■聚 焦

    目前，中国石油低渗透油藏开发动用储量已达60亿吨，年产量近4000万吨左右，几乎占中国石油原油总产量半壁江山，已成为中国石油原油生产持续稳定发展的重要支柱。但低渗透油藏面临着储层条件差、非均质性强、水驱驱替矛盾突出、有效驱替系统难以建立、采收率低等诸多瓶颈技术难题。

    为此，从“十一五”开始，中国石油勘探开发研究院低渗透油藏开发研究团队以国家重大专项为依托，坚持不懈，长期工作在长庆、青海、新疆等油田现场，通过扎实的理论基础研究和大量的实物工作量，经过近10年的刻苦攻关，在低渗透油藏水驱提高采收率技术方面取得重大突破，形成了一系列具有世界领先水平的重大创新成果，现场应用成效显著，研究成果荣获中国石油和化学工业联合会2017年度科技进步一等奖。

    项目主要完成人为宋新民、田昌炳、侯建锋、雷征东、王友净、王文环、龙国清、李军诗、惠钢、彭缓缓、胡亚斐、王方、赵辉、李佳鸿、秦勇等。

    低渗透油藏提高水驱采收率难度非常大，关键问题是对地下储层特征及剩余油分布规律认识不够清楚，主要面临四项技术挑战：一是在低渗透油藏多尺度裂缝、基质微尺度渗流下传统水驱渗流理论适应差，亟待发展低渗透油藏中高含水期水驱规律及渗流理论；二是低渗透油藏发育天然裂缝，普遍需要压裂改造，裂缝系统和基质砂体叠置关系复杂，水驱波及体积小，全油藏有效驱替困难，如何认识并表征储层非均质面临挑战；三是低渗透油藏多尺度裂缝和基质微尺度效应双重作用，在长期注水和压裂下应力场变化明显，导致油水流动规律复杂，传统的双重介质模型及软件适应性差，亟待发展适应低渗透油藏的数值模拟方法及软件，提高剩余油和开发方案优化的精度和可靠性；四是已开发老区缝网配置不合理，缺乏有效的合理注水技术政策优化方法，亟待发展建立不同类型油藏井网加密调整模式，研究制定合理注水技术政策，实现低渗透油藏持续有效驱替和波及体积最大化。

    针对以上技术挑战，中国石油勘探开发研究院低渗透油藏开发研究团队以扩大水驱波及体积、形成持续有效驱替为攻关目标，深化了低渗透油藏动态裂缝、缝网合理匹配关系、非均质性与水驱波及三项认识，实现了基础井网向合理井网、常规水驱向精细水驱、建立驱替向持续驱替三项开发理念的转变，取得了重要的具有国际领先水平的创新技术成果。

    该团队探索建立了动态缝识别与表征技术。针对低渗透油藏，首次提出了动态缝的概念，建立了动态缝识别图版，明确了其成因机理和控制因素，提出了基于岩相和多重分形的天然裂缝识别方法，探索建立了岩石力学、地应力、相控基质非均质性等多属性约束的离散裂缝网络地质建模方法，为动态缝的准确预测和定量表征提供了技术支撑。

    创新形成了低渗透油藏动态缝数值模拟技术。建立了基于流动的基质、动态离散裂缝的多重介质流动模型，形成了动态非结构网格技术，发展了基于流动的自适应精细化网格技术，大幅度节约了模拟时间，建立了渗流场和应力场的强耦合模型和动态离散全三维裂缝模型，研发了自主知识产权的低渗透动态离散裂缝数值模拟软件，实现了动态裂缝延伸扩展过程的精细模拟，大幅度提高了剩余油量化和开发方案指标预测的精度和可靠性，降低了井网调整的风险。

    发展建立了不同类型油藏井网加密调整模式。深化了低渗透油藏水驱规律的认识，明确了低渗透油藏剩余油分布的三大类型和六种规律；提出了以提高河道砂体控制程度和多向水驱受效比例，实现动态裂缝与井网合理匹配，利用动态裂缝侧向驱替扩大水驱波及体积为核心目标的井网加密调整思路，发展并建立了低渗透油藏不同缝网匹配的井网加密调整模式，为低渗透油藏水驱开发调整典型了坚实的基础。

    研究制定了合理注水技术政策。基于低渗透油藏储层非均质特征和水驱动用状况的深化认识，提出了“三分一控制”的精细分注原则，明确了低渗透油藏的分注类型，建立了精细分注标准；提出了“强化注水”向“有效高效注水”转变、“避缝”向“合理利用和控缝”转变的优化研究思路，建立了低渗透油藏注水政策优化图版，制定了合理注水技术政策界限。

    如今，该项目的技术攻关与油田生产实际相结合，研究成果在长庆安塞、南梁、冀东南堡、吐哈鄯善等多个油田得到推广应用，水驱采收率提高3—8个百分点，新增可采储量2500万吨，新增利润17.11亿元。潜力初步评价表明，在中国石油已开发低渗透60亿吨储量中，该技术成果推广可覆盖地质储量30亿吨，新增可采储量1.5亿吨左右。该技术为中国石油原油生产的持续稳定发展提供了有力技术支撑，为我国同类低渗、超低渗油藏的水驱开发起到了重要的指导作用，为推动低渗透、致密油开发理论和技术的发展做出了重要贡献。