胜利油田人造高压油藏技术：累计增油265万吨，预计提高采收率2~10个百分点

胜利油田人造高压油藏技术：累计增油265万吨，预计提高采收率2~10个百分点

胜利油田创新形成人造高压开发技术系列，覆盖地质储量1.62亿吨，累计增油265万吨，预计可提高采收率2~10个百分点。

油井高产的原动力是充足的地层能量。胜利油田特高含水油藏主要是整装、断块等中高渗透油藏，年产油1100多万吨，占据总产量的半壁江山。但通过常规开发技术调整提高中高渗特高含水油藏采收率的幅度有限。胜利油田为此创新提出“人造高压油藏”开发理念，探索形成断块油藏人工边水驱、极复杂断块油藏注采耦合、整装油藏层系互换人造高压均衡开发、低渗透油藏二氧化碳高压混相驱等人造高压开发技术系列，目前已覆盖地质储量1.62亿吨，累计增油265万吨，预计可提高采收率2~10个百分点。

提高采收率是油气开发的永恒课题

胜利油田特高含水油藏主要是整装、断块等中高渗透油藏，年产油1100多万吨，占总产量的半壁江山。

胜利油田开发首席专家、勘探开发研究院院长杨勇介绍，特高含水油藏采出程度仅有29.2%，剩余储量规模大、品位好，大幅度提高采收率对于增加经济可采储量、实现油田可持续发展意义重大。

目前，胜利油田特高含水油藏动用储量近28亿吨。“采收率每提高1个百分点，相当于发现1个亿吨级大油田。”杨勇说，但近10年来，常规开发调整技术提高中高渗特高含水油藏采收率幅度有限，仅为2~4个百分点。

据介绍，世界上水驱采收率最高的油田是俄罗斯的罗马什金油田，采收率达到56%。该油田地质储量45.6亿吨，采出程度51.8%，1993年含水率达到87.5%，近30年保持含水不升、产量稳定，证明水驱同样可以实现较高采收率。

胜利油田勘探开发研究院科研人员仔细分析发现：罗马什金油田高采收率的重要因素是保持高压开发。

他们随即开展室内试验，发现只要保持油藏能量、提高驱替压力梯度，就可以动用更小级别孔喉里的剩余油。

但现实是：胜利油田中高渗油藏地层压力保持水平较低，难以建立高驱替压力梯度。

“不同类型油藏需要不同驱替方式来提高采收率，但从根本上讲，要有充足的地层能量。”杨勇说，开发初期，很多油井都是自喷生产，不需要水驱、化学驱等方式就会有较高的产量。

提高采收率研究，回到了最初的起点：提高地层能量。

其实，胜利油田早就尝试通过恢复地层能量提高采收率。东辛油田辛1沙-4断块，在2008年底时仅开井1口，日产油0.4吨，综合含水率达到97.7%，处于近废弃状态。

2009年，科研人员通过攻关，利用老水井8口，拉大注采井距，加大单井日注水量。1年后，油藏压力提升到原始地层压力的1.2倍，形成了人工强边水高压油藏，油井开井后全部自喷生产。整个试验阶段，未钻一口新井，断块日产油从0.4吨增至54.6吨，含水率降至60%。

“这个试验的关键，一是将注水井距拉大，改变过去形成的注水主流线；二是大量注水不开采，在油藏周边形成巨大的‘水墙’，提高地层能量。”杨勇说，当压力达到一定程度，再次开井，地下水体就像一个巨大的活塞，将零散剩余油推走。

这个试验证实了人造高压方式提高采收率的可行性。随后，各类试验在不同类型油藏展开。

极复杂断块油藏单块含油面积小，科研人员提出“油水井不见面”的注采耦合开发方式，先快速给油藏整体补充能量，油井关井或错层生产，待形成高压油藏后再生产。目前，注采耦合技术已推广115个单元，覆盖上亿吨地质储量，增加可采储量224万吨，增产原油126万吨。

对于整装油藏，科研人员采用层系互换人造高压均衡开发技术，在剩余油潜力区人造局部高压，重塑注采流线，解决地层“饥饱不均”的难题。该技术预计可覆盖地质储量3.1亿吨，增加可采储量500万吨以上。

对于低渗透油藏，胜利油田开展二氧化碳驱试验，实现高压混相驱技术的突破。该技术预计可提高采收率7~20个百分点，增加可采储量潜力在1.2亿吨以上。

断块油藏人工边水驱：“水扫把”高效“驱扫”零散剩余油

屋脊断块油藏是一种重要的断块类型，胜利油田此类油藏地质储量达2.2亿吨。这类油藏上倾方向受断层遮挡，形似屋脊，原油在油藏高部位沿屋脊一线呈窄条带状分布，低部位有几倍到几十倍的天然边水，能量充沛。

经过几十年开发，这类油藏目前综合含水率达95.3%，采收率40.4%，天然能量已衰竭。传统井网是在油水边界内注水，注入水沿主流线突进，形成低效无效循环，高部位油井因高含水关井，部分单元无经济开采价值，处于近废弃状态，但仍有近60%的零散剩余油滞留地下。

科研人员从农村收粮得到启发，依据典型油藏地质及开发特征建立数百个数值模型，对井网井型、水井位置、工作制度、压力保持水平、注采比等参数进行优化，形成变边内注水为边外注水、变小井距注水为大井距注水、变小排量注水为大排量注水、变连续开井为交替开井的人工边水驱技术方法，通过油藏边部人造高压水体形成沿含油边界、具有强动力的“水扫把”，实现含油区内部大片零散剩余油的高效驱替（扫粮食），高部位油井得到效益开采（收粮食）。

现河庄油田河68-8断块地质储量67.3万吨，至2009年底，仅开井1口，日产油1.5吨，综合含水率高达97%，处于近废弃状态。

科研人员先期利用水体中的3口老水井上返注水，注采井距500米，单井日注65立方米，提升地层压力，经过1年形成了强边水高压油藏，充沛的水体给油藏提供了沿边界全范围的驱动力，油井开井后全部自喷。在整个试验阶段未钻新井的情况下，断块日产油从1.5吨增至17.8吨，含水率降至63.5%。整个单元应用该技术后，累计增油1.6万吨，提高采收率4.5个百分点，实现近废弃油藏的新化开发。

目前，该技术已在胜利油田推广29个单元，覆盖地质储量6400多万吨，提高采收率4.3个百分点。

极复杂断块油藏注采耦合：“潮汐式”水动力驱动边角剩余油

极复杂断块是胜利油田代表性的油藏类型，地质储量5.3亿吨，断裂系统复杂，断块破碎，单块含油面积小，有的断块含油面积不到1平方千米，地质储量仅10万吨。

由于注采井距小，一注水就快速水窜，油井含水率快速上升。而不注水，油藏又没有能量，油井供液不足，低液低效甚至不能正常生产。

这类油藏含水率达90.6%，采出程度仅26.6%，非主流线区难以建立有效驱替压差，水驱波及面积小、采出程度低，断边带、夹角剩余油难以动用。

科研人员曾尝试用小排量温和注水方式来减缓含水上升速度，但不能从根本上解决注入水沿主流线突进的问题，也不能充分发挥油藏产能。

科研人员从潮汐过程中得到启示，转变原有“不敢注”的思路，采用“油水井不见面”的注采耦合开发方式，先快速给油藏整体补充能量（涨潮），油井关井或错层生产，以避免注入水沿主流线快速突进造成暴性水淹，待油藏压力达到1.2倍原始地层压力形成高压油藏后，再开油井释放能量（落潮），形成了“潮汐式”水动力，原来没有能量的断边带富集剩余油也获得了渗流动力，油藏整体波及范围扩大。

科研人员针对不同形状、不同注采对应关系的极复杂断块“一块一策”制定注采耦合技术方案，从注入周期、注水量、采出周期、采液量、压力保持水平等方面开展优化，配套分层注采工艺，合理补充能量，大幅度提高水驱波及程度，实现小断块经济有效开发。

东辛油田辛11斜更80断块地质储量8.3万吨，开采11年后采出程度只有12.1%。该断块实际注采井距仅150米。井距过小，导致不敢注水，油藏能量弱，每月间隔开井3天，平均日产油仅0.23吨。

科研人员采取短注（1个月）长采（6个月）的注采耦合方式，快速注水快速补充油藏能量，油井则慢采，减缓含水上升速度、扩大水驱波及范围，地层压力有效恢复。该断块已累计增油1.36万吨，提高采出程度16.4个百分点。

目前，极复杂断块油藏注采耦合技术已推广115个单元，覆盖地质储量1.09亿吨，增加可采储量224万吨。

整装油藏层系互换：“南水北调”引水入潜力区驱油

胜利油田整装油藏动用地质储量12.9亿吨，产量约占总产量的1/4。经过60年开发，井网主流线通道驱替压力梯度高，形成了渗流阻力低的“自然水路”，几乎只产水不产油，成为极端耗水层带。

试验数据表明，特高含水后期油藏，15%的极端高耗水层带消耗了近90%的注水量，而主流线控制不到的区域驱替压力梯度小，剩余油得不到有效动用。

针对注水“饥饱不均”现象，科研人员利用注采调配、抽稀井网变流线等技术调控极端耗水层带，虽然取得了一定成效，但因为注采井位置并没有变，注入水还是沿老流线无效循环，没有进入剩余油潜力区，没有达到理想的引水驱油目的。

受“南水北调”工程启发，科研人员想办法降低高耗水区域的压力梯度，在潜力区形成局部高压，提高注入水利用效率。

孤岛油田西区北馆3-4单元1973年投产，先后经历水驱、聚合物驱、后续水驱开发，采出程度达52.3%。该单元纵向有两套开发层系，高耗水层带交错分布，含水率高达98.1%，按传统认识近废弃，常规手段难以有效开发。

科研人员整体考虑油藏各开发层系，利用老井资源，通过互换井的生产层位，即将过水量大的井调换到过水量少的区域，按需分配注水量，在剩余油潜力区形成人造局部高压，重塑了注采流线。实施后采收率提高2.1个百分点，单元吨油耗水量下降39%，吨油运行成本降低25%，日产油量上升44%。

层系互换人造高压技术，预计可推广覆盖地质储量3.1亿吨，增加可采储量500万吨以上。

低渗透油藏二氧化碳高压混相驱：二氧化碳原油一相溶，胜却注水无数

胜利油田低渗透油藏探明地质储量约12亿吨，占总资源量的1/5。这类油藏禀赋差、渗透率低，储层致密如磨刀石，水注不进、油采不出，地层能量低，采油速度低。

科研人员曾通过小井距加密、精细注水等方式增强低渗透油藏注入能力，但成本高、效果不佳。

他们通过调研和试验发现，超临界二氧化碳黏度低，在地层中的黏度约是地层水的1/10，高压下大量二氧化碳溶解在原油中可以达到混相状态，既能增加地层能量，又能增强原油在地层中的流动性，可解决“注不进、采不出”的难题。

2007年，科研人员在特低渗油藏高89-1块开展二氧化碳驱先导试验，利用二氧化碳补充油藏能量，但由于油藏压力未达到混相压力，未取得预期开发成效。

经过不断研究，科研人员发现，二氧化碳驱要收到好的开发效果，必须实现混相驱替，即在一定压力下，实现二氧化碳与原油相互溶解。已开发的低渗透油藏，地层压力已降至混相压力以下，马上实施二氧化碳驱无法实现混相。能否先补充地层压力，变低压油藏为高压油藏后再实施二氧化碳驱？

2013年，勘探开发研究院与鲁明公司成立高压混相驱项目组，以樊142-7-X4井组为试验区，开始了艰难探索。

“创新要有坚持不懈的恒心。”杨勇说，室内试验只是证实理论可行，要将理论变为技术，还需要多方共同努力，沉下心来，长期攻关。

为了获知油藏压力的提升状态，项目组开展攻关，解决了二氧化碳对电子仪器、橡胶件的腐蚀问题，在6口油井、1口注气井下入井下电子压力计，每天跟踪分析矿场动态，通过组分数值模拟掌握二氧化碳在油藏中的运移规律。

在现场试验的3年里，6口油井始终处于关井状态，项目组15人围着一口注入井搞研究。试验结束时，他们意外创了一项世界纪录——二氧化碳驱长时试井达1860天。

功夫不负有心人。2017年，在注入1.9万吨二氧化碳后，试验井组的油井地层压力由17兆帕升至40兆帕，实现高压混相，油井开井后全部自喷生产，单井日产油由原来的1吨升为6~9吨，以日均产油5吨的水平稳产了两年。二氧化碳高压混相驱技术取得突破。

据了解，二氧化碳混相驱技术可提高采收率7~20个百分点，增加可采储量潜力在1.2亿吨以上。

7月5日，“齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目”在高89-樊142地区正式启动建设。胜利油田在示范工程区块部署注入井73口，预计未来15年可增油近300万吨，实现减碳、增油双赢。

何为“人造高压油藏”？

“人造高压油藏”是全新的开发理念，也是配套的技术系列。通过大幅度提高注入介质的注入强度，重建高压力梯度渗流场，打造高压驱动体系，动用原常压、低压驱动体系下难以启动的小孔隙剩余油，扩大波及范围，实现较大幅度提高采收率。

本文原文来自中国石化报