低渗透油藏开发是一大难题，但要实现稳产增产目标，必须正视开发低渗透油藏面临的问题，寻求相应的对策。只有这样，才能让这类难动用储量成为现实的石油产量。中国石化石油勘探开发研究院油藏所副所长王光付认为——
低渗透油藏在中国石化的油田开发中，作用越来越重要，地位越来越突出——中国石化石油勘探开发研究院油藏所副所长王光付，用下面一组数据向记者证实这样的观点。其一，新增探明储量中低渗透油藏储量占较大比例。1995~2003年新增低渗透油藏储量占年新增探明储量的20%，其中2003年新增低渗透油藏储量占新增砂岩油藏储量的29%。其二，低渗透油藏的原油产量比例越来越高。中国石化1995年低渗透油藏的产量在原油总产量中所占比例为9.6%，2003年上升到13.8%。其三，低渗透油藏开发潜力大。截至2003年，中国石化累计动用低渗透油藏占石油地质储量的15.6%，在剩余可采储量中占20%。在中国石化的286个低渗透砂岩油藏已开发单元中，不同开发单元地质特点和开发过程中存在的问题不同，甚至同一开发单元在不同开发阶段暴露的矛盾也不同。
王光付说，为了高效开发低渗透油藏，需要对低渗透油藏进行精细分类，分析各类油藏在目前开发阶段存在的问题和暴露的矛盾，查明各类油藏的特点、开发状况和潜力，制定相应的开发技术对策。从中国石化老油区总体开发形势来看，“十一五”期间要保持原油产量基本稳定，低渗透油藏开发能否取得突破是关键，必须加快低渗透油藏基础研究和配套技术研究，奠定低渗透油藏稳产上产的基础。
低渗透油藏精细分类
影响低渗透油藏开发效果的因素主要是渗透率级别、天然能量强弱及油藏埋深。综合考虑这三个因素，可以根据优选渗透率、油藏压力和油藏埋藏深度指标进行综合分类。王光付说，结合中国石化所属油田的情况，他和同事将低渗透油藏分为以下几类。
深层高压特低渗透油藏，共有22个开发单元，占中国石化低渗透油藏动用储量的7.36%。中深层常压特低渗透油藏，共有57个开发单元，占中国石化低渗透油藏动用储量的15.5%。浅层低压特低渗透油藏，仅有鄂尔多斯盆地坪北油田延长组油藏，占中国石化低渗透油藏动用储量的5%。深层高压低渗透油藏，共有56个开发单元，占中国石化低渗透油藏动用储量20.4%。中深层常压低渗透油藏，共有124个开发单元，占中国石化低渗透油藏动用储量45.2%。浅层常压低渗透油藏，共有25个开发单元，占中国石化低渗透油藏动用储量6.47%。在对低渗透油藏进行精细分类的基础上，再对其开发特征进行深入研究，以便找出问题，制定对策。
低渗透油藏开发中普遍存在的问题
在低渗透油藏的开发中暴露出来的矛盾，主要表现在主力低渗透油藏开发单元已进入中高含水期，低渗透油藏开发系统工程技术需要完善配套，超深层低渗透油藏开采效益差。
中国石化上述6类已开发低渗透油藏的含水率为42.9%~77.7%，采出程度为2%~13.9%，采油速度仅为0.51%~0.89%，目前整体处于中含水开发期，普遍存在储量利用程度低、单井产量低、采油速度较低的开采特征。
王光付说，具体来看，低渗透油藏开发中普遍存在着如下问题。首先，绝大部分低渗透油藏天然能量不足且消耗快。低渗透油藏依靠弹性能量开发的采收率一般低于5%，油井自然产能很低，一般只有1~8吨，甚至没有自然产能。经压裂后，平均单井日产油量可达到3.6~27.7吨。
其次，注水井吸水能力低，注水见效差。低渗透油层一般吸水能力低，加之油层中黏土矿物遇水膨胀和注入水的水质与油层不配伍等因素导致的油层伤害，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，致使注水井附近形成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量迅速递减。
第三，油井见水后产量递减快。低渗透油藏的油水黏度比一般小于5，见水后，采油指数连续大幅度下降，采液指数急剧下降，虽在高含水期采液指数慢慢回升，但最终也不能恢复到原始采液指数。此外，由于低渗透油层渗流阻力大，通常采用较大的生产压差投产，见水后通过加大生产压差来提高产量的可能性较小。
第四，裂缝性低渗透砂岩油藏注水水窜严重。低渗透砂岩油藏往往有天然裂缝，由于需压裂投产，还存在人工压裂裂缝。这类油藏一旦注水压力超过破裂压力或裂缝开启压力，裂缝即处于开启状况，导致注水井的吸水能力急剧增大。当井网与裂缝分布规律及方向不相适应时，沿注入水主流线方向的油井水窜严重，有的甚至注水几天就使油井暴性水淹。
改善低渗透油藏开发状况的思路
针对以上问题，王光付提出了改善低渗透油藏开发状况的思路。
首先，加强低渗透储集层精细研究及其渗流机理研究。低渗透油藏与其他类型油藏的主要差异是储集层特征，包括其沉积、物性及含油性、非均质性和敏感性的特征，因此，要实现高效开发低渗透油藏，加强低渗透储集层精细研究及其渗流机理研究是基础。
其次，合理加密井网是改善已开发低渗透油藏开发效果的重要途径之一。油田开发实践证明，要实现有效注水开发，必须达到一定的井网密度，井网密度加大到一个界限值后，低渗透油藏开发效果大幅度改善。
第三，精细注水是改善低渗透油藏开发效果的重要保证。如果多数开发单元合注合采，而各层吸水能力差异大，则只有极少数油层吸水，水驱动用储量程度低。根据低渗透油藏的地质特征、油水运动规律，细分开发层系，调整好注采井网的匹配关系和单井注采强度，做到多向、细分、适压、平衡注水，确保油井多向受效，努力追求平面动用的均衡性，是提高储量动用程度和油井产能的重要保证。在此基础上，应完善发展高压分注技术，尤其要提高分注有效期，使高压注水井层间注水量可控可调，从而提高注入水波及体积。与此同时，要强化提高注入水水质，保证注水站、管线、井口、井底水质一致。
第四，采用整体压裂改造和井筒提升技术实现高效开发。在油藏现代构造应力场研究的基础上，优化整体压裂规模及参数，对压裂施工程序、压裂缝支撑剂、现场监督以及生产系统进行优化设计，选择有注水井对应且地层压力保持较高的井层优先进行压裂，通过整体压裂改造低渗透储集层。
第五，继续做好二氧化碳驱和天然气驱先导试验，为中国石化中深层、深层高压特低渗透油藏的挖潜提供有力的技术储备。
中国石化低渗透油藏开发前景
王光付说，虽然低渗透油藏的开发面临很多困难，但总的说来前景仍然是明朗的、乐观的。
一方面，已开发低渗透油田提高采收率还有较大潜力。中国石化已开发低渗透油藏单元的平均采收率为22.2%，比中国石油和国外同类型油藏的平均采收率低2.6和4.1个百分点。虽然中国石化目前低渗透油藏的储量动用程度和开发效果与中高渗透油藏的差距较大，但这种差距正说明已开发低渗透油藏的挖潜有丰富的物质基础。另一方面，未动用低渗透油藏储量潜力也比较大。目前中国石化已探明未开发的3.7亿吨储量，大部分是低丰度的储量。若探索新的管理模式，发挥市场机制的激励作用，采用新工艺、新技术，多专业结合，降低钻井和生产成本，还可优选出大量边际储量投入开发，将可明显增加可采储量。
