低渗透油藏提高采收率潜力及方向ppt课件

1、低渗透油藏提高采收率潜力低渗透油藏提高采收率潜力及方向及方向低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心汇汇 报报 提提 纲纲一、低渗透油田基本特征一、低渗透油田基本特征二、低渗透油田提高采收率的途径二、低渗透油田提高采收率的途径 三、提高低渗透油田采收率的方向三、提高低渗透油田采收率的方向低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心前前 言言 长庆油田是陆上典型的低渗透油藏，目前低渗透储量已长庆油田是陆上典型的低渗透油藏，目前低渗透储量已占占80%以上，绝大多数是渗透率在以上，绝大多数是渗透率在1.010-3m2左右的左右的特低渗储层，常规开发难度大、效益差、采收率低。近年特低渗储层，常规开发难度大

2、、效益差、采收率低。近年来针对这类特殊储层，开展了诸如裂缝性油藏井网优化研来针对这类特殊储层，开展了诸如裂缝性油藏井网优化研究、超前注水攻关、三次采油试验、注气驱油实践、水平究、超前注水攻关、三次采油试验、注气驱油实践、水平井开发、高含水调控治理等一系列提高采收率的技术偿试，井开发、高含水调控治理等一系列提高采收率的技术偿试，有些已不同程度地见到效果，有些取得了一定的经验或认有些已不同程度地见到效果，有些取得了一定的经验或认识，对同类型低渗透油田的开发具有一定的借鉴或指导作识，对同类型低渗透油田的开发具有一定的借鉴或指导作用。用。低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 低渗透油田一般储层构造

3、平缓，岩矿成份混杂，孔隙结构复杂，岩石低渗透油田一般储层构造平缓，岩矿成份混杂，孔隙结构复杂，岩石物性较差，油藏类型较多，单井产能较低。长庆油区油藏多为低渗、特物性较差，油藏类型较多，单井产能较低。长庆油区油藏多为低渗、特低渗致密砂岩储层，以特低渗为主；含油层系为侏罗系和三迭系，以三低渗致密砂岩储层，以特低渗为主；含油层系为侏罗系和三迭系，以三迭系为主；侏罗系油层属河流相沉积，受岩性构造控制，为岩性迭系为主；侏罗系油层属河流相沉积，受岩性构造控制，为岩性-构造油构造油藏，以细粗石英砂岩为主，岩性变化大，成岩作用强，物性较差，储藏，以细粗石英砂岩为主，岩性变化大，成岩作用强，物性较差，储集空间以

4、粒间孔为主，喉道细，平均喉道半径集空间以粒间孔为主，喉道细，平均喉道半径2.3m，分选差，油层润，分选差，油层润湿性以亲水为主，以马岭、吴旗油田为主。湿性以亲水为主，以马岭、吴旗油田为主。一、低渗透油田基本特征一、低渗透油田基本特征1、储层特征、储层特征低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 三迭系油层属三角洲前缘相沉积，多为岩性圈闭油藏，以中细粒长三迭系油层属三角洲前缘相沉积，多为岩性圈闭油藏，以中细粒长石石英砂岩为主，物性差，渗透率一般小于石石英砂岩为主，物性差，渗透率一般小于5.010-3m2，孔隙度，孔隙度13.0%以下，储集空间孔隙结构混杂，为溶孔粒间孔微孔混合型，以下，储集空间孔

5、隙结构混杂，为溶孔粒间孔微孔混合型，喉道细，喉道中值半径仅喉道细，喉道中值半径仅0.21m，分选较差，油层润湿性呈中性弱，分选较差，油层润湿性呈中性弱亲水型，以安塞、靖安、西峰油田为主，储量占亲水型，以安塞、靖安、西峰油田为主，储量占80.6%。一、低渗透油田基本特征一、低渗透油田基本特征1、储层特征、储层特征低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 长庆低渗透油田由于储层的特殊性，一般原油性质较好。具有低比重、长庆低渗透油田由于储层的特殊性，一般原油性质较好。具有低比重、低粘度、低含硫、较高含蜡和较高凝固点的特点低粘度、低含硫、较高含蜡和较高凝固点的特点 地面原油相对密度地面原油相对密度:

6、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 含蜡含蜡: 6.620.5%，含硫，含硫: 0.030.23% 凝固点凝固点: -6.323，初馏点，初馏点4068 饱和压力饱和压力0.777.22MPa，气油比为，气油比为12.0107m3/t 油田地层水水型多样，以油田地层水水型多样，以CaCl2为主，其次为为主，其次为Na2SO4和和 NaHCO3型，总矿化度为型，总矿化度为9621108000mg/L，对套管腐蚀、结垢较严重。，对套管腐蚀、结垢较严重。一、低渗透油田基本特征一、低渗透油田基本特征2、

7、流体性质、流体性质低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 油井普遍产能较低；油井普遍产能较低； 大多数油藏自然能量微弱，需要注水补充能量开发；大多数油藏自然能量微弱，需要注水补充能量开发； 由于油藏低渗低产，大部分可采储量在中高含水期采出；由于油藏低渗低产，大部分可采储量在中高含水期采出； 边底水油藏开采多年，继续保持高效开发；边底水油藏开采多年，继续保持高效开发； 三迭系油藏天然微裂缝发育，增加了注水开发的难度；三迭系油藏天然微裂缝发育，增加了注水开发的难度； 油藏注水后见效见水差异大。油藏注水后见效见水差异大。一、低渗透油田基本特征一、低渗透油田基本特征3、开发特点、开发特点 低渗透油气

8、田研发中心低渗透油气田研发中心汇汇 报报 提提 纲纲一、低渗透油田基本特征一、低渗透油田基本特征二、低渗透油田提高采收率的途径二、低渗透油田提高采收率的途径 三、提高低渗透油田采收率的方向三、提高低渗透油田采收率的方向低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （1井网优化井网优化 针对长庆特低渗透油藏物性差、产能低、储层具有裂缝等地质特针对长庆特低渗透油藏物性差、产能低、储层具有裂缝等地质特征，充分利用微裂缝增加储层渗流通道的特点，抑制裂缝水窜，提高征，充分利用微裂缝增加储层渗流通道的特点，抑制裂缝水窜，提高最终采收率开展了一系列井网优化试验。最终采收率开展了一系列井网优化试验。 通过采用古地

9、磁、地层倾角测试、微地震声发射测试、野外露头通过采用古地磁、地层倾角测试、微地震声发射测试、野外露头观察等方法，确定了三迭系主力油层天然微裂缝的主方位、人工缝方观察等方法，确定了三迭系主力油层天然微裂缝的主方位、人工缝方位，一般在北东位，一般在北东70左右。左右。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径1、提高水驱储量动用程度的技术途径、提高水驱储量动用程度的技术途径 低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心（1井网优化井网优化 针对储层物性差、产能低、天针对储层物性差、产能低、天然裂缝发育、吸水能力低等特点，然裂缝发育、吸水能力低等特点，优选井网，开展了室内及现场试验。优

10、选井网，开展了室内及现场试验。 安塞油田长安塞油田长6油层启动压力梯度油层启动压力梯度为为0.05Mpa/m左右，当与注水井左右，当与注水井距离小于距离小于180m时，油层中任一位时，油层中任一位置其驱动压力梯度均大于启动压力置其驱动压力梯度均大于启动压力梯度，即裂缝侧向排距小于梯度，即裂缝侧向排距小于180m。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径1、提高水驱储量动用程度的技术途径、提高水驱储量动用程度的技术途径 不同排距下压力梯度曲线k=1.5md）低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （1井网优化井网优化 考虑储层中人工裂缝、渗透率各考虑储层中人工裂缝、渗透率各

11、向异性，建立地质模型，进行数值向异性，建立地质模型，进行数值模拟。从模拟结果表明，菱形反九模拟。从模拟结果表明，菱形反九点井网优于正方形反九点井网，矩点井网优于正方形反九点井网，矩形井网又优于其它井网，而井排与形井网又优于其它井网，而井排与裂缝夹角裂缝夹角45开发指标优于夹角开发指标优于夹角0，而且合理井距为，而且合理井距为500m左右，左右，排距排距130-180m。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径1、提高水驱储量动用程度的技术途径、提高水驱储量动用程度的技术途径 不同井网下效果对比曲线k=1.5md）低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （1井网优化井网优化

12、 菱形反九点是长庆油田在特低渗菱形反九点是长庆油田在特低渗油藏中应用较广的一种注水井网。靖油藏中应用较广的一种注水井网。靖安、安塞等油田使用菱形反九点井网安、安塞等油田使用菱形反九点井网开采的油井比邻区正方形反九点井网开采的油井比邻区正方形反九点井网同期的见效程度高出同期的见效程度高出10.4%，单井产，单井产量高出量高出0.5t/d，水驱储量动用程度达，水驱储量动用程度达70%以上，井网优化效果较好。以上，井网优化效果较好。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径1、提高水驱储量动用程度的技术途径、提高水驱储量动用程度的技术途径 试验区与邻区产能对曲线k=1.5md）低渗

13、透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （2超前注水超前注水 特低渗透油田普遍存在启动压力梯度和驱动压差均较大、渗流特低渗透油田普遍存在启动压力梯度和驱动压差均较大、渗流和传导慢等特点，加之长庆特低渗透油田一般为低饱和油藏，油和传导慢等特点，加之长庆特低渗透油田一般为低饱和油藏，油层压力系数仅为层压力系数仅为0.8，如果不提前注水保持地层压力开采，油层，如果不提前注水保持地层压力开采，油层就会消耗大量能量，易造成油层内部岩石格架变形、孔隙结构变就会消耗大量能量，易造成油层内部岩石格架变形、孔隙结构变差、渗流能力降低、原油性质变化等，最终会导致油藏开发效果差、渗流能力降低、原油性质变化等，最终会导

14、致油藏开发效果差和采收率低等情形。因而，针对特低渗透油藏采用了超前注水，差和采收率低等情形。因而，针对特低渗透油藏采用了超前注水，不仅能在油层内部建立有效的驱替压力系统，而且还能提高油井不仅能在油层内部建立有效的驱替压力系统，而且还能提高油井单井产量和油藏最终采收率。单井产量和油藏最终采收率。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径1、提高水驱储量动用程度的技术途径、提高水驱储量动用程度的技术途径 低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （2超前注水超前注水 超前注水时间越长，地层压力上升越高，且在排距超前注水时间越长，地层压力上升越高，且在排距130-180m范围内，地

15、层压力可达到原始压力的范围内，地层压力可达到原始压力的105-130%，当油井以同一采，当油井以同一采油指数和流压生产时，则会获得较高的产量。油指数和流压生产时，则会获得较高的产量。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径1、提高水驱储量动用程度的技术途径、提高水驱储量动用程度的技术途径 超前注水不同时机地层压力剖面图超前注水不同时机地层压力剖面图 低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （2超前注水超前注水 通过对不同注水时机的单井产量通过对不同注水时机的单井产量统计对比，超前注水开发的油井，统计对比，超前注水开发的油井，初期产量递减小，稳产期长，产量初期产量递减小，稳

16、产期长，产量较高，一般保持在较高，一般保持在6.0t/d以上；注以上；注采同步的油井，初期产量递减相对采同步的油井，初期产量递减相对较大，稳产期单井产量在较大，稳产期单井产量在5.0t/d左左右；滞后注水的油井，初期产量递右；滞后注水的油井，初期产量递减大，递减期长，注水见效后产量减大，递减期长，注水见效后产量上升幅度较小，单井产量一般在上升幅度较小，单井产量一般在4.0t/d左右。左右。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径1、提高水驱储量动用程度的技术途径、提高水驱储量动用程度的技术途径 五里湾区不同注水时机开采单井产量曲线五里湾区不同注水时机开采单井产量曲线 低渗透

17、油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （3注采调控注采调控 剖面调控剖面调控 由于特低渗透油藏油层致密，物性差，存在天然微细裂，大部分注由于特低渗透油藏油层致密，物性差，存在天然微细裂，大部分注水井油层段出现不吸水、吸水差或尖峰状吸水等情况，对应采油井水井油层段出现不吸水、吸水差或尖峰状吸水等情况，对应采油井存在不见效或见效少或过早见水等问题。通过多年的开发实践，一存在不见效或见效少或过早见水等问题。通过多年的开发实践，一方面对注水井实施细分层注水、补孔调层、解堵增注、裂缝堵水等方面对注水井实施细分层注水、补孔调层、解堵增注、裂缝堵水等综合措施，调整吸水剖面；另一方面，对采油井采用堵水调剖、复综

18、合措施，调整吸水剖面；另一方面，对采油井采用堵水调剖、复压引效、酸化解堵、补孔压裂、套损井治理等挖潜措施，调整产液压引效、酸化解堵、补孔压裂、套损井治理等挖潜措施，调整产液剖面。通过双向调剖有效地改善了特低渗油层吸水产液结构，提剖面。通过双向调剖有效地改善了特低渗油层吸水产液结构，提高了油层水驱储量动用程度，单井产量保持平稳。如安塞油田水驱高了油层水驱储量动用程度，单井产量保持平稳。如安塞油田水驱储量动用程度已达储量动用程度已达72.7%，王窑区为，王窑区为78.0%，综合递减，综合递减5.6%，含，含水平稳。水平稳。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径1、提高水驱储量

19、动用程度的技术途径、提高水驱储量动用程度的技术途径 低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （3注采调控注采调控 平面调控平面调控 针对特低渗透长针对特低渗透长6储层物性差，平面压力分布不均衡，油井见效储层物性差，平面压力分布不均衡，油井见效程度差异较大的特点，积极采取程度差异较大的特点，积极采取“平衡、加强、控制的注水思路，平衡、加强、控制的注水思路，调整注采比。对油层物性较好、水驱较均匀、油井见效程度较高的调整注采比。对油层物性较好、水驱较均匀、油井见效程度较高的井区进行平衡注水，对未见效而又未见水的井组适当加强注水，对井区进行平衡注水，对未见效而又未见水的井组适当加强注水，对已见水井组

20、则控制注水。通过平面注采比调整，油田压力保持水平已见水井组则控制注水。通过平面注采比调整，油田压力保持水平上升，达上升，达90%以上，平面分布趋向合理。以上，平面分布趋向合理。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径1、提高水驱储量动用程度的技术途径、提高水驱储量动用程度的技术途径 低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （3注采调控注采调控 加密调整加密调整 依据检查井取芯状况，地层内存在较多的低驱替压依据检查井取芯状况，地层内存在较多的低驱替压力梯度段，即死油区。通过油藏数值模拟研究表明，在力梯度段，即死油区。通过油藏数值模拟研究表明，在裂缝侧向裂缝侧向120m加密并

21、转注裂缝线上水淹井，将有效地提加密并转注裂缝线上水淹井，将有效地提高裂缝侧向储量动用程度。近年来在安塞油田钻加密调高裂缝侧向储量动用程度。近年来在安塞油田钻加密调整井整井95口，建产能口，建产能12.5104t，初期单井日产油，初期单井日产油4.5t，含水含水26.6%，新增可采储量，新增可采储量72104t，取得较好的效，取得较好的效果。果。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径1、提高水驱储量动用程度的技术途径、提高水驱储量动用程度的技术途径 低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （1注聚合物驱油注聚合物驱油 、试验区概况、试验区概况 试验井组新岭试验井组新岭26

22、6井组位于马岭油田中一区，该区是七十年代初投入开发，井组位于马岭油田中一区，该区是七十年代初投入开发，开采层位是侏罗系延安组，油藏埋深开采层位是侏罗系延安组，油藏埋深1500m，地层温度，地层温度50，主力层延，主力层延10油层渗透率油层渗透率66.75543 10-3m2，地层原油粘度，地层原油粘度3mPa.s，地层水矿，地层水矿化度化度105700mg/L，其中，其中Ca2+、Mg2+离子总量离子总量1100mg/L9200mg/L，水型为，水型为CaCl2；截止；截止2019年该区年产油年该区年产油10104t,采油速度采油速度0.5%，累积产油，累积产油431104t, 采出程度采出程

23、度22.4%，综合含水已达，综合含水已达79.1%。 试验井组试注前井日注水量试验井组试注前井日注水量100m3，井口压力，井口压力9MPa，视吸水指数，视吸水指数11.33m3/ (MPa.d)。2019年年7月开始注入月开始注入630mg/L1130mg/L非交非交联聚丙烯酰胺溶液。随着注入压力的稳步上升，视吸水指数逐渐降低，同时联聚丙烯酰胺溶液。随着注入压力的稳步上升，视吸水指数逐渐降低，同时对应采油井的日产液量也持续下降。到对应采油井的日产液量也持续下降。到2000年初共注入聚合物溶液年初共注入聚合物溶液8.73104m3，占井组总孔隙体积的，占井组总孔隙体积的19.26%，井口压力上

24、升到，井口压力上升到16.8 MPa，视吸水指数降低到，视吸水指数降低到6.13m3/(MPa.d)。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径2、三次采油提高采收率的潜力、三次采油提高采收率的潜力低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （1注聚合物驱油注聚合物驱油 、试注及效果、试注及效果 现场试验表明，虽然每吨聚合物仅增产原油现场试验表明，虽然每吨聚合物仅增产原油84吨，但是，它比较吨，但是，它比较成功地解决了在严重非均质和高矿化度地质条件下聚合物的抗盐性和成功地解决了在严重非均质和高矿化度地质条件下聚合物的抗盐性和稳定性等技术问题，滞留于地层深部的聚合物一直发挥着封堵

25、大孔道稳定性等技术问题，滞留于地层深部的聚合物一直发挥着封堵大孔道的作用，为低渗油藏在高含水阶段控水稳油提高采收率探索出了一条的作用，为低渗油藏在高含水阶段控水稳油提高采收率探索出了一条路。路。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径2、三次采油提高采收率的潜力、三次采油提高采收率的潜力低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （2注稠化水驱油注稠化水驱油 、试验区块概况、试验区块概况 试验区块南一区直试验区块南一区直3油藏，含油面积油藏，含油面积4.4Km2，地质储量，地质储量265104t，油层物性好且均匀，平均有效孔隙度油层物性好且均匀，平均有效孔隙度18.7%，空气

26、渗透率，空气渗透率44810-3um2，地层原油粘度地层原油粘度11.1mPas，2019年投入开发，由于采油强度大，注水开发年投入开发，由于采油强度大，注水开发仅仅5年油藏采出程度就高达年油藏采出程度就高达25.0%，含水，含水77.0%，开发矛盾突出。，开发矛盾突出。 2019年年5月开始对直月开始对直3油藏油藏5口注水井进行稠化水试注，半年共注稠化水口注水井进行稠化水试注，半年共注稠化水21190m3，平均单井注，平均单井注4238m3，平均段塞半径为，平均段塞半径为23.0m，注入稠化水粘，注入稠化水粘度度1028 mPas。2019年年11月到月到2019年年1月为正式注入阶段，选定

27、月为正式注入阶段，选定3口口井连续注入，阶段累计注稠化水井连续注入，阶段累计注稠化水66266m3，平均单井累计，平均单井累计16566m3，注，注入稠化水浓度入稠化水浓度8001250mg/L。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径2、三次采油提高采收率的潜力、三次采油提高采收率的潜力低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 （2注稠化水驱油注稠化水驱油 、注稠化水效果、注稠化水效果 a、通过注稠化水，直、通过注稠化水，直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、通过注稠化水，直、通过注稠化水，直3油藏的含水上升得到了控制，油藏的开发油藏的含水

28、上升得到了控制，油藏的开发趋势好转。趋势好转。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径2、三次采油提高采收率的潜力、三次采油提高采收率的潜力低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 (3) (3) 注微生物驱油注微生物驱油 20192019年年1111月月20192019年年1 1月，长庆油田采用美国月，长庆油田采用美国NPCNPC公司的微生物菌公司的微生物菌液在陇东地区城壕油田玄马区进行驱油试验。玄马区为侏罗系延液在陇东地区城壕油田玄马区进行驱油试验。玄马区为侏罗系延9 9油藏，油藏，物性较好，油层孔隙度物性较好，油层孔隙度16.3%16.3%，渗透率，渗透率269.82

29、69.810-3m210-3m2，原始地层压力，原始地层压力11.17MPa11.17MPa，饱和压力，饱和压力2.67MPa2.67MPa，润湿性属弱亲水；地层水矿化度，润湿性属弱亲水；地层水矿化度28.4435.8g/L28.4435.8g/L，水型为，水型为NaHCO3NaHCO3型。试验前有生产井型。试验前有生产井1313口，注水井口，注水井5 5口，口，油井产量油井产量3.7t/d3.7t/d，采出程度为，采出程度为21.7%21.7%，综合含水达到，综合含水达到62.7%62.7%，累积注水，累积注水39.4139.41104m3104m3，累积注采比，累积注采比0.830.83。

30、二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径2、三次采油提高采收率的潜力、三次采油提高采收率的潜力低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 (3) (3) 注微生物驱油注微生物驱油 试验在该区试验在该区5 5口注水井上按正常配注量进行，采用段塞方式注入，口注水井上按正常配注量进行，采用段塞方式注入，第一个段塞注入微生物菌液浓度为第一个段塞注入微生物菌液浓度为 0.5%0.5%，第二和第三段塞为，第二和第三段塞为0.3%0.3%，全，全部试验共注入微生物菌液部试验共注入微生物菌液6600m36600m3，其中微生物，其中微生物24.0t24.0t，注入过程保持压，注入过程保持压力

31、稳定力稳定14.7MPa14.7MPa）。）。 注入微生物注入微生物7575天后，对应油井已有微生物细菌陆续产出，细菌天后，对应油井已有微生物细菌陆续产出，细菌经生长繁殖后总数增加，虽然原油物性暂无根本变化，但对应油井已经生长繁殖后总数增加，虽然原油物性暂无根本变化，但对应油井已见到增产效果。见到增产效果。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径2、三次采油提高采收率的潜力、三次采油提高采收率的潜力低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心（1试验区简介试验区简介 试验井组面积试验井组面积1.8km2，地质储量，地质储量110104t，油层物性差，油层物性差，空气渗透率空气渗

32、透率2.0610-3m2，孔隙度，孔隙度12.93%，地层原油粘度，地层原油粘度2.1mPa.s，原始气油比，原始气油比77.4m3/t，体积系数，体积系数1.236，地面原，地面原油密度油密度0.856g/cm3，粘度，粘度6.45mPa.s；原始地层压力；原始地层压力12.4MPa，饱和压力，饱和压力7.04MPa；油层埋深；油层埋深1800m，平均有效，平均有效厚度厚度12.33m；有采油井；有采油井13口口 ，注气井，注气井2口，反九点法井网，井口，反九点法井网，井距距300-350m，日注气量，日注气量16000m3， 井口压力井口压力1415 MPa。二、低渗透油田提高采收率的途二

33、、低渗透油田提高采收率的途径径3、注气提高采收率的潜力、注气提高采收率的潜力低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心（2试验动态特征试验动态特征 注气分为连续注气、气水交替、连续注水三个阶段：注气分为连续注气、气水交替、连续注水三个阶段： a、连续注气阶段为、连续注气阶段为2019年年3月月 2000年年1月，其动态特征是月，其动态特征是油井见效快且程度高油井见效快且程度高100%），地层压力上升），地层压力上升7.077.91 MPa），含水稳定），含水稳定5.0%； b、气水交替阶段为、气水交替阶段为2000年月年月1月开始，其动态特征是油井再次月开始，其动态特征是油井再次见效，气油比回落

34、，含水和动液面稳定；见效，气油比回落，含水和动液面稳定； c、注水阶段为、注水阶段为2019年月年月5月开始，其动态特征是单井产量回升，月开始，其动态特征是单井产量回升，含水稳定。含水稳定。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径3、注气提高采收率的潜力、注气提高采收率的潜力低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心（3试验效果试验效果 注气试验表明，油井见效快而且程度较高，一般注气注气试验表明，油井见效快而且程度较高，一般注气23个月个月见效程度近见效程度近100%，说明特低渗油藏适合注气开发；与注水开发，说明特低渗油藏适合注气开发；与注水开发相比预计采收率提高相比预计采收

35、率提高12%。二、低渗透油田提高采收率的途二、低渗透油田提高采收率的途径径3、注气提高采收率的潜力、注气提高采收率的潜力低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心汇汇 报报 提提 纲纲一、低渗透油田基本特征一、低渗透油田基本特征二、低渗透油田提高采收率的途径二、低渗透油田提高采收率的途径 三、提高低渗透油田采收率的方向三、提高低渗透油田采收率的方向低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 提高低渗透油田采收率的方向可分为两个方面，一是常规开发的二次采油、水平井技术，二是非常规开发的聚合物驱、微生物驱、气驱、新二次开发等，以二次采油实用配套技术完善创新和三次采油的试验推广为主要方向。通常一次采油和

36、二次采油可采出30%40左右原油，三次采油还有60%70的开采潜力，因此世界各产油国对三次采油都很重视。从全世界EOR技术的应用情况看，采用EOR技术的油藏主要是砂岩油藏，其次为碳酸盐岩油藏；从前面提高采收率单项技术试验效果来看，聚合物驱、气驱、微生物驱、水平井和二次开发等都是提高EOR技术中的主导技术。三、提高低渗透油田采收率的方三、提高低渗透油田采收率的方向向低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 长庆低渗透油田目前已钻水平井长庆低渗透油田目前已钻水平井4242口，其中油井口，其中油井3636口，注水口，注水井井6 6口；油井投产口；油井投产2525口，初期平均日产液口，初期平均日产液1

37、6.4m316.4m3，日产油，日产油10.8t10.8t，含水含水22.6%22.6%；目前日产液；目前日产液18.4 m318.4 m3，日产油，日产油7.9t7.9t，含水，含水49.2%49.2%。水。水平井的产量基本是直井的平井的产量基本是直井的2 2倍以上，由于已开发水平井有倍以上，由于已开发水平井有40%40%在特在特低渗透油藏，有低渗透油藏，有60%60%的在已开发老区，所以，水平井的产量跟国的在已开发老区，所以，水平井的产量跟国内外相比略低一些，而含水又略高一点，但对低渗透储层的长庆内外相比略低一些，而含水又略高一点，但对低渗透储层的长庆油田来说，已经是开发史上的一次革命。尤

38、其是利用水平井注采油田来说，已经是开发史上的一次革命。尤其是利用水平井注采配套开发、阶梯水平井和分支井水平井等技术的应用，更有利于配套开发、阶梯水平井和分支井水平井等技术的应用，更有利于扩大波及范围，增强传导能力，使油田的开发效果和最终采收率扩大波及范围，增强传导能力，使油田的开发效果和最终采收率有质的提高。有质的提高。三、提高低渗透油田采收率的方三、提高低渗透油田采收率的方向向1、水平井开发、水平井开发低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 长庆低渗和特低渗透油田通过注聚合物、稠化水、微生物等三次采长庆低渗和特低渗透油田通过注聚合物、稠化水、微生物等三次采油现场试验，在一定程度上解决了在严

39、重非均质和高矿化度地质条件下油现场试验，在一定程度上解决了在严重非均质和高矿化度地质条件下聚合物的抗盐性和稳定性、稠化水深部封堵的稳定性和持续性、外源微聚合物的抗盐性和稳定性、稠化水深部封堵的稳定性和持续性、外源微生物的活化性和适应性等一系列技术问题，对低渗透和特低渗透油田提生物的活化性和适应性等一系列技术问题，对低渗透和特低渗透油田提高采收率有一定的借鉴，仅个别油藏初步试验采收率可提高高采收率有一定的借鉴，仅个别油藏初步试验采收率可提高1 12%2%。 根据长庆油田三次采油潜力研究及评价，在已开发的油田中有根据长庆油田三次采油潜力研究及评价，在已开发的油田中有1212个油田个油田3838个区块