低滲透油藏提高采收率潛力及方向

1、低滲透油藏提高采收率潛力低滲透油藏提高采收率潛力及方向及方向長慶低滲透油氣田研發(fā)中心長慶低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心匯匯 報(bào)報(bào) 提提 綱綱一、低滲透油田基本特征一、低滲透油田基本特征二、低滲透油田提高采收率的途徑二、低滲透油田提高采收率的途徑 三、提高低滲透油田采收率的方向三、提高低滲透油田采收率的方向低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心前前 言言 長慶油田是陸上典型的低滲透油藏，目前低滲透儲量已長慶油田是陸上典型的低滲透油藏，目前低滲透儲量已占占80%以上，絕大多數(shù)是滲透率在以上，絕大多數(shù)是滲透率在1.010-3m2左右的左右的特低滲儲層，常規(guī)開發(fā)難度大、

2、效益差、采收率低。近年特低滲儲層，常規(guī)開發(fā)難度大、效益差、采收率低。近年來針對這類特殊儲層，開展了諸如裂縫性油藏井網(wǎng)優(yōu)化研來針對這類特殊儲層，開展了諸如裂縫性油藏井網(wǎng)優(yōu)化研究、超前注水攻關(guān)、三次采油試驗(yàn)、注氣驅(qū)油實(shí)踐、水平究、超前注水攻關(guān)、三次采油試驗(yàn)、注氣驅(qū)油實(shí)踐、水平井開發(fā)、高含水調(diào)控治理等一系列提高采收率的技術(shù)償試，井開發(fā)、高含水調(diào)控治理等一系列提高采收率的技術(shù)償試，有些已不同程度地見到效果，有些取得了一定的經(jīng)驗(yàn)或認(rèn)有些已不同程度地見到效果，有些取得了一定的經(jīng)驗(yàn)或認(rèn)識，對同類型低滲透油田的開發(fā)具有一定的借鑒或指導(dǎo)作識，對同類型低滲透油田的開發(fā)具有一定的借鑒或指導(dǎo)作用。用。低滲透油氣田研發(fā)

3、中心低滲透油氣田研發(fā)中心 低滲透油田一般儲層構(gòu)造平緩，巖礦成份混雜，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，巖石低滲透油田一般儲層構(gòu)造平緩，巖礦成份混雜，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，巖石物性較差，油藏類型較多，單井產(chǎn)能較低。長慶油區(qū)油藏多為低滲、特物性較差，油藏類型較多，單井產(chǎn)能較低。長慶油區(qū)油藏多為低滲、特低滲致密砂巖儲層，以特低滲為主；含油層系為侏羅系和三迭系，以三低滲致密砂巖儲層，以特低滲為主；含油層系為侏羅系和三迭系，以三迭系為主；侏羅系油層屬河流相沉積，受巖性構(gòu)造控制，為巖性迭系為主；侏羅系油層屬河流相沉積，受巖性構(gòu)造控制，為巖性-構(gòu)造油構(gòu)造油藏，以細(xì)粗石英砂巖為主，巖性變化大，成巖作用強(qiáng)，物性較差，儲藏，以細(xì)粗石英砂巖為

4、主，巖性變化大，成巖作用強(qiáng)，物性較差，儲集空間以粒間孔為主，喉道細(xì)，平均喉道半徑集空間以粒間孔為主，喉道細(xì)，平均喉道半徑2.3m，分選差，油層潤，分選差，油層潤濕性以親水為主，以馬嶺、吳旗油田為主。濕性以親水為主，以馬嶺、吳旗油田為主。一、低滲透油田基本特征一、低滲透油田基本特征1、儲層特征、儲層特征低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 三迭系油層屬三角洲前緣相沉積，多為巖性圈閉油藏，以中細(xì)粒長三迭系油層屬三角洲前緣相沉積，多為巖性圈閉油藏，以中細(xì)粒長石石英砂巖為主，物性差，滲透率一般小于石石英砂巖為主，物性差，滲透率一般小于5.010-3m2，孔隙度，孔隙度13.0%以下，儲集空間孔隙結(jié)

5、構(gòu)混雜，為溶孔粒間孔微孔混合型，以下，儲集空間孔隙結(jié)構(gòu)混雜，為溶孔粒間孔微孔混合型，喉道細(xì)，喉道中值半徑僅喉道細(xì)，喉道中值半徑僅0.21m，分選較差，油層潤濕性呈中性弱，分選較差，油層潤濕性呈中性弱親水型，以安塞、靖安、西峰油田為主，儲量占親水型，以安塞、靖安、西峰油田為主，儲量占80.6%。一、低滲透油田基本特征一、低滲透油田基本特征1、儲層特征、儲層特征低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 長慶低滲透油田由于儲層的特殊性，一般原油性質(zhì)較好長慶低滲透油田由于儲層的特殊性，一般原油性質(zhì)較好。具有低比重、具有低比重、低粘度、低含硫、較高含蠟和較高凝固點(diǎn)的特點(diǎn)低粘度、低含硫、較高含蠟和較高凝固

6、點(diǎn)的特點(diǎn) 地面原油相對密度地面原油相對密度: 0.83640.8949 原油地下粘度原油地下粘度: 2.269.0mPa.s，原油地面粘度，原油地面粘度: 4.382.7mPa.s 含蠟含蠟: 6.620.5%，含硫，含硫: 0.030.23% 凝固點(diǎn)凝固點(diǎn): -6.323，初餾點(diǎn)，初餾點(diǎn)4068 飽和壓力飽和壓力0.777.22MPa，氣油比為，氣油比為12.0107m3/t 油田地層水水型多樣，以油田地層水水型多樣，以CaCl2為主，其次為為主，其次為Na2SO4和和 NaHCO3型，型，總礦化度為總礦化度為9621108000mg/L，對套管腐蝕、結(jié)垢較嚴(yán)重。，對套管腐蝕、結(jié)垢較嚴(yán)重。一

7、、低滲透油田基本特征一、低滲透油田基本特征2、流體性質(zhì)、流體性質(zhì)低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 油井普遍產(chǎn)能較低；油井普遍產(chǎn)能較低； 大多數(shù)油藏自然能量微弱，需要注水補(bǔ)充能量開發(fā)；大多數(shù)油藏自然能量微弱，需要注水補(bǔ)充能量開發(fā)； 由于油藏低滲低產(chǎn)，大部分可采儲量在中高含水期采出；由于油藏低滲低產(chǎn)，大部分可采儲量在中高含水期采出； 邊底水油藏開采多年，繼續(xù)保持高效開發(fā)；邊底水油藏開采多年，繼續(xù)保持高效開發(fā)； 三迭系油藏天然微裂縫發(fā)育，增加了注水開發(fā)的難度；三迭系油藏天然微裂縫發(fā)育，增加了注水開發(fā)的難度； 油藏注水后見效見水差異大。油藏注水后見效見水差異大。一、低滲透油田基本特征一、低滲透

8、油田基本特征3、開發(fā)特點(diǎn)、開發(fā)特點(diǎn) 低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心匯匯 報(bào)報(bào) 提提 綱綱一、低滲透油田基本特征一、低滲透油田基本特征二、低滲透油田提高采收率的途徑二、低滲透油田提高采收率的途徑 三、提高低滲透油田采收率的方向三、提高低滲透油田采收率的方向低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （1）井網(wǎng)優(yōu)化）井網(wǎng)優(yōu)化 針對長慶特低滲透油藏物性差、產(chǎn)能低、儲層具有裂縫等地質(zhì)特征，充針對長慶特低滲透油藏物性差、產(chǎn)能低、儲層具有裂縫等地質(zhì)特征，充分利用微裂縫增加儲層滲流通道的特點(diǎn)，抑制裂縫水竄，提高最終采收率開分利用微裂縫增加儲層滲流通道的特點(diǎn)，抑制裂縫水竄，提高最終采收率開展了一系列井

9、網(wǎng)優(yōu)化試驗(yàn)。展了一系列井網(wǎng)優(yōu)化試驗(yàn)。 通過采用古地磁、地層傾角測試、微地震聲發(fā)射測試、野外露頭觀察等通過采用古地磁、地層傾角測試、微地震聲發(fā)射測試、野外露頭觀察等方法，確定了三迭系主力油層天然微裂縫的主方位、人工縫方位，一般在北方法，確定了三迭系主力油層天然微裂縫的主方位、人工縫方位，一般在北東東70左右。左右。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑1、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑 低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心（1）井網(wǎng)優(yōu)化）井網(wǎng)優(yōu)化 針對儲層物性差、產(chǎn)能低、天然裂縫針對儲層物性差、產(chǎn)能低、天然裂縫發(fā)育、吸水能力低等特點(diǎn)，優(yōu)選

10、井網(wǎng)，開發(fā)育、吸水能力低等特點(diǎn)，優(yōu)選井網(wǎng)，開展了室內(nèi)及現(xiàn)場試驗(yàn)。展了室內(nèi)及現(xiàn)場試驗(yàn)。 安塞油田長安塞油田長6油層啟動(dòng)壓力梯度為油層啟動(dòng)壓力梯度為0.05Mpa/m左右，當(dāng)與注水井距離小于左右，當(dāng)與注水井距離小于180m時(shí)，油層中任一位置其驅(qū)動(dòng)壓力梯時(shí)，油層中任一位置其驅(qū)動(dòng)壓力梯度均大于啟動(dòng)壓力梯度，即裂縫側(cè)向排距度均大于啟動(dòng)壓力梯度，即裂縫側(cè)向排距小于小于180m。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑1、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑 不同排距下壓力梯度曲線（k=1.5md）低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （1）井網(wǎng)優(yōu)化）井網(wǎng)優(yōu)

11、化 考慮儲層中人工裂縫、滲透率各向考慮儲層中人工裂縫、滲透率各向異性，建立地質(zhì)模型，進(jìn)行數(shù)值模擬。異性，建立地質(zhì)模型，進(jìn)行數(shù)值模擬。從模擬結(jié)果表明，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)優(yōu)從模擬結(jié)果表明，菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)優(yōu)于正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)，矩形井網(wǎng)又優(yōu)于正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)，矩形井網(wǎng)又優(yōu)于其它井網(wǎng)，而井排與裂縫夾角于其它井網(wǎng)，而井排與裂縫夾角45開發(fā)指標(biāo)優(yōu)于夾角開發(fā)指標(biāo)優(yōu)于夾角0，而且合，而且合理井距為理井距為500m左右，排距左右，排距130-180m。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑1、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑 不同井網(wǎng)下效果對比曲線（k=1.5md）

12、低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （1）井網(wǎng)優(yōu)化）井網(wǎng)優(yōu)化 菱形反九點(diǎn)是長慶油田在特低滲油菱形反九點(diǎn)是長慶油田在特低滲油藏中應(yīng)用較廣的一種注水井網(wǎng)。靖安、藏中應(yīng)用較廣的一種注水井網(wǎng)。靖安、安塞等油田使用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)開采的安塞等油田使用菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)開采的油井比鄰區(qū)正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)同期的見油井比鄰區(qū)正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)同期的見效程度高出效程度高出10.4%，單井產(chǎn)量高出，單井產(chǎn)量高出0.5t/d，水驅(qū)儲量動(dòng)用程度達(dá)，水驅(qū)儲量動(dòng)用程度達(dá)70%以以上，井網(wǎng)優(yōu)化效果較好。上，井網(wǎng)優(yōu)化效果較好。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑1、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑、提高水驅(qū)

13、儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑 試驗(yàn)區(qū)與鄰區(qū)產(chǎn)能對曲線（k=1.5md）低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （2）超前注水）超前注水 特低滲透油田普遍存在啟動(dòng)壓力梯度和驅(qū)動(dòng)壓差均較大、滲流和特低滲透油田普遍存在啟動(dòng)壓力梯度和驅(qū)動(dòng)壓差均較大、滲流和傳導(dǎo)慢等特點(diǎn)，加之長慶特低滲透油田一般為低飽和油藏，油層壓傳導(dǎo)慢等特點(diǎn)，加之長慶特低滲透油田一般為低飽和油藏，油層壓力系數(shù)僅為力系數(shù)僅為0.8，如果不提前注水保持地層壓力開采，油層就會(huì)消耗，如果不提前注水保持地層壓力開采，油層就會(huì)消耗大量能量，易造成油層內(nèi)部巖石格架變形、孔隙結(jié)構(gòu)變差、滲流能大量能量，易造成油層內(nèi)部巖石格架變形、孔隙結(jié)構(gòu)變差、滲流能力降低

14、、原油性質(zhì)變化等，最終會(huì)導(dǎo)致油藏開發(fā)效果差和采收率低力降低、原油性質(zhì)變化等，最終會(huì)導(dǎo)致油藏開發(fā)效果差和采收率低等情形。因此，針對特低滲透油藏采用了超前注水，不僅能在油層等情形。因此，針對特低滲透油藏采用了超前注水，不僅能在油層內(nèi)部建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，而且還能提高油井單井產(chǎn)量和油藏內(nèi)部建立有效的驅(qū)替壓力系統(tǒng)，而且還能提高油井單井產(chǎn)量和油藏最終采收率最終采收率。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑1、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑 低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （2）超前注水）超前注水 超前注水時(shí)間越長，地層壓力上升越高，且在

15、排距超前注水時(shí)間越長，地層壓力上升越高，且在排距130-180m范圍內(nèi)，地范圍內(nèi)，地層壓力可達(dá)到原始壓力的層壓力可達(dá)到原始壓力的105-130%，當(dāng)油井以同一采油指數(shù)和流壓生產(chǎn)時(shí)，當(dāng)油井以同一采油指數(shù)和流壓生產(chǎn)時(shí)，則會(huì)獲得較高的產(chǎn)量。則會(huì)獲得較高的產(chǎn)量。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑1、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑 超前注水不同時(shí)機(jī)地層壓力剖面圖超前注水不同時(shí)機(jī)地層壓力剖面圖 低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （2）超前注水）超前注水 通過對不同注水時(shí)機(jī)的單井產(chǎn)量統(tǒng)通過對不同注水時(shí)機(jī)的單井產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)對比，計(jì)對比，超前注水開發(fā)

16、的油井，初期超前注水開發(fā)的油井，初期產(chǎn)量遞減小，穩(wěn)產(chǎn)期長，產(chǎn)量較高，產(chǎn)量遞減小，穩(wěn)產(chǎn)期長，產(chǎn)量較高，一般保持在一般保持在6.0t/d以上；注采同步的以上；注采同步的油井，初期產(chǎn)量遞減相對較大，穩(wěn)產(chǎn)油井，初期產(chǎn)量遞減相對較大，穩(wěn)產(chǎn)期單井產(chǎn)量在期單井產(chǎn)量在5.0t/d左右；滯后注水左右；滯后注水的油井，初期產(chǎn)量遞減大，遞減期長，的油井，初期產(chǎn)量遞減大，遞減期長，注水見效后產(chǎn)量上升幅度較小，單井注水見效后產(chǎn)量上升幅度較小，單井產(chǎn)量一般在產(chǎn)量一般在4.0t/d左右。左右。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑1、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑 五里

17、灣區(qū)不同注水時(shí)機(jī)開采單井產(chǎn)量曲線五里灣區(qū)不同注水時(shí)機(jī)開采單井產(chǎn)量曲線 低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （3）注采調(diào)控）注采調(diào)控 剖面調(diào)控剖面調(diào)控 由于特低滲透油藏油層致密，物性差，存在天然微細(xì)裂，大部分注水井油層段由于特低滲透油藏油層致密，物性差，存在天然微細(xì)裂，大部分注水井油層段出現(xiàn)不吸水、吸水差或尖峰狀吸水等情況，對應(yīng)采油井存在不見效或見效少或出現(xiàn)不吸水、吸水差或尖峰狀吸水等情況，對應(yīng)采油井存在不見效或見效少或過早見水等問題。通過多年的開發(fā)實(shí)踐，過早見水等問題。通過多年的開發(fā)實(shí)踐，一方面對注水井實(shí)施細(xì)分層注水、補(bǔ)一方面對注水井實(shí)施細(xì)分層注水、補(bǔ)孔調(diào)層、解堵增注、裂縫堵水等綜合措施

18、，調(diào)整吸水剖面；另一方面，對采油孔調(diào)層、解堵增注、裂縫堵水等綜合措施，調(diào)整吸水剖面；另一方面，對采油井采用堵水調(diào)剖、復(fù)壓引效、酸化解堵、補(bǔ)孔壓裂、套損井治理等挖潛措施，井采用堵水調(diào)剖、復(fù)壓引效、酸化解堵、補(bǔ)孔壓裂、套損井治理等挖潛措施，調(diào)整產(chǎn)液剖面。調(diào)整產(chǎn)液剖面。通過雙向調(diào)剖有效地改善了特低滲油層吸水產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，提高通過雙向調(diào)剖有效地改善了特低滲油層吸水產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，提高了油層水驅(qū)儲量動(dòng)用程度，單井產(chǎn)量保持平穩(wěn)。如安塞油田水驅(qū)儲量動(dòng)用程度了油層水驅(qū)儲量動(dòng)用程度，單井產(chǎn)量保持平穩(wěn)。如安塞油田水驅(qū)儲量動(dòng)用程度已達(dá)已達(dá)72.7%，王窯區(qū)為，王窯區(qū)為78.0%，綜合遞減，綜合遞減5.6%，含水平穩(wěn)。，含水平

19、穩(wěn)。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑1、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑 低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （3）注采調(diào)控）注采調(diào)控 平面調(diào)控平面調(diào)控 針對特低滲透長針對特低滲透長6儲層物性差，平面壓力分布不均衡，油井見效程度差異較儲層物性差，平面壓力分布不均衡，油井見效程度差異較大的特點(diǎn)，積極采取大的特點(diǎn)，積極采取“平衡、加強(qiáng)、控制平衡、加強(qiáng)、控制”的注水思路，調(diào)整注采比。對油層的注水思路，調(diào)整注采比。對油層物性較好、水驅(qū)較均勻、油井見效程度較高的井區(qū)進(jìn)行平衡注水，對未見效而物性較好、水驅(qū)較均勻、油井見效程度較高的井區(qū)進(jìn)行平衡

20、注水，對未見效而又未見水的井組適當(dāng)加強(qiáng)注水，對已見水井組則控制注水。通過平面注采比調(diào)又未見水的井組適當(dāng)加強(qiáng)注水，對已見水井組則控制注水。通過平面注采比調(diào)整，油田壓力保持水平上升，達(dá)整，油田壓力保持水平上升，達(dá)90%以上，平面分布趨向合理。以上，平面分布趨向合理。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑1、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑 低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （3）注采調(diào)控）注采調(diào)控 加密調(diào)整加密調(diào)整 依據(jù)檢查井取芯狀況，地層內(nèi)存在較多的低驅(qū)替壓力梯度段，即死依據(jù)檢查井取芯狀況，地層內(nèi)存在較多的低驅(qū)替壓力梯度段，即死油區(qū)。通

21、過油藏?cái)?shù)值模擬研究表明，在裂縫側(cè)向油區(qū)。通過油藏?cái)?shù)值模擬研究表明，在裂縫側(cè)向120m加密并轉(zhuǎn)注裂縫加密并轉(zhuǎn)注裂縫線上水淹井，將有效地提高裂縫側(cè)向儲量動(dòng)用程度。近年來在安塞油田線上水淹井，將有效地提高裂縫側(cè)向儲量動(dòng)用程度。近年來在安塞油田鉆加密調(diào)整井鉆加密調(diào)整井95口，建產(chǎn)能口，建產(chǎn)能12.5104t，初期單井日產(chǎn)油，初期單井日產(chǎn)油4.5t，含水，含水26.6%，新增可采儲量，新增可采儲量72104t，取得較好的效果。，取得較好的效果。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑1、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑、提高水驅(qū)儲量動(dòng)用程度的技術(shù)途徑 低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研

22、發(fā)中心 （1）注聚合物驅(qū)油）注聚合物驅(qū)油 、試驗(yàn)區(qū)概況、試驗(yàn)區(qū)概況 試驗(yàn)井組試驗(yàn)井組新嶺新嶺266井組井組位于馬嶺油田中一區(qū)，該區(qū)是七十年代初投入開發(fā)，開采位于馬嶺油田中一區(qū)，該區(qū)是七十年代初投入開發(fā)，開采層位是侏羅系延安組，油藏埋深層位是侏羅系延安組，油藏埋深1500m1500m，地層溫度，地層溫度5050，主力層延，主力層延1010油層滲透率油層滲透率66.7566.75543 543 1010-3-3mm2 2，地層原油粘度，地層原油粘度3mPa.s3mPa.s，地層水礦化度，地層水礦化度105700mg/L105700mg/L，其中，其中CaCa2+2+、MgMg2+2+離子總量離子總

23、量1100mg/L1100mg/L9200mg/L9200mg/L，水型為，水型為CaClCaCl2 2；截止；截止19951995年該區(qū)年產(chǎn)油年該區(qū)年產(chǎn)油101010104 4t,t,采油速度采油速度0.5%0.5%，累積產(chǎn)油，累積產(chǎn)油43143110104 4t, t, 采出程度采出程度22.4%22.4%，綜合含水已達(dá)，綜合含水已達(dá)79.1%79.1%。 試驗(yàn)試驗(yàn)井組試注前井日注水量井組試注前井日注水量100m3，井口壓力，井口壓力9MPa，視吸水指數(shù)，視吸水指數(shù)11.33m3/ (MPa.d)。1996年年7月開始注入月開始注入630mg/L1130mg/L非交聯(lián)聚丙烯酰胺溶液。非交聯(lián)

24、聚丙烯酰胺溶液。隨著注入壓力的穩(wěn)步上升，視吸水指數(shù)逐漸降低，同時(shí)對應(yīng)采油井的日產(chǎn)液量也持隨著注入壓力的穩(wěn)步上升，視吸水指數(shù)逐漸降低，同時(shí)對應(yīng)采油井的日產(chǎn)液量也持續(xù)下降。到續(xù)下降。到2000年初共注入聚合物溶液年初共注入聚合物溶液8.73104m3，占井組總孔隙體積的，占井組總孔隙體積的19.26%，井口壓力上升到，井口壓力上升到16.8 MPa，視吸水指數(shù)降低到，視吸水指數(shù)降低到6.13m3/(MPa.d)。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑2、三次采油提高采收率的潛力、三次采油提高采收率的潛力低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （1）注聚合物驅(qū)油）注聚合物驅(qū)油

25、 、試注及效果、試注及效果 現(xiàn)場試驗(yàn)表明，雖然每噸聚合物僅增產(chǎn)原油現(xiàn)場試驗(yàn)表明，雖然每噸聚合物僅增產(chǎn)原油8484噸，但是，它比較成噸，但是，它比較成功地解決了在嚴(yán)重非均質(zhì)和高礦化度地質(zhì)條件下聚合物的抗鹽性和穩(wěn)定功地解決了在嚴(yán)重非均質(zhì)和高礦化度地質(zhì)條件下聚合物的抗鹽性和穩(wěn)定性等技術(shù)問題，滯留于地層深部的聚合物一直發(fā)揮著封堵大孔道的作用，性等技術(shù)問題，滯留于地層深部的聚合物一直發(fā)揮著封堵大孔道的作用，為低滲油藏在高含水階段控水穩(wěn)油提高采收率探索出了一條路。為低滲油藏在高含水階段控水穩(wěn)油提高采收率探索出了一條路。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑2、三次采油提高采收率的潛力

26、、三次采油提高采收率的潛力低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （2）注稠化水驅(qū)油）注稠化水驅(qū)油 、試驗(yàn)區(qū)塊概況、試驗(yàn)區(qū)塊概況 試驗(yàn)區(qū)塊試驗(yàn)區(qū)塊南一區(qū)直南一區(qū)直3 3油藏，含油面積油藏，含油面積4.4Km4.4Km2 2，地質(zhì)儲量，地質(zhì)儲量26526510104 4t t，油層物性，油層物性好且均勻，平均有效孔隙度好且均勻，平均有效孔隙度18.7%18.7%，空氣滲透率，空氣滲透率4484481010-3-3umum2 2，地層原油粘度，地層原油粘度11.1mPas11.1mPas，19971997年投入開發(fā)，由于采油強(qiáng)度大，注水開發(fā)僅年投入開發(fā)，由于采油強(qiáng)度大，注水開發(fā)僅5 5年油藏采出

27、程度年油藏采出程度就高達(dá)就高達(dá)25.0%25.0%，含水，含水77.0%77.0%，開發(fā)矛盾突出。，開發(fā)矛盾突出。 2002年年5月開始對直月開始對直3油藏油藏5口注水井進(jìn)行稠化水試注，半年共注稠化水口注水井進(jìn)行稠化水試注，半年共注稠化水21190m3，平均單井注，平均單井注4238m3，平均段塞半徑為，平均段塞半徑為23.0m，注入稠化水粘度，注入稠化水粘度1028 mPas。2002年年11月到月到2004年年1月為正式注入階段，選定月為正式注入階段，選定3口井連續(xù)口井連續(xù)注入，階段累計(jì)注稠化注入，階段累計(jì)注稠化水水66266m3，平均單井累計(jì)，平均單井累計(jì)16566m3，注入稠化，注入稠

28、化水水濃濃度度8001250mg/L。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑2、三次采油提高采收率的潛力、三次采油提高采收率的潛力低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 （2）注稠化水驅(qū)油）注稠化水驅(qū)油 、注稠化水效果、注稠化水效果 a a、通過注稠化水，直、通過注稠化水，直3 3油藏吸水剖面得到了有效的改善。油藏吸水剖面得到了有效的改善。 b b、通過注稠化水，直、通過注稠化水，直3 3油藏的含水上升得到了控制，油藏的開發(fā)趨勢好轉(zhuǎn)。油藏的含水上升得到了控制，油藏的開發(fā)趨勢好轉(zhuǎn)。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑2、三次采油提高采收率的潛力、三

29、次采油提高采收率的潛力低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 (3) 注微生物驅(qū)油注微生物驅(qū)油 1998年年11月月1999年年1月，長慶油田采用美國月，長慶油田采用美國NPC公司的微生物菌液公司的微生物菌液在隴東地區(qū)城壕油田玄馬區(qū)進(jìn)行驅(qū)油試驗(yàn)。玄馬區(qū)為侏羅系延在隴東地區(qū)城壕油田玄馬區(qū)進(jìn)行驅(qū)油試驗(yàn)。玄馬區(qū)為侏羅系延9油藏，油藏，物性較好，油層孔隙度物性較好，油層孔隙度16.3%，滲透率，滲透率269.810-3m2，原始地層壓力，原始地層壓力11.17MPa，飽和壓力，飽和壓力2.67MPa，潤濕性屬弱親水；地層水礦化度，潤濕性屬弱親水；地層水礦化度28.4435.8g/L，水型為，水型為N

30、aHCO3型。試驗(yàn)前有生產(chǎn)井型。試驗(yàn)前有生產(chǎn)井13口，注水井口，注水井5口，口，油井產(chǎn)量油井產(chǎn)量3.7t/d，采出程度為，采出程度為21.7%，綜合含水達(dá)到，綜合含水達(dá)到62.7%，累積注水，累積注水39.41104m3，累積注采比，累積注采比0.83。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑2、三次采油提高采收率的潛力、三次采油提高采收率的潛力低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 (3) 注微生物驅(qū)油注微生物驅(qū)油 試驗(yàn)在該區(qū)試驗(yàn)在該區(qū)5口注水井上按正常配注量進(jìn)行，采用段塞方式注入，第一個(gè)段口注水井上按正常配注量進(jìn)行，采用段塞方式注入，第一個(gè)段塞注入微生物菌液濃度為塞注

31、入微生物菌液濃度為 0.5%，第二和第三段塞為，第二和第三段塞為0.3%，全部試驗(yàn)共注入微，全部試驗(yàn)共注入微生物菌液生物菌液6600m3，其中微生物，其中微生物24.0t，注入過程保持壓力穩(wěn)定（，注入過程保持壓力穩(wěn)定（14.7MPa）。）。 注入微生物注入微生物75天后，對應(yīng)油井已有微生物細(xì)菌陸續(xù)產(chǎn)出，細(xì)菌經(jīng)生長繁殖天后，對應(yīng)油井已有微生物細(xì)菌陸續(xù)產(chǎn)出，細(xì)菌經(jīng)生長繁殖后總數(shù)增加，雖然原油物性暫無根本變化，但對應(yīng)油井已見到增產(chǎn)效果。后總數(shù)增加，雖然原油物性暫無根本變化，但對應(yīng)油井已見到增產(chǎn)效果。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑2、三次采油提高采收率的潛力、三次采油提高

32、采收率的潛力低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心（1）試驗(yàn)區(qū)簡介試驗(yàn)區(qū)簡介 試驗(yàn)井組面積試驗(yàn)井組面積1.8km1.8km2 2，地質(zhì)儲量，地質(zhì)儲量11011010104 4t t，油層物性差，空氣滲透率，油層物性差，空氣滲透率2.062.061010-3-3mm2 2，孔隙度，孔隙度12.93%12.93%，地層原油粘度，地層原油粘度2.1mPa.s2.1mPa.s，原始?xì)庥捅龋細(xì)庥捅?7.4m77.4m3 3/t/t，體積系數(shù)，體積系數(shù)1.2361.236，地面原油密度，地面原油密度0.856g/cm0.856g/cm3 3，粘度，粘度6.45mPa.s6.45mPa.s；原始；原始

33、地層壓力地層壓力12.4MPa12.4MPa，飽和壓力，飽和壓力7.04MPa7.04MPa；油層埋深；油層埋深1800m1800m，平均有效厚度，平均有效厚度12.33m12.33m；有采油井有采油井1313口口 ，注氣井，注氣井2 2口，反九點(diǎn)法井網(wǎng)，井距口，反九點(diǎn)法井網(wǎng)，井距300-350m300-350m，日注氣量，日注氣量16000m16000m3 3， 井口壓力井口壓力141415 MPa15 MPa。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑3、注氣提高采收率的潛力、注氣提高采收率的潛力低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心（2）試驗(yàn)動(dòng)態(tài)特征試驗(yàn)動(dòng)態(tài)特征 注氣

34、分為連續(xù)注氣、氣水交替、連續(xù)注水三個(gè)階段：注氣分為連續(xù)注氣、氣水交替、連續(xù)注水三個(gè)階段： a a、連續(xù)注氣階段為、連續(xù)注氣階段為19981998年年3 3月月 20002000年年1 1月，其動(dòng)態(tài)特征是油井見效快且程月，其動(dòng)態(tài)特征是油井見效快且程度高（度高（100%100%），地層壓力上升（），地層壓力上升（7.077.91 MPa7.077.91 MPa），含水穩(wěn)定），含水穩(wěn)定5.0%5.0%； b b、氣水交替階段為、氣水交替階段為20002000年月年月1 1月開始，其動(dòng)態(tài)特征是油井再次見效，氣油比月開始，其動(dòng)態(tài)特征是油井再次見效，氣油比回落，含水和動(dòng)液面穩(wěn)定；回落，含水和動(dòng)液面穩(wěn)定；

35、c c、注水階段為、注水階段為20022002年月年月5 5月開始，其動(dòng)態(tài)特征是單井產(chǎn)量回升，含水穩(wěn)定。月開始，其動(dòng)態(tài)特征是單井產(chǎn)量回升，含水穩(wěn)定。二、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑3、注氣提高采收率的潛力、注氣提高采收率的潛力低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心（3）試驗(yàn)效果試驗(yàn)效果 注氣試驗(yàn)表明，油井見效快而且程度較高，一般注氣注氣試驗(yàn)表明，油井見效快而且程度較高，一般注氣2 23 3個(gè)月見效個(gè)月見效程度近程度近100%100%，說明特低滲油藏適合注氣開發(fā)；與注水開發(fā)相比預(yù)計(jì)采收，說明特低滲油藏適合注氣開發(fā)；與注水開發(fā)相比預(yù)計(jì)采收率提高率提高1 12%2%。二

36、、低滲透油田提高采收率的途二、低滲透油田提高采收率的途徑徑3、注氣提高采收率的潛力、注氣提高采收率的潛力低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心匯匯 報(bào)報(bào) 提提 綱綱一、低滲透油田基本特征一、低滲透油田基本特征二、低滲透油田提高采收率的途徑二、低滲透油田提高采收率的途徑 三、提高低滲透油田采收率的方向三、提高低滲透油田采收率的方向低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 提高低滲透油田采收率的方向可分為兩個(gè)方面，一是常規(guī)開發(fā)的二提高低滲透油田采收率的方向可分為兩個(gè)方面，一是常規(guī)開發(fā)的二次采油、水平井技術(shù)，二是非常規(guī)開發(fā)的聚合物驅(qū)、微生物驅(qū)、氣驅(qū)、次采油、水平井技術(shù)，二是非常規(guī)開發(fā)的聚合物驅(qū)、微

37、生物驅(qū)、氣驅(qū)、新二次開發(fā)等，以二次采油實(shí)用配套技術(shù)完善創(chuàng)新和三次采油的試驗(yàn)推新二次開發(fā)等，以二次采油實(shí)用配套技術(shù)完善創(chuàng)新和三次采油的試驗(yàn)推廣為主要方向。通常一次采油和二次采油可采出廣為主要方向。通常一次采油和二次采油可采出30%40左右原油，左右原油，三次采油還有三次采油還有60%70的開采潛力，因此世界各產(chǎn)油國對三次采油都的開采潛力，因此世界各產(chǎn)油國對三次采油都很重視。從全世界很重視。從全世界EOR技術(shù)的應(yīng)用情況看，采用技術(shù)的應(yīng)用情況看，采用EOR技術(shù)的油藏主要技術(shù)的油藏主要是砂巖油藏，其次為碳酸鹽巖油藏；從前面提高采收率單項(xiàng)技術(shù)試驗(yàn)效是砂巖油藏，其次為碳酸鹽巖油藏；從前面提高采收率單項(xiàng)技術(shù)

38、試驗(yàn)效果來看，聚合物驅(qū)、氣驅(qū)、微生物驅(qū)、水平井和二次開發(fā)等都是提高果來看，聚合物驅(qū)、氣驅(qū)、微生物驅(qū)、水平井和二次開發(fā)等都是提高EOR技術(shù)中的主導(dǎo)技術(shù)。技術(shù)中的主導(dǎo)技術(shù)。三、提高低滲透油田采收率的方三、提高低滲透油田采收率的方向向低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 長慶低滲透油田目前已鉆水平井長慶低滲透油田目前已鉆水平井4242口，其中油井口，其中油井3636口，注水口，注水井井6 6口；油井投產(chǎn)口；油井投產(chǎn)2525口，初期平均日產(chǎn)液口，初期平均日產(chǎn)液16.4m16.4m3 3，日產(chǎn)油，日產(chǎn)油10.8t10.8t，含水含水22.6%22.6%；目前日產(chǎn)液；目前日產(chǎn)液18.4 m18.4 m

39、3 3，日產(chǎn)油，日產(chǎn)油7.9t7.9t，含水，含水49.2%49.2%。水。水平井的產(chǎn)量基本是直井的平井的產(chǎn)量基本是直井的2 2倍以上，由于已開發(fā)水平井有倍以上，由于已開發(fā)水平井有40%40%在特在特低滲透油藏，有低滲透油藏，有60%60%的在已開發(fā)老區(qū)，所以，水平井的產(chǎn)量跟國的在已開發(fā)老區(qū)，所以，水平井的產(chǎn)量跟國內(nèi)外相比略低一些，而含水又略高一點(diǎn)，但對低滲透儲層的長慶內(nèi)外相比略低一些，而含水又略高一點(diǎn)，但對低滲透儲層的長慶油田來說，已經(jīng)是開發(fā)史上的一次革命。尤其是利用水平井注采油田來說，已經(jīng)是開發(fā)史上的一次革命。尤其是利用水平井注采配套開發(fā)、階梯水平井和分支井水平井等技術(shù)的應(yīng)用，更有利于配套

40、開發(fā)、階梯水平井和分支井水平井等技術(shù)的應(yīng)用，更有利于擴(kuò)大波及范圍，增強(qiáng)傳導(dǎo)能力，使油田的開發(fā)效果和最終采收率擴(kuò)大波及范圍，增強(qiáng)傳導(dǎo)能力，使油田的開發(fā)效果和最終采收率有質(zhì)的提高。有質(zhì)的提高。三、提高低滲透油田采收率的方三、提高低滲透油田采收率的方向向1、水平井開發(fā)、水平井開發(fā)低滲透油氣田研發(fā)中心低滲透油氣田研發(fā)中心 長慶低滲和特低滲透油田通過注聚合物、稠化水、微生物等三次采長慶低滲和特低滲透油田通過注聚合物、稠化水、微生物等三次采油現(xiàn)場試驗(yàn)，在一定程度上解決了在嚴(yán)重非均質(zhì)和高礦化度地質(zhì)條件下油現(xiàn)場試驗(yàn)，在一定程度上解決了在嚴(yán)重非均質(zhì)和高礦化度地質(zhì)條件下聚合物的抗鹽性和穩(wěn)定性、稠化水深部封堵的穩(wěn)定性和持續(xù)性、外源微聚合物的抗鹽性和穩(wěn)定性、稠化水深部封堵的穩(wěn)定性和持續(xù)性、外源微生物的活化性和適應(yīng)性等一系列技術(shù)問題，對低滲透和特低滲透油田提生物的活化性和適應(yīng)性等一系列技術(shù)問題，對低滲透和特低滲透油田提高采收率有一定的借鑒，僅個(gè)別油藏初步試驗(yàn)采收率可提高高采收率有一定的借鑒，僅個(gè)別油藏初步試驗(yàn)采收率可提高1 12%2%。 根據(jù)長慶油田三次采油潛力研究及評價(jià)，在已開發(fā)的油田中有根據(jù)長慶油田三次采油潛力研究及評價(jià)，在已開發(fā)的油田中