，经济评价开发有一定的效益。对这部分储量，在注采系统上，必须考虑到极强的针对性，即，平面上可以是单井对单井注水或注汽，可以是独立井组注水或注汽，还可以是局部井组对应完善注水或注汽，也可以是对油藏有利部位的注采系统整体完善；纵向上优选井段、优选层段，充分发挥有利层段的生产能力，实现这类储量的有效开发。（4）转变评价手段——从直井评价向复杂结构井评价转变。应用水平井评价低丰度的稠油、超稠油储量，加大油层的揭露长度，保证单井控制储量大于经济极限，从而提高单井产能和增加了单井可采储量；应用水平井评价裂缝发育程度较低的潜山油藏，增加油井钻遇裂缝的频率，并辅以鱼骨分支井，增加裂缝的沟通程度，提高油井生产能力，保证开发的经济有效；应用分支井跨层系、跨单元评价复杂小断块油藏，最大限度地减少了油井井数，降低开发投资和操作成本，从而提高了区块的开发效益。
四、 低品位储量二次评价主要成果
2003—2008年通过对未开发低品位储量区块的二次评价，共完8成1.72×10t储量的研究，评价了静52、西斜坡、牛74、曙615等44个44区块，评价未开发储量9498×10t，完成开发动用3480×10t，部署并4实施评价井37口，提供开发井位246口，建产能43.49×10t。二次评价后动用储量占新区动用储量的15.5%，完钻井数占新区总井数的13.4%，建产能力占新区能力的9.5%，而且有增加趋势（图2-1、图2-2）。图2-1 2003—2008年探明未开发储量二次评价动用储量成果图图2-2 2003—2008年探明未开发储量二次评价产能建设成果图
随着二次评价工作的不断深入，针对探明未开发储量品位较差、整体建产能效益差的实际，打破常规思路和传统做法，提出了“4个转变”的工作思路，以“水平井和补充能量开发”为核心的评价手段，加上工艺技术上的不断突破，增强了开展探明未开发储量二次评
试读结束[说明：试读内容隐藏了图片]