根据油藏渗透率的大小，将长庆已开发油藏划分为低渗透、特低渗透、超低渗透和致密油藏四种类型^[1]，其中，低渗透油藏是指岩心渗透率在10×10^-3 μm²以上的油藏，主要以侏罗系油藏和三叠系长1~长3油藏为主；特低渗透油藏是指岩心渗透率介于1×10^-3~10×10^-3μm²的油藏，主要以AS、 JA油田三叠系长4+5、长6油藏为主；超低渗透油藏为岩心渗透率介于0.3×10^-3~1×10^-3μm²之间的油藏，主要以JY、 XF、 HQ油田三叠系长6、长8油藏为主；致密油藏是指岩心渗透率在0.3×10^-3μm²以下的油藏，主要以XAB长7油藏为主。

随着油田开发的不断推进，不同类型油藏开发矛盾凸显：部分低渗透、特低渗透油藏进入中高含水期，控水稳油难度加大；超低渗透油藏有效压力驱替系统难以建立；致密油开发难度大。因此，通过加强不同类型油藏开发规律的研究，明确不同类型油藏的开发特征和主要矛盾，对于制定油田开发稳产技术政策、实现油田稳产具有重要的现实意义。本文以长庆低渗透主力油藏为研究对象，系统研究了不同类型油藏的开发特征和开发规律，包括压力系统变化特征、见效见水特征、产量递减变化规律和含水上升规律。

1 压力系统变化特征

从地层压力保持水平状况看（表 1），低渗透和特低渗油藏注水后地层能量稳中有升，地层能量一直保持较高水平，低渗透油藏保持水平整体在90%左右，特低渗透油藏压力保持水平在100%以上；超低渗和致密油藏地层能量保持水平相对较低，基本保持在80%左右，尤其是致密油藏，压力保持水平逐年下降，2014年仅75.2%。

从油水井间的注采压差看（图 1），低渗透和特低渗油藏注采压差小，基本在10 MPa内，且有逐渐减小的趋势，注水后地层压力能够快速恢复（图 2），有效的驱替压力系统可快速建立。如特低渗透油藏WY区W18-13井，该井于1989年投产，因滞后注水，初期地层压力下降，注水后压力快速回升至原始地层压力附近，生产动态（图 3）表现为孔隙渗流特征，注水见效后日产液、油明显上升，采油指数上升且保持较高水平，低含水稳产期长，试井资料显示有效驱替压力系统得以建立（图 4）。

而超低渗和致密油藏，注采压差较大，基本处于15~20 MPa，且有逐年增大的趋势，有效压力系统建立困难。如超低渗透油藏L1区地168-18井，该井于2010年投产，日产液油能力持续下降（图 5），井底渗流状况较差，双对数曲线基本重合（图 6），压力保持水平低，储层未能建立有效的压力驱替系统。

因此总体来看，从低渗透→特低渗透→超低渗透→致密油藏，随着储层物性的不断变差，建立有效压力驱替系统难度不断变大。

2 见效见水特征

长庆低渗透油藏油井产量变化特征总体可分为三个阶段^[2] ：一是初期递减阶段：油井见效具有明显的滞后期，这一时期产量递减大；二是见效稳产阶段：主要表现为三种类型，Ⅰ类是注水见效后单井产能上升；Ⅱ类是油井见效增产特征不明显，但产能基本保持稳定；Ⅲ类是油井见效后很快见水并快速水淹，产量快速下降；三是后期递减阶段：随着注水时间延长，油井见水后含水上升速度加快，产能大幅度下降。

从不同类型油藏见效状况看，总体上从低渗→特低渗→超低渗→致密油藏，注水见效难度逐步增大，见效程度下降（图 7），见效后增产幅度逐渐降低（图 8），有效期逐渐变短。其中，低渗透、特低渗油藏注水见效后以Ⅰ + Ⅱ类见效为主（图 9、 图 10、 图 11），比例占到见效井总数的90%左右；超低渗油藏以Ⅱ + Ⅲ类见效为主（图 12、 图 13），比例在70%以上，且相对于低渗和特低渗油藏来说，Ⅲ类见效井的比例大幅增加；而致密油藏以见效即见水的Ⅲ类为主。

3 产量递减规律 3.1 初期产能状况

储层物性是决定初期产量的主要因素，初期产能与渗透率呈现良好的正相关关系，渗透率越低，初期单井产能越低，从低渗透→特低渗→超低渗→致密油，初期单井产能逐渐越低（图 14、 图 15）。

3.2 产量变化特征

不同类型油藏产量变化特征不同。低渗透侏罗系油藏产量变化特征表现为：初期递减时间短，平均为9个月，递减幅度小，平均递减期末产量为投产初期产量的89.1%；稳产期时间长，在三年以上，平均为37.2个月，注水见效后，产量上升幅度大，平均为初期递减期末产量的106.1%（图 16）。

低渗透长1~长3油藏：初期递减时间较短，基本在一年左右，平均为12.8个月，递减幅度较小，期末产量为投产初期产量的74.4%；稳产期时间长，在三年左右，平均为35.4个月，注水见效后，产量上升幅度较大，平均为初期递减期末产量的102.1%（图 17）。

特低渗透油藏：初期递减时间较长，平均为15.2个月，递减幅度较大，递减期末产量为投产初期产量的不足70%，平均为68.7%；稳产期时间较长，在2~3年之间，平均为27.5个月，注水见效后，产量略有上升，平均为初期递减期末产量的101.1%（图 18）。

从超低渗和致密油油藏产量变化趋势来看，超低渗和致密油油藏的产量持续递减，基本无稳产期，初期递减幅度大，后期有所减缓（图 19、 图 20）。

3.3 递减规律

从不同类型油藏的初期递减状况来看，初期递减与储层物性呈负相关性，从低渗→特低渗→超低渗→致密油藏，初期产能递减损失逐渐增大（图 21、 图 22）。

从递减规律看^[3]（表 2），低渗透侏罗系和长1~长3高水饱油藏符合指数递减，月递减率1.29%；低渗透长1~长3非高水饱油藏和特低渗油藏符合双曲递减，递减指数小于1，平均0.17，初始月递减率小，平均0.68%；超低渗透和致密油也遵循双曲递减，但递减指数大于1，平均3.38，表明初期递减率大，平均22.5%，后期迅速减缓^[4]。

4 含水变化规律

不同类型油藏含水变化规律不同（表 3）。低渗透侏罗系油藏含水上升规律表现为S型（图 23），初期含水上升缓慢，具有一定的低含水稳产期，水驱开发效果好，采收率高^[5]，如樊中区（图 24）；低渗透长1~长3高水饱油藏含水变化规律主要表现为S-凸型和凸型（图 25），低渗透长1~长3常规油藏则表现为S型（图 26）；特低渗透油藏含水变化规律主要表现为S型和S-凸型（图 27），初期含水上升率小，中期采出程度含水上升快，高含水期含水上升率逐渐减小，最终采收率较高；而超低渗和致密油油藏，其含水变化规律以凸型为主，在中低含水期含水即快速上升，采收率相对较低，水驱效果差（图 28）。

5 结论及认识

（1）不同类型油藏开发特征及开发规律不同。从低渗→特低渗→超低渗→致密油，随着储层渗透率的降低，初期单井产能越来越低，有效驱替压力系统建立难度越来越大，初期递减期延长，递减率增大，见效时间推迟，见效后产量上升幅度减小，见水井比例增大，含水上升规律由S型转变为凸型，水驱效果变差。

（2）低渗透油藏注水后压力驱替系统易于建立，同步注水开发效果好于滞后注水开发，递减类型以指数递减为主，含水上升规律表现为S型，中低含水期是主要的采出阶段，因此开发中应加强注采井网完善、精细注采调整，延长中低含水期，提高水驱采收率。

（3）特低渗油藏一次井网注水开发能够建立有效压力驱替系统，水驱开发效果整体较好，递减规律表现为双曲递减，含水上升规律以S型和S-凸型，开发过程中应加强精细小层刻画、持续精细注采调控、强化综合治理、适时开展加密调整等提高采收率试验，不断提高水驱波及程度，延缓含水上升速度，提高水驱开发效果。

（4）超低渗油藏储层物性差，有效的压力驱替系统未全面建立，油井见效困难，初期递减大，含水上升快，提液稳产难度大，开发中应加强精细单砂体刻画，细分注采单元，细化注采政策，并开展低产井治理、周期注水、沿裂缝强化注水、小排距加密调整试验等，不断提高油田开发效果。

（5）致密油藏注水开发有效压力系统很难建立，定向井注水开发初期单井产能低，见水程度高，产能损失大，开发效果差，因此致密油开发应以水平井自然能力开发为主，并加强周期注水、注水吞吐及异步注采试验等，持续探索致密油合理能量补充方式。