低渗透油藏提高采收率潜力及方向汇报提纲一、低渗透油田基本特征二、低渗透油田提高采收率的途径三、提高低渗透油田采收率的方向前言长庆油田是陆上典型的低渗透油藏，目前低渗透储量已占80%以上，绝大多数是渗透率在1.0×10-3μm2左右的特低渗储层，常规开发难度大、效益差、采收率低。近年来针对这类特殊储层，开展了诸如裂缝性油藏井网优化研究、超前注水攻关、三次采油试验、注气驱油实践、水平井开发、高含水调控治理等一系列提高采收率的技术偿试，有些已不同程度地见到效果，有些取得了一定的经验或认识，对同类型低渗透油田的开发具有一定的借鉴或指导作用。低渗透油田一般储层构造平缓，岩矿成份混杂，孔隙结构复杂，岩石物性较差，油藏类型较多，单井产能较低。长庆油区油藏多为低渗、特低渗致密砂岩储层，以特低渗为主；含油层系为侏罗系和三迭系，以三迭系为主；侏罗系油层属河流相沉积，受岩性构造控制，为岩性-构造油藏，以细～粗石英砂岩为主，岩性变化大，成岩作用强，物性较差，储集空间以粒间孔为主，喉道细，平均喉道半径2.3μm，分选差，油层润湿性以亲水为主，以马岭、吴旗油田为主。一、低渗透油田基本特征1、储层特征三迭系油层属三角洲前缘相沉积，多为岩性圈闭油藏，以中细粒长石石英砂岩为主，物性差，渗透率一般小于5.0×10-3μm2，孔隙度13.0%以下，储集空间孔隙结构混杂，为溶孔～粒间孔～微孔混合型，喉道细，喉道中值半径仅0.21μm，分选较差，油层润湿性呈中性～弱亲水型，以安塞、靖安、西峰油田为主，储量占80.6%。一、低渗透油田基本特征1、储层特征分层系埋深（m）有效厚度（m）孔隙度（%）渗透率(10-3μm2)喉道半径(μm)三迭系1400～22206.5～18.88.6～13.00.5～10.00.1～0.6侏罗系1100～16504.5～12.314.5～17.926.7～257.41.1～5.7长庆低渗透储层物性参数表长庆低渗透油田由于储层的特殊性，一般原油性质较好。具有低比重、低粘度、低含硫、较高含蜡和较高凝固点的特点•地面原油相对密度:0.8364～0.8949•原油地下粘度:2.2～69.0mPa.s，原油地面粘度:4.3～82.7mPa.s•含蜡:6.6～20.5%，含硫:0.03～0.23%•凝固点:-6.3～23℃，初馏点40～68℃•饱和压力0.77～7.22MPa，气油比为12.0～107m3/t油田地层水水型多样，以CaCl2为主，其次为Na2SO4和NaHCO3型，总矿化度为9621～108000mg/L，对套管腐蚀、结垢较严重。一、低渗透油田基本特征2、流体性质①油井普遍产能较低；②大多数油藏自然能量微弱，需要注水补充能量开发；③由于油藏低渗低产，大部分可采储量在中高含水期采出；④边底水油藏开采多年，继续保持高效开发；⑤三迭系油藏天然微裂缝发育，增加了注水开发的难度；⑥油藏注水后见效见水差异大。一、低渗透油田基本特征3、开发特点汇报提纲一、低渗透油田基本特征二、低渗透油田提高采收率的途径三、提高低渗透油田采收率的方向（1）井网优化针对长庆特低渗透油藏物性差、产能低、储层具有裂缝等地质特征，充分利用微裂缝增加储层渗流通道的特点，抑制裂缝水窜，提高最终采收率开展了一系列井网优化试验。通过采用古地磁、地层倾角测试、微地震声发射测试、野外露头观察等方法，确定了三迭系主力油层天然微裂缝的主方位、人工缝方位，一般在北东70°左右。二、低渗透油田提高采收率的途径1、提高水驱储量动用程度的技术途径安塞长660～7858～7560～70靖安长672.26976～8170华池长375～7968～8069～7870～80储层地应力及裂缝方位测试结果表（NE°）油田层位古地磁测定主应力方位地层倾角微地震声发射测试动态反映见水方向（1）井网优化针对储层物性差、产能低、天然裂缝发育、吸水能力低等特点，优选井网，开展了室内及现场试验。安塞油田长6油层启动压力梯度为0.05Mpa/m左右，当与注水井距离小于180m时，油层中任一位置其驱动压力梯度均大于启动压力梯度，即裂缝侧向排距小于180m。二、低渗透油田提高采收率的途径1、提高水驱储量动用程度的技术途径00.050.10.150.20.250.30.35050100150200250300距油井距离（m)地层压力梯度(MPa/m）r=250mr=200mr=150mr=120mr=100mr=180m不同排距下压力梯度曲线（k=1.5md）00.050.10.150.20.250.30.35...
