Ⅰ 純化西區低滲透斷塊油藏優化調整措施研究
張世明孫業恆宋道萬戴濤王成峰
摘要純化油田西區沙四段上亞段純化鎮組為典型的低滲透斷塊油藏，經過30多年的開發，區塊暴露出部分油井含水上升快和區域開采不平衡的矛盾，剩餘油分布規律也紛繁復雜。文章應用油藏數值模擬技術，從精細地質模型建立、歷史擬合認識、開發效果分析、剩餘油分布規律描述、開發方案調整等方面開展研究，深入分析低滲透斷塊油藏開發中後期的潛力方向，提出切實可行的開發調整措施，現場實施表明效果明顯。該研究方法對其他開發中後期低滲透斷塊油藏的開發措施調整有所借鑒。
關鍵詞低滲透斷塊油藏數值模擬剩餘油開發調整純化油田
一、引言
純化油田西區屬於高壓、低飽和、岩性復雜、層多且薄的層狀低滲透斷塊油藏，主力開發單元純2斷塊及純69斷塊，含油麵積8.2km2，石油地質儲量978×104t，其中數值模擬研究的10個主力小層石油地質儲量為616×104t，佔77.2%。該區於1965年試采投產，1987年注水採油，1988年進行加密調整，1990年細分層系開發；截止1998年末，油井綜合含水73.3%，區塊采出程度20.1%。受構造、斷層、岩性以及油水井井網和井況的影響，開采過程中暴露出平面原油動用不均衡，局部油井含水上升快，整體開發效果變差的矛盾，導致該區剩餘油分布零散，後期的開發調整難度很大。本文應用油藏數值模擬手段，建立精確描述油藏復雜斷裂系統的地質模型，通過精細歷史擬合加深並修正對區塊動、靜資料的認識；深入分析復雜斷塊油藏的剩餘油分布特徵及影響因素，綜合多側面、多指標剩餘油分布的定量描述，尋找後期開發最佳潛力點；結合區塊開采矛盾和地質特點，採用順序優化法進行措施調整的諸因素分析，優化出最佳開發方案。現場實施效果證明，該研究方法對於開發中後期低滲透斷塊油藏的開發措施調整具有較好的借鑒作用。
二、三維精細地質模型描述
復雜斷塊油藏的最大特點是斷層多，斷裂系統復雜。各種縱橫交錯的斷層將整個區塊切割成多個相互獨立的油藏，從而造成區塊內各斷塊油藏間含油氣富集程度的差異及油水關系的復雜變化[1]。另外，受平面岩性及縱向夾層的影響，儲集層空間非均質變化嚴重。因此，精確描述油藏地質特徵，建立三維精細地質模型是開展油藏數值模擬的基礎。
1.斷裂系統描述
油藏數值模擬區純2斷塊及純69斷塊沙四段上亞段純化鎮組油藏是一個被四周斷層切割遮擋的封閉型、多油組、多油水系統的低滲透、低飽和壓力斷塊油藏，含油區呈東西長、南北窄的條帶狀。封閉油藏內部發育12條走向各異、規模不同的斷層，其中各主要斷層要素情況見表1。數值模擬建模過程中，為了精確描述該區復雜的斷裂系統和起伏多變的構造形態，採用了非常規的角點坐標技術，即用不規則多邊形單元網格塊的8個頂點的坐標取代常規的矩形網格塊中心點坐標，實現網格線沿任意走向的斷層線劃分，從而合理描述油藏微構造形態及斷層[2]。由於各斷層上下盤存在10～100m不等的落差，利用沿斷層線的節點劈分技術，先劈分後插值，精確刻畫斷層兩側構造的突變。地質研究表明，受構造運動和沉積的影響，各斷層對流體的運移存在不同程度的封堵作用。為反映斷層的這種特徵，採用方向傳導系數描述斷層封堵性，並結合動態歷史擬合修正其封堵程度。
表1純西區斷層要素表
2.儲集層非均質性描述
沙四段上亞段岩性由砂岩、碳酸鹽岩和泥（頁）岩組成，且10個主力小層均由多種岩性混合組成，這就決定了該區儲集層空間上的嚴重非均質性。另外，由於10個主力砂體沉積岩性組合的不同，導致砂體平面展布的差別，部分砂體的部分井區存在不同程度的尖滅。建模中對儲集層非均質性的精細描述體現在：①根據沉積與斷裂的年代關系，依據100多口井的井點二次測井解釋分層結果，在不考慮斷層影響的情況下插值形成孔隙度、滲透率儲集層參數場；②各層砂體尖滅線與有效厚度零線之間視是否存在油水井的注入與產出情況區別對待。有則將該區井點周圍網格節點激活，否則置死；③根據縱向隔夾層發育狀況，利用其垂向傳導系數進行描述，同時通過單井開發指標的擬合進行其局部修正。
3.油藏油水系統描述
受斷層及岩性的影響，沙四段上亞段油藏油水關系復雜。同一開發單元的不同砂體和同一砂體的不同區塊，其油水界面均不相同[1]。根據地質認識，研究區共有23個獨立的油水分布系統，為此，模型描述應做到：採用對油藏分區的方法，分別指定各平衡區的壓力系數、油層深度、油水界面位置等平衡參數，合理反映流體空間分布狀態；運用多油藏整體模擬技術，對縱向10個砂體的23個油藏整體建模，精確模擬油藏、井筒、高低壓層間流體的流動，定量描述流體交換。
三、開發歷史擬合及認識
純西區沙四段上亞段油藏生產歷史長，油水井工作制度變換頻繁。根據斷塊油藏復雜地質特徵及後期開發綜合調整要求，本次模擬採用三維三相數值模擬軟體，建立100×50×10共50000個節點的網格模型。在該區分層、分區及總地質儲量重新核算的基礎上，對全區及119口油井的開發指標進行了歷史擬合，擬合時間從1965年9月到1998年12月。由區塊綜合指標擬合結果（圖1）可以看出，擬合精度較高，119口井含水量擬合符合率達87%。通過歷史擬合過程中動、靜資料的綜合修改調整，結合擬合後對油、水產出及分布的定量分析，得到如下認識。
圖1區塊含水量和累積產油變化曲線擬合對比圖
1.動態資料的認識
按照物質平衡原理，封閉油藏油水兩相流動條件下的物質平衡公式為[3]：
勝利油區勘探開發論文集
式中：Np——累積產油量，104m3；
Wp——累積采水量，104m3；
Wi——累積注水量，104m3；
△P——總壓差，MPa；
Co——油壓縮系數，1/MPa；
Ct——總壓縮系數，1/MPa；
Vp——總孔隙體積，104m3；
Boi——原油初始體積系數；
Bw——水體積系數。
由物質平衡分析可以看出，在物質平衡中累積產油、累積產水和累積注水量起主要作用，而彈性項所佔比例很小。實際的動態資料顯示，區塊累積注水 465.8×104m3，累積產油266.4×104m3，累積產水165.1×104m3，模型按封閉油藏計算目前地層壓力比原始壓力高近4MPa（區塊超注101.5×104m3），與地層總壓降為8～9MPa的實際壓力相差甚遠。通過油井的含水擬合結合實際的水井注水狀況，發現純69斷塊水體邊緣的注水井存在注水漏失，純2斷塊的純2-3及純35井區也存在注入水漏失。為此，對相關水井進行了注入水量修正（表2）。
2.流體性質的認識[4]
油藏數值模擬軟體對流體性質變化的刻畫通常只考慮壓力的影響，而忽略了注水開發中溫度對流體性質的影響。通過純西區單井的含水擬合結合動態分析發現，實際含水變化曲線與計算曲線具有明顯的規律，即區域水淹初期投產的油井其投產初期含水計算偏高，而區域水淹中後期投產的油井其投產初期計算含水偏低，且整個區塊含水後期系統偏低。上述現象通過系統調整岩石相滲曲線發現不敏感，而調整油水粘度比則反映明顯。這說明該區原油粘度隨水淹時間的延長逐漸增大，而模型所用原油粘度為整個開發期的平均值，其高於水淹初期值、低於水淹後期值。該區實際地層溫度測試表明，隨注水進行，目前地層溫度比投產初期下降5～15℃，溫度和壓力的下降導致原油輕質成分減少，原油密度、粘度增大。如純36-15井流物化驗分析，CH4含量由91.31%下降到77.21%,C4Hn由0.47%上升到3.37%。實際資料與擬合基本一致。
表2水井注水修正情況表
3.斷層封閉性的認識
斷層的封隔狀況是斷塊油藏描述的重要內容之一，單純的靜態參數或動態參數分析很難准確判斷，尤其是部分封閉的斷層。通過動、靜結合的數值模擬綜合模型結合歷史擬合，可以較准確地判定斷層的封閉性，即：①根據斷層兩側實際的油水井注采對應關系曲線，分析油井產水來源；②大幅度調整油井所對應的斷層另一側的水井注水量，進行靈敏度實驗；③修改斷層方向傳導系數，擬合油井含水，確定斷層封閉性。
如位於區塊邊水區34號斷層北部的純69-1井，其對應的注水井為34號斷層以南的純71-4、純71井。按原始地質模型（34號斷層不封閉）計算該井含水量居高不下，實際含水量卻很低。大幅度減小純71-4及純71井注水量後純69-1井含水量明顯降低，因此判斷34號斷層封閉。
4.天然能量的認識
油藏西部具有面積較大的邊水，准確描述水體能量大小可為開發方案部署及預測奠定可靠的基礎。數值模擬研究可通過水體能量大小與生產動態關系試演算法確定水體大小。當歷史擬合工作結束後，改變邊水體積甚至去掉邊水再計算，發現水體的存在與否對區塊整體壓力狀況及邊部油井的含水影響不大。即使水體存在，30多年的開采水線推進距離不到50m，可見該區邊水能量較小，對開發影響很小。
對於數值模擬區這樣一個被斷層封閉的圈閉，在區塊注水開發前完全依靠彈性能量開采，其累積產油量與壓降呈線性變化。根據純2斷塊及純69斷塊的累積採油與壓降動態關系曲線（圖2）計算兩區塊彈性產率分別為3.83×104t/MPa和1.45×104t/MPa。觀察注水前兩曲線形態發現，純2斷塊直線末端上彎，純69斷塊直線末端下彎，由彈性產率定義式分析認為，彈性開采期純69斷塊流體向純2斷塊滲流，兩斷塊間斷層不完全封閉，從而修改了以往認為兩斷塊間完全封閉的認識。
圖2純2斷塊、純69斷塊累積採油與壓降變化關系曲線圖
四、油藏開發潛力分析
建立在歷史擬合基礎上的油藏剩餘油分布定量描述是油藏數值模擬研究的重點。純西區沙四段上亞段油藏儲集層非均質嚴重，沒有形成規則的注采井網，加上30多年的開采部分油水井井況老化，因而平面及縱向剩餘油分布零散而復雜。為此，從儲集層油水運動規律分析入手，由面到點描述剩餘油分布特點，尋找油藏開發潛力點。
1.油水動態運移規律
由於平面斷層封堵性和儲集層非均質性，以及砂層組內縱向各小層間連通部位的影響，生產過程中發生層間及斷塊間油水的交換，導致采出程度與動用程度的差異。縱向上，在注水開發過程中連通的油層，因重力的分異作用會發生水沉油浮的現象，這是引起流體交換的主要原因；另外，純一砂層組各小層滲透率高，砂層組內儲集層滲透率呈正韻律分布，而純三砂層組滲透率低，砂層組內儲集層滲透率呈復合韻律分布，因而純一砂層組內的油水交換程度較純三砂層組小。平面上，復雜的斷裂系統及儲集層岩性非均質的影響，削弱了油井的注水受效程度；由於注采對應關系的不完善，使得注入的水並沒有起到完全驅替原油的作用，而是繞流或竄流至生產井底被產出，導致實際的存水率低，驅替效果差（表3）。
2.剩餘油分布規律
縱向及平面油水運移規律分析表明，動用程度差的區域剩餘油相對富集，是後期開發的潛力區域；存水率低的區域注水受效程度差，是後期調整的重點區域。綜合分析該區剩餘油富集區具有以下分布規律。
（1）動用中等或動用較差的剩餘油層
首先是因縱向連通油層間的油水交換，導致上部油層采出程度高但動用程度低，剩餘油相對豐富，如
表3純2斷塊、純69斷塊油水運移情況表
（2）動用程度較大油層的平面剩餘油滯留區
該類剩餘油滯留區可分為以下幾種。一是注采系統不完善造成的剩餘油區，如純63-10、純2-22、純36-10等井區。二是封閉斷層附近的水動力滯留區，如純63-X8、純96-3、純2-X21、純2-39等井區。三是構造高部位水動力滯留區，如純71-8井西部區域。四是平面水竄造成的剩餘油區，主要表現為兩種方式，即高低滲透的滲透帶共存區，水沿高滲帶竄流或繞流，如純71-26、純71-3等井區；平面注水失調，形成注水「通道」，如純36-1與純36井區等。
通過以上剩餘油分布規律的分析，結合分層剩餘含油飽和度、剩餘儲量豐度的定量指標場，圈定最有利的潛力區，為方案調整指明方向。
五、方案優化調整及預測
影響純西沙四段上亞段油藏剩餘油分布的主要地質因素是油藏構造、斷層、岩性，主要開發因素是井網及油水井制度。因此，方案設計從層系挖潛、井網完善、注采平衡調整及油井提液四方面入手，優化最佳開發措施。
1.方案設計思路
常規的數值模擬方案優化設計往往只注重對單因素的評價分析，孤立的討論每一個因素的影響，然後把各單因素分析的最佳結果組合在一起構成最佳方案。這樣忽略了各因素間的相互聯系，脫離了實際，操作性差。本次研究採用順序優化法，按照分步討論、逐步優化的思想，把上一因素的優化結果方案作為下一因素對比優化的基礎，不僅科學實際，而且可操作性強。
2.調整措施研究
（1）基礎方案（圖3）
圖3各預測方案含水量與采出程度對比曲線圖
保持現有井網和油水井生產制度不變，定液生產，限定單井最大經濟極限含水 98%，計算 12年。結果表明，12年末區塊采出程度為23.0%，含水93.5%，壓力上升到49.85MPa。基礎方案暴露的最大問題是開發井網不完善，對剩餘儲量控製程度差。
（2）井網調整
針對基礎方案的突出問題，結合剩餘油分布，進行井網調整，主要措施有：油井開發層系調整，即卡堵合採井的高含水層，對單采或分層系開採的油井依據井點剩餘油狀況實施補孔上返；老井側鑽，即對目前水淹程度高的高含水井或產能低的井依據井周圍剩餘油的分布實施側鑽；補充新井，即對油井控制不到的剩餘油富集區鑽新井。措施共涉及19井次，其中補孔7井次，卡封3井次，老井恢復生產2井次，老井側鑽4井次，新鑽井3井次。計算表明，井網調整增加采出程度1.53%，凈增油14.89×104t，效果明顯；但區塊整體注采比偏大，且區域不平衡。
（3）注采平衡
針對井網調整中的注采不平衡矛盾，對區塊不同井區進行注采關系調整，主要措施有：油井轉注和水井恢復注水；加強欠注井區的注水強度，提高油井產能；減小超注井區的注水量，防止暴性水淹；適當加強區塊水體邊緣注水井注水量，保持斷塊的平穩開采。措施共涉及22井次，其中油井轉注3井次，水井恢復注水2井次，加強注水15井次，減小注水2井次。經計算表明，注采平衡調整後，區塊再次增加采出程度1.62%，含水降低5.65%，凈增油15.93×104t。可見，區塊注采不平衡矛盾突出，調整潛力大。
（4）油井提液
根據低滲、稀油油藏的特點，結合岩石流體性質分析，當含水超過70%以後，依據相對滲透率曲線測算的無因次采液指數逐漸上升。而區塊目前綜合含水已至70%，因此數模開展高含水油井提液增油可行性研究。在以上注采平衡的基礎上對部分油井提液，主要措施方向有：對注采較完善且注水狀況好的區域的高含水油井實施提液；對注水充足區域的中低含水油井視油井產能適當提液，但幅度較小；新鑽井、側鑽井及恢復生產的老油井不提液；地質條件差、井況差的油井不提液。措施共涉及油井33口，其中高含水油井22口，中低含水油井11口。提液後保持區塊注采比為1.0。計算表明，提液可增加采出程度0.7%，含水提高1.69%，可見區塊有一定的提液潛力。
（5）注采比優化
在綜合調整的基礎上整體提高水井注水量，保持區塊注采比為1.1。通過計算表明，加強注水後並沒有增加採油量，相反采出程度降低0.65%，含水上升1.85%，開采效果變差。因為加強注水會加劇水的突破，加速油井含水上升。
3.措施效果綜合評價
由圖3可以看出，在井網調整及注采平衡基礎上的油井提液方案開發效果最好。通過方案優化計算，發現目前區塊注采關系不平衡的矛盾最突出，調整潛力最大；其次為井網調整，油井提液可在一定程度上提高產油量，提液後的加強注水對區塊開發不利。
六、應用效果分析
1.根據剩餘油調整老區井網
利用井網調整措施結果，在剩餘油富集區的構造高部位及井網控製程度差的區域鑽新井、側鑽井、更新老井，投產6口井，平均單井日產油8.6t，初期增油能力51.6t/d，含水49.1%，效果較好。
2.局部完善注采井網、平衡注采關系
對局部井網不完善的區域進行注采調整，新鑽注水井一口，轉注油井3口（純63-6、純71-31、純69-19），使周圍9口油井見效，初期日增油18.6t。加強注水3口，周圍對應7口井受效，初期日增油15t。調配水井45井次，見效井15口，其中純69斷塊8口，日增油12.4t，純2斷塊7口，日增油18.4t。
七、結論
應用精細油藏數值模擬建模技術描述純西區低滲透復雜斷塊油藏的斷裂系統和儲集層非均質分布，通過歷史擬合加深了對油藏生產動態、流體性質、斷層封閉性、邊水能量等多方面的認識，合理反映區塊實際地質特徵。
通過油水運移定量分析及剩餘油分布規律的研究，由點及面地描述了純化油田西區沙四段上亞段低滲透斷塊油藏的開發調整潛力方向。
措施調整綜合研究表明，目前區塊注采關系不平衡的矛盾最突出，調整潛力最大；其次為井網調整，油井提液可在一定程度上提高產油量，提液後的加強注水對區塊後期開發不利。
主要參考文獻
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[4]陳永生著.油藏流場.北京：石油工業出版社，1998.
Ⅱ 關於中深層低滲透油藏國內外研究現狀
低滲透油藏滲流規律及其開發對策研究現狀
摘要:低滲透油藏是我國石油工業可持續發展的重要物質基礎，其滲流規律和合理開發策略日益成為油氣田開發研究的熱點。論文對目前低滲透油藏的滲流規律及其開發對策研究現狀進行了調研。調研結果表明低滲透油藏滲流不滿足經典達西流動規律，而是存在啟動壓力。國內外學者對引起啟動壓力的因素及其滲流特點進行了較多的實驗和理論研究。此外，人們還針對低滲透油藏的滲流特徵，從注水時機的選擇，合理井距的確定，壓裂開發技術的選擇，氣驅技術的選擇等方面研究了低滲透油藏的開發對策。這些研究成果為高效合理開發低滲透油藏提供了可靠的理論依據。
關鍵詞:低滲透油藏;滲流規律;開發對策;研究現狀
作者簡介:徐沽，女(1985斗，在讀碩士研究生，主要從事油氣藏開發方面的研究工作。
隨著我國石油工業的發展，東部油田相繼進入高含水期，要保持石油穩產、高產需要開發新的油田。目前新探明的石油儲量中，低滲透油田佔有很大的比例。據初步統計，我國新探明的石油地質儲量中，低滲透油田儲量約佔三分之二。近年來新探明的石油地質儲量中，低滲透油田所佔的比例又有所增加。可見低滲透油藏是我國今後相當長一段時間內增儲上產的主要資源基礎。
目前世界上對低滲透油田並無統一固定的標准和界限，只是一個相對的概念。不同的國家根據不同的時期石油資源狀況和技術經濟條件而制定，變化范圍較大。根據實際生產特徵，按照油層的平均滲透率可以把低滲透油田分為三類I叫:第一類儲層滲透率為1O-50x10訕m ，為一般低滲透油田。此類儲層的特點接近於正常儲層。地層條件下含水飽和度為25 %-50 %，這類儲層一般具有工業性自然產能，但在鑽井和完井中極易造成污染，需採取相應的儲層保護措施。第二類儲層滲透率為l- lOx 1O-3J..Lm ，為特低滲透油田。此類儲層含水飽和度變化較大，部分為低電阻油層，測井解釋難度較大。這類儲層自然產能一般達不到工業性標准，需壓裂投產。第三類儲層滲透率0.1-1x lO-3j.Lm ，它屬緻密低滲透儲層，為超低滲透油田。由於孔隙半徑很小，因而油
氣很難進入。這類儲層已接近有效儲層的下限，幾乎沒有自然產能，需進行大型壓裂改造方能投產。
1 低滲透油藏滲流規律研究現狀
1.1 國外低滲透油藏海流規律研究概況
對於單相流體低速非達西滲流問題，在1924 年，前蘇聯學者H. J. 1 布茲列夫斯基就對低滲透油田的滲流問題進行了研究。並提出在某些情況下，只有當外加壓力梯度超過某一起始壓力梯度時液體才開始流動。在石油滲流的研究中，特列賓首次提出了石油滲流不符合達西流。實驗結果也表明，低滲透介質中的滲流不符合達西定律。Von Engelhardt 和Tuun( 1955) ,Hansbo( 1960 ) , Miller 和Low ( 1963) ， Mitchell 和Younger(1967) , Wang 和四auvin( 1999) ，都曾發現低滲透介質中的非達西現象[4]。這些現象包括隨著壓力梯度的變化滲透率發生明顯的變化(即流速與壓力梯度不呈線性比例關系)和"啟動壓力梯度"(低於啟動壓力梯度滲流不會發生) 。由於缺少一致的實驗資料，研究都是建立在一定的假設基礎上的。庫薩柯夫( 1940) 、特列賓(1945 )、列爾托夫( 1965) 、奧爾芬(1963)通過不同的實驗發現[叫:含表面活性物質的原油滲過很細的沙時，滲透率急劇降低，滲流速度與壓差不成比例變化。當流體的壓力的模Igradpkλ8( 起始壓力梯度)時，流體不流動。他們分段(lgradpl~À8 , lgradpl<À8 )給出了運動方程。Irmay( 1986 )也發現流體通過細粒粘土時，當水力梯度的模小於一個值之前不發生流動，並給出了達西定律變化形式。
1.2 圈內低滲透油藏滲流規律研究概況
國內，鄭祥克，陶永建，門承全等IBl，在Wiggins 等人針對達西流的工作基礎上，推導出含啟動壓力梯度的低速非達西滲流的產能方程，為解析流人動態關系(IPR) 曲線方法在低滲、特低滲透油藏中的應用提供了理論依據。並且根據建立的產能方程分析了實際油田特低滲透儲層的生產動態特徵，應用結果表明，該方法所得結果比試井分析以及岩心實驗結果能夠更好地預測特低滲透儲集層的產能，且結果可滿足工程分析的精度要求;谷建偉，毛振強[9J為解決低滲透油田生產參數變化與中、高滲透油田不同的問題，在考慮低滲透油藏存在啟動壓力、毛管力、重力等因素情況下，推導了低滲透油田油水兩相滲流時生產參數含水率、無因次採油指數、無因次采液指數的變化形式，並具體分析了三種因素對生產參數的影響，結果表明，毛管力和啟動壓力的存在使得含水率增加，重力對含水率的影響與地層傾角有關，並且兩者的存在增加了無因次采液指數，對元因次採油指數無影響;呂成遠，王建，孫志剛[IOJ通過實驗測定了三個不同滲透率級別的低滲透砂岩油藏岩，心樣品的非達西滲流曲線，採用"毛細管平衡法"與傳統的"壓差一流量法"相結合，保證了非達西滲流曲線的完整性。在每塊實驗樣品的平均滲流速度與單位粘度的驅替壓力梯度的關系坐標中，利用一次函數擬合實驗數據點，通過一次函數曲線切線的斜率和截距的變化來描述低速非達西滲流中岩心滲透率和啟動壓力梯度的變化，探討了啟動壓力梯度與空氣滲透率、流體粘度、驅替壓力梯度的關系以及低速非達西滲流段的滲透率變化與空氣滲透率和單位粘度的驅替壓力梯度的關系，並回歸得到了經驗公式;黃爽英，陳祖華，劉京軍等[11]針對低滲透砂岩油藏存在啟動壓力梯度的特點，以具有啟動壓力梯度的滲流公式為基礎，求出地層穩定生產時徑向流產量公式及壓力分布公式，用物質平衡法求解出低滲透油田注水見效時間與注采井距的關系。結果表明低滲透油田壓力波傳播時間與壓力梯度關系密切，注水見效時間與啟動壓力梯度成正比，與井距的立方成正比。該方法用於寶中區塊合理井距。第7 期徐潔等低滲透油藏滲流規律及其開發對策研究現狀9的確定，方案實施後，實際注水見效時間與計算值相符。吳景春，袁，賈振岐等(12)選取滲透率在0-50x10-3J.Lffi 天然岩心和人造岩心進行了室內滲流實驗。通過實驗研究了低滲透油藏啟動壓差的形成機理及變化規律、非達西流動的產生條件及其滲流規律，並建立起三類流體非線性滲流時的流動方程;鄧英爾，劉慈群(131根據低滲透介質非線性滲流運動規律三參數連續函數模型，用質量守恆定律及橢圓滲流的概念，建立了低滲透介質中兩相流體橢圓非線性滲流數學模型，運用有限差分方法和外推方法求得了模型的解，導出了兩相流體橢圓非線性滲流條件下油井見水前後開發指標的計算公式，並進行了實例分析。結果表明:非線性滲流對含水飽和度分布影響較大;非線性滲流使得水驅油推進速度比線性滲流的快，使油井見水時間提前，使得石油開發指標變差;非線性滲流使得同一時刻的壓差比線性滲流的大，使石油開發難度加大。這為低滲油藏垂直裂縫井開發工程提供了科學依據;賈振岐，王延峰，付俊林等(14認為流體在低滲低速下滲流時，具有一定的彈塑性。實驗證明，這種特性與介質和流體的種類和性質有關。低滲透油藏的孔隙越小、喉道越窄，孔喉比就越大，因此具有很大的比表面能和自由能。而固、液表面的分子作用力越強，則啟動壓力就越高。在注水開發過程中，相界面的變化引發了多種物理過程和化學反應，進而引起流體的非達西滲流特徵。程時清，張盛綜，黃延章等問研究了低滲透油藏低速非達西徑向滲流的動邊界問題，給出了高精度的積分解，分析了啟動壓力梯度對壓力分布的影響，發現啟動壓力梯度越大，井底附近壓力下降越快，外邊界傳播越慢;周涌'忻，彭仕必，李陽等問認為流體滲流的非線性和流態的多變性是復雜介質儲層中的主要特徵。根據實驗滲流曲
線的非線性特徵，並結合微分原理，提出了一種廣義的滲流描述法。該方法不但可以描述流體滲流的非線性，而且還能方便地確定出流體在任一流速或者任一壓力梯度下的滲流方程，從而可以有效地描述滲流過程中流體流態的多變性;薛芸，石京平，賀承相[1η根據表面與膠體化學近代原理和有關實驗資料，將低速非達西流動歸咎於測試系統受污染而引起的實驗誤差、流動邊界層性質異常或水膜等均難以成立。他們認為，液體在干岩樣中的低速非達西流動可能與多孔介質中膠體顆粒進入孔隙流體引起的塑性流動有關，氣體在含水岩樣中的低速非達西流動可能與相滲透率滯後導致的水在岩樣中的重新分布有關。黃延章(18)通過對大量實驗資料的分析，總結給出了低滲油層中油水滲流的基本特徵:( 1 )當壓力梯度在比較低的范圍時，滲流曲線呈下凹型非達西滲流曲線;(2) 當壓力梯度較大時，滲流速度呈直線增加，直線段的延伸與壓力梯度軸的交點不經過坐標原點，該點稱為平均啟動壓力梯度; (3)滲流特徵與滲透率和流體性質有關，滲透率越低或原油粘度越大，下凹型非達西曲線段延伸越長，啟動壓力梯度愈大。2 低滲透油藏開發對策研究現狀
2.1 國外低滲透油藏開發對策研究概況國外低滲透油藏開發時間長，從美國1871 年發現著名的勃萊德福油田起，已有100 多年的歷史了。國外認為，低滲透油田尤其是高壓低滲透油田初期壓力高、天然能量充足，最好首先選用自然能量開采，盡量延長無水和低含水開采期，他們一般都先利用彈性能量和溶解氣驅能量開采，但是油層產能遞減快，一次採收率低，只能達到8 %-15 %。進人低產期時再轉人注水開發，採用注水保持能量後，二次採收率可提高到25 %-30 %。
經過對美國、原蘇聯、加拿大及澳大利亞(19)等20多個低滲透砂岩油田的調研發現，天然能量以溶解氣驅為主，其次為邊水驅和彈'性驅。含水飽和度最高為55 %，最低為8 %，平均為22.7 %，一次採收率最高為30 %(美國的快樂泉弗朗梯爾"A"油藏) ，最低為6.5 %(加拿大帕賓那油田) ，平均為15.8 %。二次採收率最高為31 %(蘇聯的多林納維果德油藏) ，最低為1.5 %(美國的斯普拉柏雷油田)。平均為25.39 %。據對國外油田的統計，大部分是優先利用天然能量開采，只有極
少數油田投產即注水。注氣也成為許多低滲透油田二次和三次開采方法，如西西伯利亞低滲透油田，採用注輕短館分段塞、干氣段塞和氣水混合物達到混相驅，驅油效率比水驅提高13 %-26 %，取得了令人鼓舞的效果。斯普拉柏雷油田從1995 年起著手進行注CO2 開發可行性研究， 1997 年底已完成室內研究，隨即進行礦場試驗，第一年採油速度達6% 。根據國內外不同規模礦場實際，見到一定效果的三次採油方法有:混相侄驅油法、二氧化碳驅油法、水氣交注、水氣混注和周期注氣等。據俄羅斯《石油業》2000 年報道，注氣和水氣混合驅油開采低滲透儲層是比較有前景的。他們利用自動評價系統，對低滲透油藏的層系進行評價分析，建議對低滲透油藏進行注二氧。
化碳、注氣態;怪、周期注蒸汽驅油、熱水等開發方法。國外大量研究和實踐證明，當前低滲透油田開發中，廣泛應用並取得明顯經濟效益的主要技術，仍然是注水保持油藏能量、壓裂改造油層和注氣等技術，儲層地質研究和保護油層措施是油田開發過程中的關鍵技術。
2.2 國內低滲透油藏開發對策研究概況
注水時機的研究:我國低滲透油田一般天然能量小，彈性採收率和溶解氣驅採收率也非常低，所以需要採用早期注水、保持地層壓力的開發方式，才能獲得較高的開采速度和最終採收率。但對於彈性能較大和異常高壓油田，可適當推遲注水時間，盡量增加無水採油量，以改善油田總的開發效果。我國低滲透油田研究表明:隨著上覆壓力的上升，滲透率和孔隙度呈下降趨勢，而且其變化過程是一個不可逆過程。因此，低滲透油田必須早注水，以保持較高的低層壓力，防止油層孔隙度和滲透率大幅度下降，保持良好的滲流條件。合理井距研究:目前低滲透油田普遍存在著注水井注不進水，形成高壓區;採油井降為低壓區，采不出油，油田生產形勢被動，甚至走向癱瘓。解決這一矛盾的重點是適當縮小井距，合理增大井網密度。只有這樣，才能建立起有效的驅動體系，使油井見到注水效果，保持產量穩定和提高採收率。合理注人壓力研究:低滲透油田一般採用高壓注水。但隨著注水壓力的不斷提高， 地層壓力水平也不斷上升。這對低滲透油田的開發造成了一定程度的危害。如何保持合理的注人壓力，是低滲透油田需要深入研究的問題。礦場試驗和研究表明:對於一般低滲透油田為了恢復地層壓力，提高油井產量和改善油田開發效果，注水壓力可以適當提高，可以在油層微破裂情況下注水，但注人壓力不能高於能夠誘發套管變形或錯斷
的臨界壓力。而對於裂縫性低滲透油田則要特別注意，要嚴格控制注水壓力不能超過地層裂縫張開和延伸壓力，以防止大量產生套管損壞和油井暴性水淹等嚴重問題。
氣驅技術的研究:C02 71昆相驅、短類氣體混相驅及氮氣驅是提高低滲透油藏採收率的有效手段，採收率可以提高10 %-25lJ毛l觀[21J。針對目前低滲透油田採收率較低的狀況，應積極開展海相驅提高採收率的研究和現場試驗。( 1 )注人怪類混相驅:在高壓下，使注人的天然氣與油層的油發生混相，形成混相帶，隨著注人壓力的提高，混相前緣不斷向前驅掃，從而把油采出來。實踐證實該方法提高採收率效果良好; (2) 注CO2 : 高壓下將CO2 注人油層榕解於原油中，使原油粘度降低、體積膨脹、流動性變好，如果形成混相或局部混相帶，則可降低界面張力，大幅度提高原油採收率; (3)注氮氣:注N2 開發由於其獨特的優越性，自20 世紀70 年代中期以來，得到了迅速發展。實踐證明，埋藏深的低滲透油藏最適宜注N2。在國內，注N2 開發起步較晚，於
1994 年後，華北的雁領油田和江漢油田都進行了現場試驗，取得明顯的開發效果。壓裂開發技術研究:低滲透油藏自然產能較低，一般達不到工業油流標准，必須進行壓裂改造才能進行有效的工業開發，因而，壓裂開發技術是低滲透油田開發的關鍵技術。目前"整體壓裂"優化設計技術[22J是世界近期水力壓裂工藝的一個重要發展，它已不是一般單井增產增注方法。而是油田總體開發方案中的一個重要組成部分。目前針對低滲透油藏的壓裂工藝技術有:限流法完井壓裂工藝技術、投球法多層壓裂工藝技術、封隔器多層分層壓裂工藝技術、COz 壓裂工藝技術、高能氣體壓裂、復合壓裂工藝技術等。
3 存在的主要問題
如前所說，低滲透滲流機理和開發技術研究已經受到國內外學者的重視，並取得了許多成果。但由於低滲透油田的開發是一項涉及面很廣、技術性很深的復雜龐大的系統工程。還有許許多多的方面需要我們去探索。
主要存在的問題還有: ( 1 )低滲透油藏的注水水質對開發效果的影響，包括注人水中的水質對低滲透油藏注入壓力、地層傷害、產能和井網部署的影響;(2)低滲透油藏注水壓力過高，易造成套管變形等危害;(3)低滲透油田自然產能低，往往通過壓裂改造，才能具有工業開采價值， 需要研究適合低滲透油田的壓裂工藝技術; (4)低滲透油田原油日產量較低，用常規開采方式開采，操作成本高，經濟效益差，使得這些油田難以經濟有效動用; (5) 低滲透油藏的滲流存在一個啟動
壓力。
Ⅲ 低滲透油藏概念及劃分
國際石油界用「毫達西」(mD) 作為反映油氣滲透率的基本單位，「毫達西」數值越低，油氣的滲透率就越低。我國通常把滲透率小於50×10-3μm2的油藏稱為低滲透油藏，把滲透率小於10×10-3μm2的氣藏稱為低滲透氣藏。如表1.1 所示，此為我國低滲透油氣藏的傳統劃分標准。
表1.1 我國低滲透油氣藏傳統劃分標准
不同的國家在不同的時期對低滲透油藏的劃分標准不盡相同。比如，在1993年，俄羅斯把滲透率為(50～100)×10-3μm2的油藏定為低滲透油藏，美國把滲透率小於10×10-3μm2的油藏定為低滲透油藏，而中國則把小於50×10-3μm2的滲透率為低滲透油藏，在此基礎上又細分出了低滲油藏、特低滲油藏、超低滲油藏。
不同國家之間之所以出現不同的劃分標准，其原因在於低滲透油藏的劃分與該國的國民經濟發展水平、低滲透油藏的開發技術以及資源量有關。
我國經濟經過幾十年的發展，各行業對原油的需求逐漸增加，而且擁有了對一般低滲透((10～50)×10-3μm2)油藏開發的比較成熟的技術，因此，對低滲透油氣藏重新進行了劃分，其標准見表1.2。
新標准劃分的意義是將一大批過去認為是低品質的儲量轉化為了可動用儲量。如長慶油田，2003年，以滲透率0.5×10-3μm2為下限，計算出鄂爾多斯盆地石油遠景資源量為85.88×108t；如果以滲透率0.3×10-3μm2為下限，則石油遠景資源量可能是120×108t。技術進步、油價上漲都可以使低滲透油氣藏開發的儲層下限下移。
表1.2 我國低滲透油氣藏的劃分新標准
Ⅳ 特低滲透油藏開發方案優化研究——以大古、樊塊為例
趙紅雨鄧宏偉邱國清 參加工作的還有蔣龍，張可寶，王銘寶，周燕，孫玉紅，程育紅等，
摘要大王莊油田大古67塊和大蘆湖油田樊124塊屬特低滲透油藏，平均滲透率為5×10-3～8.8×10-3μm2，油藏埋深3100～3250m，且儲集空間較為復雜，有溶孔和微裂縫存在，開發難度大。本文從低滲透油田的油藏特點和開采規律著手，具體分析了這兩個區塊的開采動態，開展了注水必要性和可行性評價，在此基礎上對影響開發效果的井網、井距、轉注時機及注采比進行優化研究，確定出各區塊的推薦方案，預計當年可建產能9.2×104t。
關鍵詞特低滲透油藏儲集空間微裂縫評價優化推薦方案
一、引言
勝利油區低滲透油田已累積探明石油地質儲量5.8×108t，占總探明儲量的12.6%，其中已動用33個區塊，動用儲量3.6×108t，占探明儲量62.1%。已動用的低滲透油田大部分埋藏較深，在2800m以下，且以構造、岩性油藏為主。空氣滲透率一般小於20×10-3μm2，儲量豐度一般小於100×104t/km2，但原油性質普遍較好。地層原油粘度為0.5～6mPa.s，凝固點26～53℃。油藏具有吸滲驅油的微觀機理，流體滲流不遵循達西定律。油井自然產能較低，一般需要壓裂或其他改造措施，才能獲得較高產能。油井見水後，無因次采液（油）指數隨含水上升降低的幅度大，提液困難，注采井間難以建立一定的驅替壓力梯度。大古67塊和樊124塊屬特低滲透油藏，1994年後陸續採用常規或壓裂方法試采11口井，到1999年9月，平均單井日產油能力12.3t，累積產油2.9370×104t，地層壓力下降快、產液產油量遞減率大。為提高油田開發效果，2000年合理編制了兩區塊油藏開發方案，開展了注水可行性、井網、井距、注水時機和注採的設計與優化研究工作。
二、地質特徵
大王莊油田大古67塊位於車鎮凹陷大王莊鼻狀構造帶大一斷層上升盤中段，北以大一斷層為界與大王北油田相接，南以大古2塊與大古82井區相連，是一個四面為斷層封閉的斷塊油藏。樊124塊位於濟陽坳陷東營凹陷西南部的金家－樊家鼻狀構造帶西翼，大蘆湖油田的西南部，西鄰高青油田。
大古67塊主力含油層系為二疊繫上石盒子組萬山段，自下而上共分三個砂層組，總有效厚度為33.1m。在構造腰部附近有效厚度相對較大，達40m以上，向南北兩側逐漸變薄。大古67塊萬山段地層屬河流相沉積，儲集層岩性以中、細砂岩為主，儲集空間主要以粒間孔為主。平均孔隙度13.4%，平均滲透率8.8×10-3μm2，屬低孔、特低滲儲集層，且儲集層層間、層內非均質性較嚴重。油藏類型為層狀斷塊油藏，塊圈定含油麵積3.3km2，石油地質儲量396×104t，儲量豐度120×104t/km2，為深層、中豐度儲量。
樊124塊主要含油層系為沙三下亞段。砂體西北厚度大，並呈條帶狀或朵狀向東南減薄直至尖滅。樊124塊沙三下儲集層為湖泊三角洲沉積，儲集層岩性為粉、細砂岩，儲集空間為殘留粒間孔、溶蝕孔、微孔隙。平均孔隙度14.1%，平均滲透率5.0×10-3μm2，屬低孔、特低滲儲集層。油藏類型屬具有邊水的構造－岩性油藏。塊圈定含油麵積3.5km2，石油地質儲量202×104t，儲量豐度58×104t/km2，屬深層、低豐度儲量。
三、開采動態和注水可行性研究
1.開采動態分析
目前兩油藏都經歷了試油試采階段，在試油試采過程中有以下特點。
大古67塊和樊124塊試油井均見油，但一般都需壓裂投產才能獲得較高產能。隨著開采時間的延長，由於能量補充不及時，各井日產油能力下降較快，特別是壓裂井下降速度更快。分析試采時間較長的8口井的遞減情況，常規井月遞減率為5.1%，而壓裂井月遞減率則高達13.2%。
2.注水可行性研究
（1）油層條件有利於注水
兩區塊油藏屬弱、弱－中等水敏性油層，注入標准鹽水，滲透率比值幾乎無影響；注入蒸餾水，滲透率比值下降6.4%～30%左右。樊124塊油層屬非速敏，大古67塊油層中等速敏，但臨界流速高達2.82m/d，測算在此臨界流速下，當日注水量為90m3，注水生產壓差6.9MPa時，對儲集層的傷害半徑僅為50cm。根據低滲透油田啟動壓力與滲透率變化關系的經驗公式，計算得到兩油藏注水啟動壓力分別為13MPa和17MPa，要求注水泵壓在30MPa左右，不超過目前注水工藝設備能力。
（2）同類型油田類比
目前兩區塊均無試注水資料，但與國內幾個主要的低滲透油田（馬西深層、牛25-C砂體和大蘆湖油田）的油藏地質條件類比，兩區塊的油藏埋藏深度，有效厚度處於幾個油藏的中間，只有孔隙度、滲透率參數略低，而這三個油藏預測的水驅採收率都在18%以上，因此在這兩個油藏實施注水開發也是可行的。
四、開發方案優化研究
1.開發方案設計
1）設計原則
特低滲透率油田的滲流機理和開采規律，決定了影響其開發效果的因素較多，本次開發方案只針對井網、井距、轉注時機、注采比4個敏感性參數進行優化，故制定了以下設計原則。
（1）考慮國內幾個低滲透油田開發經驗
馬西深層、牛25-C砂體、大蘆湖油田等是目前國內開發較為成功的低滲透油田，故在方案設計時充分考慮其初期布井方式的選擇、轉注時機的確定，以及開發後期注采井網的調整等。
（2）立足於早期注水開發
兩區塊地飽壓差大（18.27～20.16MPa），利用地層能量開採的餘地較大，但彈性產率低。另據瓊斯實驗室試驗結果表明，隨著地層壓力下降，裂縫逐漸閉合，從而降低流體的滲流能力，動態上則表現為產量迅速下降。因此要使油藏有較高的採油速度和單井產量，必須早期注水以保持較高的油層壓力。
（3）考慮油藏的地層最大主應力方向
低、特低滲透油田一般都需壓裂投產，壓裂後容易在地層最大主應力方向上產生裂縫，若注采井與地層主應力方向一致，不可避免會造成採油井暴性水淹，因此注采井應與主應力方向保持一定夾角。由地層傾角測井和地應力測試結果，大古67塊地層最大主應力方向為N67.5°E、樊124塊為N78°E。
（4）單井須有一定的有效厚度，並至少鑽遇1～2個主力層
根據油藏地質特徵和試油、試采特點，大古67塊選擇有效厚度大於10m的范圍內布井，樊124塊在有效厚度大於5m的范圍內布井。
2）設計步驟
為更科學優化開發方案，依據上述原則，對井網、井距、轉注時機、注采比4個敏感性參數逐級進行設計，即先設計井網方案，其次為井距、轉注時機方案，最後是注采比方案，上一級參數方案優化結果可直接運用到下一級參數的方案優化中。
2.開發方案優化研究
在油藏地質研究的基礎上，利用VIP數模軟體建立了全油藏地質模型，並劃分網格，網格模型X方向與地層最大主應力方向平行，利用數值模擬方法，結合油藏工程分析，對每一項參數進行了優化研究。預測結果至2019年，預測時間為20年。
1）井網優化研究
根據國內外低滲透率油田成功的開發經驗，此類油田一般採用面積注水方式較為適宜，有利於強化注水，增加註水波及體積，提高水驅採收率。為此，設計並優化了五點法、反九點法、排狀三種面積注水井網，共19個方案。
（1）全部採用直井
數值模擬對大古67塊優化計算了8個對比直井井網方案（表1），計算結果反映出以下特點。
反九點法井網初期採油量高，但含水上升快，采出程度低。採用反九點法井網的1-1方案，採油井數多達16口，注采井數比為1∶5，因此初期產能相對較高，同時為保持壓力平衡和維持較高的採油速度，則注水井注水強度相應地有所增大。但該井網有一部分角井位於水驅主流線上，即注采井與地層主應力方向平行，在較高的注水強度和採油井都壓裂投產的前提下，使得這部分角井過早水淹，產能下降，含水迅速上升。該方案采出程度僅為22.5%，比其他方案低2～4個百分點，開發效果差。即使將這部分角井轉成注水井的1-2方案，開發效果也未得到明顯改善，采出程度只提高了0.2%。
表1大古67塊井網方案數值模擬計算對比表
排狀井網采出程度增幅不大 排狀井網注采井數比為1∶1，為維持壓力平衡，則注水井注水強度有所降低，減小了高速注水條件下採油井暴性水淹的可能性；同時位於地層主應力方向上的注采井距較大，延緩了採油井見水時間，因此其開采效果優於反九點法井網，但采出程度提高幅度不大。3個方案平均采出程度為25.3%，只比反九點法井網高3%左右。
注水井排平行地層主應力方向的五點法井網開發指標最好 方案1-3採用五點法井網，與排狀井網一樣，注采井數比為1:1，注水井注水強度不大，而與排狀井網不同的是該方案注水井排平行於地層主應力，即在人工壓裂裂縫方位上只有注水井或採油井，這就避免了採油井暴性水淹，從而延遲採油井見水時間，擴大注水波及體積，明顯改善開發效果。采出程度比反九點法和排狀井網分別高出5%和2%，且該方案新鑽井數少於其他方案，經濟效益也最高。因此，大古67塊直井井網方案應採用五點法井網。
樊124塊優化計算了7個對比直井井網方案，方案優化結果與大古67塊類似，也應採用五點法井網。
（2）水平井與直井組合
表2樊124塊水平井數值模擬計算對比表
為了應用新技術提高低滲透油藏的開發效果，樊124塊在五點法直井井網方案基礎上設計了4種水平井與直井組合的井網方案，並進行了優化計算（表2）。
從數值模擬計算結果看，由於水平井動用層位少，用一口水平井代替兩口直井的方案1-16和方案1-17指標比全部採用直井的方案1-9差，方案1-18和方案1-19雖比方案1-9多採油2.7×10-3t，但須多鑽一口水平井，同時累積注水和累積產水量都大於直井方案，因此在經濟效益上利用水平井開發樊124塊油藏是不適宜的。而且目前勝利油田利用水平井開發低滲透油藏處於探索階段，採用水平井開采風險較大，故方案設計不採用水平井。
2）井距優化
低滲透油藏儲集層存在非線性滲流特徵，注水驅油時，存在注水啟動壓差，再加上儲集層本身就存在較大的滲流阻力，導致注采井間壓力消耗較大，因此注采井距不宜過大。然而為了提高油井產量，生產井均為壓裂投產，通過壓裂又可適當增大井距。
（1）經濟合理的井網密度和井距的測算
根據勝利油田砂岩油藏的經濟合理井網密度經驗公式，結合兩油藏各自的地質特點，在目前油價下，計算出大古67塊、樊124塊經濟合理的井網密度分別為9口/km2和8口/km2。大古67塊有效厚度大於10m（方案布井區）的含油麵積為2.7km2，則該塊經濟合理的井數是24～25口，折算五點法和九點法井網的合理井距為300m。樊124塊有效厚度大於5m（方案布井區）的含油麵積為2.1km2，則該塊經濟合理的井數是16～17口，折算出五點法和九點法井網的合理井距為350m（已投產井的完鑽井距也在350m左右）。
（2）井距優化計算
在五點法直井井網和測算的經濟合理井距基礎上，對兩區塊分別優化計算了三種不同的井距方案（大古67塊為250m、300m、350m，樊124塊為300m、350m、400m）。在不同井距下開發周期為20年，方案采出程度最高的井距都為各區塊的經濟合理井距，即大古67塊300m、樊124塊350m，采出程度比其他兩個井距方案高1～1.5個百分點，而且此井距在整個開發階段含水都略低於其他井距方案，經濟效益好。由此認為最優井距大古67塊為300m，樊124塊為350m。
3）注水時機優化
根據設計原則，兩油藏都須早期注水且保持較高的油層壓力，考慮油藏目前的壓力水平和現場及地面工程建設所需時間，對比了五種不同壓降下的注水方案（表3），其壓力水平均在飽和壓力以上，壓降為4～15MPa。
從數值模擬指標看，轉注越早，采出程度越高。隨著轉注時壓降的增加，采出程度呈下降趨勢，特別是壓降大於10MPa後，采出程度下降幅度更大。其原因主要是油藏低壓力水平開采，導致油井供液不足。由此說明，油藏應在較高的壓力條件下轉注。但轉注越早，注水量越多，在多採油的同時，采水量相應增加，含水上升速度加快。對比含水變化曲線（圖1），當含水相同時，壓降為7～10MPa轉注的方案採油量相對較多，最終採收率高，經濟效益較優。因此，方案選擇油藏壓降達到7～10MPa時轉入注水開發，預計約在整體投產半年後。
4）注采比優化
選取合適的注采比對於油田注采平衡、實現高產穩產至關重要。為此，主要從恢復、保持地層能量出發，在兩個區塊分別設計並優化了五種不同注采比的開發方案（表4）。計算結果顯示，在相同的井網形式和轉注壓力條件下，注采比越大，累積產油量越多，采出程度越高，當注采比由0.8提高到1.3時，采出程度提高 1～2倍。但注采比超過1.0後，采出程度增加幅度變緩，說明提高注水量在增加採油量的同時，主要是增加了采水量，而在相同含水期內，注采比為1.0的方案累積產油量多，且最終採收率高，經濟效益好。故最佳的注采比為1.0，即油層壓力保持在轉注壓力水平上的開發。
表3注水時機方案數值模擬計算對比表
圖1大古67塊不同注水時機含水量與累積產油量關系曲線圖
5）開發方案推薦
大古67塊推薦注水方案採用五點法井網，注采井距300m，油藏壓降在7～10MPa後轉注，即油藏平均壓力降至18～21MPa，注采比保持在1.0左右；樊124塊推薦注水方案採用五點法，注采井距350m，油藏壓降在7～10MPa後轉注，即油藏平均壓力降至21～24MPa，注采比保持在1.0左右。
3.產能的確定
（1）比採油指數、採油指數的確定
表4不同注采比方案數值模擬計算對比表
大古67塊僅有大671井壓裂後取得初期採油指數資料，該井射開有效厚度9.0m，投產半年多時間測得3個流壓值，分別為22.3MPa、13.7MPa、7.13MPa，所對應的日產油量為22.5t、7.1、2.0t，計算出平均比採油指數為0.162t/(d·m·MPa）。樊124塊計算了樊124-1井、樊125井兩口井初期壓裂後的比採油指數，樊124-1井為0.15t/(d·m·MPa），樊125井為0.17t/(d·m·MPa），平均的比採油指數為0.16t/(d·m·MPa）。分析認為，這些計算值能夠反映採油井初期的開采水平，考慮全面開發對產量的影響，故初期比採油指數兩區塊都取0.15t/(d·m·MPa）。若單井平均射開有效厚度大古67塊按15m、樊124塊按10m計算，則初期平均採油指數大古67塊為2.25t/(d·m·MPa），樊124塊為1.5t/(d·m·MPa）。
（2）無因次採油指數隨含水量的變化
由相滲曲線計算的無因次採油指數隨含水變化曲線可知，見水後無因次採油指數隨著含水量上升逐步下降。在含水量30%以前，大古67塊含水量每上升1%，無因次採油指數下降1%；樊124塊含水量每上升1%，無因次採油指數下降1.1%。
（3）產能的確定
根據初期的採油指數、無因次採油指數隨含水量的變化規律以及油井所對應的生產壓差，並結合數值模擬預測結果，確定出大古67塊第一年單井平均日產油能力為13t，樊124塊第一年單井平均日產油能力為14t。則第一年大古67塊可建成年生產能力5.3×104t，樊124塊可建成年生產能力3.9×104t，共建產能9.2×104t。
五、結論
大古67塊和樊124塊這兩個特低滲透油藏應立足於注水開發，且注水開發是可行的。
兩油藏注水開發方案採用注水井排平行於地層最大主應力方向的五點法井網，合理的注采井距為300～350m，最佳轉注時機為地層壓力下降7～10MPa，注采比保持1.0。
確定特低滲透油藏產能時必須綜合考慮開發動態、油藏工程測算和數值模擬的結果，兩油藏第一年可建產能9.2×104t。
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Ⅳ 腰英台低滲油藏CO<sub>2</sub>驅替特徵及優化開采研究
王 銳 呂成遠 倫增珉 趙志峰 王海濤
（中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083）
摘 要 腰英台油田是低孔、低滲透油藏，原油含蠟量較高，CO2驅很難達到真正混相。通過該油田長岩心CO2驅替實驗，明確了低滲透油藏CO2驅過程中的注采參數變化規律。CO2的注入壓力變化較大，呈現出先升後降的趨勢，CO2驅屬於混相、近混相和非混相的交替變化過程。基於CO2驅提高採收率機理，修正了經典的毛管數理論。結合CO2溶解前後流體高溫高壓物性實驗和不同條件下的長岩心驅替實驗，運用該理論評價並優化了腰英台油田低滲透油藏CO2驅的注采參數，確定了該油田CO2驅的臨界毛管數區域，並得到了該油田最佳的注入速度和油藏平均壓力。
關鍵詞 低滲透 CO2驅 驅替特徵 混相 臨界毛管數
Study on CO2 Displacement Characteristics and OptimizationMethod for Yaoyingtai Low Permeability Reservoirs
WNAG Rui，LV Chengyuan，LUN Zengmin，ZHAO Zhifeng，WANG Haitao（SINOPEC Exploration ＆ Proction Research Institute，Beijing 100083，China）
Abstract Yaoyingtai Oilfield has low porosity and low permeability，wax content is high in crude oil，and miscibility is hard to achieve in CO2 flooding.The characteristics of injection-proction parameters were tested through CO2 flooding in long low permeability cores.The results show that the injection pressure of CO2 increases at first and then decreases.CO2 flooding is an alternative process among miscible flooding，near miscible flooding and immiscible flooding.Based on the mechanisms of CO2 flooding，the classical capillary number was revised.Moreover，the theory was applied to evaluate the injection-proction parameters of CO2 flooding in Yangyingtai low permeability reservoirs combining PVT parameters before and after CO2 dissolving into crude oil.Eventually，the critical capillary number of CO2 flooding was determined to design optimum injection rate and reservoirs average pressure.
Key words low permeability reservoirs；CO2 flooding；displacement characteristics；miscibility；critical capillary number
大多數氣驅過程均被劃分為非混相驅和混相驅。非混相過程中，注入氣通過與油藏流體的相互作用，使得原油黏度降低、體積膨脹，驅替相與被驅替相的流度比改善，界面張力降低，從而增大了毛管數，降低了殘余油飽和度，提高了原油採收率。在混相驅中，注入氣與原油間的界面張力為零，毛管數增至無窮大，驅替相與被驅替相間形成混相，驅替效果達到最佳。當地層壓力大於最小混相壓力時為混相驅，小於最小混相壓力時為非混相驅［1］。
氣驅過程中是否必須達到混相或非混相的程度或近混相一直是爭論的焦點。1986年，Zick首次提出了近混相的概念，並在Shyeh-Yung的長細管實驗中得到了驗證，即在最小混相壓力以下時，CO2驅採收率不會急劇降低［2，3］。Christensen觀察到多次接觸混相過程中很難區分混相和非混相過程。這就導致實際驅替過程中存在著諸多不確定性，實際油藏中的諸多因素引起的注入性損失或壓力保持失敗均會導致混相和非混相過程存在波動［4］。Rogers和Grigg認為毛管數中界面張力是最敏感、最容易改變的參數，因此混相驅中降低界面張力是成本相對較低的措施。但是，非混相、近混相、混相驅的界面張力值存在重疊區域。在改善毛管數時，黏滯力也是一個必須考慮的因素。而黏滯力與油藏非均質性、岩石的物理性質、油藏中的竄流等因素緊密相關［5］。Rao認為當混相狀態達到時，非水濕油藏中化學物改變油藏潤濕性的作用可能沒有水濕油藏中混相作用最大化孔隙驅替效率顯得重要。計秉玉等考慮了低滲透油藏中壓力分布的不均勻性，提出了混相體積系數、半混相體積系數和非混相體積系數的概念，綜合考慮了油藏壓力分布對CO2驅混相狀態的影響［6］。
在油藏條件下，混相與非混相沒有嚴格的界限，僅僅以最小混相壓力來評價CO2驅，特別是在低滲透油藏中的驅油效果存在著嚴重的不足和缺陷。本文針對腰英台油田腰西區塊的油藏特徵，結合CO2與油藏流體的相態變化規律及界面特性，進行了CO2驅長岩心實驗，並運用修正的經典毛管數理論對該油藏CO2驅效果進行了綜合評價。
1 腰英台低滲油藏CO2驅替特徵
腰英台腰西區塊油藏溫度為97.53℃，原始地層壓力為22.64MPa。地層原油黏度為2.12mPa·s，密度為0.7792g/cm3，屬於含蠟量較高的輕質黑油油藏。選取腰英台油田現場岩心6塊，用熱縮套拼接後裝入鉛套夾持器中。在油藏溫度下，將岩心抽空24h後，直接飽和原油，並在一定回壓下進行CO2驅替實驗，實驗完畢後用石油醚和酒精清洗岩心至產出液清澈為止，重復上述操作，完成不同回壓條件下的驅替實驗。
1.1 低滲透油藏CO2驅注入壓力變化特徵
在CO2驅油礦場試驗中，觀察到一些不用於常規開發方式的生產特徵，油藏條件下的生產特徵影響因素眾多，難以分析壓力的變化原因［7～9］。通過低滲透長岩心CO2注入實驗，可以觀察到注入端驅替壓力的變化特徵，結果如圖1所示。其中，岩心長度為30.4cm，直徑為2.54cm，滲透率為4.034×10-3μm2，孔隙度為16.4％。
從圖1中可以看出，CO2驅存在一定的啟動壓力，當驅替壓力大於該值後，CO2才能注入岩心中。CO2從注入到產出，其注入壓力變化范圍為1.0～3.5MPa。CO2驅注入壓力變化曲線可分為3個階段，即壓力上升階段、壓力急劇降低階段、壓力穩定階段。壓力上升階段為CO2與原油兩相流動區域，由於毛管力及兩相流動阻力，導致注入壓力不斷升高。壓力急劇下降的原因有兩種：CO2在原油中的溶解效應造成壓力緩慢降低；CO2氣體突破使得流動阻力降低。壓力穩定階段為氣體完全突破階段，即產出端氣油比較大，此時的壓降主要是由於氣體流動產生的。
圖1 低滲透長岩心CO2驅注入壓力變化曲線
1.2 低滲透油藏CO2驅產油特徵曲線
通過低滲透長岩心CO2驅替實驗，記錄並觀察CO2驅產油及採收率變化規律，結果如圖2所示。
圖2 低滲透長岩心CO2驅產油特徵曲線
從圖2中可知，CO2注入初始階段，原油產出較少。隨著CO2注入量的增大，採油速度緩慢增大。當注入壓力達到最大時，採油速度最大。當注入壓力急劇降低時，採油速度緩慢下降。當注入氣完全突破時，採油速度急劇降低。
通過對低滲透長岩心CO2驅替特徵的認識可知，在CO2注入過程中，驅替壓力是一個先升後降的動態過程，相應的產油規律也表現出相應的特徵。顯然，在常規長細管法測得的最小混相壓力以上注入CO2，並不能保證驅替過程中或者注采壓力的沿程分布在最小混相壓力以上，即實際CO2驅替過程中很難達到真正混相，而是混相、近混相和非混相交替變化。因此，本文從這一角度出發，綜合考慮了CO2與原油的相互作用，確定了優化評價CO2驅替效果的方法。
2 腰英台低滲油藏CO2驅優化開采方法
2.1 CO2與油藏原油相互作用後的參數變化
CO2注入油藏後，與油藏流體間的相互作用將會使其性質產生較大的變化，進而對原油的產出產生較大影響。通過CO2與原油的高壓物性實驗，得到了CO2對原油性質的影響規律。
2.1.1 不同壓力下原油中CO2的溶解特性
在油藏溫度下，通過高溫高壓PVT系統測量不同壓力下的CO2在腰英台原油中溶解規律，結果如圖3所示。
圖3 單位摩爾原油中溶解氣體量與壓力的關系
從圖3中可知，隨著體系壓力的增大，CO2在原油中的溶解度增大。在實驗壓力范圍內，通過回歸，得到單位摩爾原油中溶解CO2的量與體系壓力p的關系式，擬合相關系數為0.995。
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2.1.2 CO2溶解前後的流體黏度比變化
當CO2溶解進入原油後，驅替相與被驅替相的黏度比會產生變化，通過高溫高壓毛細管黏度計測量得到不同壓力下溶解CO2後的黏度比，結果如圖4所示。
圖4 溶解CO2 前後CO2 與原油教度比變化曲線
從圖4中可知，在溶解CO2前後，CO2與原油的黏度比即驅替相與被驅替相之比隨著CO2溶解的增大而增大，且當CO2溶解量較大時，兩者的黏度比變化變緩。通過回歸得到黏度比變化值與單位摩爾原油中溶解的CO2的量的關系式，擬合系數為0.971。
油氣成藏理論與勘探開發技術：中國石化石油勘探開發研究院2011年博士後學術論壇文集.4
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為溶解CO2後的氣液黏度比，μg/μo為溶解CO2前兩者的黏度比。2.1.3 CO2溶解後原油的膨脹系數
隨著CO2溶解進入原油中，原油的體積會產生膨脹，這種膨脹作用將有利於原油的產出。通過體積膨脹實驗，研究了不同注入比時的原油的體積膨脹系數（圖5）。
圖5 溶解CO2後的體積膨脹系數變化曲線
由圖5可知，隨著溶解CO2量的增大，原油的體積膨脹系數也逐步增大。通過回歸，得到體積膨脹系數與單位摩爾原油中溶解氣量的關系式，擬合系數為0.996。
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式中：β＝Vog/ Vo，Vog為溶解CO2後的原油體積，Vo為未溶解CO2時的原油體積。
2.1.4 CO2與原油間的界面張力變化
CO2注入油藏後，CO2不斷抽提原油中的輕質組分，同時CO2不斷溶解進入原油中，使得原油與CO2間的界面張力不斷降低。通過高溫高壓界面張力儀進行了腰英台油藏溫度下壓力對CO2/原油間界面張力的影響實驗（圖6）。
圖6 CO2與原油間的界面張力與體系壓力的關系
從圖6可知，CO2與原油的界面張力隨著體系壓力的增大逐步降低。當體系壓力較大時，CO2與原油間的界面張力降低幅度變緩，但並沒有達到零值。通過回歸得到界面張力值與體系壓力的關系式，擬合系數0.998。
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式中：σog為CO2與原油間的界面張力；p為體系壓力。
2.2 低滲透油藏CO2驅的綜合評價方法
CO2注入過程中，在較高壓力下，CO2與原油間的界面張力值沒有達到零值，且驅替壓力是一個動態變化量，隨著驅替過程的進行，驅替壓力會降低，表明腰英台油田CO2驅很難達到真正混相，其應該是一個混相、近混相和非混相的漸變過程。那麼，如何評價CO2驅的綜合驅油效果。最初人們研究混相驅的出發點是毛管數的定義，即毛管數中界面張力是最敏感、最容易改變的參數，既可以達到零值，又能增至無窮大。腰英台油田原油與CO2的界面張力值在很高的壓力下不為零。因此，應該從最初的毛管數理論來評價CO2驅。本文綜合考慮了CO2溶解進入原油前後兩個狀態下油藏原油物性的變化，並結合不同注入速度和油藏壓力下的驅油實驗，通過修正的毛管數理論來優化CO2驅的注采參數。
2.2.1 修正毛管數理論
經典的毛管數理論是為了研究水驅或氣驅過程中殘余油與毛管數之間的關系，毛管數即為黏滯力與毛管力之比，與流體黏度、驅替速度和界面張力有關。氣驅提高採收率機理除了與上述因素有關外，還包括氣體的溶解膨脹作用、黏度降低作用、界面張力降低作用、黏度比改善作用等。因此，應該綜合上述因素，對毛管數進行修正，如下所示：
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式中：v為滲流速度；β為體積膨脹系數；α為黏度比改善系數；n為常數；σog為油氣界面張力；θ為氣液潤濕接觸角；μo為注入氣體的黏度。
氣體溶解進入原油後，體積發生膨脹，促進了原油的產出，即使得原油流動速度增大；原油黏度降低，降低了流動阻力；同時，氣油的黏度比改善有利於提高平面波及效率，抑制黏性指進的發生；CO2與原油間的相互作用降低了相間的界面張力。氣驅過程中，體積膨脹系數的增大、原油黏度的降低、氣油黏度比的改善為驅油的有利因素，油氣界面張力為驅油的阻力。根據Habermann關於氣驅過程中黏度比對平面波及效率的影響研究，取n＝0.2734［10］。根據實驗測得CO2驅過程中的潤濕接觸角接近0°，故忽略潤濕性的變化。
2.2.2 低滲油藏CO2驅實驗綜合評價
在腰英台低滲長岩心中分別進行了不同注入速度（0.08、0.10、0.15、0.20、0.40、0.80mL/min）和不同油藏壓力（7.66、12.05、18.05、22.05、26.05、30.05、34.05MPa）下的CO2驅油實驗，通過修正毛管數綜合評價並優選注采參數，結果如圖7所示。
圖7 CO2驅過程中毛管數與殘余油飽和度之間的關系
從圖7中可以看到，CO2驅毛管數與殘余油飽和度的關系可分為兩個區域：殘余油飽和度快速降低區、殘余油飽和度緩慢降低區。在第一個區域中，隨著毛管數的緩慢增大，殘余油飽和度急劇降低；在第二個區域中，隨著毛管數的持續增大，殘余油飽和度降低幅度變緩。兩個區域交叉的區域為臨界毛管數區域，即毛管數在5.0×10-5～6.0×10-5之間。當毛管數超過該區域後，隨著毛管數的增大，殘余油飽和度降低幅度很小，即增大毛管數對於提高原油採收率作用不大。在臨界毛管數區域內，注入速度為0.4mL/min，油藏平均壓力在27.2～31.4MPa之間，CO2驅能達到最佳驅油效果。
3 結 論
1）腰英台低滲透油藏CO2驅替過程中，注入壓力先升後降，注采參數呈現出相應的變化趨勢。基於這種驅替特徵，CO2的驅替過程應為混相驅、近混相驅和非混相驅的交替變化過程。
2）CO2溶解前後，油藏流體物性參數變化較大。隨著溶解CO2量的增大，氣油黏度比逐步改善，原油體積膨脹系數逐步增大。同時，CO2與原油的相互作用使得相間界面張力逐步降低。當體系壓力較高時，CO2與原油間的界面張力並沒有達到零值。
3）基於CO2驅提高採收率機理，修正了經典毛管數理論。運用該理論優化並評價了該油藏CO2的注采參數，確定了臨界毛管數區域為：5.0×10-5～6.0×10-5，即最佳的驅替條件為：注入速度0.4mL/min，油藏平均壓力27.2～31.4MPa。
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Ⅵ 低滲油田開發研究現狀
1.3國內外研究現狀
近年來，隨著中低滲儲量所佔比例的不斷增加，中低滲油藏的合理開發已成為油藏開發研究及實踐的重點之一，並已取得了顯著的成果，主要包括：
1.3.1精細研究地應力場及裂縫分布規律
地應力場及裂縫分布規律研究具有重要意義，它在注采井網設計、鑽井過程中井壁的穩定性、地層破裂壓力的預測、油層改造措施中裂縫方位及幾何尺寸的預測、油水井套管的應力損壞分析等方面具有重要作用[1-4]。
地應力場及裂縫分布規律主要包括以下內容：裂縫成因、裂縫體系及其分布，裂縫參數，裂縫延展性，現今應力場狀態及其對裂縫開啟性與封閉性的影響，儲層裂縫特徵及評價。
主要研究手段是：利用地震資料研究儲層裂縫形成的構造背景，應用區域露頭地質調查資料，利用岩芯資料、通過古地磁恢復研究裂縫特徵，利用測井資料計算分層應力剖面，採用現場測試技術研究地應力分布，應用應力——應變理論、採用數值模擬技術研究應力場狀態和裂縫發育分布規律。
1.3.2合理部署開發井網
中低滲油藏儲層非均質性嚴重，天然裂縫和人工裂縫加劇了儲層的非均質性，開發井網是否適應這種地質條件，將對開發效果產生重大影響。研究開發井網的合理部署，就是要研究開發井網與儲層非均質性、特別是與裂縫分布的匹配關系，以及合理的井網密度，從而減緩含水上升，提高波及系數，提高採收率。
①井網方式與裂縫的匹配。
理論研究及礦場實踐表明，井網部署與裂縫延展方向是否匹配，影響開發效果[1、2]。當注采主流線最大限度的與裂縫延展方向避開時，水驅控製程度增加；反之，水驅控製程度減小（圖1-1）。
目前一般認為矩形井網對儲層裂縫分布的適應性較好，是值得推薦的布井方式[1、2、6、7]。
②合理井網密度。
科學合理的井網密度應既能使儲量損失小、採收率高、採油速度較高，又能取得較好的經濟效益。對於低滲透油田而言，井網密度是關系開發成功與否的關鍵問題。
低滲透油田注采壓差主要消耗在注采井底附近，注采井間的有效驅替壓差小。渤南油田資料計算的注采壓差剖面表明（圖1-2），80％的注采壓差消耗在注采井底30m范圍內，注采井間的驅替壓差僅占注采壓差的20％[3、4]。因此，低滲透油田注采井距不宜過大。
低滲透油田由於受導壓能力弱和非達西流特性的影響，其井距對產量影響較高滲透油田大。以華北油區留路油田留17塊為例[3、4]，注水井地層壓力為43.7MPa，與之相距300m的採油井地層壓力只有16.2MPa，注采井間壓力消耗達27.5MPa。在兩井間加密採油井1口，注采井距縮短到150m，新採油井的地層壓力為32.7MPa，注采井間壓力消耗為11MPa。調整後油井產能及注水井的吸水能力大幅度增加，單井日產油由4.9t/d上升到8.6t/d，單井日注由17m3/d上升到54m3/d。
井距的大小還受到經濟因素的制約，勝利油區計算的經濟極限井網密度為7-8well/Km2，大於該值，則經濟效益差。
因此，低滲透油田開發應適當採用較小的井距，但應考慮經濟效益，選取適當的井網密度。
1.3.3優化開發方式，提高採收率
低滲透油田、尤其是異常高壓低滲透油田開發方式一般採取初期利用天然能量開采，在壓力下降到一定程度後，選擇適當時機人工補充能量開發。補充能量開發一般採取注水方式，在保證水質的前提下，高壓注水。根據油藏特點還可採用周期注水的方式改善開發效果。另外，低滲油藏國外普遍採用注氣開發。
①充分利用天然能量。
低滲透油田尤其是高壓低滲透油田初期壓力高、注水困難，充分利用天然能量開采，在獲得較高的一次採收率的同時，還可以延長無水採油期，改善開發效果[6、7]。國內外低滲透油田開發通常採取充分利用天然能量的方式開發，取得了好效果（表1-2）。
表1-2 國內外部分油田一次採收率情況統計表
油田名 埋深（m） 原始地層壓力(MPa) 注水時
地層壓力(MPa) 采出程度（％)
多林納麥尼利特 2400 32 23 18.4
馬西深層 3944 56.8 38.8 8.4
中原文東 3450 59.9 33.5 4.9
柰斯庫勒 3478 59.13 39.3 8.14
牛25-C 3250 55 26 4.9
多林納維果德 3000 31.4 20.5 12
渤南五區 3250 33.5 27.6 0.87
②周期注水
周期注水提高水驅波及系數和採收率的機理主要是利用周期性地提高和降低注水壓力的方法增加油層系統的彈性能量，在油層內產生不穩定壓降，從而在不同滲透率區間產生相應的液體不穩定交流滲流。礦場實踐表明[1-4、6、7]，非均質性嚴重的低滲透油田進行周期注水，可以比常規注水提高水驅波及系數10％-25％，採收率提高3％-4％。
③注入烴類混相驅
在高壓下使注入的天然氣與油層中的油發生混相形成混相帶，隨著注入壓力的繼續，混相前緣不斷向前驅動，從而把油采出來。實踐證實該方法提高採收率效果良好。
澳大利亞的締拉瓦拉油田油藏埋深3000多米，儲層滲透率在1×10-3μm2——15×10-3μm2之間，其中40％的儲層滲透率低於5×10-3μm2，儲層非均質性嚴重，連續性差。該油田1982年開始實施高壓注氣混相驅油試驗，1984年在全油田范圍內進行高壓注氣採油，測算採收率比水驅採收率提高20％[1、6]。
美國布里傑湖油田是一個深層低滲透油田，油層深度4680m，原始地層壓力51MPa，儲層平均滲透率為7.9×10-3μm2。該油田由於注水壓力高和水驅採收率低，以及缺乏水源，因此於1970年開始進行高壓注氣，日注氣量在18×104m3/d——43×104m3/d之間，注入壓力27 MPa——33.6 MPa。1970年底注氣見效，產油量由注氣前的461m3/d上升到509m3/d。測算採收率為43.4％，比水驅採收率提高17.4％[2、7]。
④注CO2
高壓下將CO2注入油層溶解於原油中，使原油粘度降低、體積膨脹、流動性變好，形成混相，降低界面張力，大幅度提高原油採收率。
注CO2一般要求為：油層深度610-4000m，地層傾角小，地層壓力為14.1MPa以上，原油性質好。
美國的低滲透油田東北帕迪斯林格油田，油層深度2460-3060m，滲透率為0.9×10-3μm2——8.9×10-3μm2。該油田1953年投入開發，1960年開始注水開發。由於含水上升，產量迅速遞減。1980年開始實施注CO2改善開發效果。注CO2後原油產量大幅度增加，預計注CO2可使油田開發延長13年，提高採收率11％[6、7、10]。
1.3.4應用油層保護技術，防止油層傷害
國外極其重視低滲透油田的油層保護工作，在完井作業時，採用的壓井液和固井水泥比水的密度還低，甚至採用混氮氣柴油作完井液，以保護油層的自然產能。
國內勝利油區結合實際情況[3、4]，自1991年開始進行中深層低滲透砂岩油藏油層傷害機理和油層保護技術的研究，發展並建立了微觀機理研究與宏觀模擬實驗相結合、物模實驗與專家系統判別相結合、室內研究與礦場實施相結合的研究路線與配套研究技術。
主要工作路線為：
①在實驗室利用試驗方法對引起地層傷害的原因進行評價，並建立了相容性流體體系的標准。
②對油藏進行油層物理和岩石礦物學特徵研究，研製能夠定量描述油層傷害的預測工具。
③針對不同類型油藏掌握水岩反應及酸岩反應機理，並研製專門軟體用於注水、酸化增產和解除油層污染的設計。
④形成了控制和解除地層傷害的施工工藝技術。
微觀機理研究主要藉助電子掃描電鏡、電子探針、X衍射、岩石CT層析系統等先進儀器設備以及常規手段對岩石礦物組成、分布形態、孔隙結構特徵等進行綜合分析研究。主要研究低滲透砂岩儲層敏感性礦物以及潛在的傷害因素。
宏觀模擬實驗主要通過引進和自行研製的大型岩芯流動實驗流程，在模擬地層溫度壓力條件下，對低滲透油田開發的各個環節的作業過程和入井液進行評價篩選實驗，探索油層傷害的機理、規律，研究解除和預防措施。
為了對勝利油區低滲透油藏的保護技術進行系統研究，專門建立了大型的油氣層保護資料庫，該資料庫包括59個數據文件庫，包括地質基礎分析化驗參數；鑽、試、采入井液及其現場測試和實施參數；油氣層保護管理參數。
在此基礎上，建立了油層保護計算機專家系統，該系統由神經網路預測、探井預測、水岩反應機理三方面組成，通過該專家系統，可以藉助鑽井岩屑分析資料和錄井資料對油藏有關油層傷害機理和油層保護研究的各種參數（比如敏感性、粘土礦物、孔隙度、滲透率等29個參數）進行專家預測和分析，為油藏開發設計提供依據，解決了探井無岩芯分析資料、開發井分析周期長、分析費用高的難題。
利用上述綜合研究技術，對樁120塊、史深100塊、車西、大蘆湖、渤南、濱南等十幾個油田區塊進行油層保護技術綜合研究攻關，在現場實施過程中取得了重大突破，獲得了明顯的經濟效益。
如孤北地區以前採用高密度、對油層傷害大的絡鐵鹽泥漿完鑽探井38口，只有10口井經過酸化壓裂才獲得低產工業油流，而其它井雖然口口見到良好的油氣顯示，但達不到工業產能。1997年在該地區採取低密度的正電膠泥漿和屏蔽暫堵技術，實施後，孤北105試油產量達到64.2t/d，孤北341試油產量達到40t/d。