岳湘安-低渗、致密油藏提高采收率技术方向

提高采收率技术研究与应用(中原油田提高采收率技术研究与下步工作2011.12(一开展三次采油的油藏类型及特点1、高渗油藏:采出51.37%,含水98.2%,进入注水开发废弃阶段2、部分中渗油藏:构造复杂,注采难以完善3、部分低渗油藏:埋藏深、物性差、吸水能力低,开发效果差上述三类油藏进一步提高水驱采收率潜力很小,必须依靠三次采油技术提高采收率。

地层温度高,地层水矿化度高,钙镁离子含量高的油藏特点对三次采油化学剂提出了更高的要求。

(二三次采油潜力开展气驱和化学驱是中原油田三次采油技术的重要研究方向。

随着化学剂的耐温抗盐和耐剪切等与油藏适应性能的指标不断提升,化学驱的应用潜力也会逐步增大。

分类化学驱气驱地质储量5887×104t 31885×104t所占比例11.4% 61.6%(三中原油田三次采油开展的工作:1、聚合物提高采收率技术(1聚合物驱技术由于早期还没有适应中原油田油藏特点的表活剂,因此,开展了聚合物驱研究。

开发出了耐温抗盐AMPS共聚物驱油体系。

聚合物产品综合性能110℃老化85天,粘度保持在9mPa.s(90℃测试。

90℃老化135天,粘度保持在15mPa.s。

室内溶解时间在3小时左右。

效果:常规聚合物耐高温、高盐和高钙镁能力有限,在中原油田的应用受到较大限制;研究出的AMPS聚合物室内评价效果较好,但由于地层高剪切,粘度下降幅度大,驱油效果不明显,且成本较高。

(2交联聚合物调驱技术交联聚合物调驱技术开展了弱交联聚合物调驱体系和高强度交联共聚物调剖体系的研究与应用。

●弱交联聚合物调驱体系开发出了交联时间和交联强度易于控制,耐温耐盐性好,稳定性好的弱交联聚合物调驱体系。

基本配方为:HPAM:EOC-1A:EOC-1B:EOC-2 = 1:0.8:0.8:0.4●高强度交联共聚物调剖体系高温情况下(100℃,弱交联体系会在较短的时间内破胶失效。

为此,开发由具有耐温抗盐性能的共聚物与有机复合交联剂交联而成的高强度交联共聚物体系。

深层异常高压低渗油藏提高采收率技术及认识摘要: W油田油藏区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部，是文南地堑的西北部分，西以大断层为界，东以文70断层与文72断块区分隔，沿北北东呈条带状展布。

油藏埋深-2900--3400m，平均孔隙度为15.4%，平均渗透率为15.6×10-3μm2，分10个砂层组开发，含油面积4.7km2，石油地质储量464×104吨，标定可采储量183.94×104吨，标定采收率39.63%。

但是经过多次的开发与调整，受储层低渗透、油水井损坏严重、工艺技术局限性等因素影响，油藏整体注水困难，在逐层上返过程中油井见效不同步、局部注采井网不完善。

针对油田特点,重点从如何提高多油层严重非均质油藏水驱采收率角度,先后开展细分层系、逐层上返、井网重组以及攻克与注采相匹配的配套工艺等技术,提高了油藏采收率,实现了高效注水开发。

关键词:W油田;深层;低渗油藏;细分层系;注水开发;采收率W油田是一个典型的深层异常高温高压非均质复杂断块油藏,储层胶结致密,渗透率低,孔隙度小,渗流阻力大,特殊的地质特点以及严重的非均质性导致油藏水驱动用程度不均衡,分层工艺适应性差,注水开发中难度大。

1提高采收率技术及主要做法1.1开展精细地质研究、长岩心多层水驱油试验以及层系细分试验针对W油藏复杂的地质特点,多年来一直坚持开展精细地质研究,储层研究,沉积微相以及剩余油分布了规律研究,采用大比例尺、密等高线等方法精细刻画微构造形态,深化油藏认识,同时结合该地长岩心多层水驱油试验以及层系细分试验,为精细调整、井网细分重组以及非主力层的有效动用打下良好基础。

1.2细分加密调整针对W油藏层系划分较粗,储量动用程度低等问题,进行了细分加密调整,将原来两套层系分为三套层系开发,即5-7、8和9。

调整细分前,8砂组采出程度22.4%,9砂组采出程度28.6%,采收率提高了6.2个百分点8-9层系钻调整井14口,其中油井8口,水井6口,利用老井10口。

提高致密油藏采收率的技术措施探讨致密性油藏是一种非常规油气资源，有着很低的孔隙度和渗透率，无法利用常规的采油技术进行开采，该类油藏的产量较低，提高原油采收率存在着较大的难度。

本文对致密油藏特性进行，并提出了多种提高致密油采收率技术措施。

标签：致密油;采收率;增产手段随着常规油气资源数量的不断减少，致密油藏进行开采已经成为将来的发展方向。

为了提高致密油藏的采收率，需要对采油技术进行改进和优化，有效处理好致密油渗透性不高的问题，进一步提高油田的产能，实现理想的原油开采效果。

1致密油藏特性作为一种非常规油气资源，致密油藏的岩性更为紧密，存储油气的物性比较好，但有着较低的渗透率，致密油藏为自然生长状态，邻近烃源岩地下储层，石油以游离状态存在于页岩中，呈现出连续聚集的状态，地层为高压状态。

为一种低丰度和低孔隙度的油藏，不利于油气开采。

需要采取特殊的增产技术，加大油液的流动性，方可以实现预期的采收率。

所以，对致密油藏的开采利用，可以有效缓解能源紧张局面，保证油田产量的稳定，满足经济建设的需要。

可以应用水平井和大型压裂技术进行增产，但开采程度也并不理想。

地下储层中剩余油数量还比较多，研发出满足致密油开采的技术，才能进一步提高采收率。

2提高致密油采收率技术措施2.1水驱开发技术结合致密油藏的具体特性，可以采取温和的注水措施来达到较好的水驱效果，可油藏的采收率无法有效提升。

所以，可以对驱替剂进行研究，优化地下储层的湿润性，减小油液的流动阻力，从而达到理想的增产效果。

提升注入剂波及率，可以把致密油提升到地面，可以达到较为理想的产能。

改善注入剂驱替效果，需要加大驱替剂阻力系数，利用聚合物驱油技术，可以获得理想的产能。

减少窜流通道的渗透率，可以防止注入到地层的注入剂出现窜流现象，对驱替效果产生不利影响。

对窜流通道进行封堵，也可以提高注水效果，减少原油的开采成本。

采用合理的水驱增产手段，建立起准确的地质模型，采用试验手段来确定最优的注水方式，确定出注水压力和流量，提高注水波及范围，优化致密油地下储层的渗透能力，从而提高水驱增产效果，可以得到更高的原油产量。

低渗储层提高采收率技术研究低渗储层是指渗透率低于0.1mD的油气储层，其特点是流动性差，采收率低。

为了提高低渗储层的采收率，需要结合储层的特点和运行机制，开展相关的技术研究与实践。

本文将重点介绍低渗储层提高采收率的技术研究。

首先，针对低渗储层的特点，可以考虑通过增加有效采收面积来提高采收率。

一种常用的方法是增加水平井和水平井侧钻井数量，在储层中打开更多的裂缝或裂缝网，增加地层储量的排采通道，提高采收率。

此外，还可以采用地层压裂技术，通过高压泵将压裂液注入储层中，形成更多的裂缝，增大渗流面积，提高渗透率和采收率。

其次，可以考虑通过改变储层流动性来提高采收率。

一种方法是通过注入低聚物、表面活性剂等化学物质来改变储层流动性，减小储层孔隙和喉道的毛细力，增加油气流动的效率。

另一种方法是通过注入气体或者低能量水驱来改变储层流动性，减小水相和油相的相对渗透率差异，提高油气的排采效率。

第三，可以通过增加地层能量来提高采收率。

一种方法是利用CO2驱油技术，通过注入CO2气体来增加地层能量，改变原油的饱和度和流动性，提高采收率。

另一种方法是利用地热能，通过注入热水或者热工质来增加地层温度，改变原油的流动性，提高采收率。

第四，可以通过提高油气的扩散速度和移动能力来提高采收率。

一种方法是通过注入表面活性剂或者聚合物等物质，增加原油的溶解度和扩散速度，促进原油在储层中的运移。

另一种方法是通过注入纳米流体，利用纳米尺度效应，提高原油在储层中的扩散速度和移动能力。

最后，可以考虑通过优化注采工艺来提高低渗储层的采收率。

一种方法是合理安排注采井距和井网密度，避免因井网密度不合理导致的油气排采不畅。

另一种方法是合理控制注采压力，避免过高或过低的注采压力对储层的损害。

综上所述，提高低渗储层的采收率是一个较为复杂的工程问题，需要结合储层特点和采收机制，采用多种技术手段进行研究和实践。

只有在不断总结经验和不断创新的基础上，才能更好地解决低渗储层开发中的问题，提高采收率。

低渗油藏提高采收率的措施低渗油藏提高采收率的措施1. 水平井技术•水平井技术是在油层中钻设水平井，通过沿油层水平方向增加水平井段长度，从而增加油井与储层接触面积。

•水平井技术能够有效地改变低渗油藏的流动规律，提高原油的产量，从而提高低渗油藏的采收率。

2. 人工增压技术•人工增压技术主要包括水驱、气驱、聚合物驱等。

•水驱技术是通过注入水来增加低渗油藏中的压力，以推动原油流向井口。

•气驱技术是通过注入气体来改变低渗油藏中的压力，以减少原油与岩石之间的相互作用力，从而提高原油的采收率。

•聚合物驱技术是通过注入聚合物来改变低渗油藏中的物理性质，从而提高原油的流动性，进而提高采收率。

3. CO2驱替技术•CO2驱替技术是通过注入二氧化碳气体来改变低渗油藏中的相对渗透率及岩石表面性质，从而提高原油的采收率。

•CO2驱替技术能够改变低渗油藏中原油与岩石之间的相互作用力，促使原油流向井口，提高采收率。

4. 流动改造技术•流动改造技术主要包括油藏微生物改造、化学改造等。

•油藏微生物改造是通过注入微生物来改变低渗油藏中的物理性质，从而提高原油的流动性。

•化学改造是通过注入化学剂来改变低渗油藏中的物理性质，提高原油的采收率。

5. 提高采油效率的辅助技术•提高采油效率的辅助技术主要包括水下采油技术、油藏数值模拟技术等。

•水下采油技术是通过油井底部设置注水管道，提高水的注入效率，从而增加油井产量。

•油藏数值模拟技术是通过计算机模拟法预测低渗油藏的产量及采收率，从而指导采油操作。

以上就是提高低渗油藏采收率的一些常见措施，每一种措施在实际应用中需要综合考虑油藏特征及成本效益，并根据具体情况选择最适合的技术手段。

通过采用这些措施，可以有效提高低渗油藏的采收率，提升油田开发效益。

低渗油藏提高采收率的措施（续）6. 增强油藏管理•通过合理的油藏管理措施，如精确的施工、完善的注采井网布置等，可以提高油藏的开发效率。

•合理的油藏管理还包括有效地控制注采井之间的间隔距离，以及优化生产操作参数，如生产压力、注水量等。

低渗透油藏提高采收率评价作者：王昊方铁煜来源：《新疆地质》2020年第01期低中高渗透地区油藏资源储量丰富，开采难度高，提高油藏开采率已发展成低中高渗透地区油藏勘探开发的重点工作。

《聚合物驱提高采收率技术》一书研究了国内外不同技术开发方式下的提高低温浅渗透新型油藏采收率相关技术的最新进展、应用及现状，展望了国内提高低温浅渗透新型油藏采收率相关技术的未来发展。

本书专业知识理论丰富，具一定的实用性，能为我国油田气田开发领域的相关研究人员提供一定的参考。

目前，我国将低浓度渗透层按油藏质量分为3个标准，分别为低浓度渗透、超低浓度渗透和存储层。

我国低渗性石油气油资源分布广泛，东部有渤海湾、松辽、二连、海拉尔、苏北、江汉盆地等油藏;中部有鄂尔多斯和四川盆地等油藏;西部有准噶尔、柴达木、塔里木、三塘湖盆地砂油藏。

低滲透油藏提高采收率技术主要有：合理部署井网井距技术，低温高渗透水藏油田由于具储层的特殊性，注水口对开发后的井网相对配置敏感，注水井网与主钻井间结构配置合理，注水钻井效果得到显著改善。

目前，在低密度渗透水采油田，菱形点和反九点的方法井网综合配置注水技术应用效果显著，随着石油开采后期注水采油井已转变为前期注水采油井，菱形已由反九十五点的方法井网发展为矩形五点井网，提高石油采收率技术效果更加显着。

在实际石油开发中，必须根据各油田的实际使用情况，通过进行相关的油田地质物理软件设计模拟等来确定合理的油田井下管网结构布局设计方式。

超前注水开发技术，目前，国内低温高渗透油藏的主要技术开发方式仍是油脂注水技术开发，先进油脂注水、精细油脂注水开发技术已得到广泛应用。

超前温度注水方式是基于注水井在前期采油井投入生产前进行投注，形成有效的注水压力温度交换注水系统的一种辅助注水方式，合理安排补充油井基础注水能量，提高生产地层注水压力，降低生产地层注水压力温度下降对地层渗透率的直接伤害，达到不断提高我国原油勘探开采生产率的主要效果。

史深100低渗油藏提高采收率的主要做法及效果一、油藏地质特征及开发现状史深100低渗油藏位于东营凹陷中央隆起带西端，史南油田北部，史南鼻状构造与郝家鼻状构造之间，主要含油层系为下第三系沙河街组中段，含油面积14.1km2，地质储量1459×104t，标定采收率为18.0％，可采储量为263×104t。

2011年4月史深100全区油井总井99口，开井92口，日液546t/d，日油363t/d，平均单井日液5.9t/d，单井日油水平3.9t/d，综合含水33.5%。

动液面1535m，地层压力22.1MPa，采油速度0.91%。

累积采油2224.55×104t，采出程度15.4%，水井总井65口，开井60口，日注能力1277m3/d，月注采比2.0，累积注采比1.18。

二、提高采收率的主要做法1.成立史深100断块精细注水管理项目组，加强水质管理1.1 上下游结合、统一部署，水质治理取得突破性进展注重管理创新，成立水质专家组，建立了厂、矿、队（站）三级水质预警管理体制，每月召开一次水质分析会，建立了一套完整的考核奖惩机制。

对上游的史南污水站进行了药剂承包，效果明显，水质符合率稳定在100％；对于下游的2座精细处理站建立了储水罐半年清罐制度；同时为缓解沿程水质二次污染的问题，每月投入2000余元运行好了史深100方案区内的各水质监测点的月度取样和化验分析工作，并定期进行清罐、扫线工作，加大了非金属管材的应用力度。

1.2 加大地面增压，满足注水需求一是强化了注水干压运行管理。

通过严格干压监督检查制度，加强掺水管理，加大地面配套改造力度，注水干压达标率稳定在95％以上。

二是加强了动态分析，欠注井治理工作见成效。

重点做好了单井吸水量变化的动态分析工作，利用注水管理网页、旬度生产运行会等平台，针对欠注井逐口井分析原因，并制定治理对策，取得了良好的效果。

2.优化方案设计，提升低渗油藏开发水平2.1 精细地应力、裂缝分布研究，指导油藏开发通过对史103加密区注水前缘资料拟合分析：水流密集区（水淹区）主方向北东90-95度，优势渗流区（注水见效区）主方向为北东90-95度，注水有效区（压力传导区）主方向为北东100度，与地应力、主裂缝方向基本一致。

低渗透油藏渗吸采油技术进展与展望发布时间：2021-07-15T04:24:20.353Z 来源：《防护工程》2021年8期作者：张平蔡雄石继荣[导读] 目前，我国已经进行开发的低渗透油田的产油量已经开始下降，而新发现的低渗透油田却还不具备开采所需的油量等级，其地层状况也不适合进行开采。

低渗透油藏的开采难度较大，需要很高的技术水平，因此应当不断进行开采技术的研发，使高开采难度的低渗透油藏能够被顺利开采，缓解我国的能源压力。

张平蔡雄石继荣长庆油田第三采油厂桐寨作业区陕西省延安市 717604摘要：目前，我国已经进行开发的低渗透油田的产油量已经开始下降，而新发现的低渗透油田却还不具备开采所需的油量等级，其地层状况也不适合进行开采。

低渗透油藏的开采难度较大，需要很高的技术水平，因此应当不断进行开采技术的研发，使高开采难度的低渗透油藏能够被顺利开采，缓解我国的能源压力。

关键词：低渗透油藏渗吸；采油技术；进展；展望1低渗透油藏特征1.1油藏类型低渗透储层的形成与沉积作用、成岩作用和构造作用密切相关。

根据不同地质因素对低渗透储层形成的控制作用，将其划分为原生低渗透储层、次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层。

原生低渗透储层主要受沉积控制，粒径细，泥质含量高，岩石脆性低，裂缝不发育。

我国原生低渗透储层主要分布在冲积扇和三角洲前缘相。

次生低渗透储层主要受成岩作用控制。

由于机械压实、自生矿物充填、胶结作用和次生石英作用，使储层孔隙度和渗透率降低，原生孔隙少，形成致密储层。

我国几乎所有含油气盆地都发育次生低渗透储层，是低渗透砂岩储层的主体。

裂缝性低渗透储层在构造运动产生的外力作用下，极易发育裂缝。

裂缝的存在提高了储层的渗透率，提高了采收率。

1.2储层特点低渗油藏储层物性差，渗透率低，孔隙结构复杂，喉道细小，由于颗粒细、分选差、胶结物含量高，经压实和成岩作用使储层变得十分致密，渗透率一般小于0.1μm2。

低渗油藏储层孔隙度一般偏低，原始含油饱和度较高，原油物性较好，含水饱和度一般为30%~40%。

低渗油藏提高采收率的建议摘要：中国国土面积广阔、拥有大量的石油资源，但是石油资源往往集中在低渗透油藏当中，开发难度非常大，在这种情况下技术人员必须要不断探究油气开发新方法，改变低渗透油藏改善开发效果技术要点。

然而从实际情况来看，这一目标并未能得到实现，“低采油速度、低采出程度”的问题仍然存在并难以解决，只有合理做好注采压力系统调整工作，并对井网密度进行调整，才能保证低渗透油藏的开发效果。

关键词：低渗透油藏;储层分级评价;合理井网;天然气驱引言：低渗透油藏是一种比较特殊的油藏，它的储层物性比较差、渗透率非常低，给石油资源的顺利开采带来了一定的挑战和负面影响，在这种情况下必须要寻找能够改善低渗透油藏开采效果的方法和技术。

首先，需要充分了解低渗透油藏的概念，并对井网加密方法和注采压力系统调整方法进行充分了解，改变低渗透油藏注采压力不合格、井网密度不合理的问题，达到提升低渗透油藏改善开发效果的目标。

一、低渗透油藏概念石油资源是十分常见、十分重要的社会资源之一，它可以根据油藏渗透率被分成三种类型，其中的低渗透油藏具有一定的特殊性质，给开采带来了一定的负面影响，比如这种低渗透油藏的渗透率基本低于0.01/am，开采的过程中原油无法通过缝隙被顺利开采出来，技术人员必须要通过各种各样的方法优化低渗透油藏的开发效果。

另外，低渗透油藏还具有分布广泛、范围较大的特征，是我国最常见的一种油藏类型，经过反复不断地研究和尝试后，技术人员开始提出了一系列开发技术，取得了一定的阶段性成果，但是这并不能从根本上解决低渗透油藏开采问题。

低渗透油藏开发工作的复杂性不言而喻，仅仅凭借传统开发技术显然无法顺利地完成开采任务，因此必须要不断提升驱动体系的科学化水平，利用水平井技术、井网加密技术、注采压力技术等对低渗透油藏进行改善和开采，可谓是势在必行。

比如，可以通过注水技术提升低渗透油藏的储层性质、利用压裂技术提升油层的渗流能力等，工作人员可根据实际工作情况适当选择优化改善技术。

新疆地质XINJIANG GEOLOGY 2020年3月Mar.2020第38卷第1期V ol.38No.1低渗透油藏提高采收率研究——评《低渗透油藏提高采收率方法》彭冲1，欧阳传湘1，彭素芹2，高艺3(1.长江大学石油工程学院；2.中国石油华北油田分公司第二采油厂；3.中石油长庆油田分公司)低渗透油藏在我国油气资源供应中的地位日益显著，其资源分布广泛且储量丰富，近乎占据我国已探明油气总储量的一半，对该部分油气资源的有效利用至为重要。

随着原油开采力度的加大，提高低渗透油藏采收率这一关键问题也日益突出。

《低渗透油藏提高采收率方法》一书总结了低渗透油藏的分类、地质特点及开采过程中存在的关键问题，综述了目前国内外开采技术的研究现状，比较了当前用于提高采收率的技术优缺点，提出了未来开采过程中面临的挑战并进行了技术展望。

我国将低渗透油藏根据其渗透性差异细分为超低、特低及低渗透油藏3类。

相比于中高渗油藏，低渗油藏储层往往岩层成熟度较低，孔隙度低（其中孔隙中小孔吼比例占据较大）、粘土含量大且颗粒粒径细小，具备渗透性差、丰度低且非均质性严重等特点，从而表现为储层内流体或流固间表面作用力较大且渗吸作用强，储层内流体流动较困难。

同时油井自然产能低下甚至没有产能，原油单井产量小且递减快速，进而导致整体原油采出率较低。

数据显示国内外对此类油藏的平均采收率仅1/5左右，一次采收后极大部分被滞留于储层。

国内外现今已发展了多种提高低渗透油藏采收率的技术，如改善水驱、气驱、化学驱、微生物采油、物理法采油技术及热力采油技术等。

其中改善水驱技术是基于传统水驱方法进行的用于改善储层流场，提高水驱波及面积的新型技术，主要结合对水动力条件、井身结构及压裂技术进行改进，实质上是多种技术的集合应用，但依然不能有效避免水窜水淹现象，且一直未归纳出一个可量化表征的完善数学模型；气驱技术主要是基于气体本身良好的物性参数及与油藏的配伍性，通过采用烃类、CO2、氮气及烟气等混相或非混相代替原先的驱替介质，相对更适宜低渗油藏的开采。