低渗透油田开发资料

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目录一、国内国外低渗透油田开发现状？……………………………………………（1）二、低渗透油田地质特点有哪些？……………………………………………（6）三、朝阳沟油田目前开发现状、存在的主要矛盾及对策？……………………（9）四、提高采收率原理是什么？主要的提高采收率技术有哪些？其提高采收率机理是什么？………………………………………………（17）五、外围难采储量如何经济有效动用？要实现经济有效动用需要哪些技术攻关？………………………………（23）六、如何搞好技术创新与应用，实现油田可持续发展？……………………（26）七、低渗透油田（朝阳沟油田）注水开发技术方法？………………………（32）八、精细油藏描述技术的内容及成果应用有哪几个方面？…………………（37）九、多学科油藏研究？…………………………………………………………（41）十、油藏评价的方法（模式）有哪些？主要应用的技术？…………………（42）十一、“百井工程”的内容以及在零散、复杂、规摸小的油藏评价中的作用？……………………………………………………（44）十二、水驱开发过程中的油层保护技术有哪些？……………………………（45）十三、目前三次采油技术主要有哪些？哪些具有应用潜力…………………（48）十四、油田开发合理采油速度、合理储采比受哪些因素，如何界定？……（51）十五、油田开发合理注水压力、合理注采比是如何界定？……………………（53）十六、区块分类治理的原则、思路和目标？…………………………………（54）十七、油田分几个开发阶段，不同阶段的调整方法有哪些？………………（55）十八、如何确定注水开发中技术调控指标？…………………………………（57）十九、裂缝对低渗透油田的利弊？……………………………………………（58）二十、低渗透油田怎样进行合理井网部署？…………………………………（59）二十一、如何进行低效井治理？………………………………………………（60）-1- -1- 一、国内国外低渗透油田开发现状1、低渗透油田的划分世界上对低渗透油田并无统一固定的标准和界限，只是一个相对的概念。不同国家根据不同时期石油资源状况和技术经济条件而制定。根据我国的实际情况和生产特征，按照油层平均渗透率把低渗透油田分为三类。第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为10.1～50×10-3μm2，油井一般能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益；第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为1.1～10.0×10-3μm2，一般束缚水饱和度较高，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发；第三类为超低渗透油田，油层平均渗透率为0.1～1.0×10-3μm2，油层非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值。2、国内低渗透油田储量动用情况2004年，我国探明低渗透油层的石油地质储量为52.1×108t，动用的低渗透油田地质储量约26.0×108t，动用程度为50％。从我国每年提交的探明石油地质储量看，低渗透油田地质储量所占的比例越来越大，1989年探明低渗透油层的石油地质储量为9989×104t，占当年总探明储量的27.1%。1990年探明低渗透油层的石油地质储量为21214×104t，占当年总探明储量的45.9%；1995年探明低渗透油层的石油地质储量为30796×104t，占当年总探明储量的72.7%，年探明的石油地质储量中大约三分之二为低渗透油层储量。可见，今后低渗透难采储量的开发所占的比重逐年加大，如何经济有效做好难采储量的评价、动用和开发理论技术的研究是我们攻关的主要目标和方向。从我国近些年来对低渗透油田的研究和开发水平看，-62- 有了较大的进展和提高，但与中高渗透油田相比仍有较大的差距。我国低渗透油田平均采收率只有21.4%，比中高渗透油田（34%）低12.6个百分点。目前有五十多个油田（区块）年开采速度小于0.5%，这些低速低效油田（区块）的地质储量约3.2×108t，其平均采油速度仅0.27%，预测最终采收率只有15.5%。1、国内外低渗透油田开发技术现状（1）国外开发技术从目前国外低渗透油田开发技术看，主要是以室内研究与现场试验为主（如美国应用各种先进技术，发挥地质、地震、测井、试井、压裂增产等多学科研究方法，取得了不少新的认识）。由于受经济效益的制约，进行工业开采动用的较少。目前动用的低渗透油田，其储层渗透率都10×10-3μm2以上，如喀尔巴阡地区油田储层渗透率平均20×10-3μm2，十月油田渗透率10～80×10-3μm2。国外开发象大庆外围油田储层渗透率只有1～2×10-3μm2和丰度只有20×104t/Km2的实例很少。（2）国内开发技术低渗透油田油藏工程理论研究方面：目前国内油藏工程理论方面的研究进展缓慢，对特低渗透油田的开发的机理性问题还不十分清楚，总体上处于发展和探索阶段。大庆应用储层的各向异性的特征，应用矿场资料求取启动压力梯度，并应用油藏工程的计算方法，计算出了渗流阻力、有效驱动距离和井距、排距等界限，同时以低渗透油藏渗流机理、井网整体优化设计、长跨距合采分抽技术和简易多功能组合地面流程为重点，开展了系列配套技术攻关。低渗透油田的注水开发技术现状：总结低渗透油田理论研究与开发实践，认为低渗透油田开发技术的发展趋势是以油藏工程理论为基础，以多学科工作组的方式进行综合技术集成。（1）地震、地质、测井多学科油藏综合描述技术大庆外围低渗透-62- 油田断层密集、砂体规模小、油水分布复杂,在实践中从地震、地质、测井等方面优化组合成了一套多专业协同配合作业的综合技术。地震解释技术方面：应用高分辨率开发地震技术已能识别出小至10m的微幅度构造和断距小至5m的断层，扶杨油层砂体预测符合率分别达到了85%和80%以上。测井解释技术方面：总结出多参数“逐步判别法”、“最小孔喉半径法”、“含油量损失法”,使含钙、低阻、薄互层油水层解释符合率达到85%以上。地质特征描述技术方面：建立了以油砂体为基本研究描绘单元,地质-地震-测井技术综合应用的综合描述技术,使大庆外围油田开发井的钻井成功率由80年代初的79%提高到90年代的95%以上。（2）早期注水和早期分层注水技术针对油层天然能量小，导压性能差，采取早注水，以达到保持地层压力、减少渗透率损失的目的；针对较大的层间矛盾，采取采取早期分层注水，提高油田储量动用程度。（3）沿裂缝注水向两侧驱油注水技术对于存在着裂缝的水驱油藏，注采井点同时布置在裂缝系统上时，注入水将沿裂缝向生产井突进，造成油井过早见水或暴性水淹；注水井布置在裂缝系统上，沿裂缝注水拉水线，向裂缝两侧驱油，提高注入水的波及系数，改状况注水开发效果。如朝阳沟油田1992年开展此项技术研究与应用，转注83口采油井，使油田平面和层间矛盾得到改善。（4）增效、简化、实用的“二降”工艺技术针对外围油田渗透率低、油层薄、产能低的特点，开发初期进行降低投资、降低成本、增加单井产量的攻关研究。一是从钻井到基建投产各环节，简化工艺流程和地面集输，降低投资。二是采用提捞采油、螺杆泵采油和活动注水等开采工艺，降低成本。低渗透油田提高采收率技术现状：-62- 与中高渗透油田相比，我国低渗透油田平均采收率只有21.4%，比中高渗透油田（34%）低12.6个百分点。如何提高采收率是衡量低渗透油田开发的关键。（1）热力采油蒸汽吞吐技术2002-2004年共对2口井实施了两个周期蒸汽吞吐采油试验。两个周期累积注汽量6768t，累积增油量为2405.0t，增产油汽比为0.36，高于稠油油藏的油汽比0.15这一指标；突破了国内蒸汽吞吐采油技术的界限，使渗透率下限由200×10-3μm2降到5-10×10-3μm2；形成的“高温隔热管柱+环空注氮”隔热技术和地层预处理技术，减少了热损失和保护套管，抑制了粘土的膨胀和分散运移，保证了蒸汽吞吐效果。（2）混合气吞吐采油技术使用“高温混合气体注气装置”产生蒸汽燃气混合气，其成份为：水蒸汽50％，氮气40％，二氧化碳10％。将产生的混合气注入到油层中，现场应用4口井，吞吐后取得了较好增油效果。措施前后对比日增油5.5t，有效期290天，累积增油1085.1t，平均单井271t。（3）开展微生物采油技术微生物对原油具有降解作用，使原油中的轻质组分增加，同时其代谢物产生表面活性剂能使原油粘度降低，改变油水界面张力，促进滞留原油的流动。对于油井可以通过微生物和原油有效作用，解除近井地带有机堵塞，而增加产量。2003年在朝阳沟油田共进行52口井微生物吞吐，有效率70％左右，累积增油3110.8t，平均单井累积增油60t。（4）水平井开采技术采用水平井开采技术开发单井产量是直井的1.5倍。研究认为：水平井采油井垂直裂缝采油，水平井注水井平行裂缝注水，水平井的合理长度应为注采井距1.0—1.2倍。-62- 从目前国内低渗透油田动用情况和开发状况看，面临外围油田老开发区含水逐渐上升产量下降，新区地质条件和储量品位逐渐变差，油田开发的难度和风险性将更大，对开发技术提出了更高的要求。因此，必须不断解放思想，进一步完善发展已有开发技术，努力处理好生产规模和经济效益、资源储备和有效利用的关系，千方百计地节省投资，找准油田开发中的技术关键，大力研究先进实用的新技术、新方法，进一步更新体制、更新机制，加强科学管理，不断提高“三低”油藏开发技术水平，力争达到世界领先水平。-62- 二、低渗透油田地质特点有那些？低渗透油田一般具有储层渗透率低、丰度低、单井产能低，与中高渗透油田相比具有以下特点：一是低渗透油层连续性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低；二是储层渗透低，流度低，孔隙喉道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大；三是低渗透油层见水后，采液和采油指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁；四是储量丰度低，含油饱和度低，自然产能低，压裂投产后产量递减较快，无稳产期。目前我厂共管辖朝阳沟油田、双城油田、肇源油田，含油面积227.69km2，地质储量16751×104t。1、朝阳沟油田朝阳沟油田位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶地及长春岭背斜带上，由朝阳沟背斜、翻身屯背斜、薄荷台和大榆树两个鼻状构造组成，为受断层、构造、岩性多种因素控制的复合型特低渗透油藏。开发面积216.4km2，地质储量16168×104t，渗透率12.67×10-3um2，孔隙度15.7%，原油粘度10.4mPa,采油速度0.5%，采出程度10.53%，年注采比2.8，累积注采比2.56。朝阳沟油田各类区块基本情况表分类储量（104t）油层中深(m)有效厚度(m)空气渗透率(10-3um2)有效孔隙度(%)含油饱和度(%)流度(10-3um2/mpa.s)采油速度(%)一类区块3551900-10009-1215.4-22.517-19.357-59>10.65二类区块65761000-11008.0-9.55-12.615-19.351-580.5-10.6三类区块60411100-12008.0-12.02.6-514.8-1651-54<0.50.31分类可采储量（104t）原始地层压力(MPa)目前地层压力(MPa)地层原油粘度(mpa.s)含胶(%)含蜡(%)储量丰度(104t/km2)断层密度(条/Km2)一类区块8888.48.08.512.8-2320.6-23.473.10.4二类区块11849.27.8710.415-22.321.6-23.463.11.68三类区块9069.96.6312.617-27.721.6-23.565.10.97-62- 2、双城油田双城油田为构造—岩性油藏。2001年提交预测地质储量3653×104t，含油面积132km2。储量丰度28×104t/km2。2003年提交控制地质储量2596×104t，含油面积56km2。储量丰度58×104t/km2。2003年提交探明地质储量203×104t。储层水敏性较强。储层平均孔隙度17.9%，平均空气渗透率7.3×10-3μm2，为低渗透储层。原始含油饱和度为52%，地面原油粘度31.7mPa.s，地层原油粘度7.7mPa.s。双30区块含油面积3.5km2，探明地质储量203×104t。，共有油水井63口，其中采油井总数50口，年核实产油2.34×104t，累积产油7.94×104t，采油速度2.23%，采出程度3.91%，综合含水6.24%；注水井总数13口，年注水4.11×104m3，累积注水12.77×104m3，月注采比1.51，年注采比1.35，累积注采比1.22。3、肇源油田肇源油田为断块—岩性油藏。肇源油田西块提交预测储量3050×104t，含油面积90.3km2；东块提交控制储量3599×104t，含油面积118.3km2。油田储量丰度低，平均为32×104t/km2。2004年提交探明储量901×104t，含油面积16.5km2，储量丰度为54×104t/km2。肇源油田储层属低孔、特低渗透储层，平均孔隙度12.4％，空气渗透率1.7×10-3μm2。裂缝发育程度比头台、朝阳沟差。储层原油性质差，地面原油粘度36.5mPa·s以上，地层原油粘度8.8mPa·s，流度低平均仅0.21×10-3μm2/mPa·s，是典型的孔隙度低、渗透率低、储量丰度低“三低油藏”。目前没有成型的经济有效开发模式。因此通过开展先导性开发试验，确定经济有效的开发模式，试验区选取了源121-3、源35-1、源151三个区块，含油面积4.27km2，地质储量218×104t，设计四种井网进行开发试验。主要开展了以下几方面工作：一是研究布署合理井网，开发设计为大井距、小排距的菱形井网；二是水井上采取大规模压裂（穿透比为0.8-1.0）以形成沿裂缝向两侧驱油的坑道注水；三是实施了全过程的油层保护技术；四是优化地面设计，降低地面投资。-62- 肇源油田试验区于2004年7月陆续提捞生产，8月开始抽油机生产，10月进入注水开发阶段。目前油井76口，水井24口，初期达到了设计产能，初期井口平均日产油量为2.3t，采油强度0.22t/d.m，采油速度2.6%，但由于储层物性及原油物性较差，产量递减较快，目前平均井口单井日产油0.7t，采油强度0.07t/d.m，采油速度0.80%，开发难度较大。肇源试验区地质储量及开发井部署结果区块面积(km2)储量(104t)储量丰度(104t/km2)井网方式(m×m)井网密度（口/km2）设计开发井（口）实钻井数(口)已钻注水井（口）投注注水井（口）已钻采油井（口）投产采油井（口）取消井数(口)建成产能（104t）源121-33.016254350×1002967641815464533.1源35-1北0.391641250×805017175412120.67源35-1南0.512243.1250×10040181744131310.78源1510.371848.6350×150197711660.37合计4.2721851.1261091052824777644.92肇源油田储层物性及原油物性分析区块孔隙度（%）含油饱和度（%）渗透率（10-3μm2）地层粘度(mPa.s)地面粘度(mPa.s)流度肇源油田源121-312.952.81.408.030.60.18源35-1北11.747.90.9530.40.12源35-1南38.3源15111.9　0.5035.80.06合计12.650.41.233.80.15-62- 三、朝阳沟油田目前开发现状、存在的主要矛盾及对策目前我厂共管辖朝阳沟油田、双城油田、肇源油田，含油面积227.69km2，动用地质储量16751×104t。均为低渗透-特低渗透扶杨油层。就我厂而言，新老区块的地质特点不一样，面临的矛盾不一样，对策也不一样。朝阳沟油田各类区块基本情况表分类储量（104t）油层中深(m)有效厚度(m)空气渗透率(10-3um2)有效孔隙度(%)含油饱和度(%)流度(10-3um2/mpa.s)一类区块3551900-10009-1215.4-22.517-19.357-59>1二类区块65761000-11008.0-9.55-12.615-19.351-580.5-1三类区块60411100-12008.0-12.02.6-514.8-1651-54<0.5分类可采储量（104t）原始地层压力(MPa)目前地层压力(MPa)地层原油粘度(mpa.s)含胶(%)含蜡(%)储量丰度(104t/km2)一类区块8888.48.08.512.8-2320.6-23.473.1二类区块11849.27.8710.415-22.321.6-23.463.1三类区块9069.96.6312.617-27.721.6-23.565.1分类可采储量采油速度（%）目前采出程度（%）储采比（%）标定采收率（%）提高采收率目标（%）采油速度(%)断层密度(条/Km2)一类区块14.420.767.125280.60.4二类区块9.410.210.618220.731.68三类区块3.34.9530.315180.330.971、老开发区块――朝阳沟油田朝阳沟油田开发面积216.4km2，地质储量16168×104t，目前已全部动用，渗透率12.67×10-3um2，孔隙度15.7%，地下原油粘度10.4mPa。目前采油速度0.5%，采出程度10.53%，年注采比2.8，累积注采比2.56。（1）目前开发技术现状朝阳沟油田是大庆外围开发最早的特低渗透油藏。1984年开始筹备开发建设，1986年开发试验区投入开发，1992年产油量达到100×104t以上，1997～1998年产油量达到141×104t，目前年产油量保持在90×104t水平。朝阳沟油田20年的开发历程，是大庆油田开发外围特低渗透油藏不断探索的过程，不仅对大庆油田的稳产做出了重要贡献，也积累了一些成熟、有效的低渗透油藏开发技术。①早期注水、早期强化注水、分层注水技术-62- 一是针对油层天然能量小，导压性能差，采取早注水或同步注水，以达到保持地层压力、减少渗透率损失的目的；二是针对低渗透油层水驱油过程中存在启动压力梯度问题，为了尽快恢复地层压力、保持油井生产能力，投产初期采用高注采比注水；三是针对较大的层间矛盾，采取采取早期分层注水，提高油田储量动用程度，减缓含水上升速度。②储层裂缝研究与注采系统调整技术储层裂缝研究表明，朝阳沟油田轴部地区裂缝主要发育方向为近东西向，即NE850，与注水井排基本一致。注水开发后，水井排油井含水上升快，针对油水井排间平面矛盾加剧的情况，开展了注系统调整工作，通过转注水井排的高水淹井，转成沿裂缝注水向两侧驱油的线性注水。累计转注83口，水驱控制程度由67.5%提高到76.0%，使轴部地区采油速度保持在1.5%以上稳定产8年。③井网加密调整技术朝阳沟油田二类区块井网适应性差，主要表现为砂体发育零散，300m反九点井网水驱控制程度低；井网与裂缝发育方向不匹配，二者存在一定的夹角；储层渗透率低，300m井距下油水井憋压严重，难以建立有效驱动体系等，因此研究并完善了加密调整技术。确定合理井网密度为20.7-22.7well/km2，合理井距为210-220m，同时研究确定了“3、2、1”和“三角形重心”两种加密方式。目前已加密6个区块，加密面积64.77km2，储量4064.6×104t，加密606口，建成产能43.79×104t，目前加密区块产量达到全油田产量的20.4%。采油速度由0.52%上升到1.44%，注采比由3.5下降到2.1，预计加密区采收率可由16.3%提高到24.3%，增加可采储量305×104t，取得了较好的开发效果。④周期注水技术-62- 针对朝阳沟油田储层裂缝发育，油层非均质性比较严重，层间矛盾逐渐加剧，油层动用状况变差的矛盾，开展了周期注水工作。周期注水使流体在地层中不断重新分布和层间交换，促进毛细管渗吸作用，增大注水波及系数及洗油效率，提高最终采收率。目前周期注水每年应用数量在100口井左右，年少注水量在20×104m3以上。⑤注水井深调剖技术针对轴部地区由于裂缝较为发育，层间平面矛盾较为突出，为了改善注水井吸水剖面，尤其是裂缝发育的中高含水区块的注水效果，开展了深度调剖技术研究和现场试验。2002～2003年共进行调剖10口井，单井调剖剂注入量0.02-0.03PV，施工排量1.5～3.0m3/h，单井注入调剖剂1388～2043m3。调剖后，注水压力升高0.9MPa，含水下降，累积降水20407m3，产油量增加，累积增油3824.2t，有效期15-18个月。目前已经形成每年应用10口井的规模。在不断应用完善上述注水开发技术的同时，近几年，朝阳沟油田相继开展了三次采油技术的研究试验工作，一是蒸汽驱油技术，目前累积注汽6050t，预计今年9月份能看到注汽效果；二是微生物驱油技术，已经完成了两个周期注入，取得了含水下降、增油70%以上的初步效果。（2）目前存在的主要开发矛盾一类区块开发面积48.6km2，地质储量3551×104t，目前主要矛盾是：水驱采出程度较高，剩余可采储量采油速度高（目前剩余可采储量150.6×104t，剩余可采储量采油速度14.2%），进一步稳产的难度大；二类区块开发面积98.5km2，地质储量6576×104t，目前已加密6个区块，加密面积64.77km2，储量4064.6×104t，当前主要矛盾是剩余储量没有加密潜力，同时在已加密区缺少进一步提高采收率技术；三类区块开发面积69.3km2，地质储量6041×104t，主要矛盾是存在3000×104t无法有效动用，这部分储量平均空气渗透率仅为1.0×10-3μm2，流度在0.08×10-3μm2/mPa.s左右，动用难度较大。（3）已开发区块技术对策-62- 根据目前开发中存在的问题，一方面继续应用成熟的开发技术，另一方面加大科研攻关力度，开展有针对性的科研与现场试验。一是继续开展井网加密研究。在精细油藏描述成果基础上，目前已经在一类区块选定朝45南块开展加密试验工作，设计了三种井网，布加密井11口，目的是探索中高含水区块的加密技术。二是开展热力采油技术研究。在蒸汽吞吐现场试验研究方面，开展了注蒸汽采油技术可行性研究及配套采油工艺技术研究，完善了地层防膨处理、注氮隔热和工艺管柱等技术。目前应用2口井，实施了两个周期，累积增油2400吨，增产油汽比0.34-0.38，投入产出比为1：1.20。在蒸汽驱方面，进行了试验井区优选，同时对注汽速度，注汽干度及注蒸汽驱开发不同开采方式进行了优化评估，确定了吞吐＋汽驱半年转水驱的方式，并进行了注蒸汽开发油藏工程设计。目前试验区2口注汽井已累积注汽6050t，预计今年9月份能看到注汽效果。预计投入产出比为1：2.3。三是开展微生物采油技术研究。2002年以来，通过在朝阳沟油田油层中采集本源微生物，并进行了培养和室内优选评价，确定了优选菌种具有明显的作用效果及较强的适应性，在此基础上，先后进行了微生物吞吐及微生物驱油试验，取得了较好的效果。共进行微生物65口井，平均单井井增油71.5t，累积增油4649.2t，投入产出比在1：3以上。2004年-2005年进行了微生物驱油试验工作，完成了两个周期注入，共注入微生物菌液250.4t，营养液85t。试验区油井取样分析菌数明显增加3-4个数量级，油样粘度下降，组分发生变化，轻质组分增加，同时油井含水下降明显，产油量上升幅度达到70%，截止2005年6月份已经累计增油2238.2t。目前试验工作尚未结束，下步要继续分析研究微生物驱受情况，并积极开展推广应用的研究工作。四是开展注混合气采油技术研究。该技术是使用“高温混合气体注气装置”-62- 产生蒸汽燃气混合气，现场应用4口井，吞吐后取得了较好增油效果，初期日产液22.4t，日产油12.9t，含水42.4%，措施前后对比日增油5.5t。有效期290天，累积增油1085.1t，平均单井271t。下步计划在渗透率小于5×10-3μm2、流度低于0.5×10-3μm2/mPa.s的区块开展注混合气驱试验，目前已开展了室内物模实验和可行性研究。五是开展高含水井层转向压裂技术研究。主要是应用高强化学堵剂封堵原人工裂缝（高含水层位），然后应用氧化剂对射孔炮眼进行解堵后，再实施压裂，产生与原人工裂缝成一定角度的新的人工压裂裂缝。2004-2005年，开展了室内物理模拟试验，初步完成了高强堵剂及解堵剂的研究，完成了封堵管柱和施工工艺的设计。现场试验3口井，压后新的人工裂缝与原人工裂缝对比，转向角度分别为42.2°、22-28°和4.2°。措施后日增油9t，含水下降30.3个百分点，累积增油992.4t，含水下降51.1个百分点。下步计划开展岩石构造力学和地应力研究，形成人工转向裂缝方位预测技术，为选井选层提供依据。六是开展压膨松动技术研究：压胀松动技术是根据岩石受到不均匀应力作用时，岩石产生“压胀”现象，造成岩石体积增加，使孔隙度和渗透率随之增加。目前已完成了天然岩芯岩石力学参数测定、岩芯压胀系数与渗透率变化关系测定、计算出适合的固体火药用量及各药剂延时爆炸的时间、对套管作用及影响等室内研究。下步打算进入现场进行先导试验。七是开展爆燃技术研究：-62- 该技术是通过液体药爆燃在近井地带形成不受地应力控制的3～8条长度为25～50m径向裂缝，降低主应力对水力压裂的影响。通过适当提高排量，后续水力裂缝将沿已形成的多条径向裂缝向前扩展和延伸，形成水力压裂主裂缝与填砂爆燃裂缝组合的裂缝系统。目前已完成了室内研究工作，确定了液体药组分及燃烧规律，选择了NH4NO3作为氧化剂和甘油作为燃烧剂，测定了爆燃压力。为进入现场进行先导试验奠定了基础。2、新开发区――双城油田及肇源油田（1）双城油田双城油田2001年提交预测地质储量3653×104t，含油面积132km2。储量丰度28×104t/km2。2003年提交控制地质储量2596×104t，含油面积56km2。储量丰度58×104t/km2。2003年提交探明地质储量203×104t。储层水敏性较强。储层平均孔隙度17.9%，平均空气渗透率7.3×10-3μm2，为低渗透储层。原始含油饱和度为52%，地面原油粘度31.7mPa.s，地层原油粘度7.7mPa.s。存在的主要问题：一是储层物性差，原油物性也差，流度低，渗流难度大，；二是孔喉结构复杂，孔喉半径微小，可动油饱和度低，驱油效率低；三是砂体规模小，变化大，地震预测精度还不够高；四是存在较高启动压力，注采井间建立有效驱动体系比较难。采取的对策：在开发前期：针对上述技术难点，开展的主要技术攻关有，一是应用地震－地质－测井等技术开展储层沉积相带追踪，提高预测精度，抓住主力砂体，提高钻井成功率；二是通过取心井岩心描述和电成像测井分析裂缝发育情况，同时应用微地震资料、砂心资料搞清地应力分布；三是应用特殊测井和现代录井技术结合试油试采成果识别油、气、水层，落实油、气、水分布；四是在应用屏蔽暂堵油层保护技术的基础上，针对储层地质特点采取个性化压裂设计，大规模压裂提高评价井单井产能；在开发阶段：-62- 一是在开发方案设计方面，主要采用地面、地下和工艺一体化设计，改变开发方式和经营管理模式，最大限度地降低成本。二是在井网部署方面。结合油藏评价结果，在储层裂缝和地应力研究的基础上，沿最大主应力方向布井，采用大井距、小排距的菱形井网，进行线性注水。井网密度为18.9口/Km2井距为350m，排距为150m。三是在油层保护方面。采用屏蔽暂堵剂、负压射孔、提捞返排等手段，从钻井、射孔、压裂、投产进行全过程油层保护，确保油层不受污染，同时确保注入水水质达标，并加入稳定剂，控制储层水敏。四是在注水政策方面。针对低渗、特低渗的难采储量，为防止开采后渗透率进一步损失，在油井投入开发时注水井采取同步注水；为了减缓层间矛盾，在深化区块地质特征认识的基础上，采取注水井分层注水；为了注够水、注好水，在确保油层压力的前提下，采用合理的注水压力（不超过破裂压力）、注采比注水（1.5以上，开发纲要），目前已经投产的是双30区块，共有油水井63口，其中采油井总数50口，累积产油7.94×104t；注水井总数13口，累积注水12.77×104m3。双30区取得了较好的开发效果，主要表现在，一是区块采油速度2.23%，目前采出程度3.91%，达到了较高的水平；综合含水为6.24%，稳定在较低水平；二是注水平稳，月注采比1.51，年注采比1.35，累积注采比1.22，注采比也处于较低的水平；三是水驱控制程度较高，达到78.6%，两类油层吸水较均匀，主力油层、非主力油层吸水层数百分数分别为76.5%、80.0%，吸水厚度百分数分别为82.7%、81.1%。四是地层压力保持在合理水平，为7.8MPa。（2）肇源油田肇源油田西块提交预测储量3050×104t，含油面积90.3km2；东块提交控制储量3599×104t，含油面积118.3km2。油田储量丰度低，平均为32×104t/km2。2004年提交探明储量901×104t，含油面积16.5km2，储量丰度为54×104t/km2。肇源油田储层属低孔、特低渗透储层，平均孔隙度12.4％，空气渗透率1.7×10-3μm2。裂缝发育程度比头台、朝阳沟差。储层原油性质差，地面原油粘度36.5mPa·s以上，地层原油粘度8.8mPa·s，流度低平均仅0.21×10-3μm2/mPa·s，是典型的孔隙度低、渗透率低、储量丰度低“三低油藏”。目前没有成型的经济有效开发模式。因此-62- 通过开展先导性开发试验，确定经济有效的开发模式，试验区选取了源121-3、源35-1、源151三个区块，含油面积4.27km2，地质储量218×104t，设计四种井网进行开发试验。一是通过探井、评价井微地震测试等测试资料确定了区块最大地应力方向，方向为近东西向，通过井网优化选择采用大井距小排距的菱形井网布井，井排方向为东西向；二是为了形成坑道注水，采用大型压裂人工造缝方式，注水井穿透比0.8-1.0，优选压裂液及压裂支撑剂；三是为了防止油层污染，从钻井、射孔、压裂、投产进行全过程油层保护，在钻井过程中严格控制钻井泥浆比重，在钻遇油层时加屏蔽暂堵剂，防止钻井泥浆污染地层；射孔时为防止油层污染，采用负压射孔；压裂时采用破乳较好的改性胍胶压裂液，压裂后为了提高返排率，采用提捞助排等手段有效的提高了压裂返排率（达到60%以上），为了控制储层水敏，在确保注入水水质达标的同时，注入水中加入粘土稳定剂。四是为防止开采后渗透率进一步损失，在油井投入开发的同时注水井采取同步注水，为了注够水、注好水，根据低渗透油田合理注采比一般控制在1.0-1.5，考虑肇源油田属于特低渗透油藏，为了确保油层压力，注采比暂时控制在2.0-2.5之间；五是为了提高单井产能和注入能力采取定向射孔、高效压裂技术，正在进行热力采油试验及潜油泵采油等新型技术。肇源油田试验区于2004年7月陆续提捞生产，8月开始抽油机生产，10月进入注水开发阶段。初期达到了设计产能，初期井口平均日产油量为2.3t，采油强度0.22t/d.m，采油速度2.6%，但由于储层物性及原油物性较差，产量递减较快，目前平均井口单井日产油0.7t，采油强度0.07t/d.m，采油速度0.8%，开发难度较大。-62- 四、提高采收率原理是什么？主要的提高采收率技术有哪些？其提高采收率机理是什么？1、提高采收率技术有哪些？从目前油田开发技术现状来看，提高原油采收率技术包括改善二次采油和三次采油，其目的是通过一系列的技术措施，不断改善开发效果，增加可采储量，进一步提高资源的利用率。（1）改善二次采油技术是注水开发油田中后期提高采收率的主要手段，其主要技术是：利用精细油藏描述技术建立高精度的三维地质模型，搞清剩余油分布，完善注采系统、进行井网加密，改变液流方向，尽可能扩大注入水波及体积；采用先进的堵水、调驱技术，减少低效和无效水循环，提高注水利用率；采用水平井、侧钻井等复杂结构井技术，在剩余油富集区打“高效调整井”，提高水驱采收率。（2）三次采油技术是大幅度提高原油采收率，实现油田可持续发展的重要措施。三次采油技术主要包括：聚合物驱、化学复合驱、气体混相驱、蒸汽驱、微生物驱等。2、提高采收率的原理是什么？提高采收率（enhancedoilrecovery）――简称EOR，EOR技术的原理主要有以下几方面：提高采收率主要包括两个方面：一是提高驱油效率，主要通过降低原油粘度，提高注入水粘度、改善流度比，改变润湿性，降低油水界面张力等平实现。二是提高宏观波及系数，主要通过提高井网密度，优化井网布署，完善注采关系，改善平面及层间的水驱状况等来实现。目前广泛开展的各项提高采收率技术，如表活剂驱油、聚驱、热力采油、微生物采油、-62- 井网加密、注采系统调整、微生物采油、各种气驱、深度调剖等技术，其机理都是上述多种效果的综合作用。3、目前朝阳沟油田主要开展的提高采收率技术研究为了进一步提高油田的开发水平，近几年主要开展了了以下几项科研攻关工作。一是开展了裂缝性低渗透油田井网加密技术研究工作。朝阳沟油田二类区块井网适应性差，主要表现为砂体发育零散，300m反九点井网水驱控制程度低；井网与裂缝发育方向不匹配，二者存在一定的夹角；储层渗透率低，300m井距下油水井憋压严重，难以建立有效驱动体系等。为了能够改善油藏开发效果，首先进行了井网适应性研究工作，确定了井网加密的经济、技术界限。确定在原油价格为20-22美元/桶情况下，单井初期日产油经济极限为1.81-1.64t，单井平均日产油经济极限为1.19-1.08t，不考虑折旧情况下（关井界限）单井平均日产油经济极限为0.5-0.45t；合理井网密度20.7-22.7well/km2，合理井距210-220m。单井控制可采储量下限为5898-5350t，单井控制地质储量下限为23592-21400t。其次，对加密井网布署进行了研究和探讨，针对井排与裂缝不同夹角情况下井网加密部署方式进行研究，确定了“3、2、1”和“三角形重心”两种加密方式，加密调整后，都达到了区块沿裂缝方向两侧驱油的基本要求。1999年以来，共加密调整区块6个，面积达64.77km2，储量4064.6×104t，完钻投产加密井606口，建成产能43.79×104t。加密区采油速度由0.52%提高到1.44%，注采比由3.5下降到2.1，预测采收率可由16.4%提高到24.3%，增加可采储量305×104t。二是开展了热力采油技术研究。在朝阳沟油田开展蒸汽吞吐及蒸汽驱试验研究前，该技术在国内外低渗、特低渗透稀油油藏还属于空白。注蒸汽采油可以有效降低原油粘度，改善水油流度比，提高驱替效率和波及系数-62- ；具有热膨胀作用，使原油饱和度增大，变得更具流动性；蒸汽的蒸馏作用降低了油藏液体的沸点，且引起油被剥蚀；具有混相驱作用，在降低原油的粘度和剩余油饱和度同时，也降低了热水驱替带尾部残余油中重质馏分的百分数。在蒸汽吞吐现场试验研究方面，开展了注蒸汽采油技术可行性研究及配套采油工艺技术研究，完善了地层防膨处理、注氮隔热和工艺管柱等技术。在此基础上，共对二类区块2口井实施了两个周期蒸汽吞吐采油试验，第一周期增产原油1127.2t，平均有效期230天，增产油汽比0.38；第二周期增产原油1277.8t，平均生产377天，增产油汽比0.34。取得了较好的效果，投入产出比为1：1.20。预计在在推广应用阶段投入产出比可以达到1：2.74。在蒸汽驱方面，进行了试验井区优选，同时对注汽速度，注汽干度及注蒸汽驱开发不同开采方式进行了优化评估，确定了吞吐＋汽驱半年转水驱的方式，并进行了注蒸汽开发油藏工程设计。目前试验区2口注汽井已于2005年5月25日开始注汽，注汽压力18.5-19.0MPa，注汽速度165-170t/d，注汽温度365℃，注汽干度70％，已累积注汽6050t，预计今年9月份能看到注汽效果。预计投入产出比为1：2.3，在目前及今后预期高油价的形势下，应具有较好推广前景的工业措施。三是开展了微生物采油技术研究。国内外试验研究表明，利用微生物自身的分解和分解过程的代谢产物能够起到降低原油粘度，提高原油的流动系数，改变油水界面张力等作用，提高水驱效率，从而提高油井产量和最终采收率。2002年以来，通过在朝阳沟油田油层中采集本源微生物，并进行了培养和室内优选评价，确定了优选菌种具有明显的作用效果及较强的适应性，在此基础上，先后进行了微生物吞吐及微生物驱油试验，取得了较好的效果。共进行微生物65口井，吞吐有效率61.5%，平均单井井增油71.5t，累积增油4649.2t，投入产出比在1：3以上。-62- 2004年进行了微生物驱油试验工作，完成的两周期注入，共注入微生物菌液250.4t，营养液85t。试验区油井取样分析菌数明显增加3-4个数量级，油样粘度下降，组分发生变化，轻质组分增加，同时油井含水下降明显，产油量上升幅度达到70%，截止2005年6月份已经累计增油2238.2t。四是开展注混合气采油技术研究。该技术是使用“高温混合气体注气装置”产生蒸汽燃气混合气，其成份为：水蒸汽50％，氮气（N2）40％，二氧化碳（CO2）10％。将产生的混合气注入到油层中，一是通过CO2降低原油粘度，增加原油流动能力；二是通过不凝气体N2，提高油层压力，在生产井周围形成相当大的气体区域而提高了气－液驱动力；三是通过热载体（即混合气）与油藏液体之间的热交换作用提高油藏温度，降低原油粘度，增大原油在油层中的流动性。现场应用4口井，吞吐后取得了较好增油效果，初期日产液22.4t，日产油12.9t，含水42.4%，措施前后对比日增油5.5t。有效期290天，累积增油1085.1t，平均单井271t。下步计划在渗透率小于5×10-3μm2、流度低于0.5×10-3μm2/mPa.s的区块开展注混合气驱试验，目前已开展了室内物模实验和可行性研究。五是开展高含水井层转向压裂技术研究。根据低渗透油藏地质特点，新投井初期采取了人工压裂投产、投注，在油层中形成人工压裂裂缝，提高单井产能。随着油田开发的不断深入，采油井含水上升，高含水井不断增加。根据精细油藏研究与描述成果，高含水井主要是由于注入水沿人工压裂缝窜入采油井所致，高含水井仍有大量剩余油存在于油层基质中，水驱效率较低。为此，开展了高含水油井水淹层转向压裂技术，挖掘剩余油。主要技术原理是：应用高强化学堵剂封堵原人工裂缝（高含水层位），然后应用氧化剂对射孔炮眼进行解堵后，再实施压裂，产生与原人工裂缝成一定角度的新的人工压裂裂缝。2004-2005年，开展了室内物理模拟试验，初步完成了高强堵剂及解堵剂的研究，完成了封堵管柱和施工工艺的设计。现场试验3口井，压后新的人工裂缝与原人工裂缝对比，转向角度分别为42.2°、22-28°和4.2°-62- 。措施前后日增液15.4t，日增油9t，含水下降30.3个百分点，目前日增液7.4t，日增油8.2t，累积增油992.4t，含水下降51.1个百分点。下步计划开展岩石构造力学和地应力研究，形成人工转向裂缝方位预测技术，为选井选层提供依据。六是开展压膨松动技术研究：压胀松动技术是根据岩石受到不均匀应力作用时，岩石产生“压胀”现象，造成岩石体积增加，使孔隙度和渗透率随之增加。乌克兰科学院地球物理研究所自1975年开始压胀松动增产技术的机理和现场实验。国内目前已成功的在子长油矿4207裸眼井、子长油矿4242套管井、长庆采油一厂王10-25套管井中进行了“压胀松动”增产作业，平均增产2倍多。针对朝阳沟油田的地质条件，已完成了天然岩芯岩石力学参数测定、岩芯压胀系数与渗透率变化关系测定、计算出适合的固体火药用量及各药剂延时爆炸的时间、对套管作用及影响等室内研究。下步打算进入现场进行先导试验。七是开展爆燃技术研究：为探索在油层内形成多条加砂裂缝，开展井内液体药爆燃后再结合水力压裂技术。通过液体药爆燃在近井地带形成不受地应力控制的3～8条长度为25～50m径向裂缝，降低主应力对水力压裂的影响。通过适当提高排量，后续水力裂缝将沿已形成的多条径向裂缝向前扩展和延伸，形成水力压裂主裂缝与填砂爆燃裂缝组合的裂缝系统。目前已完成了室内研究工作，确定了液体药组分及燃烧规律，选择了NH4NO3作为氧化剂和甘油作为燃烧剂，测定了爆燃压力。为进入现场进行先导试验奠定了基础。八是开展水平井注水开发技术研究：-62- 水平井开采技术作为90年代世界油田开发迅速发展起来的一项开采技术，在常规油藏、稠油油藏、超稠油油藏、低渗透油藏和火山岩裂缝性油藏得到了应用。目前要是将水平井作为采油井进行开采原油，将水平井作为注水井进行驱油的开发技术应用较少。而根据裂缝性低渗透油藏开发实践经验，采用直井开采方式，形成沿裂缝注水向两侧驱油的线性注水方式，可以大大提高驱油效率，改善开发效果。若应用注水井进行注水，相当于形成一个注水坑道向两侧驱油的线性注水方式。为探索将水平井作为注水井驱油的技术效果，2004年在朝阳沟油田开展了水平井注水开发现场试验。九是开展了深度调剖试验与研究。朝阳沟油田由于裂缝较为发育，层间平面矛盾较为突出，影响了控制含水工作，为了改善注水井吸水剖面，尤其是裂缝发育的中高含水区块的注水效果，开展了深度调剖技术研究。根据实际油藏条件，主要考虑低渗透储层孔隙结构及裂缝特征，进行了调剖剂的配方优选、性能评价、岩心封堵及封堵后驱油实验、核磁共振成像研究和凝胶对裂缝封堵环境扫描电镜微观实验研究，优选出了与朝阳沟油田储层配伍的调剖剂配方。调剖剂由主剂、交联剂和添加剂组成。主剂为HPAM，交联剂主要原料为氯化铬，添加剂以硫脲为主。确定适宜的聚合物浓度为800-1200mg/l。确定合适的交联比为15：1。2002－2003年共进行调剖10口井，单井调剖剂注入量0.02-0.03PV，施工排量1.5-3.0m3/h，单井注入调剖剂1388－2043m3。其中，2002年深调4口井，2003年进行6口井。通过对2002－2003年深调井区试验前后的注采状况，包括注入压力、产量、含水等动态指标的分析表明：注水压力升高，含水下降，产油量增加。目前深调井区已累积增油3824.2t，累积降水20407m3。五、外围-62- 难采储量如何经济有效动用？要实现经济有效动用需要哪些技术攻关？截止2004年底，大庆油田剩余已探明未动用储量54698×104t，其中，外围未动用储量53943×104t，海拉尔油田未动用储量755×104t。还有21个油田储量未动用，主要集中在扶杨油层和葡萄花，扶杨油层剩余未动用储量为28719×104t，占53.2%，葡萄花油层剩余未动用储量为18944×104t，占35.1%。目前我厂正进行优选评价，并将陆续投入开发的难采储量主要是双城油田和肇源油田。共提交控制储6195×104t，面积174.3km2。我厂开采层位主要是扶杨油层，已提交探明储量为1104×104t，动用421×104t，面积7.8km2，储量丰度53.97×104t/km2，建成产能7.29×104t。这些难采储量的难点和技术瓶颈主要有以下几点：一是储层物性差，原油物性也差，流度低，渗流难度大，渗透率主要分布在0.5～1.5×10-3μm2之间，原油粘度为8.5厘泊，流度只有0.058-0.176之间;二是孔喉结构复杂，孔喉半径微小，可动油饱和度低，驱油效率低；三是砂体规模小，变化大,地震预测精度还不够高，符合率60%左右；四是存在较高启动压力,注采井间建立有效驱动体系比较难；五是粘土含量较高，存在水敏，降低了渗透率。这些特点决定了扶杨油层储量优选开发的难度大。在开发前期：针对上述技术难点，我们开展的主要技术攻关有，一是应用地震－地质－测井等技术开展储层沉积相带追踪，提高预测精度，抓住主力砂体，提高钻井成功率；二是通过取心井岩心描述和电成像测井分析裂缝发育情况，同时应用微地震资料、岩心资料搞清地应力分布；三是应用特殊测井和现代录井技术结合试油试采成果识别油、气、水层，落实油、气、水分布；四是在应用屏蔽暂堵油层保护技术的基础上，针对储层地质特点采取个性化压裂设计，大规模压裂提高评价井单井产能；在开发阶段：-62- 一是在开发方案设计方面，主要采用地面、地下和工艺一体化设计，改变开发方式和经营管理模式，最大限度地降低成本。二是在井网部署方面。针对低渗透和特低渗透以油藏评价和地应力研究为基础，沿最大主应力方向布井，采用大井距、小排距的菱形井网，进行线性注水。通过数值模拟等手段对井网进行优化，采用大型压裂技术，根据储层特点优选压裂液及支撑剂；根据试验结果确定压裂穿透比。三是在油层保护方面。采用屏蔽暂堵剂、负压射孔、提捞返排等手段，从钻井、射孔、压裂、投产进行全过程油层保护，确保油层不受污染。同时确保注入水水质达标，并加入稳定剂，控制储层水敏。四是在注水政策方面。针对低渗、特低渗的难采储量，为防止开采后渗透率进一步损失，在油井投入开发时注水井采取同步注水；为了减缓层间矛盾，在深化区块地质特征认识的基础上，对注水井细分；为了注够水、注好水，在确保油层压力的前提下，采用合理的注水压力（不超过破裂压力）、注采比注水（1.5以上开发纲要），例如，目前已经投产的双30区块，共有油水井63口，其中采油井总数50口，累积产油7.94×104t；注水井总数13口，累积注水12.77×104m3。双30区取得了较好的开发效果，主要表现在，一是区块采油速度2.23%，目前采出程度3.91%，达到了较高的水平；综合含水为6.24%，稳定在较低水平；二是注水平稳，月注采比1.51，年注采比1.35，累积注采比1.22，注采比也处于较低的水平；三是水驱控制程度较高，达到78.6%，两类油层吸水较均匀，主力油层、非主力油层吸水层数百分数分别为76.5%、80.0%，吸水厚度百分数分别为82.7%、81.1%。四是地层压力保持在合理水平，为7.8MPa。例如肇源油田属于渗透率低、储量丰度低、单井产能低的“三低油藏”-62- ，是典型的难采储量。针对肇源油田开发，首先通过开发前期综合评价，对区块进行了优选和评价，确定在源121-3区块、源35-1区块和源151井组开展了现场试验。一是通过探井、评价井微地震测试等测试资料确定了区块最大地应力方向，方向为近东西向，通过井网优化选择采用大井距小排距的菱形井网布井，井排方向为东西向；二是为了形成坑道注水，采用大型压裂人工造缝方式，注水井穿透比0.8-1.0，优选压裂液及压裂支撑剂；三是为了防止油层污染，从钻井、射孔、压裂、投产进行全过程油层保护，在钻井过程中严格控制钻井泥浆比重，在钻遇油层时加屏蔽暂堵剂，防止钻井泥浆污染地层；射孔时为防止油层污染，采用负压射孔；压裂时采用破乳较好的改性胍胶压裂液，压裂后为了提高返排率，采用提捞助排等手段有效的提高了压裂返排率（达到60%以上），为了控制储层水敏，在确保注入水水质达标的同时，注入水中加入粘土稳定剂。四是为防止开采后渗透率进一步损失，在油井投入开发的同时注水井采取同步注水，为了注够水、注好水，根据低渗透油田合理注采比一般控制在1.0-1.5，考虑肇源油田属于特低渗透油藏，为了确保油层压力，注采比暂时控制在2.0-2.5之间；五是为了提高单井产能和注入能力采取定向射孔、高效压裂技术，正在进行热力采油试验及潜油泵采油等新型技术。肇源油田试验区于2004年7月陆续提捞生产，8月开始抽油机生产，10月进入注水开发阶段。初期达到了设计产能，初期井口平均日产油量为2.3t，采油强度0.22t/d.m，采油速度2.6%，但由于储层物性及原油物性较差，产量递减较快，目前平均井口单井日产油0.7t，采油强度0.07t/d.m，采油速度0.80%，开发难度较大。六、如何搞好技术创新与应用，实现油田可持续发展-62- 技术创新与应用是提高油田开发水平和经济效益的重要手段。根据朝阳沟特低渗透油田的地质特点，把技术创新与技术进步作为油田开发的重要内容，针对油田开发中制约油田开发和发展的瓶颈技术开展科研攻关，积极推进技术创新与应用，按照“研发、攻关、推广、引进”的层次，注重研发储备技术、攻关瓶颈技术、推广成熟技术、引进先进技术，开展了7项技术攻关，并取得了一些效果和突破。1、已开展并取得一些效果和突破的4项技术：（1）热力采油技术：热采技术作为一项成熟的三次采油技术，主要应用于开采稠油油藏，而对于低渗透稀油油藏国内外尚未进行过矿场试验。为探索通过改善流体流动性质来降低油层内部原油渗流阻力、提高原油渗流能力的新方法，开展了蒸汽吞吐采油技术研究与现场试验。由于渗透率远低于蒸汽吞吐油藏的筛选标准，蒸汽吞吐试验的风险性很大。首先，我们开展了室内物模实验和数值模拟研究，从储层导热性、原油对温度的敏感性等六个方面，进行了蒸汽吞吐采油技术可行性研究；其次，研究了地层预处理技术和隔热配套技术，优选了注汽参数。在室内研究基础上，2002-2004年共对2口井实施了两个周期蒸汽吞吐采油试验。二类区块2口蒸汽吞吐井注汽参数表分类井号注氮气(m3)注汽情况温度(℃)压力(MPa)速度(t/d)干度(%)累注量(t)焖井时间(d)第一周期朝142-69800350-36519.0170-17370-8015007朝146-70800360-36520.0144-18070-80148510第二周期朝142-69800350-36518.0-20.5144-21675-8019668朝146-7080018179蒸汽吞吐采油技术首次应用于特低渗透稀油油藏，取得了较好增油效果，两个周期累积注汽量6768t，累积增油量为2405.0t，增产油汽比为0.36，高于稠油油藏的油汽比0.15这一指标；突破了国内蒸汽吞吐采油技术的界限，使渗透率下限由200×10-3μm2降到5-10×10-3μm2；研究的“高温隔热管柱+环空注氮”隔热技术-62- 和地层预处理技术，减少了热损失和保护套管，抑制了粘土的膨胀和分散运移，保证了蒸汽吞吐效果。为进一步发展和应用热力采油技术，目前在朝阳沟油田5-10-3μm2的区块开展了2个井组的蒸汽驱采油技术研究与试验。（2）注混合气采油技术：向朝阳沟油田这样的特低渗透油田，受储层物性影响，注水较困难，影响了开发效果和经济效益。根据国内外低渗透油田开发实践，气体的流动受渗透率的影响较小，向油层中注入气体，特别是注入低廉的氮气（N2）或者烟道气（混合气）进行注气开发，可以改善开发效果，提高油田采收率。近两年来，结合油田区块特点，开展了注混合气吞吐采油现场试验。使用“高温混合气体注气装置”产生蒸汽燃气混合气，其成份为：水蒸汽50％，氮气（N2）40％，二氧化碳（CO2）10％。将产生的混合气注入到油层中，一是通过CO2降低原油粘度，增加原油流动能力；二是通过不凝气体N2，提高油层压力，在生产井周围形成相当大的气体区域而提高了气－液驱动力；三是通过热载体（即混合气）与油藏液体之间的热交换作用提高油藏温度，降低原油粘度，增大原油在油层中的流动性。现场应用4口井，吞吐后取得了较好增油效果，初期日产液22.4t，日产油12.9t，含水42.4%，措施前后对比日增油5.5t。有效期290天，累积增油1085.1t，平均单井271t。二类区块4口高温混合气吞吐试验井实际注气情况表项目注汽情况温度(℃)压力(MPa)速度(×104m3/d)干度(%)累注量(m3)焖井时间(d)朝140-56280-33017-180.9-1.0100886525朝142-60280-33017-190.951001421087朝104-44285-31016-180.821001400257朝100-40300-32016-171.01001210006下步计划在渗透率小于5×10-3μm2、流度低于0.5×10-3μm2/mPa.s的区块开展注混合气驱试验，目前已开展了室内物模实验和可行性研究。-62- （3）高含水井层转向压裂技术：根据低渗透油藏地质特点，新投井初期采取了人工压裂投产、投注，在油层中形成人工压裂裂缝，提高单井产能。随着油田开发的不断深入，采油井含水上升，高含水井不断增加。根据精细油藏研究与描述成果，高含水井主要是由于注入水沿人工压裂缝窜入采油井所致，高含水井仍有大量剩余油存在于油层基质中，水驱效率较低。为此，开展了高含水油井水淹层转向压裂技术，挖掘剩余油。主要技术原理是：应用高强化学堵剂封堵原人工裂缝（高含水层位），然后应用氧化剂对射孔炮眼进行解堵后，再实施压裂，产生与原人工裂缝成一定角度的新的人工压裂裂缝。2004-2005年，开展了室内物理模拟试验，初步完成了高强堵剂及解堵剂的研究，完成了封堵管柱和施工工艺的设计。堵剂选用改性高分子丙烯酰胺为主剂，在交联剂、促凝剂等作用下，在地层下交联，形成微膨体型结构，有效封堵高含水产液层（原人工裂缝）。堵剂性能指标检测参数初始粘度（mPa·s）成胶时间（h）成胶强度（mPa·s）突破压力（MPa）封堵率（%）耐冲刷性（%）技术指标46.911.5》480×104》4599.598.3现场试验3口井，压后新的人工裂缝与原人工裂缝对比，转向角度分别为42.2°、22-28°和4.2°。措施前后日增液15.4t，日增油9t，含水下降30.3个百分点，目前日增液7.4t，日增油8.2t，累积增油992.4t，含水下降51.1个百分点。下步计划开展岩石构造力学和地应力研究，形成人工转向裂缝方位预测技术，为选井选层提供依据。（4）生物酶采油技术：朝阳沟油田三类区块储层裂缝不发育，孔隙喉道半径较小，启动压力梯度较大，有效开发难度大。而生物酶具有释放储层岩石颗粒表面碳氢化合物，改变岩石润湿性、降低界面张力，达到解堵、驱油、提高采收率的效果。-62- 为此，开展了生物酶采油技术研究。生物酶制剂作为一种水溶性产品，具有非常高的释放储层岩石颗粒表面碳氢化合物的能力。它可以改变储集岩的润湿状态，使储集层岩石从亲油性改变为亲水性，可以降低润湿角，降低界面张力，从而减少了原油在储层孔隙中的流动阻力，使原油从岩石颗粒表面释放，从微孔隙中析出，达到解堵、驱油、提高采收率的效果。生物酶洗油过程是一个生物反应过程，与化学、细菌的作用完全不同，它的生化反应过程是一个循环的过程。在洗油过程中不改变原油的特性，不生成新的衍生物，洗油过程完成后，生物酶还原为原始状态。具体过程概括为：一是生物酶制剂与原油和固体颗粒等形成的结合体吸附在一起形成酶油复合体；二是酶油复合体分解为酶油中间体，析出固体颗粒；三是酶油中间体分解，形成原油与酶制剂各自独立成分，恢复生物酶制剂原状。室内生物酶基本性能实验结果表明，生物酶对蜡不溶解，有较好的洗油能力，与原油混合后不乳化，浓度在0.5～2.0%之间可使界面张力有所降低（10-1mN/m）；降压实验结果表明，在生物酶浓度2%时，注入压力都明显降低；岩心驱油实验表明，注入0.6PV不同浓度的生物酶溶液后，使水驱采收率提高2.0～6.8个百分点。室内岩心酶降压、驱油实验结果岩心编号气测渗透率(10-3μm2)酶浓度(%)水驱压力梯度(at/cm)注酶压力梯度(at/cm)注酶压力梯度下降(%)后续水驱压力梯度(at/cm)后续水驱压力梯度下降(%)水驱采收率(%)注酶采收率(%)总采收率(%)人造2号988(hai)0.2480.17927.80.16334.355.95.861.7人造3号982(hai)0.2450.17926.90.14740.054.44.659.0天然2号732(hai)0.8890.68822.60.29666.734.83.838.6天然5号33.82(hai)0.9460.33464.70.18980.044.15.349.4人造D-453.72(hai)0.4180.11472.70.18954.848.54.553.0人造D-553.75(hai)0.3580.10570.30.15457.049.04.453.4人造D-653.70.5(sun)0.2340.11750.00.01892.349.82.852.6人造D-353.71(sun)0.2150.09854.40.08162.350.32.052.3人造D-253.75(sun)0.3820.07580.30.01695.848.04.552.5非均质349.12(hai)1.431.0625.80.80044.148．96.155.0-62- 天然6号6.32(sun)3.792.1645.62.4635.124.36.831.1现场生物酶吞吐试验6口，措施前平均单井日产液1.0t/d，日产油1.0t/d，含水3.8%。措施后平均单井日产液3.0t/d，日产油2.1t/d，含水29.2%，平均单井日增油1.0t/d；2005年7月下旬平均单井日产液2.7t/d，日产油2.4t/d，含水11.1%，平均单井日增油1.4t/d。单井累积增油80t，吨酶增油84t。生物酶吞吐试验井统计效果井号混合液量(m3)浓度(%)施工压力(MPa)生物酶用量(t)措施前措施后2005年7月累积增油(t)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)产液(t/d)产油(t/d)含水(%)朝58-136621.415.50.8750.90.92.73.51.652.91.01.02.162长22-17403.0001.20.70.71.01.41.310.01.31.23.039翻130-86761.3271.01.31.27.45.03.726.35.03.922.0220翻138-74601.2590.751.21.22.62.82.414.31.51.52.773翻138-88701.61121.1251.11.07.42.62.49.12.52.43.083翻152-定82601.25120.751.11.15.82.61.348.52.51.925.23平均611.567.60.951.01.03.83.02.129.22.72.411.180目前正在开展4个井组的生物酶驱油现场试验。2、将要开展的3项技术攻关：（1）压膨松动技术：为探索提高特低渗透油层渗透率的储层改造技术，开展了压胀松动增产试验。压胀松动技术是根据岩石受到不均匀应力作用时，岩石产生“压胀”现象，造成岩石体积增加，使孔隙度和渗透率随之增加。乌克兰科学院地球物理研究所自1975年开始压胀松动增产技术的机理和现场实验。国内目前已成功的在子长油矿4207裸眼井、子长油矿4242套管井、长庆采油一厂王10-25套管井中进行了“压胀松动”增产作业，平均增产2倍多。针对朝阳沟油田的地质条件，已完成了天然岩芯岩石力学参数测定、岩芯压胀系数与渗透率变化关系测定、计算出适合的固体火药用量及各药剂延时爆炸的时间、对套管作用及影响等室内研究。下步打算进入现场进行先导试验。（2）爆燃技术：为探索在油层内形成多条加砂裂缝，开展-62- 井内液体药爆燃后再结合水力压裂技术。通过液体药爆燃在近井地带形成不受地应力控制的3～8条长度为25～50m径向裂缝，降低主应力对水力压裂的影响。通过适当提高排量，后续水力裂缝将沿已形成的多条径向裂缝向前扩展和延伸，形成水力压裂主裂缝与填砂爆燃裂缝组合的裂缝系统。目前已完成了室内研究工作，确定了液体药组分及燃烧规律，选择了NH4NO3作为氧化剂和甘油作为燃烧剂，测定了爆燃压力。为进入现场进行先导试验奠定了基础。（3）水平井注水开发技术：水平井开采技术作为90年代世界油田开发迅速发展起来的一项开采技术，在常规油藏、稠油油藏、超稠油油藏、低渗透油藏和火山岩裂缝性油藏得到了应用，并取得了较满意的效果。目前水平井开采技术主要是将水平井作为采油井进行开采原油，将水平井作为注水井进行驱油的开发技术应用较少。而根据裂缝性低渗透油藏开发实践经验，采用直井开采方式，形成沿裂缝注水向两侧驱油的线性注水方式，可以大大提高驱油效率，改善开发效果。若应用注水井进行注水，相当于形成一个注水坑道向两侧驱油的线性注水方式。为探索将水平井作为注水井驱油的技术效果，2004年在朝阳沟油田开展了水平井注水开发现场试验。这些技术的突破，将会使已开发区块（朝阳沟油田1.6亿万吨的储量）采收率有一个较大幅度的提高。另外，会使肇源油田这样的难采储量实现有效开发，这不仅对采油十厂、对大庆外围近6个亿的难采储量更是一个很大的技术支持。-62- 七、低渗透油田（朝阳沟油田）注水开发技术方法1、地质一动态特征（1）受构造、断层与岩性因素综合影响的复合型油藏一是平面及纵向上油水分布错综复杂，试油井中油水同出现象较为普遍，增加了油田布井与开发的难度；二是储层砂体规模小，开发井网水驱控制程度低。朝阳沟油田在300m井距反九点注水方式下，75%的储量井网水驱控制程度不到60%，影响了油田注水开发效果的提高。（2）储层渗透能力低，油层薄朝阳沟油田是大庆长垣东部扶余、杨大城子油层特低渗透性储层的典型代表。作为开发目的层的扶余油层属于特低渗透性储层，井点平均空气渗透率只有（5.0～30.1）×10-3μm2，平均有效孔隙度14.77～17.77%。由于油层物性差，油井自然产能低或根本无自然产能，必须压裂改造才能出油。开发中表现为注水井整压严重，采油井底压力很低。朝阳沟构造翼部地区，有30%的注水井日注水量小于5m3/d，有20%的油井不能正常出油，注不进采不出成为开发中的主要矛盾。（3）天然能量普遍较低，油井投产后压力、产量下降较快朝阳沟试验区天然能量开采8个月，地层压力由8.4MPa下降到6.0MPa，单井产量由9.8t/d下降到2.5t/d。（4）储层裂缝发育，注水开发中水沿定向裂缝推进较快朝阳沟油田主体区块，注水过程中1/3油井含水上升快，产量递减快；2/3油井注水受效差，压力产量低，开发过程中平面矛盾十分严重。2、注水开发技术方法-62- 针对油藏地质一动态特征，多年来通过室内研究和现场试验，初步形成了一套开发技术和方法：（1）注水与采油同步进行，保持油井具有较高的产量针对油层天然能量小，导压性能差，采取早注水或同步注水，以达到保持地层压力、减少渗透率损失的目的。朝1-55区块采取超前注水、同步注水的采油井，投产5个月后采油强度为0.65～0.49t/(d.m)，产量下降幅度为28.9%～31.4%。滞后注水2～6个月的油井，采油强度0.4～0.32t/(d.m)，产量下降幅度达到43.5%～51.5%，与数值模拟计算结果基本一致。（2）初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力针对低渗透油层水驱油过程中因非达西流动而造成的启动压力梯度问题，为了尽快恢复地层压力、保持油井生产能力，投产初期采用高注采比注水。朝阳沟油田试验区北块，从1987年4月开始注水的两年半时间里，平均年注采比达到2.0以上，到1989年底地层压力很快恢复到饱和压力以上，油井普遍见到注水效果，单井产量由2.5t/d恢复到4.2t/d。（3）进行井网加密调整，缩小注采井距，提高水驱控制程度井网水驱控制程度是决定油田开发效果好坏的重要技术指标，是采取同步注水采油保持袖层能量的基础。当砂体分布面积一定时，井网水驱控制程度大小主要取决于注采井距与注采井数比，适当缩小井距或提高井网的注采井数比，则可提高井网的水驱控制程度。根据以上观点，针对油田二类区块砂体发育规模小，300m井距条件下井网对砂体控制程度低；储层渗透率低，油水井间难以建立有效的驱动体系；部分井区井排方向与裂缝方位不匹配的问题，为了改善开发状况，提高开发水平，在加密调整技术研究及试验的基础上，近几年逐步扩大加密规模，已加密区块面积64.77km2，储量4064.6×104t，加密井606口，建成产能43.79×104-62- t。加密后采油速度由0.52%上升到1.44%，注采比由3.5下降到2.1，预计加密区采收率可由16.3%提高到24.3%，增加可采储量305.0×104t，取得了较好的开发效果。（4）采取早期分层注水，提高油田储量动用程度，减缓含水上升速度朝阳沟油田虽然油层个数少，但层间渗透性差异大，从油水井产油吸水剖面看，仍存在着较大的层间矛盾，采取早期分层注水开发可以有效的提高储量动用程度，减缓含水上升速度。一是新投注井早期同步分层注水，注采调转井直接分层，减少层间矛盾。对于新投注井的分层主要依据砂体发育规模及连通状况配注水量，考虑到砂岩吸水，初期注水强度略高。二是针对老分层井层间矛盾突出，加强细分层注水，挖潜差油层潜力。根据已分层井周围油井动态状况，对厚度大、层段少、层段内吸水差异仍较大的井，进行细分注水。三是对套管损坏注水井使用体积小、卡距细、承压高的封隔器，提高密封率。（5）高水质注水，保持油层具有稳定的吸水能力朝阳沟油田储层渗透能力低，孔隙结构复杂，对注入水水质要求较高。油田投入开发以来，采取高水质注水。严格按水质标准进行注水，在水质处理上做了大量工作，不仅搞精细处理，使出站水质达标，而且还要搞好水质的全程保护，对地面管线、井下管柱、下井工具做到全程防腐，使注入水进入油层之前，不再被污染。（6）沿裂缝注水、向两侧驱油，开发好裂缝性油藏朝阳沟油田一类区块裂缝发育，裂缝近东西向分布，采用反九点井网开发，井排方向与裂缝夹角11.5°。注水开发后，水沿定向裂缝推进较快，开发过程中平面矛盾日趋严重。-62- 对于存在着裂缝的水驱油藏，注采井点同时布置在裂缝系统上时，注入水将沿裂缝向生产井突进，造成油井过早见水或暴性水淹；注水井布置在裂缝系统上，沿裂缝注水拉水线，向裂缝两侧驱油，就会大大提高注入水的波及系数，提高油田的注水开发效果。朝5断块自1992年以来陆续关闭了注水井排上的2口高含水井，转注了13口采油井，开发效果明显改善。1992年6月以前，含水上升率为5.0%，从1992年6月至1994年9月，采出程度增加3.7%，综合含水却由30.5%下降到12.6%。（7）周期注水朝阳沟油田储层裂缝发育呈多种形态，具有明显的方向性，油层非均质性比较严重。注水开发后注入水沿高渗透层和裂缝突进，导致吸水及出油层数逐渐减少，层间矛盾逐渐加剧，油层动用状况变差。周期注水是解决上述问题的水动力学调整方法之一。周期注水通过周期性的改变注入量和采出量，在油层中造成不稳定压力场，使流体在地层中不断重新分布和层间交换，促进毛细管渗吸作用，可以增大注水波及系数及洗油效率，提高最终采收率。朝5断块数值模拟表明在相同条件下，采用周期注水技术可比常规注水下注入水波及体积增加5.0%左右，最终采收率增加1.4%。通过周期注水的理论研究及现场试验，自1997年开始，朝阳沟油田每年的周期注水工作量保持100口左右，并获得了良好的效果。例如1997年，试验区采用全井停注方式实施周期注水2个周期，每周期注水井关井40天，开井80天。周围18口正常开井的油井周期注水前平均日产液59.6t/d，日产油27.2t/d，综合含水54.2%，周期注水结束后平均日产液52.1t/d，日产油26.2t/d，含水49.7%，产量保持稳定，含水下降4.5个百分点。（8）注水井深度调剖-62- 朝阳沟油田由于裂缝较为发育，层间平面矛盾较为突出，影响了控制含水工作，为了改善注水井吸水剖面，尤其是裂缝发育的中高含水区块的注水效果，开展了深度调剖技术研究。根据实际油藏条件，主要考虑低渗透储层孔隙结构及裂缝特征，进行了调剖剂的配方优选、性能评价、岩心封堵及封堵后驱油实验、核磁共振成像研究和凝胶对裂缝封堵环境扫描电镜微观实验研究，优选出了与朝阳沟油田储层配伍的调剖剂配方。调剖剂由主剂、交联剂和添加剂组成。主剂为HPAM，交联剂主要原料为氯化铬，添加剂以硫脲为主。确定适宜的聚合物浓度为800～1200mg/L。确定合适的交联比为15：1。2002～2003年共进行调剖10口井，单井调剖剂注入量0.02～0.03PV，施工排量1.5～3.0m3/h，单井注入调剖剂1388～2043m3。其中，2002年深调4口井，2003年进行6口井。通过对2002～2003年深调井区试验前后的注采状况，包括注入压力、产量、含水等动态指标的分析表明：注水压力升高，含水下降，产油量增加。目前深调井区已累积增油3824.2t，累积降水20407m3。-62- 八、精细油藏描述技术的内容及成果应用有哪几个方面精细油藏描述是一个动态的过程，应该贯穿油田开发的各个阶段。精细油藏描述是针对已开发油田，在不同的开发阶段，充分利用各阶段所取得的油藏资料信息，对油藏开发地质特征做出进一步的认识和评价，建立可视的三维地质模型，通过油藏数值模拟量化剩余油分布，为油田开发调整和综合治理提供可靠的地质依据。1、精细油藏描述阶段的划分⑴开发初期精细油藏描述：油田正式开发方案实施后，开发基础井网全部完钻的新增资料基础上进行的精细油藏描述，描述成果是建立开发初期的地质静态模型，为储量复算、射孔、井别调整等提供地质依据。⑵开发中期精细油藏描述：开发中期即为油田开发的主体开发阶段，该阶段采出可采储量的50－60％，高粘油可达到60％。精细油藏描述的对象是主力油层水淹状况及潜力，非主力油层水驱见效情况、动用状况及潜力，为井网局部、全部调整或层系调整提供地质依据。⑶开发后期精细油藏描述：这个阶段油田开发基本处于“双高”时期，描述的主要对象是分隔体及剩余油分布，为进一步提高采收率提供地质依据。2、精细油藏描述的主要研究内容及技术⑴油层划分与对比：利用生产井的大量测井资料，结合地震资料和岩心资料，在测井曲线上确定出对比标准层，在标准层控制下，采用“旋回对比，分级控制，不同相带，区别对待”的对比原则进行精确的地层分层对比。（精细油层对比技术）⑵储层构造及断裂特征描述：结合以前以及新增资料，进行构造描述、微构造描述、断层描述以及地应力和裂缝描述。（微构造研究及裂缝研究技术）⑶储层描述：储层描述基本单元是小层或单砂层。-62- ①沉积相和沉积微相描述：描述剖面微相储层结构特征、平面微相展布特征以及砂体的侧向连通性。（细分沉积微相研究技术）沉积相指在一定沉积环境中形成的一套有特色的沉积物（岩石）组合，沉积相的划分具有一定的级次性，通常划分为相、亚相和微相等几个级别,开发中后期储层沉积相研究侧重于单砂层沉积微相研究。沉积微相是在各种微地貌单元中形成的沉积相。它控制了单砂层内砂体的几何形态、井间连通状况及基本的物性特征和非均质性。②储层物性及非均质性:描述储层物性以及层内、层间、平面非均质性。③储层微观孔隙结构：包括孔隙类型、喉道类型、孔隙结构特征参数等。⑷储层流体分布研究：通过开发井网及生产动态资料对油藏油、气、水的性质及分布进行再认识研究，内容包括：流体垂向分布、流体性质以及剩余油富集因素及富集区。（剩余油研究技术）⑸三维地质模型：油藏描述的最终成果是建立一个三维的油藏地质模型。充分应用精细油藏描述成果和分层静、动态数据库资料，采用地层—构造、沉积微相、属性参数分步建模和相约束模拟的方式，实现三维地质建模的精细性、实用性，以及与油藏数值模拟的一体化操作。（储层三维建模技术）⑹地质储量复算：根据精细油藏描述的结果确定储量计算参数（含油面积、有效厚度、含油饱和度等），以砂体为计算单元对油藏进行储量复算。3、精细油藏描述成果的应用与效果2001年以来，朝阳沟油田加大了精细油藏描述工作的力度，截止目前，全面完成了扶余油层3600口井的精细油藏描述以及剩余油研究工作，完成了扶余油层1600口井的三维地质建模工作，研究成果指导了油田的注水开发调整以及加密调整工作，实现了研究成果向生产力的转化。重点在以下几个方面：⑴与产能建设相结合，指导开发方案编制-62- 利用精细储层、构造模型及剩余油研究成果指导加密区井位布署以及加密井射孔、压裂等方案编制。加密调整5个区块，含油面积38.8km2，地质储量2896×104t，加密515口井，新增可采储量258.00×104t，建成产能29.29×104t。①指导加密井布井方案设计一是根据沉积相带图进行厚度预测，并对预测钻遇可调厚度达不到下限的井位进行取消；二是根据沉积相带图以及三维沉积相模型进行井位移动，使加密井尽可能增加钻遇砂体的数量及厚度，增加控制储量51.4×104t。；三是利用剩余油分布图进行井位移动，避开中高水淹区，增加可调厚度，降低加密油井的初含水，共32口井初含水下降20个百分点；四是结合微幅度构造图与剩余油分布图，在正向圈闭或微幅度构造高点剩余油相对富集区布井。②指导加密井射孔方案的编制应用测井水淹层解释图版，结合属性模型及剩余油研究成果指导加密井射孔方案的编制，加密区共有86个层，198m水淹层未射孔,降低了加密井初含水。⑵与注采井网调整完善相结合，指导加密区注采系统调整根据各区块加密后的水驱特点，结合油藏精细描述成果，制定注采系统调整方案，完善注采关系，提高水驱控制程度，动用注采不完善型剩余储量。注采系统调整89口井，水驱控制程度提高10个百分点，增加可采储量56.92×104t。⑶与稳油控水综合治理相结合，指导注水调整及措施挖潜近几年来，以精细油藏描述成果为依托，油田综合治理效果明显改善，目前油田综合含水为30.58%，含水上升率为-2.74%，自然递减率6.0%，比规划低1.06个百分点。一是进行注水调整，优化注水结构：主要根据剩余油研究成果搞好平面、层间注水结构调整，改善两类油层动用状况。①为挖潜平面矛盾型剩余油、-62- 抑制含水上升进行平面注水结构调整，扩大水驱波及体积，主要是控制老井注水强度，加强新井注水强度；②为挖潜层间矛盾型剩余油，进行层间注水结构调整，改善油层动用状况，缓解层间矛盾。并对套变后无法继续分层注水井进行浅调剖，封堵高渗透层，加强吸水差油层动用，改变注入剖面；二是进行油井措施挖潜，控制含水上升，挖潜平面、层间剩余潜力。主要是通过采用油井压裂、堵水，等措施挖掘剩余潜力，改善开发效果。⑷与三次采油相结合，指导微生物驱、热采以及深调等区块的优选，为试验取得成功提供了地质依据。-62- 九、多学科油藏研究1．多学科油藏研究的概念：以精细地质研究基础，以地质建模和油藏模拟为主要手段，将地质、测井、油藏工程、油藏数模等多个学科的油藏研究活动有机地结合起来，全面、精细、定量地认识油藏，优化开发方案设计。2、多学科油藏研究主要内容包括：建立油藏数值模型、油藏动态历史拟合、油藏开发效果分析、开发调整方案设计与优选、开发过程的模拟跟踪和方案实施后的效果评价等五部分。3、多学科油藏研究意义：多学科油藏研究为精细油藏描述与预测提供了实用手段，把精细地质研究成果应用到数值模拟中，做到了精细建模、精细模拟、精细研究剩余油分布特征，更好地实现了剩余油精细挖潜，最终达到以最少的成本费用获得更高采收率的目的。4、下步工作安排：按照油公司开发部的统一部署，2006年选择典型区块作为多学科油藏研究的区块，探索水驱调整挖潜的有效途径，总结出经济可行的调整挖潜方法。-62- 十、油藏评价的方法（模式）和主要应用的技术1、内容：油藏评价是指含油构造或圈闭经预探提交控制储量，并经初步分析认为具有开采价值后，开始编制油藏评价方案，进行油藏技术经济评价，对于具有经济开发价值的油藏，提交探明储量，编制油田开发方案。2、模式：大庆外围当前及今后油藏评价的对象以特低丰度、特低渗透、油水关系复杂的构造—岩性油藏为主，开发目的层为具有低产、低效、难动用的扶杨油层。积极适应油藏评价对象复杂化的趋势，形成了适合不同油藏特点的区块评价、滚动评价、零散区块评价3种油藏评价模式，形成了大庆外围油藏评价的基本思路，并发展相应的油藏评价主要技术，有力地推动了大庆外围油田增储上产的步伐。3、方法：（1）区块评价的基本思路、做法及主要技术根据控制储量区块资料分布状况、地质认识程度，开展“整体评价、重点解剖”为原则的评价部署总体设计，按照油藏研究、探明储量及初步开发方案一体化研究程序，包括控制储量区块初步评价、区块整体评价部署、含油富集区块优选、探明储量参数研究与估算、初步开发方案设计5个步骤，应用高分辨率开发地震精细构造解释技术、储层井间预测技术和含油富集区块评价优选技术，通过实施“整体设计、优化实施、分批动用”的策略，实现区块评价“择优探明、开发”的目的。（2）滚动评价的基本思路、做法及主要技术在已开发油田（区块）地质再认识、油藏精细描述的基础上，充分考虑大庆外围低渗透油藏含油富集规律，结合预探井、地震资料情况，提出了“-62- 精细解剖开发区块，加强滚动部署设计，研究认识外扩潜力”的滚动评价的基本思路。依靠开发区块油藏精细描述技术、复杂油水层识别技术、三维地震连片处理解释技术，实现滚动评价“落实新层新区潜力，实现探明开发同步”的目的，在实施初步开发方案的基础上提交探明已开发或探明未开发储量。（3）零散区块评价的基本思路、做法及主要技术对于零散、油藏类型复杂、规模相对较小的区块，受规模和效益的限制，难以投入预探、评价工作量进一步落实油藏。按照常规的评价、开发模式，短期内这些储量难以动用。为了加快这类储量的动用，采用勘探向开发延伸的零散区块评价模式。预探新发现区，油藏规模不清、开发可行性不落实，通过围绕新探井进行单井评价、滚动开发，逐渐搞清油藏的规模和成藏控制因素，确定开发可行性；难采储量区，油藏复杂、油层分布零星，难以进行规模开发，采取单井评价、滚动开发的思路，实现难采储量的经济有效开发；对于处于经济界限附近的井区，采取单井评价、滚动开发的思路，简化地面工艺技术，有效降低投资，实现有效动用。零散区块的评价技术：一是探井—地震相模式预测；二是试井综合解释和单井滚动开发方案设计为核心的单井开发综合评价技术。目前，我们在临江地区、肇源地区、油田周边地区采用上述评价方法已经提交控制储量6195×104t，提交探明储量1104×104t，动用地质储量421×104t，建成产能7.29×104t。-62- 十一、“百井工程”的内容以及在零散、复杂、规摸小的油藏评价中的作用对于零散、复杂、规摸小的区块，常规评价技术风险大、投资高、周期长。为了加快这类区块的评价和动用步伐，优选出100口有代表性的探井、评价控制井作为“种子井”，从而形成了“百井工程”特色技术。一是突出“种子井”的优选，初步形成以有效厚度、储量丰度和试油产量作为指标的目标探井、评价井的优选方法及标准。二是突出以“种子井”为中心的油藏评价，应用地质、测井、地震相模式预测砂体展布特征，并建立地质模型。三是突出以“种子井”为中心的滚动开发设计，以目标探井、评价井为出发点，采取灵活布井方式，突出滚动性，逐步降低风险，最终完成整个区块的开发。运用“百井工程”模式，建立了多个可进一步滚动外扩的有利含油富聚区，目前已完成川3、双23等3个区块的“百井工程”开发方案，其中川3区块已投入开发，该区块葡萄花油层含油面积1.1km2,地质储量24×104t，完钻开发井10口，平均单井日产油1.1t，目前正在编制川4、川10百井工程方案，为整个区块的全面开发奠定了坚实的地质基础。增加了未探明地区的储量探明程度，有利于可动储量的提高，在油藏认识和工作部署上实现了勘探开发一体化。-62- 十二、水驱开发过程中的油层保护技术有哪些在钻井、完井、井下作业及油气田开采全过程中，造成油气层渗透率下降的现象，通称为油气层损害。对于低渗透油田，油气层损害程度相对于中高渗透油层较高，这主要是低渗透油藏一般含泥质和微粒矿物比较多，孔喉半径又小，容易遭受污染和伤害。1、油气层损害主要体现在二个方面：一是受外界条件影响而导致渗透率降低的油气层内在因素，包括油层的孔隙结构、敏感性矿物、岩石表面性质和流体性质；二是引起油气层微观结构和流体原始状态发生改变的外在因素，包括外来液体固相颗粒和油层中的固相果颗粒将油层孔隙通道直接者塞；外来液体中的水分引起油层中粘土矿物的水化和膨胀，从而减小油层的孔隙通道；外来液体与地层液体发生物理化学作用，发生水锁、分子化、润湿反转和化学沉淀，生成化学沉淀堵塞油层流通孔道。2、油气层保护技术的主要内容包括八个方面：（1）岩心分析、油气水分析和测试技术；（2）油气层敏感性和工作液损害室内评价试验技术；（3）油气层损害机理研究和保护油气层技术系统方案设计；（4）钻井过程中油气层损害因素和保护油气层技术；（5）完井过程中油气层损害因素和保护油气层及解堵技术；（6）油气田开发生产中的油气层损害因素和保护油气层技术；（7）油气层损害现场诊断和矿场评价技术；（8）保护油气层总体效果评价和经济效益综合分析技术。-62- 3、朝阳沟油田油气层保护措施：油气层在被钻开以后，钻井、完井、修井、注水和增产等作业或生产过程都可能改变原来的环境条件，使平衡状态发生改变，造成油气井产能下降，导致油气层损害。因此，保护油气层技术是一项涉及多学科、多专业、多部门并贯穿整个油气生产过程中的系统工程。特别象朝阳沟油田属于低孔特低渗透的油藏，实施全过程油层保护技术就显得更为重要，将技术、措施和制度贯彻于油田开发油层保护的全过程。（1）钻井过程中的油层保护：一是针对特低渗透油层特点，严格控制钻井过程中的泥浆比重，要求钻穿目的层后泥浆密度小于1.4，失水量小于6mg/L，泥浆电阻率大于3.5欧姆·米；二是采取了屏蔽暂堵技术，根据油气层物性参数（渗透率、孔隙度、孔喉分布、孔喉对渗透率的贡献值、地层温度），有针对性选择架桥粒子、填充粒子和软性封堵粒子，使其能在钻开油气层的短时间内在井筒附近形成渗透率极小的保护带，减少钻井液、水泥浆、压差和浸泡时间，以达到保护油气层的目的。（2）射孔过程中的油层保护：一是根据朝阳沟油田地质特征和岩石矿物成分，优化了射孔液；二是应用了负压射孔技术。（3）压裂过程中的油层保护：一是优选了与朝阳沟油层岩石成分和流体性质相配伍的压裂前置液和替挤液。二是压后及时排液，压裂后以抽油机或提捞的方式在24小时内排液，同时提高返排率。（4）采油过程中的油层保护：一是采取定期或点滴加清防蜡剂或防垢剂，延长检泵周期，减少作业；二是制定严格的洗井制度和操作规程。-62- （5）注水过程中的油层保护：主要是控制注水水质，按照“注入水水质中机械杂质含量及其粒径不堵塞喉道；注入水中的溶解气、细菌等造成的腐蚀产物、沉淀不造成油层堵塞；与油层水相配伍；与油层的岩石和原油相配伍”的要求，根据朝阳沟油田油层的条件，执行低渗透油田的“511”注入水水质标准，即污水含油小于5mg/L，悬浮物固体含量小1mg/L，粒径中值小于1μm。（6）作业过程中的油层保护：制定作业过程油层保护制度，减少作业过程中使用清水进行压井的次数和时间。应用全过程油气层保护技术，保证了低渗透油田的开发效果，如在中强水敏的肇源油田，水敏指数为46％，实施了全过程油气层保护技术，取得了较好效果。肇源地区8口试油井从钻井、射孔到压裂等过程应用油气层保护技术后，平均日产油6.5t，平均有效厚度10.7m，平均采油强度0.61t/d·m，单井日产油大于4.0t的7口，2.0-3.0t的1口，压裂液返排率为75.6%。而相同区块的5口探井平均射开有效厚度11.1m，平均日产油3.5t，平均采油强度0.32t/d·m，压裂液返排率为58.2%。-62- 十三、目前三次采油技术主要有哪些？哪些在你油田具有应用潜力目前三次采油技术主要有聚合物驱、化学复合驱、气体混相驱、蒸汽驱、微生物驱等从目前研究来看，其中适合于朝阳沟油田的三次采油技术，主要是蒸汽驱、气驱及微生物驱这三项技术。1、朝阳沟油田目前已经开展了蒸汽吞吐及蒸汽驱技术研究与试验在朝阳沟油田开展蒸汽吞吐及蒸汽驱试验研究前，该技术在国内外低渗、特低渗透稀油油藏还属于空白。注蒸汽采油可以有效降低原油粘度，改善水油流度比，提高驱替效率和扫及效率；具有热膨胀作用，使原油饱和度增大，变得更具流动性；蒸汽的蒸馏作用降低了油藏液体的沸点，且引起油被剥蚀；具有混相驱作用，在降低原油的粘度和剩余油饱和度同时，也降低了热水驱替带尾部残余油中重质馏分的百分数。在蒸汽吞吐现场试验研究方面，开展了注蒸汽采油技术可行性研究及配套采油工艺技术研究，完善了地层防膨处理、注氮隔热和工艺管柱等技术。在此基础上，共对二类区块2口井实施了两个周期蒸汽吞吐采油试验，第一周期增产原油1127.2t，平均有效期230天，增产油汽比0.38；第二周期增产原油1277.8t，平均生产377天，增产油汽比0.34。取得了较好的效果，投入产出比为1：1.20。预计在在推广应用阶段投入产出比可以达到1：2.74。在蒸汽驱方面，进行了试验井区优选，同时对注汽速度，注汽干度及-62- 注蒸汽驱开发不同开采方式进行了优化评估，确定了吞吐＋汽驱半年转水驱的方式，并进行了注蒸汽开发油藏工程设计。目前试验区2口注汽井已于2005年5月25日开始注汽，注汽压力18.5-19.0MPa，注汽速度165-170t/d，注汽温度365℃，注汽干度70％，已累积注汽6050t，预计今年9月份能看到注汽效果。预计投入产出比为1：2.3，在目前及今后预期高油价的形势下，应具有较好推广前景的工业措施。2、朝阳沟油田开展了微生物吞吐及微生物驱油技术研究与试验国内外试验研究表明，利用微生物自身的分解和分解过程的代谢产物能够起到降低原油粘度，提高原油的流动系数，改变油水界面张力等作用，提高水驱效率，从而提高油井产量和最终采收率。2002年以来，通过在朝阳沟油田油层中采集本源微生物，并进行了培养和室内优选评价，确定了优选菌种具有明显的作用效果及较强的适应性，在此基础上，先后进行了微生物吞吐及微生物驱油试验，取得了较好的效果。共进行微生物65口井，吞吐有效率61.5%，平均单井井增油71.5t，累积增油4649.2t，投入产出比在1：3以上。2004年进行了微生物驱油试验工作，完成的两周期注入，共注入微生物菌液250.4t，营养液85t。试验区油井取样分析菌数明显增加3-4个数量级，油样粘度下降，组分发生变化，轻质组分增加，同时油井含水下降明显，产油量上升幅度达到70%，截止2005年6月份已经累计增油2238.2t。3、朝阳沟油田还开展了注混合气采油技术研究该技术是使用“高温混合气体注气装置”产生蒸汽燃气混合气，其成份为：水蒸汽50％，氮气（N2）40％，二氧化碳（CO2）10％。将产生的混合气注入到油层中，一是通过CO2降低原油粘度，增加原油流动能力；二是通过不凝气体N2-62- ，提高油层压力，在生产井周围形成相当大的气体区域而提高了气－液驱动力；三是通过热载体（即混合气）与油藏液体之间的热交换作用提高油藏温度，降低原油粘度，增大原油在油层中的流动性。现场应用4口井，吞吐后取得了较好增油效果，初期日产液22.4t，日产油12.9t，含水42.4%，措施前后对比日增油5.5t。有效期290天，累积增油1085.1t，平均单井271t。下步计划在渗透率小于5×10-3μm2、流度低于0.5×10-3μm2/mPa.s的区块开展注混合气驱试验，目前已开展了室内物模实验和可行性研究。4、其它可能具有应用潜力的三次采油技术一是水气交替注入技术，其机理为：通过水气交替注入降低水油流度比，从而达到增加水驱波及体积的目的；通过水气交替注入降低水驱过的油层剩余油饱和度，即提高驱油效率；同时在重力分异作用下，可以通过气驱扫及正韵律厚油层上部那些水驱扫及不到的油层厚度；水气交替注入同时也降低了气相的渗透率，从而降低了气体的流度，减缓了气窜的发生。这些机理的综合作用结果是提高了水驱最终采收率。二是CO2驱油技术，CO2驱油具有一般气驱所具有的驱替机理，同时还具有因其本身易溶于水和油的物理化学特性所带来的一些特殊的驱替机理。在CO2混相驱中，CO2抽提原油中的轻质成分或使其汽化，从而降低界面张力而实现混相驱是CO2驱最重要的提高采收率机理。CO2混相驱的主要采油机理是降低原油粘度，使原油体积膨胀、抽提和汽化原油中的轻烃，减少界面张力。-62- 十四、油田开发合理采油速度、合理储采比受哪些因素的影响，是怎样界定的合理的采油速度受到多种因素影响。1、技术因素油田的最高采油速度受到油田储层物性、开发方式、开发阶段及具体开发技术的影响，而合理的采油速度主要考虑保证油田有较高采收率。一方面，采用高强度的注水进行高强度的开发，可以实现短期的高产，但对油田长远开发会造成一定的影响，可能会影响油田的可持续发展。另一方面，在油田开发过程中，尤其是在油田开发中后期要加强提高采收率提高研究与应用，不断增加可采储量，这是保证在一定采油速度下，维持合理的可采储量采油速度和合理的储采比的重要保证。2、经济及体制因素如果考虑到经济及经营体制的因素，合理的采油速度则要受到原油油价格及经营主体的利益影响。合理的采油速度应保证经济效益的最大化，包括对近期经济利益及长期经济利益进行衡量。更重要的是实现对经营主体的利益最大化，实现经营主体的经济目标。3、政治及社会因素各国的石油开采都会受到政治及社会因素的影响。在我国，石油开采行业不但要完成石油产量生产指标，还要实现经营主体的近期及长期经济效益。更重要的是要按照国家的战略需要，布署生产任务，实现国家的战略需求，满足社会需求。-62- 油田开发纲要中指出，剩余可采储量采油速度一般控制在8%-11%左右，则相对应的储采比应控制在9-12.5。对于朝阳沟油田来说，一类区块标定采收率25%，目前采出程度20.76%，采油速度0.6%，可采储量采油速度为14.4%，储采比为7.1，进一步增加可采储量有，提高采收率的需求十分紧迫；二类区块标定采收率18%，目前采油速度为0.73%，采出程度为10.2%，可采储量采油速度为9.4%，储采比为10.6，主要是1999年以来经过大面积的加密调整，剩余可采储量采油速度保持在规定的范围内；三类区块标定采收率15%，目前采出程度4.95%，采油速度0.33%，可采储量采油速度为3.3%，储采比为30.3，主要是由于三类区块渗透率相对较低，在5毫达西以下，储层裂缝不发育，影响了开发效果，目前正积极开展小井距加密调整、蒸汽吞吐、生物酶等技术研究，努力提高三类区块的采油速度，提高开发效果。-62- 十五、油田开发合理注水压力、合理注采比是怎样界定的油田开发管理纲要中指出，水驱油田高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上；低渗、低压油藏地层压力一般保持在原始地层压力以上；注水压力不超过油层破裂压力；油井井底流动压力要满足抽油泵有较高的泵效；适合转蒸汽驱的稠油油藏，地层压力要降到合适水平。水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油田年注采比要达到1左右；低渗透油田年注有比要控制在1-1.5左右；稠油蒸汽吞吐油藏累积采注比要大于1、周期油汽比大于0.15。注采比的计算受到多种因素的影响，如计量误差、砂岩无效吸水、断层吸水，岩石及流体的综合压缩系数等影响。目前低渗透油田普遍注采比较高，一般都在2-3左右，如朝阳沟油田，受到实际油层物性及流体物性及油田开发阶段的影响，目前实际年注采比为2.6，累积注注比2.5，目前的注采比与纲要规定的有一定差距，但与“九五”期间的注采比3.0左右已经有了一定的下调，目前朝阳沟油田的自然递减与含水上升情况比“九五”阶段有了很大的改善。朝阳沟油田通过研究表明，注采比主要还是通过数值模拟结合各区块的实际效果来确定合理的注采比。因为目前朝阳沟油田地层压力为8.0MPa，与原始地层压力8.4MPa相比有一定差距，但地层压力处于逐年回升阶段。-62- 油层破裂压力的计算方法主要有泊松比法，黄氏模量法，以及采用上覆岩压和压裂实测破裂等几种方法。各油田采用的计算方法不尽相同，朝阳沟油田主要通过投产压裂时的实测破裂压力进行统计，来确定注水井的破裂压力，目前朝阳沟油田水井注水压力都控制在油层破裂压力以下。十六、区块分类治理的原则、思路、目标？1、区块分类治理的原则朝阳沟油田位于松辽盆地中央坳陷区朝阳沟阶地及长春岭背斜带上，由朝阳沟背斜、翻身屯背斜、薄荷台和大榆树两个鼻状构造组成，为受断层、构造、岩性多种因素控制的复合型特低渗透油藏。从构造轴部到翼部油层厚度变薄、储层物性、原油物性变差、断层密度增大、裂缝发育程度变差，各区块注水开发效果存在明显差别。按照储层渗透性、原油流动性和裂缝发育程度将油藏分为三类。2、区块分类治理的思路一类区块搞好注水调整的同时，开展提高采收率技术研究；二类区块扩大井网加密规模的基础上探索包括蒸汽吞吐和蒸汽驱在内热力采油技术进一步提高采收率；三类区块在小井距加密的基础上不断扩大加密规模，进行提高单井产能和采收率技术研究。3、区块分类治理的目标一类区块采收率实现由25%提高到28%，增加可采储量106×104t；二类区块采收率由18%提高到22%，增加可采储量263×104t；三类区块采收率由15%提高到18%，增加可采储量181×104t。全油田增加可采储量550×104t，采收率提高3.4个百分点。-62- 十七、油田分几个开发阶段，不同阶段的调整方法有那些？注水开发的油藏在不同的开发阶段由于暴露的矛盾不完全相同，因此采取的开发调整原则和达到的调控目的也不同。1、低含水期（0<含水<20%）该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施，提高产油能力，以达到阶段开发指标。朝阳沟油田各区块在该阶段主要采取同步注水，早分层，高注采比注水，同时采取换泵、压裂等增产措施，取得了较好开发效果，原油产量到1992年达到100×104t以上。2、中含水期（20%<含水<60%）该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作。开展层系、井网和注水方式的适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整，提高非主力油层的动用程度，实现油田的稳产。朝阳沟油田一类区块在该阶段主要进行沿裂缝线性注水的注采系统调整，共调整41口井，区块采油速度在1.5%以上保持了8年，取得了较好的开发效果。二类区块在该阶段由于井网适应性差，开展了井网加密调整。加密后区块采油速度和采收率都有较大幅度提高。目前已加密6个区块，加密面积64.77km2，储量4064.6×104t，加密606口，建成产能43.79×104t，预计二类区块采收率可由18%提高到22%，提高4个百分点。-62- 3、高含水期（60%<含水<90%）该阶段是重要的开发阶段，要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上，积极采用改善二次采油技术和三次采油技术，进一步完善注采井网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。目前一类区块的部分区块已进入该阶段，主要是在精细油藏描述和剩余油研究的基础上开展一类区块加密试验及微生物采油、深度调剖等提高采收率技术研究与试验。4、特高含水期（含水率≥90%）该阶段剩余油高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施，控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，延长油田的生命期，努力控制成本上升，争取获得较好的经济效益。目前我厂还没有进入该阶段的区块，但已经开始进行三次采油技术研究与试验，进行技术储备。通过实施油藏分类治理工作，针对不同阶段采取相应的措施进行调整，油田取得了较好的开发效果，各项指标均在调控指标以下。目前含水上升率控制在4.0%以内，自然递减率控制在10.0%以内，好于同类油田水平。-62- 十八、如何确定注水开发中技术调控指标1、水驱储量控制程度中高渗透油藏（空气渗透率大于50×10-3um）一般要达到80%，特高含水期达到90%以上；低渗透油藏（空气渗透率小于50×10-3um）达到70%以上；断块油藏达到60%以上。2、水驱储量动用程度中高渗透油藏一般要达到70%，特高含水期达到80%以上；低渗透油藏达到60%以上；断块油藏达到50%以上。3、可采储量采出程度中高渗透油藏，中含水期末达到30-40%，高含水期末达到70%左右，特高含水期再采出可采储量的30%左右；低渗透油藏低含水期末要达到20-30%；中含水期末达到50-60%，高含水期末达到80%左右。4、采收率注水开发中高渗透油藏砂岩油藏采收率不低于35%；砾岩油藏采收率不低于30%；低渗透率、断块油藏采收率不低于25%；特低渗透油藏（空气渗透率小于10×10-3um）采收率不低于20%；厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油藏采收率不低于20%。-62- 十九、裂缝对低渗透油田的利弊裂缝对油田开发的主要影响反映在裂缝与井网是否匹配。1、不利因素如果裂缝与井网不匹配，油井见水后，含水上升速度快，调整难度大，采收率低。例如二类区块布井时将井排与裂缝扭转22.5°，初期虽然延缓了油井见水时间，但油井见水后，表现为多向性，产量递减快，无法通过注采系统调整转为沿裂缝注水的线性注水，治理难度大。必须进行井网调整才能解决，把不利因素转化为有利因素。2、有利因素如果裂缝与井网匹配，则可形成沿裂缝注水的线性注水。国内外的研究表明沿裂缝注水的线性注水的布井方式采收率高于其他布井方式。例如我厂一类区块井网部署时采用沿裂缝布井，在水井排油井水淹后对其进行注采系统转注，取得了较好的开发效果。一类区块转成线性注水后采油速度在1.5%以上保持了三年，目前采出程度达到21.07%，预计采收率25%。二类区块通过“3、2、1”加密和“三角形重心”加密形成沿裂缝注水的线性注水井网，开发效果得到有效改善。目前已加密6个区块，加密面积64.77km2，储量4064.6×104t，加密606口，建成产能43.79×104t，目前加密区块产量达到全油田产量的20.4%。-62- 二十、低渗透油藏怎样进行合理井网部署一是对于低渗透油田应该首先搞清区块的最大主应力方向及裂缝方向，确定井排方向；二是根据目前国内外低渗透油田布井的经验，采用菱形井网布井，后期转为沿裂缝注水的线性注水；三是根据油藏特征确定井网合理的井、排距比及经济井网密度；四是对于裂缝不发育的油藏，采取大型压裂改造技术，形成坑道注水模式；五是对于油层发育单一的油藏，可以采用直井注水水平井采油、直井采油水平井注水及水平井注水水平井采油的等多种布井方式。-62- 二十一、如何进行低效井治理连续三个月平均日产油量小于0.5t的油井认为是低效井。1、低效井形成原因主要有以下几方面：一是由于油井采出程度高、含水较高，产油量低；二是由于供液能力较差，产油量低；三是由于近井地带油层污染导致油井产量低；四是由于厚度小，油层渗透率低、原油粘度高，油井投产后，产量逐渐降低。2、根据形成低效井的原因制定治理措施：对于含水较高的油井可以采取堵水及堵压结合的方式进行治理；对于供液能力较差的油井，对其连通水井提高注水量，对于具有厚层的油井进行转向压裂；对于近井地带油层污染的油井主要采取微生物解堵及热气酸解堵；对于原油粘度高的低效井优选厚度较大的进行蒸汽吞吐；对于厚度薄治理潜力小的低效井由抽油机井转为提捞井。近三年我厂共进行低效井治理78井次，使51口井日产油达到1.0t以上。-62- 周期注水：就是周期性的改变注入量和采收量，使地层中的油水不断重新分布和层间交换。再注水阶段，由于高、低渗透带压力恢复速度不同，高、低渗透带之间产生附加压差，水从高渗透带流向低渗透带；在停注阶段，油水又从低渗透带流向高渗透带，使在一个完整的周期内有更多的油水从低渗透带流向高渗透带，从而提高注入水的波及体积，充分发挥储层毛细管力的渗吸作用，把微孔中的油尽可能多的排向大孔道和微裂缝，提高注水利用率，控制油井含水上升速度，达到提高采收率的目的。-62-