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摘要：针对裂缝性潜山油藏在开发后期，“高水高、采出程度高”与“压力低、采油速度低”的矛盾问题，实施了气驱。总结见效特征：油井含水率持续下降; 注气见效与注水见效的对应关系发生变化; 纵向上高部位气窜严重，影响注气效果。该研究为同类油藏气驱提供了借鉴。
关键词：裂缝;潜山油藏;气驱
引言
裂缝性潜山油藏具有纵向有效厚度大、裂缝发育的储层地质特征，微裂缝是主要的储集空间类型。在注水开发中后期后，产能降低，含水率上升，保持地层压力与控制含水的矛盾突出。
近年来，潜山油藏的气驱研究已经取得阶段性进展，各类油藏的先导试验也取得一定成果。注气提高潜山油藏采收率具有更多优势，一方面注入气能够进入注水无法波及的微细裂缝，提高波及体积;另一方面可以提高驱油效率。
1 概况
1.1 地质特征
杜家台古潜山开发目的层为上中元古界长城系大红峪组。含油面积2.55Km2，地质储量为1049×104t，标定采收率为19.4%，可采储量203×104t。
1.2.1构造特征
杜古潜山是一斜坡背景上北西侧受断层控制的东缓西陡，东西不对称，向南倾没的古地貌山头。
1.2.2 岩性特征
杜古潜山储层岩性主要为变余石英岩，占85%以上;局部发育呈条带状，分布侵入岩主要为花岗岩和闪长斑岩。
1.2.3 储层特征
杜古潜山油藏的储集空间有三种类型，宏观裂缝、微裂缝和少量溶孔。微裂缝是主要的储集空间类型，裂缝孔喉半径一般为0.16～100m?m。
1.2.4 油层发育及油藏类型
杜古潜山属裂缝性潜山油藏，基本属于纯油藏。
1.2.5 流体性质
地下原油密度约为0.7806 g/cm3，原始气油比为40-65m3/t，平均溶解系数为0.38-0.47m3/m3.MPa，体积系数1.127-1.196。地层水平均总矿化度为4415.0mg/L，水型为碳酸氢钠型。
1.2.7温度压力
杜古潜山油藏原始地层压力约为22.8MPa，饱和压力为9.61MPa，原始压力系数为1.003。区块原始地层温度96℃，地温梯度3.45℃/100m。
2 油藏开发矛盾
2.1采出状况差异较大
平面具有明显的分区性。构造高部位油井生产效果较好，且沿断层走向呈条带状分布。
纵向具有明显的分层性。潜山油层上部普遍低产，中部油层是主要产油层，是裂缝发育的主要层位。
2.2 水驱动用差异大
平面上构造高部位水窜严重。在构造腰部注采反应明显，高部位油井普遍见效，水窜较严重，且见效主要方向与断层平行。
纵向上油层吸水单一。吸水厚度仅占射开厚度的29%。吸水层位主要为裂缝发育较好的中部油层。
2.3地层壓力较低
油气驱前油藏采出程度17.22%，采油速度0.06%，累积注采比0.7，地下亏空142×104t。地层压力9.42MPa，边部无注水能量补充，平均6.4MPa。
3 气驱试验
3.1 方案设计
利用现有注采井网，以注采关联井组为单元。注气层位选择油藏中部，一套开发层位，合注合采。注气部位选择纵向上低注高采，构造腰部连续注减氧空气，边缘注水。注水、注气为一套井网，实施过程中可井点轮换，动态调整。设计注采比1：1，实现注采平衡。
4 试验实施效果
4.1 现场实施情况
2015年12月开始，先后杜古25井组、杜古37井组转气驱，其中完善注采井网，实施大修6口，侧钻1口，配套实施监测19井次。
4.2 注气见效情况
2015年12月以来，杜古潜山2个注气井组累注气量为826万方，井组采油速度由0.06%增至0.10%，与水驱方式相比，累计增油0.98万吨。若持续注气开发，预测该油藏最终采收率为22.08%，相比水驱提高2.68%。其中杜25井组采油井9口，8口井受效，对比水驱增加3口;杜古37井组采油井4口，4口井受效，对比水驱增加2口。
4.3 见效特征分析
一是油井含水率降低且受气水交替驱影响。注气阶段驱替剩余油，油井含水率下降;注水阶段补充地层能量，注入水沿水窜通道推进，油井含水率上升。该试验后期在气水交替阶段注入段塞泡沫，对抑制水窜、气窜有一定作用。
二是吸气层位发生变化。注气初期不吸水、次吸水层为主要吸气层，油井增油效果明显。根据杜古25、杜古37两井组早期吸气剖面显示：杜古25上部油层吸水4.6%，吸气达到94.7%;杜古37上部油层不吸水，吸气66.3%。笼统注入的条件下，气驱对比水驱能够改善纵向吸入结构，减少纵向差异
三是气驱见效方向发生变化。水驱阶段示踪剂显示：杜古25井组仅杜古82井见效明显;杜古37井组杜古31有见效反应，见效方向单一。气驱阶段杜古25井组：杜古23、杜古31、杜古79、曙2-09-8、杜古3陆续见效，其中杜古为低产能捞油井，见效前日捞油1.2t，见效后下泵生产，日产油6.5t;杜古37井组：低产能长停井杜古84套压升高。平面上气驱驱替方向发生了变化，并且气驱向多个方向驱替，增大了波及面积。
5 结论
（1）潜山气驱见到初步效果，预测可提高最终采收率2.68%。
（2）裂缝性潜山油藏气驱与水驱见效方向、层位不同。
（3）裂缝性潜山油藏纵向上不同部位注气时均能见到注气效果，裂缝发育、注气轻度、注气方式、地层亏空是气窜主要影响因素。
（ 4）加大注气强度虽然在一定程度上可增加地层能量，但易导致过早气窜。地层亏空程度直接影响气驱效果。
参考文献：
[1] 肖克，李辉，伍友佳，李建. 国内火山岩变质岩油藏注水开发适应性研究 [J].内蒙古石油化工.2006（09）
[2] 姚淑影. 裂缝性潜山油藏注气提高采收率研究 [D].西南石油大学.2011（05）
[3] 张吉昌. 多元注水技术在裂缝性古潜山油藏的探索与实践 [J].特种油气藏 2012（04）
[4] 文玉莲.裂缝性油藏注气提高采收率技术进展[J].西南石油学院学报 2005（06）
关键词：裂缝;潜山油藏;气驱
引言
裂缝性潜山油藏具有纵向有效厚度大、裂缝发育的储层地质特征，微裂缝是主要的储集空间类型。在注水开发中后期后，产能降低，含水率上升，保持地层压力与控制含水的矛盾突出。
近年来，潜山油藏的气驱研究已经取得阶段性进展，各类油藏的先导试验也取得一定成果。注气提高潜山油藏采收率具有更多优势，一方面注入气能够进入注水无法波及的微细裂缝，提高波及体积;另一方面可以提高驱油效率。
1 概况
1.1 地质特征
杜家台古潜山开发目的层为上中元古界长城系大红峪组。含油面积2.55Km2，地质储量为1049×104t，标定采收率为19.4%，可采储量203×104t。
1.2.1构造特征
杜古潜山是一斜坡背景上北西侧受断层控制的东缓西陡，东西不对称，向南倾没的古地貌山头。
1.2.2 岩性特征
杜古潜山储层岩性主要为变余石英岩，占85%以上;局部发育呈条带状，分布侵入岩主要为花岗岩和闪长斑岩。
1.2.3 储层特征
杜古潜山油藏的储集空间有三种类型，宏观裂缝、微裂缝和少量溶孔。微裂缝是主要的储集空间类型，裂缝孔喉半径一般为0.16～100m?m。
1.2.4 油层发育及油藏类型
杜古潜山属裂缝性潜山油藏，基本属于纯油藏。
1.2.5 流体性质
地下原油密度约为0.7806 g/cm3，原始气油比为40-65m3/t，平均溶解系数为0.38-0.47m3/m3.MPa，体积系数1.127-1.196。地层水平均总矿化度为4415.0mg/L，水型为碳酸氢钠型。
1.2.7温度压力
杜古潜山油藏原始地层压力约为22.8MPa，饱和压力为9.61MPa，原始压力系数为1.003。区块原始地层温度96℃，地温梯度3.45℃/100m。
2 油藏开发矛盾
2.1采出状况差异较大
平面具有明显的分区性。构造高部位油井生产效果较好，且沿断层走向呈条带状分布。
纵向具有明显的分层性。潜山油层上部普遍低产，中部油层是主要产油层，是裂缝发育的主要层位。
2.2 水驱动用差异大
平面上构造高部位水窜严重。在构造腰部注采反应明显，高部位油井普遍见效，水窜较严重，且见效主要方向与断层平行。
纵向上油层吸水单一。吸水厚度仅占射开厚度的29%。吸水层位主要为裂缝发育较好的中部油层。
2.3地层壓力较低
油气驱前油藏采出程度17.22%，采油速度0.06%，累积注采比0.7，地下亏空142×104t。地层压力9.42MPa，边部无注水能量补充，平均6.4MPa。
3 气驱试验
3.1 方案设计
利用现有注采井网，以注采关联井组为单元。注气层位选择油藏中部，一套开发层位，合注合采。注气部位选择纵向上低注高采，构造腰部连续注减氧空气，边缘注水。注水、注气为一套井网，实施过程中可井点轮换，动态调整。设计注采比1：1，实现注采平衡。
4 试验实施效果
4.1 现场实施情况
2015年12月开始，先后杜古25井组、杜古37井组转气驱，其中完善注采井网，实施大修6口，侧钻1口，配套实施监测19井次。
4.2 注气见效情况
2015年12月以来，杜古潜山2个注气井组累注气量为826万方，井组采油速度由0.06%增至0.10%，与水驱方式相比，累计增油0.98万吨。若持续注气开发，预测该油藏最终采收率为22.08%，相比水驱提高2.68%。其中杜25井组采油井9口，8口井受效，对比水驱增加3口;杜古37井组采油井4口，4口井受效，对比水驱增加2口。
4.3 见效特征分析
一是油井含水率降低且受气水交替驱影响。注气阶段驱替剩余油，油井含水率下降;注水阶段补充地层能量，注入水沿水窜通道推进，油井含水率上升。该试验后期在气水交替阶段注入段塞泡沫，对抑制水窜、气窜有一定作用。
二是吸气层位发生变化。注气初期不吸水、次吸水层为主要吸气层，油井增油效果明显。根据杜古25、杜古37两井组早期吸气剖面显示：杜古25上部油层吸水4.6%，吸气达到94.7%;杜古37上部油层不吸水，吸气66.3%。笼统注入的条件下，气驱对比水驱能够改善纵向吸入结构，减少纵向差异
三是气驱见效方向发生变化。水驱阶段示踪剂显示：杜古25井组仅杜古82井见效明显;杜古37井组杜古31有见效反应，见效方向单一。气驱阶段杜古25井组：杜古23、杜古31、杜古79、曙2-09-8、杜古3陆续见效，其中杜古为低产能捞油井，见效前日捞油1.2t，见效后下泵生产，日产油6.5t;杜古37井组：低产能长停井杜古84套压升高。平面上气驱驱替方向发生了变化，并且气驱向多个方向驱替，增大了波及面积。
5 结论
（1）潜山气驱见到初步效果，预测可提高最终采收率2.68%。
（2）裂缝性潜山油藏气驱与水驱见效方向、层位不同。
（3）裂缝性潜山油藏纵向上不同部位注气时均能见到注气效果，裂缝发育、注气轻度、注气方式、地层亏空是气窜主要影响因素。
（ 4）加大注气强度虽然在一定程度上可增加地层能量，但易导致过早气窜。地层亏空程度直接影响气驱效果。
参考文献：
[1] 肖克，李辉，伍友佳，李建. 国内火山岩变质岩油藏注水开发适应性研究 [J].内蒙古石油化工.2006（09）
[2] 姚淑影. 裂缝性潜山油藏注气提高采收率研究 [D].西南石油大学.2011（05）
[3] 张吉昌. 多元注水技术在裂缝性古潜山油藏的探索与实践 [J].特种油气藏 2012（04）
[4] 文玉莲.裂缝性油藏注气提高采收率技术进展[J].西南石油学院学报 2005（06）