低渗透油田开发资料

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)

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，有了较大的进展和提高，

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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%。

3、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

大庆外围低渗透油田断层密集、砂体规模小、油水分布复杂,在实践中从地震、

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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：与中高渗透油田相比，我国低渗透油田平均

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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。

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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。

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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227.69 km2，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

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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28×104 t/km2。2003年提交控制地质储量2596×104t，含油面积56km2。储量丰度58×104 t/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118.3 km2。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16.5 km2，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8.8 mPa·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。

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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

肇源油田储层物性及原油物性分析

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

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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

1、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

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

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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

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

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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

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。

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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”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

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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：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

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（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28×104 t/km2。2003年提交控制地质储量2596×104t，含油面积56km2。储量丰度58×104 t/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：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，

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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118.3 km2。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16.5 km2，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8.8 mPa·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

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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。

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？

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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（enhanced oil recovery）――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、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

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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；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。

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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。

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。

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