低渗透油藏注气提高采收率前景分析

低渗透油藏的储量是难采储量的主要部分，如何提高低渗透油藏采收率已成为当务之急。文章分析了低渗透油藏的特点，介绍了国内外低渗透油藏注气提高采收率情况及实例，分析了低渗透油藏注气方式，认为先注气效果好于先注水，段塞的长度、注入体积、注入压力、注入速度等要根据具体情况来确实，文章还对我国低渗透油藏注气提出了若干建议，这为低渗透油藏注气项目的开展提供了参考依据。     

低渗透油藏注气提高采收率方法及应用综述

注气提高采收率技术在国内外低渗透油藏开发中取得了较好的应用效果。我国吐哈、长庆等低渗透油田已开展注气的现场试验，有一些成功的经验。通过对该技术应用现状的分析，系统总结了低渗透油藏注气提高采收率的研究方法，结合油田实际，提出了该项技术的应用潜力和今后攻关方向。     

低渗透油藏注气提高采收率配套技术

介绍了国内外低渗透油藏注气开发发展概况，重点阐述了国外注气开采工艺技术，包括驱油方式和方法、注气设备、工艺管柱及防腐等措施。结合现场实例，对国内外低渗透油藏注气开发技术应用现状进行了综合分析，提出了该类油藏注气开发发展方向。     

浅析低渗透油藏开发方法

低渗透油藏储量在我国油藏总储量中占较大的比例,由于油田开发的需要,大部分油田已着手对低渗透油藏进行开采,但低渗透油藏普遍存在储层物性差、渗流能力低的问题,因而造成油藏开发过程难度较大,单井采收率低等现状。本文从注水、注气、压裂酸化3个方面总结了低渗透油藏开发的三种方法,希望对现场工作有一定参考价值。     

特低渗透油藏合理注气能力和开发效果分析

针对国内外特低渗透砂岩油藏及大庆外围芳48断块地质特点，在开展室内油水和油气相渗透实验的基础上，应用油水及油气渗流理论和油藏工程及气藏工程方法，分析了特低渗透砂岩油藏油水和油气渗流特征、采油指数与吸水指数、采油指数与吸气指数、油层破裂压力和注气能力的关系，研究出了特低渗透油藏注气能力设计方法，并在芳48断块注气方案设计中得到有效应用。研究表明：芳48断块特低渗透扶余油层具有常规特低渗透砂岩油藏的渗流特征，采油能力和吸水能力低，吸气能力较高，在合理注入压力下具有一定的注气能力，注气比注水开发效果好。矿场试验结果证实，芳48断块注入产能设计指标与矿场实际开采结果相近，注气压力较低，油层吸气能力强，油井产量明显高于类似的水驱油藏的产量，说明注气开发是提高特低渗透油藏动用程度的有效途径，为类似油藏注气开发提供了有效的方法。     

低渗透油藏差异开发技术研究与实践 ——以济阳坳陷博兴洼陷为例

为提高低渗透油藏储量动用率和原油采收率,在总结博兴洼陷低渗透油藏研究成果及各种资料的基础上,依据低渗透油藏的地质特点和储层物性特征,通过理论研究和室内实验相结合的方式,研究了低渗透油藏的渗流机理,因不同渗透率级差低渗透储层流体渗流特征不同,将低渗透进一步细分为普通低渗透、特低渗透、超低渗透。对开发难度大的特低渗透、超低渗透油藏采取了常规注水开发、小井距注水开发、大型压裂弹性开发、气驱开发和长水平段水平井非常规开发等一系列差异开发技术,取得了明显的技术进展,并对这些技术在低渗透油藏开发的适用性进行了评价。研究认为,博兴洼陷低渗透油藏内的流体均具备一定的流动能力,通过差异开发技术改善渗流特征,可以实现有效动用。     

文72块沙三中注天然气提高采收率物理模拟试验

深层低渗透油藏注水采油末期的开发十分困难，主要表现为产出油含水率高、由于异常高压而难以注不进水以及地层亏空等现象。研究表明，目前采用气驱技术是动用此类油藏难采储量的很有前途的方法之一。为此，进行了文南油田先导试验区文72块沙三中深层低渗透油藏的注天然气物理驱油试验。结果表明，与常规的注水采油相比，连续注气可显著地提高注入能力，使含水率显著下降，并将最终采收率提高22．08％。     

低渗透油藏注气吸气能力评价方法

低渗透油藏的注水往往存在很大困难，为提高此类油藏的动用程度，选择卫42－14井组实施了氮气驱先导试验，在评价低渗透油藏吸气能力的过程中，有必要建立描述地层吸气能力的数学模型－吸气方程。根据渗流力学理论，注入与产出的区别仅在于流体渗流方向的不同，因此针对不同的注气时期，分别讨论了“达西公式”和“气井产能方程”两种形式的数学模型，并对后者采用压降资料进行求解的方法做了详细介绍，为今后此类注气的研究奠定了基础。     

鄂尔多斯盆地樊学油区开发层系的划分与组合研究

樊学油区具有油层数量多、纵向跨度大、油藏渗透率低,叠合储量大的特点。目前主要采用一套层系开发,造成储量控制动用程度低、储量动用不均衡、采出程度低等问题。为改善油田开发效果、提高油藏的动用程度及采收率,依据油藏工程分析和经济评价方法,结合油田的实际情况提出层系优化组合的经济技术界限,设计了延安组、长4+5、长8各划分为一套开发层系。同时,在樊学油区设计了分层系开发部署方案,并对该方案进行了数值模拟开发指标预测,预计可增加可采储量102.4×104t,提高采收率7%,表明超低渗透薄油藏合理划分开发层系可有效改善油藏开发效果,为今后类似油田开发提供借鉴。     

吐哈温米油田注气非混相提高采收率技术研究

以温米油田温五、温西一和温西三区块为例，系统阐述了低渗透油田注水开发后注气提高采收率的油藏精细描述方法、注气开发室内实验分析评价、注气工程关键参数优选、注气开发指标数值模拟预测以及整体开发方案设计等综合研究成果，从理论和实践上总结出适合同类油藏水驱后注气提高采收率的矿场配套技术，旨在提高油田整体开发水平和经济效益。     

低渗透砂岩油藏隔夹层注气突破压力及注气开发策略——以柴达木盆地尕斯库勒油田E31油藏为例

隔夹层发育的陆相低渗透砂岩油藏在水驱后面临亟需采用提高采收率接替技术的难题,综合运用岩心观察、薄片分析、扫描电镜、压汞及突破压力实验等方法,研究了柴达木盆地尕斯库勒油田E₃¹油藏隔夹层类型及特征,明确了注气突破压力规律,分析了隔夹层发育油藏注气提高采收率策略。研究结果表明,尕斯库勒油田E₃¹油藏主要发育泥质和钙质两类隔夹层,以泥质隔夹层为主,钙质隔夹层分布相对较少。隔夹层渗透率以小于0.01 mD为主,与储层相比其物性及孔隙结构极差,呈纳米级孔喉,渗流能力低。在同种饱和介质条件下,突破压力梯度与渗透率呈幂指数关系。隔夹层纵向封隔能力强,泥质隔夹层平均突破压力梯度为储层的103~491倍。气体易选择性驱替原油,同种岩心条件下饱和水后突破压力梯度最大,为饱和油后岩心突破压力梯度的2~4倍。隔夹层将储层分为多个流动单元,有效抑制气体超覆,扩大气体波及体积,有利于陆相低渗透砂岩油藏水驱后注气提高采收率。     

用核磁共振技术测量低渗含水气藏中的束缚水饱和度

低渗含水气藏的探明储量越来越多，急需开发。这类气藏具有低孔隙度、低渗透率和高含水饱和度等特点。鉴于当前测试束缚水饱和度方法存在较多问题，利用核磁共振技术研究了苏里格低渗气藏的束缚水饱和度及其在不同气驱条件下岩心的束缚水饱和度的变化情况。研究结果表明:渗透率与束缚水饱和度有很好的相关关系，渗透率越低，其束缚水饱和度越高，含气饱和度也越低，可以用束缚水饱和度来表征低渗气藏开发潜力特征；在不同的气驱水过程中，其束缚水饱和度是变化的。该研究成果为低渗含水气藏的储量计算和合理高效开发提供科学的决策依据。     

非均质低渗透气藏储层动用能力及影响因素研究

在我国已发现的低渗透气藏中, 类储层占有相当大的比例。苏里格气藏作为一个拥有5000多亿m3储量的特大型气藏, 类储层的储量在总储量中占到40%以上,这部分储量在气田开发中能否动用,动用的程度有多大,对气井产能的贡献有多少,是气田开发中急待解决的问题,而且对气田的产能规划和投资决策影响巨大。利用苏里格气田某气井实际资料,建立了单井地质模型,采用数值模拟技术,对低渗透气藏 类储层的动用能力及影响因素进行了全面的模拟研究,详细分析了不同开采阶段 类储层的动用能力及对产能的贡献。研究表明:低渗气藏 类储层的动用能力与其自身渗透率和含气饱和度以及储层应力敏感性、井附近渗透率、气井初期配产、是否间隙开井等多种因素有关。提出了提高储层储量动用程度的有效措施和相应的开发策略。     

新疆油田系列低渗透油藏开采技术政策界限研究

通过对新疆油田7个典型的低渗透储层油藏描述研究，结合其测试资料、化验分析结果、试采和试井解释成果以及实际生产测试数据。通过国内外类似油藏成功开发经验的广泛调研，运用先进的油藏工程方法，在井网井距综合研究的基础上，对开采技术政策界限进行研究，即对低渗透油藏开发方式、采液指数变化规律、注采压力系统及压力保持程度、合理产液速度和注水速度等方面进行研究，其研究成果可为今后其他低渗透油藏的同类研究提供技术参考。     

苏里格气田东区气层产能贡献差异微观因素分析

苏里格气田是一个低丰度、低压、低渗、非均质性严重的气田,储层条件复杂。砂岩呈大面积连片分布,连续性、连通性较好,有效砂岩为其中相对高渗的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类储层。盒8、山1段储层的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异现象极其明显,采用统计分析方法,通过薄片鉴定和样品压汞分析资料对气层微观孔隙结构进行分析对比,以室内产能模拟实验明确苏里格东区盒8、山1多层系产层的不同类型储层产能大小以及产能贡献率。结果表明,Ⅰ类储层对渗透率／产能贡献率高达55％-65％,Ⅱ类储层的贡献率23％～27％,11I类储层的贡献率8％-15％;储层渗透率、孔隙结构特征的差异是造成Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异的主要原因,合理的开发方式对多层合采低渗油气层的开发具有重要意义。     

大庆榆树林油田天然气驱油研究

随着勘探开发的不断深入和发展，我国低渗油藏所占的比例正不断加重，如何高效开发这类油气藏是石油工作者面临的一项重要任务。注天然气开发油藏已成为提高原油采收率的重要技术手段，对于高含水中后期油藏、注水困难的强水敏油藏和低渗透油藏，注天然气开采具有显著的效果。注天然气可更好地保持地层压力，解决注不进水造成的困扰。大庆榆树林油田属于低渗透的大型油田，注水开发效果差，为了大幅度提高此类油田的采收率，进行了一系列天然气驱油实验，包括细管实验和长岩心注入工艺实验，分析了影响采收率的因素和机理，并且采用数值模拟技术手段进行了模拟研究，结果表明大庆榆树林油田天然气驱只能非混相驱，天然气驱非混相驱可以大幅度提高油田采收率，天然气驱关键的因素是注入段塞的大小和注入的压力等方式的选择。     

低渗透油藏气水交替驱不同注入参数优化

气窜是影响低渗透油藏注气开发效果的重要因素,气水交替（WAG）注入方式可以很好地稳定驱替前缘,从而提高宏观波及效率。低渗透油藏渗流机理复杂,影响气水交替开发效果的参数多,为了得到最佳开发效果,有必要对注入方式和参数进行优化。文中利用数值模拟方法研究了CO2注入方式和注入参数等对低渗透油藏开发效果的影响,并对长庆油田某超低渗透油藏CO2水交替注入方式及参数进行了优化。结果表明,最佳注入方式为CO2水同步注入,注入周期为1 a,段塞气水比为1∶1,段塞最佳注入总量为0.44 HCPV,最佳注入层位为底部4个小层。     

利用高压注空气技术开发低渗透轻质油油藏

本文主要介绍了利用高压注空气技术提高低渗透轻质油油藏采收率的原理，及其与稠油火烧油层工艺的主要区别，综合国外现场及实验室的研究资料，指出：油藏在空气过程中自燃、烟道气与轻质油油藏条件下发生混相，是低渗透轻质油油藏注空气成功开发的2个主要条件。并列举了国外注空气开发低渗透轻质油油藏的几个成功实例。     

纯107块低渗透油藏注气开采数值模拟研究

纯107块新区油田是低渗透油藏。这类油藏注水开发困难、井况较差、油井产量低。“注气开发”是国内外针对低渗透油藏最为有效的开采方法。针对纯107块新区的地质特征及开发现状,研究了注气开采方案,运用数值模拟器论证了不同井数、不同注入气体、不同注气速度、不同注气时机对油藏开发指标和开发效果的影响。研究结果表明:该油藏通过注气开采,能大幅度提高该区块的原油采收率;不同注气速度、注入介质对增油和提高采收率效果明显;新增生产井和注气井,也可大幅度增加原油产量。