低渗透油藏提高采收率潜力及方向.ppt

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长庆低渗透油气田研发中心长庆低渗透油气田研发中心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1.0×10-3μm2左右的特左右的特低渗储层，常规开发难度大、效益差、采收率低近年来针低渗储层，常规开发难度大、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究、超对这类特殊储层，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、水平井开发、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，有些已不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识，对同类同程度地见到效果，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用。

型低渗透油田的开发具有一定的借鉴或指导作用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2.3μm，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、吴旗油田为主一一、低渗透油田基本特征、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，以中细粒长石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，渗透率一般小于石英砂岩为主，物性差，渗透率一般小于5.0×10-3μm2，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0.21μm，分选较差，油层润湿性呈中性～弱亲，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，储量占水型，以安塞、靖安、西峰油田为主，储量占80.6%。

一一、低渗透油田基本特征、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、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: 0.8364～～0.8949• 原油地下粘度原油地下粘度: 2.2～～69.0mPa.s，原油地面粘度，原油地面粘度: 4.3～～82.7mPa.s• 含蜡含蜡: 6.6～～20.5%，含硫，含硫: 0.03～～0.23%• 凝固点凝固点: -6.3～～23℃℃，初馏点，初馏点40～～68℃℃• 饱和压力饱和压力0.77～～7.22MPa，气油比为，气油比为12.0～～107m3/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，型，总矿化度为总矿化度为9621～～108000mg/L，对套管腐蚀、结垢较严重对套管腐蚀、结垢较严重一一、低渗透油田基本特征、低渗透油田基本特征2、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 ①① 油井普遍产能较低；油井普遍产能较低； ②② 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； ③③ 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； ④④ 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； ⑤⑤ 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； ⑥⑥ 油藏注水后见效见水差异大。

油藏注水后见效见水差异大一一、低渗透油田基本特征、低渗透油田基本特征3、开发特点、开发特点 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 （（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征，充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，提高最终采收率开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展了一系列井网优化试验 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、人工缝方位，一般在北方法，确定了三迭系主力油层天然微裂缝的主方位、人工缝方位，一般在北东东70°左右二、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、天然裂缝针对储层物性差、产能低、天然裂缝发育、吸水能力低等特点，优选井网，开发育、吸水能力低等特点，优选井网，开展了室内及现场试验。

展了室内及现场试验 安塞油田长安塞油田长6油层启动压力梯度为油层启动压力梯度为0.05Mpa/m左右，当与注水井距离小于左右，当与注水井距离小于180m时，油层中任一位置其驱动压力梯时，油层中任一位置其驱动压力梯度均大于启动压力梯度，即裂缝侧向排距度均大于启动压力梯度，即裂缝侧向排距小于小于180m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、渗透率各向考虑储层中人工裂缝、渗透率各向异性，建立地质模型，进行数值模拟异性，建立地质模型，进行数值模拟从模拟结果表明，菱形反九点井网优从模拟结果表明，菱形反九点井网优于正方形反九点井网，矩形井网又优于正方形反九点井网，矩形井网又优于其它井网，而井排与裂缝夹角于其它井网，而井排与裂缝夹角45°开发指标优于夹角开发指标优于夹角0°，而且合理井距，而且合理井距为为500m左右，排距左右，排距130-180m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 菱形反九点是长庆油田在特低渗油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。

靖安、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开采的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同期的见油井比邻区正方形反九点井网同期的见效程度高出效程度高出10.4%，单井产量高出，单井产量高出0.5t/d，水驱储量动用程度达，水驱储量动用程度达70%以以上，井网优化效果较好上，井网优化效果较好二、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、渗流和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，油层压传导慢等特点，加之长庆特低渗透油田一般为低饱和油藏，油层压力系数仅为力系数仅为0.8，如果不提前注水保持地层压力开采，油层就会消耗，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、孔隙结构变差、渗流能大量能量，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和采收率低力降低、原油性质变化等，最终会导致油藏开发效果差和采收率低等情形。

因此，针对特低渗透油藏采用了超前注水，不仅能在油层等情形因此，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，而且还能提高油井单井产量和油藏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最终采收率二、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，地范围内，地层压力可达到原始压力的层压力可达到原始压力的105-130%，当油井以同一采油指数和流压生产时，，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则会获得较高的产量二、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统通过对不同注水时机的单井产量统计对比，计对比，超前注水开发的油井，初期超前注水开发的油井，初期产量递减小，稳产期长，产量较高，产量递减小，稳产期长，产量较高，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，初期产量递减相对较大，稳产油井，初期产量递减相对较大，稳产期单井产量在期单井产量在5.0t/d左右；滞后注水左右；滞后注水的油井，初期产量递减大，递减期长，的油井，初期产量递减大，递减期长，注水见效后产量上升幅度较小，单井注水见效后产量上升幅度较小，单井产量一般在产量一般在4.0t/d左右。

左右二、低渗透油田提高采收率的途径二、低渗透油田提高采收率的途径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 ①①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，大部分注水井油层段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，对应采油井存在不见效或见效少或过出现不吸水、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，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、裂缝堵水等综合措施，调整吸水剖面；另一方面，对采油井采用层、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，调整产液剖面。

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储量动用程度已达储量动用程度，单井产量保持平稳如安塞油田水驱储量动用程度已达72.7%，王窑区为，王窑区为78.0%，综合递减，综合递减5.6%，含水平稳含水平稳二、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 ②②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，油井见效程度差异较储层物性差，平面压力分布不均衡，油井见效程度差异较大的特点，积极采取大的特点，积极采取“平衡、加强、控制平衡、加强、控制”的注水思路，调整注采比对油层物的注水思路，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井区进行平衡注水，对未见效而又未性较好、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，对已见水井组则控制注水。

通过平面注采比调整，油见水的井组适当加强注水，对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，达田压力保持水平上升，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径二、低渗透油田提高采收率的途径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 ③③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力梯度段，即死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，在裂缝侧向油区通过油藏数值模拟研究表明，在裂缝侧向120m加密并转注裂缝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整井钻加密调整井95口，建产能口，建产能12.5×104t，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72×104t，取得较好的效果取得较好的效果二、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 ①①、试验区概况、试验区概况 试试验验井井组组新新岭岭266井井组组位位于于马马岭岭油油田田中中一一区区，，该该区区是是七七十十年年代代初初投投入入开开发发，，开开采采层层位位是是侏侏罗罗系系延延安安组组，，油油藏藏埋埋深深1500m1500m，，地地层层温温度度50℃50℃，，主主力力层层延延1010油油层层渗渗透透率率66.7566.75～～543 543 ×1010-3-3μmμm2 2，，地地层层原原油油粘粘度度3mPa.s3mPa.s，，地地层层水水矿矿化化度度105700mg/L105700mg/L，，其其中中CaCa2+2+、、MgMg2+2+离离子子总总量量1100mg/L1100mg/L～～9200mg/L9200mg/L，，水水型型为为CaClCaCl2 2；；截截止止19951995年年该该区区年年产产油油1010×10104 4t,t,采采油油速度速度0.5%0.5%，累积产油，累积产油431431×10104 4t, t, 采出程度采出程度22.4%22.4%，综合含水已达，综合含水已达79.1%79.1%。

试试验验井井组组试试注注前前井井日日注注水水量量100m3，，井井口口压压力力9MPa，，视视吸吸水水指指数数11.33m3/ (MPa.d)1996年年7月月开开始始注注入入630mg/L～～1130mg/L非非交交联联聚聚丙丙烯烯酰酰胺胺溶溶液液随随着着注注入入压压力力的的稳稳步步上上升升，，视视吸吸水水指指数数逐逐渐渐降降低低，，同同时时对对应应采采油油井井的的日日产产液液量量也也持持续续下下降降到到2000年年初初共共注注入入聚聚合合物物溶溶液液8.73×104m3，，占占井井组组总总孔孔隙隙体体积积的的19.26%，，井口压力上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径二、低渗透油田提高采收率的途径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 ② ②、试注及效果、试注及效果 现现场场试试验验表表明明，，虽虽然然每每吨吨聚聚合合物物仅仅增增产产原原油油8484吨吨，，但但是是，，它它比比较较成成功功地地解解决决了了在在严严重重非非均均质质和和高高矿矿化化度度地地质质条条件件下下聚聚合合物物的的抗抗盐盐性性和和稳稳定定性性等等技技术术问问题题，，滞滞留留于于地地层层深深部部的的聚聚合合物物一一直直发发挥挥着着封封堵堵大大孔孔道道的的作作用用，，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。

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 ① ①、试验区块概况、试验区块概况 试试验验区区块块南南一一区区直直3 3油油藏藏，，含含油油面面积积4.4Km4.4Km2 2，，地地质质储储量量265×10265×104 4t t，，油油层层物物性性好好且且均均匀匀，，平平均均有有效效孔孔隙隙度度18.7%18.7%，，空空气气渗渗透透率率448×10448×10-3-3umum2 2，，地地层层原原油油粘粘度度11.1mPa·s11.1mPa·s，，19971997年年投投入入开开发发，，由由于于采采油油强强度度大大，，注注水水开开发发仅仅5 5年年油油藏藏采采出出程程度度就高达就高达25.0%25.0%，含水，含水77.0%77.0%，开发矛盾突出开发矛盾突出 2002年年5月月开开始始对对直直3油油藏藏5口口注注水水井井进进行行稠稠化化水水试试注注，，半半年年共共注注稠稠化化水水21190m3，，平平均均单单井井注注4238m3，，平平均均段段塞塞半半径径为为23.0m，，注注入入稠稠化化水水粘粘度度10～～28 mPa·s。

2002年年11月月到到2004年年1月月为为正正式式注注入入阶阶段段，，选选定定3口口井井连连续续注注入入，，阶阶段段累累计计注注稠稠化化水水66266m3，，平平均均单单井井累累计计16566m3，，注注入入稠稠化化水水浓浓度度800～～1250mg/L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 ②② 、注稠化水效果、注稠化水效果 a a、通过注稠化水，直、通过注稠化水，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、通过注稠化水，直、通过注稠化水，直3 3油藏的含水上升得到了控制，油藏的开发趋势好转油藏的含水上升得到了控制，油藏的开发趋势好转二、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) 注微生物驱油注微生物驱油 1998年年11月月～～1999年年1月月，，长长庆庆油油田田采采用用美美国国NPC公公司司的的微微生生物物菌菌液液在在陇陇东东地地区区城城壕壕油油田田玄玄马马区区进进行行驱驱油油试试验验。

玄玄马马区区为为侏侏罗罗系系延延9油油藏藏，，物物性性较较好好，，油油层层孔孔隙隙度度16.3%，，渗渗透透率率269.8×10-3μm2，，原原始始地地层层压压力力11.17MPa，，饱饱和和压压力力2.67MPa，，润润湿湿性性属属弱弱亲亲水水；；地地层层水水矿矿化化度度28.44~35.8g/L，，水水型型为为NaHCO3型型试试验验前前有有生生产产井井13口口，，注注水水井井5口口，，油油井井产产量量3.7t/d，，采采出出程程度度为为21.7%，，综综合合含含水水达达到到62.7%，，累累积积注注水水39.41×104m3，累积注采比，累积注采比0.83二、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) 注微生物驱油注微生物驱油 试试验验在在该该区区5口口注注水水井井上上按按正正常常配配注注量量进进行行，，采采用用段段塞塞方方式式注注入入，，第第一一个个段段塞塞注注入入微微生生物物菌菌液液浓浓度度为为 0.5%，，第第二二和和第第三三段段塞塞为为0.3%，，全全部部试试验验共共注注入入微微生物菌液生物菌液6600m3，其中微生物，其中微生物24.0t，注入过程保持压力稳定（，注入过程保持压力稳定（14.7MPa）。

注注入入微微生生物物75天天后后，，对对应应油油井井已已有有微微生生物物细细菌菌陆陆续续产产出出，，细细菌菌经经生生长长繁繁殖殖后总数增加，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 试试验验井井组组面面积积1.8km1.8km2 2，，地地质质储储量量110×10110×104 4t t，，油油层层物物性性差差，，空空气气渗渗透透率率2.062.06×1010-3-3μmμm2 2，，孔孔隙隙度度12.93%12.93%，，地地层层原原油油粘粘度度2.1mPa.s2.1mPa.s，，原原始始气气油油比比77.4m77.4m3 3/t/t，，体体积积系系数数1.2361.236，，地地面面原原油油密密度度0.856g/cm0.856g/cm3 3，，粘粘度度6.45mPa.s6.45mPa.s；；原原始始地地层层压压力力12.4MPa12.4MPa，，饱饱和和压压力力7.04MPa7.04MPa；；油油层层埋埋深深1800m1800m，，平平均均有有效效厚厚度度12.33m12.33m；；有有采采油油井井1313口口 ，，注注气气井井2 2口口，，反反九九点点法法井井网网，，井井距距300-350m300-350m，，日日注注气气量量16000m16000m3 3，， 井井口压力口压力1414～～15 15 MPaMPa。

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 a、、连连续续注注气气阶阶段段为为19981998年年3 3月月～～ 20002000年年1 1月月，，其其动动态态特特征征是是油油井井见见效效快快且且程程度高（度高（100%100%），地层压力上升（），地层压力上升（7.07↑7.91 7.07↑7.91 MPaMPa），含水稳定），含水稳定5.0%5.0%；； b b、、气气水水交交替替阶阶段段为为20002000年年月月1 1月月开开始始，，其其动动态态特特征征是是油油井井再再次次见见效效，，气气油油比比回落，含水和动液面稳定；回落，含水和动液面稳定； c c、注水阶段为、注水阶段为20022002年月年月5 5月开始，其动态特征是单井产量回升，含水稳定月开始，其动态特征是单井产量回升，含水稳定二、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 注注气气试试验验表表明明，，油油井井见见效效快快而而且且程程度度较较高高，，一一般般注注气气2 2～～3 3个个月月见见效效程程度度近近100%100%，，说说明明特特低低渗渗油油藏藏适适合合注注气气开开发发；；与与注注水水开开发发相相比比预预计计采采收收率提高率提高1 1～～2%2%。

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、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二次采油可采出广为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，三次采油还有三次采油还有60%～～70％的开采潜力，因此世界各产油国对三次采油都％的开采潜力，因此世界各产油国对三次采油都很重视。

从全世界很重视从全世界EOR技术的应用情况看，采用技术的应用情况看，采用EOR技术的油藏主要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技术中的主导技术技术中的主导技术三、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 长长庆庆低低渗渗透透油油田田目目前前已已钻钻水水平平井井4242口口，，其其中中油油井井3636口口，，注注水水井井6 6口口；；油油井井投投产产2525口口，，初初期期平平均均日日产产液液16.4m16.4m3 3，，日日产产油油10.8t10.8t，，含含水水22.6%22.6%；；目目前前日日产产液液18.4 18.4 m m3 3，，日日产产油油7.9t7.9t，，含含水水49.2%49.2%水水平平井井的的产产量量基基本本是是直直井井的的2 2倍倍以以上上，，由由于于已已开开发发水水平平井井有有40%40%在在特特低低渗渗透透油油藏藏，，有有60%60%的的在在已已开开发发老老区区，，所所以以，，水水平平井井的的产产量量跟跟国国内内外外相相比比略略低低一一些些，，而而含含水水又又略略高高一一点点，，但但对对低低渗渗透透储储层层的的长长庆庆油油田田来来说说，，已已经经是是开开发发史史上上的的一一次次革革命命。

尤尤其其是是利利用用水水平平井井注注采采配配套套开开发发、、阶阶梯梯水水平平井井和和分分支支井井水水平平井井等等技技术术的的应应用用，，更更有有利利于于扩扩大大波波及及范范围围，，增增强强传传导导能能力力，，使使油油田田的的开开发发效效果果和和最最终终采采收收率率有有质的提高质的提高三、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 长长庆庆低低渗渗和和特特低低渗渗透透油油田田通通过过注注聚聚合合物物、、稠稠化化水水、、微微生生物物等等三三次次采采油油现现场场试试验验，，在在一一定定程程度度上上解解决决了了在在严严重重非非均均质质和和高高矿矿化化度度地地质质条条件件下下聚聚合合物物的的抗抗盐盐性性和和稳稳定定性性、、稠稠化化水水深深部部封封堵堵的的稳稳定定性性和和持持续续性性、、外外源源微微生生物物的的活活化化性性和和适适应应性性等等一一系系列列技技术术问问题题，，对对低低渗渗透透和和特特低低渗渗透透油油田田提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 1～～2%2%。

根根据据长长庆庆油油田田三三次次采采油油潜潜力力研研究究及及评评价价，，在在已已开开发发的的油油田田中中有有12个个油油田田38个个区区块块具具有有三三次次采采油油潜潜力力但但对对低低渗渗透透油油田田来来讲讲，，由由于于生生产产成成本本较高，而三次采油成本昂贵，目前三次采油仅具有技术潜力较高，而三次采油成本昂贵，目前三次采油仅具有技术潜力三、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2、三次采油开发、三次采油开发低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 无无论论中中国国石石油油，，还还是是长长庆庆油油田田，，从从动动用用储储量量和和年年产产油油量量来来看看，，老老油油田田仍仍是是油油田田开开发发的的主主体体，，进进入入““双双高高””开开采采阶阶段段的的老老油油田田产产量量和和剩剩余余可可采采储储量量均均占占一一半半以以上上，，说说明明高高含含水水期期仍仍是是我我国国陆陆相相油油藏藏重重要要的的开开发发阶阶段段，，蕴蕴藏藏着着巨巨大大的的开开发发潜潜力力，，如如果果通通过过应应用用新新二二次次采采油油等等技技术术对对老老油油田田进进行行二二次次开开发发，，老老油油田田的的价价值值将将得得到到不不断断提提升升，，不不仅仅能能实实现现目目前前标标定定原原油油采采收收率率的的目目标标，，而而且且有有望望实实现现大大幅幅度度提提高高，，实实现现资资源源的的高高效效开开发发和和最最优优化化利用。

利用三、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3、新二次开发、新二次开发低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心 2007年初，长庆油田公司和壳牌初步达成共识，双方合作在鄂尔年初，长庆油田公司和壳牌初步达成共识，双方合作在鄂尔多斯盆地区域内对多斯盆地区域内对CO2的处理和利用开展调查研究由于与宁煤的处理和利用开展调查研究由于与宁煤/壳牌壳牌合作，解决了以往注气研究中的最主要的气源问题合作，解决了以往注气研究中的最主要的气源问题(加压的加压的CO2运输所运输所需的大量前期资本由宁煤需的大量前期资本由宁煤/壳牌公司承担壳牌公司承担)，而相关技术在低渗透油藏已，而相关技术在低渗透油藏已成功地得到应用，因此具有强劲的生产需求和广阔的应用前景成功地得到应用，因此具有强劲的生产需求和广阔的应用前景 按照按照COCO2 2驱适用的地质条件，经初步筛选长庆油田有较大的潜力或驱适用的地质条件，经初步筛选长庆油田有较大的潜力或试验前景一是对姬塬油田堡子湾区长试验前景一是对姬塬油田堡子湾区长4+54+52 2、白豹油田白、白豹油田白239239井区长井区长6 63 3注注水不理想的油藏，二是对水不理想的油藏，二是对0.3md0.3md油层注水开发效果不明显的吴旗油田吴油层注水开发效果不明显的吴旗油田吴410410井区长井区长6 61 1、西峰油田庄、西峰油田庄9 9井区长井区长8 82 2和庄和庄4040井区长井区长6 6油藏，三是对注水敏油藏，三是对注水敏感性强且堵塞严重的马岭油田北三区油藏等进行注感性强且堵塞严重的马岭油田北三区油藏等进行注COCO2 2开发试验。

开发试验三、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4、注、注CO2开发开发低渗透油气田研发中心低渗透油气田研发中心汇报结束汇报结束敬请各位领导专家批评指正敬请各位领导专家批评指正。