低渗透复杂断块油藏高含水期提高采收率技术研究

二氧化碳驱技术在低渗透油藏开发中提高驱油效率的研究与应用摘要：在中石化总公司支持下，组建了CO2驱技术研究团队，形成了高温高盐油藏CO2驱油三次采油关键技术，解决水驱废弃油藏和低渗难动用储量的开发难题。

在国内率先开展了特高含水油藏CO2/水交替驱；深层低渗油藏CO2驱。

油田层次开展了四种油藏类型五种矿场试验。

验证该类油藏二氧化碳驱可行性，探索合理举升方式，进一步优化二氧化碳驱井网井距，验证大井距可行性，探索深层低渗稠油油藏有效开发方式，扩展二氧化碳驱应用范围以及特高含水废弃油藏二氧化碳驱提高采收率技术。

探索储层粘土含量高、水敏性强油藏二氧化碳驱提高采收率技术。

关键词：二氧化碳驱低渗油藏提高采收率换油率1、研究目的1.1 某厂低渗难动用储量涉及开发单元11个，地质储量1601.85×104t，标定采收率7.56%，目前采出程度5.54%。

涉及单元多为低孔隙、低渗透的地质特点。

2010年开始二氧化碳驱在胡1块深层低渗油藏实施先导试验，胡1井组气驱取得成效后，相继在其他五个低渗类型油藏实施气驱开发。

目前总覆盖地质储量309.5×104t。

累注气17.9×104t，累增油3.05×104t。

1.2低渗油藏水驱效率低，注采井组呈现两极分化现象，一是注水压力高油井难以见效，二是油井见效快、含水上升快、见效稳产周期短，通过二氧化碳驱提高驱油效率。

2、研究内容及成果2.1 二氧化碳驱机理上优于水驱一是超临界二氧化碳注入能力强，增大有效井距；二是CO2驱补充地层能量，可膨胀地层原油，提高驱油效率再者CO2能进入的孔喉半径比水小一个数量级（0.01μm），低渗油藏，增加驱油体积25%以上，随CO2溶解，原油体积膨胀。

毛管半径分布曲线不同驱替方式驱替压力变化曲线2.2二氧化碳驱解决注入压力过高的问题根据深层低渗油藏开发情况调查，注水压力高，注气难度不大。

从地质条件类似的胡某区块二氧化碳注入能力看，二氧化碳驱可以解决注入压力过高的问题。

底水油藏“双高”开发期提高采收率技术研究摘要：张渠二区为典型的底水油藏，经过14年注水开发，已进入”双高”开发阶段，面临含水持续上升、水驱油效率差等矛盾，通过实施油井化学堵水、注水井堵水调驱及改变相渗压裂等一系列技术措施，总结出了”双高”底水油藏提高采收率的有效技术对策，为同类油藏提高采收率提供经验支撑。

关键词：化学堵水堵水调剖压裂引效张渠二区1998年注水开发，开采长213层，构造总体为一平缓西倾单斜，在大单斜背景上发育一系列幅度较小的鼻状隆起，长213砂体呈北东-南西向带状分布，东西两侧迅速减薄，油水分异不明显，为典型的构造－岩性边、底水油藏。

油藏在北部、中东部受上倾方向岩性遮挡，受构造影响，渗透率降低，底水不发育；在中西部、南部构造变低，底水发育。

一、油藏开发特征1.采出程度增大，含水持续上升张渠二区一直保持高效开发，已累计产油260万吨，地质储量采出程度15.4%，可采储量采出程度86.9%，综合含水74.6%，油藏已进入“双高”开发阶段，随采出程度增大，含水持续上升，平均以0.2%/月的速度递增，开采中受底水、注入水、同层水3种因素影响，地下水驱规律复杂，前期依靠注水调整控水达不到预期效果。

2.油水渗流通道沟通，水驱效率差该油藏原始渗透率25.4×10-3μm2，油层渗透性好。

经过14年注水，目前平均注水井口压力7.8mpa，但中部区域有12口井注水压力≤3.5mpa（监测显示套管完好无损），注水井低压易造成油水井渗流通道沟通，采出水量增多，油藏存水率下降（2009年为0.5703，目前为0.5454），水驱油效率变差。

3.地层堵塞，油井产能下降张渠二区中东边部底水不发育，随采出时间延长，地层堵塞，油井产能下降。

前期在张渠二区先后实施酸化、暂堵压裂等一系列工艺措施14口，措施后含水大幅上升，增产幅度小，常规工艺手段治理堵塞井效果较差。

二、提高采收率对策研究1.实施化学堵水，实现控水稳油针对油井含水上升问题，通过分析认为部分井生产压差过大、油水界面抬升、酸化或压裂措施改造不当引起底水锥进所致。

1 概况文明寨油田是极复杂断块油田，明一西油藏是其主力区块之一，属于复杂断块油田。

开发中一直存在构造复杂、井网损坏严重、层间物性差异大导致局部区域认识不清、注采对应率低、水驱状况差等问题。

近几年在油藏精细构造解释和储层描述的基础上，根据剩余油分布特点，建立、恢复注采井网，精细调整层间井网，逐步实施实现“块块注水、层层动用”的目的，为改善复杂中渗油藏开发效果提供决策依据。

2 复杂断块油藏地质与开发综合研究2.1 密集井网开发区低序级断层精细解释技术明一西地震资料主频较低，微构造解释困难，针对研究地区构造复杂、断块小、层系多、埋藏浅的特点，应用图分析断层解释技术、三瞬剖面解释小断层、三维立体解释技术、断层解释质控质检等多种手段综合，精确研究断层的演化和展布规律。

图1 明一块方差体、蚂蚁体、倾角体时间切片与断层面自动提取立体显示图图2 明一块三维可视化断层解释成果依托高精度三维地震构造解释技术，进一步结合钻井、测井和开发动态等资料精细解释低序级断层。

明确低序级小断层特点：断距小（5~20m）、延伸短（一般小于350m）、角度大（一般大于60°）。

2.2 井震结合精细描述单砂体技术运用“井震”结合技术对有利单砂体进行精细追复杂断块油藏高含水期提高采收率技术—以文明寨油田明一西断块为例乔勇中国石化新星公司新能源研究院 河南 郑州 450000摘要：明一西油藏是文明寨油田主力油藏之一，目前综合含水90.47%，采出程度45.72%，已进入高含水、高采出阶段，由于构造复杂、井况损坏严重等问题造成剩余油挖潜难度不断加大。

通过密集井网开发区低序级断层精细解释微构造，以地震属性为主的单砂体地震定量描述，有效落实了10m级别的井间断层展布、定量描述了最大厚度5m以上的单砂体井间变化，为复杂断块油藏的开发提供有力支撑；根据剩余油分布特征，制定适合高含水期挖潜配套技术，实现了明一西油藏高效开发。

关键词：文明寨油田 低序级断层 剩余油分布 提高采收率EOR Technology for Complex Fault Block Reservoirs in High Water Cut Period Take Mingyixi Fault Block of Mingzhai Oilfield as an ExampleQiao Yong SINOPEC，Xinxing New Energy Company，Zhengzhou 450000Abstract：Mingyixi reservoir is one of the main reservoirs in wenmingzhai oilfield. At present，the comprehensive water cut is 90.47% and the recovery degree is 45.72%. It has entered the stage of high water cut and high production.Through the fine interpretation of micro-structures by low-order faults in the dense well pattern development zone and the quantitative description of single sand body earthquakes with seismic attributes，the inter-well fault distribution of 10m and the inter-well changes of single sand body with the maximum thickness of more than 5m are effectively implemented，providing strong support for the development of complex fault block reservoirs.According to the distribution characteristics of remaining oil，the development of supporting technologies suitable for high water-cut period was carried out，and the efficient development of mingyixi reservoir was realized.Keywords：Wenmingzhai oilfield；Low-order faults；Remaining oil distribution；Enhanced oil recovery踪。

低渗透油油藏开发中后期提高采收率技术研究【摘要】根据大芦湖油田的地质特征，结合生产实际，探讨提高裂缝性低渗透油藏开发中后期采收率的新方法。

在早期注水无井开采井区，由于注水补充地层能量，使地层压力升高，这样油井补孔时产量可以得到提高，运用物质平衡方法计算，在早期注水无井开采井区地层压力一般可以升高2-3MPa，在保持相同流压的情况下，压差可以增大2-3MPa，如果按正常生产压差13MPa计算，则产量可以比原始地层压力条件下提高15%，具有不压裂投产的可能性。

【关键词】大芦湖低渗透新技术不压裂投产1 油藏地质简况大芦湖油田地理位置位于山东省高青县东北部，构造位置位于东营凹陷博兴洼陷西北部，正理庄——樊家鼻状构造北端。

1991年投入开发，同年转入注水开发。

主力含油层系为沙二、沙三中、沙三下，探明含油面含油面积55km2，地质储量3851万吨。

平均孔隙度为14.8%，平均渗透率5.7×10-3um2，有效渗透率仅 3.4×10-3μm2。

存在问题一是无自然产能，压裂后产量递减快；二是剩余油分布零散；三是受裂缝影响，油水井井间窜流严重，主力开发层系综合含水已高达80%以上，且层间水淹状况不均。

2 开发中存在问题传统观点认为：大芦湖属低渗透油田，只有经过压裂改造油井才具有一定的产能，所以大芦湖油田投产的油井基本上是口口压裂，而在油田后期开发中却暴漏出以下三点问题。

2.1 平面上：人工裂缝发育、油井注水见效快，见水后含水上升快，产量递减快，控水稳油难度大由于低渗透油藏投产初期一般都采取压裂改造，油水井间裂缝发育，注水后油井见效快，但见效后油井含水上升比较快，无因次采液、采油指数大幅度下降，产量递减较快，年递减率达到15%以上，且油水井间容易形成窜流，造成注水利用率低，注采调配效果不明显，给控水稳油带来很大的难度。

2.2 纵向上：裂缝窜层严重，后期的调整和挖潜难度大对于早期单采S3Z43层的井，后期卡封补孔压裂挖潜S3Z44、42层时，油井基本全是高含水，统计层间挖潜共计实施了6口井只有3口井有效，措施有效率只有50%，从无效的3口井的的液量、含水及水分析资料来看，均与卡封补孔前一样，说明层间已经压窜，导致层间挖潜难度加大。

复杂断块油藏特高含水期水动力学注水技术研究与应用摘要：中原油田整体处于特高含水开发中后期，主要以水驱开发为主，受低油价的影响，投资缩减，原油产量下降，吨油成本持续攀升，效益开发形势严峻。

水动力学注水作为一种低成本水驱提高采收率技术，已得到广泛应用。

本文在前人研究的基础上，结合中原油田油藏特点，形成了一套复杂断块油藏水动力学注水技术政策，并进行了矿场试验。

研究表明，水动力学注水对于低油价下改善断块油藏后期开发效果，提高水驱采收率具有重要意义。

关键词：水动力学注水低油价特高含水期复杂断块低成本开发0引言水动力学注水包括周期注水、变强度注水和注采耦合等方式，是一种低成本水驱提高采收率技术，广泛应用于江汉[1]、胜利[2]、大庆[3]等油田，获得了显著效果。

本文在前人研究的基础上，重点针对复杂断块油藏高-特高含水开发阶段，从室内试验、油藏数值模拟和矿场试验三个方面进行了系统的梳理，摸索出一套适用的水动力学注水方法，为复杂断块油藏高-特高含水期效益开发提供依据。

1水动力学注水的技术机理为研究水动力学注水的技术机理，研究设计了多套水驱油室内试验和油藏数值模拟方案，对比不同方案下油藏压力场、流线场和饱和度场变化，明确了水动力学注水机理。

（1）激动注水井井点压力，改变原稳定压力场，降压周期时会产生新的压力高点在常规稳定注水方式下，水井的日注水量基本稳定，注水井井底压力保持不变，井区内压力场分布图上显示为制高点，与对应油井间形成单向稳定的压力梯度。

水动力学注水通过周期性的改变注水量，使注水井压力发生周期性变化，在升压周期内，地下压力场分布与常规稳定注水相似；在降压周期内，由于水井日注水量下调，井底压力下降，地层压力也呈下降趋势。

由于不同储层的导压系数不同，相同时间内压力变化存在差异，中渗层导压系数大，降压快，低渗层则与之相反，因此在降压阶段内，低渗区会产生新的压力高点，与油井形成新方向上的的压力梯度。

图1水动力学注水不同周期压力场分布图（2）压力场改变后，流线场随之改变，降压阶段可增加新的流线方向常规注水时，注采流线相对固定，沿注水井指向油井。