中石化科技进步奖！特高含水后期开发攻关的“硬核技术”

中国石化石油勘探开发研究院特高含水开发技术团队 从2010年开始介入东部老油田水驱开发调整研究，通过特高含水油田渗流特征表征，重点围绕剩余油精准描述、细分评价和有效挖潜， 形成了适合于特高含水后期油藏的渗流表征及深部调驱技术，成果荣获2022年度中国石 化科技进步奖二等奖。

“ 中国石化的整装和断块油藏，进入特高含水开发阶段，动用储量占比达到50.2%。 特高含水期是油田开发的重要阶段 ，提高特高含水老油田采收率是保障国家能源安全和实现公司稳油、降本、增效的关键举措。 ” 特高含水开发技术团队负责人、集团公司高级专家吕成远如是说。

储层非均质性与开发动用的不均衡性，导致注水倍数和压力梯度在特高含水油田不同区域分布差异大，对高耗水层带发育和剩余油分布影响大，如何准确体现这些影响？

在大量室内实验资料对比分析的基础上，针对特高含水油田开发出现的水驱新特征，团队通过 剖析不同驱替压力梯度下高注水倍数相渗曲线的特征，建立了高注水倍数相渗曲线和考虑压力梯度变化的相渗曲线表征方法 ，解决了常规幂函数表征偏差大的问题，实现了特高含水阶段油水渗流的准确表征。

通过引入相渗曲线、储层物性和原油性质的动态变化，建立了数值模拟新方法，整合形成一套新软件，解决了室内新认识无法应用到数模中的难题，为特高含水阶段水驱开发模拟提供了技术手段。

针对东部老油田开发，前人开展了大量研究工作，对于剩余油分布的认识，由高含水期的“高度分散、局部富集”转变为特高含水期的“普遍分布、局部富集”。但是“剩余油富集区，是相对于平均剩余油的模糊概念，缺乏统一的划分标准，普遍分布的剩余油是可动油，残余油，还是难动用油？需要进行细分评价。”项目负责人、院高级专家王友启抛砖引玉，提出了项目攻关必须解决的一条拦路虎。

通过对油田开发全过程渗流特征分析，团队提出了依据富集程度对剩余油进行细分评价，创建了特高含水油田“四点五类”剩余油分类方法，即根据4个剩余油分类界限点， 将水驱剩余油划分为：富集油、相对富集油、可动用油、高耗水油和残余油5类 ， 不同类型剩余油的渗流特征和挖潜方式不同。

应用建立的新方法，对胜利油田坨21块等16个区块和埕7-J9等9口取芯井剩余油进行细分评价，特高含水后期富集油和相对富集油占比10%左右，可动用油占比27%左右，高耗水油占比达到58%以上， 提出了特高含水后期“高耗水油普遍分布，相对富集油局部富集”的新认识。

室内实验研究表明，水驱油效率可达70%以上，而目前油田的水驱油平均采收率只有30%左右，中高渗透整装和断块油藏采收率为35%左右，水驱后仍有巨大挖潜潜力。在这“巨大”潜力中，有多少可以通过现有技术开采，有多少是“可望不可及”的？

项目技术首席张莉介绍，为了回答这一问题，基于创建的剩余油分类方法，团队 建立了水驱潜力细分评价方法，将水驱潜力定义为：极限潜力、可动潜力、高耗水潜力和经济极限潜力 。定量评价了中国石化11个整装、断块油田和14个高渗透水驱单元的潜力。

研究表明，特高含水后期水驱极限潜力较大，达到32%以上 ，采用常规方法平均还可提高采收率8.5%，占极限潜力的1/4左右，而近3/4为高耗水潜力，高耗水油将成为特高含水后期大幅度提高采收率研究的重点和难点。

不同类型剩余油如何挖潜，是摆在团队面前的又一条拦路虎。采用室内实验、物理大模型、数值模拟等多种方法，团队探索了挖潜不同类型剩余油的 技术对策：富集油、相对富集油和可动用油采用常规措施即可挖潜，高耗水油挖潜需要采取微观调控+驱油方法， 才能大幅度提高从注入端到采出端全程的微观波及和驱油效率。

历经一次又一次实验，团队研发出 适用于特高含水后期的深部调驱体系。

研究成果是否有效，矿场应用是最好的证明。从2017年开始， 研究成果应用于胜坨油田坨21块、坨7、坨142等16个区块 的精准挖潜调整，取得了良好的开发效果和经济效益， 到2022年底，累积增产原油34.7万吨，增加经济可采储量78.0万吨，增加利润1.3亿元 。