一体化治理,提升史深100低渗油藏开发效果
住房和城乡建设部关于政协第十三届全国委员会第四次会议第2555号（城乡建设类102号）提案答复的函
住房和城乡建设部关于政协第十三届全国委员会第四次会议第2555号（城乡建设类102号）提案答复的函文章属性•【制定机关】住房和城乡建设部•【公布日期】2021.07.23•【文号】•【施行日期】2021.07.23•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】城市建设正文关于政协第十三届全国委员会第四次会议第2555号（城乡建设类102号）提案答复的函九三界：《关于补齐污水收集管网基础设施短板的提案》收悉，现答复如下：“十三五”以来，我部会同国家发展改革委等部门按照党中央、国务院的部署要求，研究制订政策措施，加快补齐城镇污水收集和处理设施短板。
联合国家发展改革委等部门印发《全国城市市政基础设施建设“十三五”规划》（建城〔2017〕116号）、《城镇污水处理提质增效三年行动方案（2019-2021年）》（建城〔2019〕52号）、《城镇生活污水处理设施补短板强弱项实施方案》（发改环资〔2020〕1234号）、《关于推进污水资源化利用的指导意见》（发改环资〔2021〕13号），指导和督促各地加快污水管网基础设施补短板工作。
2021年6月，国家发展改革委联合我部印发《“十四五”城镇污水处理及资源化利用发展规划》（发改环资〔2021〕827号），明确“十四五”期间将继续把污水管网改造、建设作为重点工作。
一、关于对全国污水管网情况开展全面调查和改造开展污水管网排查是推进管网等设施建设改造的前提。
我部制定的《城镇排水管渠与泵站运行、维护及安全技术规程》（CJJ 68-2016）明确了排水管网的日常巡查、检查与评估的要求，对管渠的功能状况应按照1—2年为周期进行检查，对管渠的结构状况应按照5—10年为周期进行检查。
建城〔2019〕52号文件明确提出，要建立污水管网排查和周期性监测制度，全面排查污水管网等设施功能状况、错接混接等基本情况及用户接入情况；依法建立市政排水管网地理信息系统（GIS），实现管网信息化、账册化管理，逐步建立以5—10年为一个排查周期的长效机制和费用保障机制；城市污水处理厂进水生化需氧量（BOD）浓度低于100毫克/升的，要围绕服务片区管网制定“一厂一策”系统化整治方案，明确整治目标和措施。
浅谈地质工程一体化的应用研究
浅谈地质工程一体化的应用研究摘要地质工程已经成为石油资源勘探和开发，尤其是复杂油气藏的发展方向。
这种整合具有非传统性、异质性和多样性等特征。
所以，综合地质研究和产业化施工是实现复合油藏增产增效的重要途径。
本文阐述了“地质工程集成”的概念，内容，意义，发展现状，以及未来的发展趋势。
当前，这一技术的适用领域和尺度还很有限，未来的发展趋势应该是扩大其在多个领域和不同发展阶段的应用，积极培养具备综合地质工程能力的复合型人才。
关键词：地质工程一体化；开发模式；经济效益；一体化总包；地质导向；引言地应力和地质环境对岩土工程的作用一直是岩土力学领域的一个重要课题，也是目前国内外研究的热点。
项目研究成果将推动地质与工程学科的交叉融合，提升工作效率、降低生产成本。
中国石化探区油气资源丰富，分布有多个有利目标，加快该地区的勘探和开采，对改善我国能源结构和保障国家能源安全具有重大意义。
1. 地质工程一体化的研究进展：“地质工程一体化”就是以提高勘探开发效率为目标，以地质－储层综合研究为基础，优化钻、完井设计，运用先进的工艺，对整个工程实施全方位的管理和施工，实现单井产能最大化，节约投资，实现勘探和开发的最大效益。
中国目前及未来的主要发展目标为非常规、非均质性和多样性的各类复杂油藏，因此，开展多学科交叉研究，并将其产业化应用于油田的开发，对于提升油气勘探和开采效率，具有十分重要的现实意义。
美国在页岩油气开发方面已有显著成果，北美通过水平井、大体积压裂等更先进的技术，实现了“地质－工程”一体化的重大突破，实现了从“无效”到“有效”的转化。
1.地质工程综合集成2.1综合地质工程设计改变原有的计划、设计方法，建立协同工作的新模式；通过对地层和地面情况的综合分析，结合地震、岩心、测井等资料，综合评价了“甜点区”。
然后，进行井下布井、水平轨迹设计，建立精细的三维地质模型。
针对不同的钻井和完井条件，确定了压裂技术的最佳实施方案。
基于上述认识，开展油藏压后评价，不断修改三维地质模式，形成动态闭环。
压裂返排一体化破解低渗油藏开发
不 出液 。
压裂排液一体化工艺管柱可实现不
动压裂管柱直接转抽 ，一趟管柱完 成酸化 、压裂和抽汲求产 ，缩短排
液周期。
特 点主要有 ：增大 了工作筒通 径，最 大限度 减小酸化压裂 时的过
流阻力 ；采用双 级密封形式 ，保证
另外，试油管柱是闭式管柱，气 体没有释放空间 。如何建立气 体排 放通道是试油工艺的技术难 点。因
随着压裂深度 不断加深 ，液面
低造成 原油脱气 ，影 响泵 效。当上
Ｉ
压裂施工后 需 泵抽时 中心 管
油 ｆ
随抽油杆柱 、 压裂抽汲联作
采用 常规管式抽油泵 的试 油方 式，必须首先要起 出原井管柱。因 此，为减少作业环节 ，避免环境污 染，研 制了压裂抽 汲联作抽油泵，
、
压 裂排液一体化 工艺管柱
研 究。
以往 压裂后转抽 ，一般 要经过
洗井、起 出压裂管柱 、下管柱探冲 砂、下泵等工序 ，平均转抽时 间为 ６ ． ９ ｄ ，易污染油层，影响压裂效果。
抽 油杆 与油管环空，然后被 排出到
地面 。
响极端严重 时，会造成泵腔 内气体 往 复膨胀 、压缩 ，固定 阀和游 动阀
技术 ・ 装 备 ＆技 术 应 用
Ｔｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ Ａｐ ｐ ｌ ｉ ｃ ａ ｄ ｏ ｎ
缩 短 排液 周期 ，减轻 对 地 层 的污 染 ，同时又能抓住裂缝 内初期高导 流 的有利 时机 ，最大 限度地挖掘水 力压裂 的增产潜力 ，提高酸化 、压 裂增产效果。
工艺管 柱构成 ：主要 由压裂 管
柱、抽油杆柱组合、压裂抽汲联作
特低渗油藏水平井开发效果评价及影响因素研究
笔者 通过对 安塞 油 田特低渗 透油藏 储层特 征分析 ，建立储 层评 价体 系 ，筛选 出适合水平 井开发 的储
层类 型 ，并通 过水平 井开发 试验 ，揭示 影响特 低渗透 油藏水平 井开发 效果 的主要 因素 。
１ 水平 井 产 能 评价
为 了更加 有效地 评价 低渗 透油藏 水平井 开发效果 和进 一步指 导低渗 透油藏水 平井开 发 ，笔者 首先对 低 渗透储 层进 行分类 ，然 后根据 试验 水平井开 发效果 ，提 出适 合水 平井开 发的储 层特征 。 根 据安塞 油 田长 ６和 长 １ 储 层 ２ ０块压 汞样 品及 部 分 图像 孔 隙分 析结 果 ，绘 制渗 透率 与储 层特 征 Ｏ ０
・３ ９ ・ １
初期 产能 仅 为 ４ ３ ｔ ｕ１ ＿ 瓣 ． ０ 。通过综 合 评价 ，长 １ ｈ 【 。 ～ ０储层 最好 ，达 到 Ⅱ 主 。 ／ 层 【哥 类 。 主 。 ／ 类 以上 ，坪桥 长 ６ 最差 ，为 Ⅲ Ｉ料蝌
１ ＯＯ０ ｌＯ Ｏ １ Ｏ
ｌ ０００
根据 安塞 油 田低 渗透砂 岩储层 分类评 价标 准 （ １ ，对 安塞 油 田 目前水 平 井 试验 区储层 进 行划 分 表 ）
（ ２ 。侯 南长 １ 表 ） ０储层 为河流 相 沉积 ，亚 相类 型 为分 流河 道 和河 口砂 坝 ，连通 性好 ，成 像测 井结 果 表 明储 层裂 缝不 发育 。坪桥长 ６储层 处 于前三 角洲水下 分 流河道 一 道 间沉 积 ，沉 积微 相 以水 下分 流 间湾 河 为 主 ，水 下分 流河道微 相 、侧翼砂 坝微相 不发 育 ，油 层纵 横连 通 性差 ，存 在天 然微 裂缝 ，非 均质 性 强 。 从水平 井 开 发 效 果 来 看 （ ２ ，侯 南 区水 平 井 （ Ｐ ～ ＧＰ ）初 期 产 能 较 高 ，平 均 为 ３ ｔ 图 ） Ｇ １ ８ ０ ；侯 市 区 （ Ｐ ）和杏 河 区 （ Ｐ ）水平 井初 期 产能 分别 为 １ ． １ 和 ６ ９ ｔ Ｓ １ Ｘ ７ ４７ｔ ． ２ ；而 坪桥 区水 平井 （ Ｐ ～Ｓ ６ Ｓ ２ Ｐ ）平 均
浅析低渗透油藏渗吸采油技术现状
浅析低渗透油藏渗吸采油技术现状低渗透油藏是指孔隙度较低、渗透率较小的油藏，由于储层条件差、油层粘度大、产能低等特点，使得开采难度较大。
针对低渗透油藏的开采，渗吸采油技术是一种有效的方法。
本文将就低渗透油藏渗吸采油技术的现状进行浅析。
一、渗吸采油技术概述渗吸采油技术是一种利用地层渗透性、压力差和化学物质的作用，将原油从岩石微孔隙中释放出来的一种采油方式。
其主要由地层渗透性改造、井筒处理和油藏压力维持等技术组成。
在低渗透油藏中，由于地层渗透性小，原油难以流动，因此采用渗吸采油技术可以改变地层渗透性，提高原油流动性，从而提高采收率。
1. 地层渗透性改造技术地层渗透性改造是低渗透油藏渗吸采油技术的核心部分，包括增压驱油、物理方法改造和化学物质注入三大类。
增压驱油主要包括水驱、气驱、聚合物驱和聚合物驱组合驱等技术，通过增加地层压力和改变地层物理性质来提高地层渗透性。
物理方法改造主要包括水力压裂、酸压裂和微波改造等技术，通过物理力学的作用来改变地层孔隙结构和提高地层渗透性。
化学物质注入主要包括聚合物、表面活性剂、酸性物质等，通过增加地层渗透性和改善岩石-油的协调性来提高原油采收率。
目前，地层渗透性改造技术已经在低渗透油藏中得到了较大的应用，如加拿大伦道夫油田的水力压裂、美国巴肯油田的聚合物驱等。
2. 井筒处理技术井筒处理技术是指通过改变井眼条件，提高原油采集能力的一种技术手段。
包括溶解气提升、井眼非生产层压裂和超级高渗生产层压裂等技术。
溶解气提升主要是指在井筒中注入一定的溶解气体（如二氧化碳、氮气等），通过气体的溶解和释放来改变原油的流动性，提高采收率。
井眼非生产层压裂主要是指在井眼中通过压裂液将非生产层压裂，提高非生产层渗透性，降低压裂压力，提高采集率。
超级高渗生产层压裂主要是指利用高压压裂技术将生产层大幅压裂，提高生产层渗透性和产能，达到增产增储的目的。
目前，井筒处理技术已经在低渗透油藏中得到了广泛应用，如马来西亚皇后镇油田的溶解气提升、中国大庆油田的超级高渗生产层压裂。
提高低渗透油藏开发效果的思考
（ 裂缝 性低渗透 砂岩油藏注 水水窜严 重。低渗透砂 岩油藏往 ４） 往有天然裂缝 ，由于需压裂投 产 ， 存在 人工压裂裂缝 。这类油藏一 还 旦注水压 力超过破裂压 力或裂缝开 启压力 ，裂缝即处于开 启状况 ，导
致注水井的吸水能 力急剧增大 。当井 Ｍ与裂缝 分布规律及方向不相适 应时 ，沿注入水主流线方向的 油井水窜严重 ，有的甚至注水几天就使
（ ） ３ 精细注 水是改善低 渗透油藏开 发效果的 重要保证 、如果 多 数开发单 元合注 合采 ，而各层吸水能 力差异大 ，则只有极 少数 油层吸 水 ，水驱动用储 量程度 低。根据低渗透油藏的地质特征 、 水运动规 油 律 ，细分开发层 系 ，调整好注采井 Ｍ的 匹配关 系和单 井注 采任度，做 到 多向 、 分 、 细 适压 、平衡注水 ，确保油井 多向受效 ，努 追求平面 动用的均衡性 ，是提 高储 量动用程度和油井产能 的重要 保证 。在此基 础上 ，应完善发展高压 分注 技术 ，尤其要提高分注有效期 ，使高压注 水井层问注水量可控可 调，从 而提高注入水波及体积 与此 时 ，要 强化提 高注入水水质 ，保证注水站 、 管线 、井 口 、 井底 水质一致 。 （ ）采用整体压裂 改造和 井简提升技 术实现 高效开 发。在油藏 ４ 现 代构造 应力场研究的基础上 ， 优化 整体压裂规模及参数 ，对压裂施 工 程序 、压裂 缝支撑剂 、现场监督 以及生 产系统 进行优化没计 ，选择 有注水 井对应 且地层压 力保持较高 的井层优 先进 行压裂 ，通过整体压 裂改造低渗透储集 层。
油 井 暴性 水 淹 。
２ 低渗透油藏开发的难点
优化和完善注采井网 ，是提高低渗透油藏 采收率的重要途径 ，而 合理 调整注采井 刚的首要前提 ，是了解 和掌握低渗透油藏开发现 状 。 （ ） １ 注采井 网部署未考虑 沉积微相类型 和分布特 征 。沉积 微相 研究是井 网部 署的地质依据 。但由于初期人为划分开发单元 ， 积微 沉 相研究也 以人为划 分的油 田或开 发单元展开 ，导致编制开发方案针对 各开发单元主体部位 ，缺乏整体考虑 。 （ ） 采井网未考 虑裂缝 分布 。由于 目前对 裂缝 分布 认识 的局 ２ 注 限性 ，对油 田注入水流线推进规律 认识不清 ，注采 润整过程 Ｌ ，注采 卜 井网部署未考虑裂缝分布 ，油 田注水开发后 ，注入水沿裂缝突进 ，造 成主线上 油井含 水上升怏 ，甚至暴性水淹 ，油井产 量下降快。同时 ， 侧向油井 见效 差 ， 甚至 注水不见效 ，长期低产低液 ． ． （ ） ３ 部分开发 单元局部注 采失衡 。应 当说 ，油 田开发初 期 ，注 采井Ｉ 是 相对完善 的 ，但 经过长 期开发 后 ，一般都 会出现 油水井 套 】 Ｉ ｌ ４ 损 ，同时油 井高含 水转注或关井 ，导致不Ｉ开发单元之 中 ， 水井相 Ｉ 】 注 对集 中，形成多注少采的格局 ， 且注入 水显示出方向性 ，从 而导致 部
采取多种技术措施 强化史深100区块稳产基础
开发阶段 ：① １ ９ ￣ ） ４ Ｉ ￣ １ ９ ９ ５ ． ２ 建产能和弹性开采阶段 ，②１ ９ ９ ５ ． ４ ～
】 ｇ ｇ ７ ． 】 ０ 注 水开 发初 期 阶 段 ，③ １ ９ ９ ７ ． １ １ ￣ ２ ０ ０ ３ ． １ ２ 储 层 整 体 压 裂 改 造 和 攻欠 增 注阶段 ，④２ （ ） （ ｝ ４ ＿ １ 至 今综合 治理 及 扩边 建产 阶段 。
２ 区块 目前存 在 的主要 问题
征 ：① 首 次压 裂时 注 采不 同步 、地 层能 量补 充 不及 时 ；② 注 采井
距大 （ 平均 ２ ５ ４ ｍ ）、采 出程 度 （ 平 均９ ． ５ ７ ％ ）；⑧对 应 水井 累积 注水多 （ 平 均 为９ ． １ ９ Ｘ１ ０ 一 ｍ ）。
（ １ ）地 层能 量 下 降快 ，压 降大 。区块 天 然能 量 小 ，弹 性 开 发 阶 段地 层 压 力下 降 Ｉ Ｓ ＭＰ ａ ，注 水后 动 液面 下 降趋 势减 缓 ，但 由 于储 层渗 透 率低 ，压 力传 播 陧 ，水井 周围 憋压 ，注 水难 度 大 ，地
层 压 力 下降 到 ２ １ ． ５ ＭＰ ａ ，动 液 而 下 降 到 １ ７ ２ ０ ｍ， 自２ ０ ０ ７ 年 底 以 来 ，我１ 『 ｊ 以 水井 为 中心 ，加 强注 水 ，能 量 逐步 恢复 ， 目前地 层 压 力恢 复￣ １ Ｊ ２ ２ ． ２ ＭＰ ａ ，动 液 面 １ ５ ６ ９ ｍ。
压 严 重 ，８ １ ２ １ 井 初期 平 均 单井 Ｆ ｔ 增 油５ ． ８ ｔ ／ ｄ ， 目前 日增 油４ ． ６ ｔ ／ ｄ ， 累积 增油２ ９ ３ ６ ｔ 。 分 析 重 复 压 裂 效 果 好 的 油 井 具 有 以 下 几 个特
鄂尔多斯盆地非常规油气开发技术与管理模式
23821世纪以来，全球范围内非常规油气藏勘探开发发展迅速，并已经成为油气供应体系的重要组成部分。
随着油气需求量的不断增加及常规油气占比的逐渐降低，非常规油气的有效动用对于缓解油气供需矛盾、保障我国能源安全、促进能源结构低碳转型、推动碳埋存具有十分关键的战略意义非常规油气是未来社会油田开采工作的主要发展方向，这为整个石油行业的发展带来新的发展机遇与挑战。
油气能源作为推动社会经济发展的重要能源，该能源的勘探水平与开采水平直接影响都社会经济发展速度。
盆地内丰富的非常规油气资源，将成为下一步油气接替开发的重要领域，接下来仍需持续加强勘探开发技术攻关，不断提高单井产量及采收率，为保障国家能源安全、实现油田持续稳产上产提供资源和技术保障我国拥有丰富的非常规油气能源，非常规油气能源的勘探与开发成为我国油气产业的重要发展方向。
1 非常规油气开发关键技术1.1 油田侧钻定向井技术为提高剩余油挖潜效果，开展侧钻短水平井+31/2〞套管固井+小直径桥塞分段压裂技术试验，在AS油田试验27口，初期单井产量3.0吨，达到周围老井的3倍。
攻关形成油田侧钻短水平井技术，剩余油挖潜动用效果显著，攻关形成侏罗系底水锥进、三叠系水线两侧剩余油判识及布井技术，成功率90%以上，形成侧钻装备和钻完井技术，建立了提速模板，“一趟钻”全面应用，小直径深穿透射孔、多短簇细分层压裂等特色改造技术，初期单产达2.0吨。
LD部分超低渗油藏侧钻定向井单井产量低，将侧钻水平井技术由AS油田扩展至XF、JY油田。
通过优化水平段长度和储层改造工艺，试验回接重造井筒实现大排量体积改造。
1.2 气田侧钻裸眼水平井技术持续优化钻井参数，形成侧钻水平井轨迹精细控制技术，钻井周期由35下降至27.5天，研发小直径裸眼封隔器和低伤害压裂液，形成裸眼分段压裂技术，初产2.5万方。
探索研究气田侧钻水平井固井完井技术，单井产量大幅提升，针对裸眼完井分段压裂封隔有效性差的问题，将完井方式由裸眼向小套固井完井转变，攻关形成600m以上水平井窄间隙固井和31/2″小直径桥射联作分段压裂技术，试验5口井，初期单井日产气3.2万方，较裸眼完井提高28%。
低渗油藏改善注水开发效果对策研究
பைடு நூலகம்
低渗透 油 田开 发合理 的注 采井 网应该是不等 井距线状 注水井 网 ， 其注 水井
井距一般应大于油井井距， 也应大于注水井与油井之间的排距。 其具体的井排
距大 小应在 压裂 优化设 计的基 础上 ， 根 据裂缝 与基 质渗透 率差异 的大 小确 定 。 水平 井 、 多底水 平井 为低渗 透油 田开 发提供 了更有 效的手 段 ， 但其 合理 的注采
进行。 ３注水 压 力
井网部署尚需要进一步深入研究。 低渗透油田开发往往与裂缝有关沃 然的或
人工 压裂 的） ， 在 低渗透 油 藏的开 发 中适当缩 小 注采井 距可 以提高 驱替 压力 梯
度。 早期往水 ， 投产投注之前进行复合技术压裂 ， 对低渗油藏的开发效果明显。
水能力来改善和提高开发效果。 如 井组， 注水井在系统注水压力下不吸水， 通
过对该 井压 裂 增注 并装增 压泵 后 ， 注水 压力 由１ ６ Ｍ Ｐａ 提 高到３ ０ ＭＰ ａ ， 注水 量 提 高 到６ ０ ｍ３ ／ ｄ， 三个 月后 ， 对 应油 井见效 显著 ， 产液 由３ ９ ． Ｉ ｔ ／ ｄ ￣ｆ ｛ ＂ 到６ ７ ． ３ ｔ ／ ｄ ， 产油 由３ ０ ． ５ ｔ ／ ｄ ｄ ： 升 到５ ７ ． ６ ｔ ／ ｄ 。 实 施高压 注水 ８ 井次， 确保 了地层 能量 稳定 。 如 ＋ 井在 难注 的情 况下将 压力提 高使 对应 的物性 较差 的油井 由压裂 投产 时初期 产量 ２ ｔ ／ ｄ 提高 到 目前 的 ５ ｔ ／ ｄ ￣ 右。
Ｊ
前 言
层 单元 ， 在 不超过 油层破 裂压 力 的前提下 ， 通过提高 水井注水 压力 ， 增加地层 吸
低渗油藏注水开发存在的问题及改善措施研究
低渗油藏注水开发存在的问题及改善措施研究摘要：本文结合低渗油藏的特点，分析了低渗透油藏注水开发中存在的问题，提出了低渗油藏以小层为单位按单砂体合注合采，使用水平井开发，适当增大生产压差，尽量减小注采井距等措施，通过在现场应用，效果明显。
关键词：低渗注水开发改善措施低渗透油田由于流体渗透能力差、产能低，在开发过程中需要进行注水开发或储层改造才能正常生产。
低渗透油藏在注水开发过程中都会遇到一些问题，部分低渗油藏极为严重，使油藏生产处于瘫痪状态。
因此，急需开展这方面的研究，以提高低渗油藏的开发效率。
一、低渗油藏的特点低渗透油藏通常具有储层渗透率低、单井产能低，与中高渗油藏相比，具有如下特点：低渗透油藏油层连通性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低；储层渗透率低，流度低，孔隙吼道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大；低渗油藏见水后，采液和采气指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁；储量丰度低，含油饱和度低，自然产能低，压裂投产后产量递减较快，无稳产期。
二、低渗储层注水开发存在的问题1.注水井启动压力高，地层和注水压力上升快低渗透油藏注水井在注水较低时不能吸水，只有当注水压力提高到一定界限（启动压力）后才开始吸水。
低渗透油藏容易在注水井周围憋成高压区，致使注水压力很快上升，达到地层破裂压力，不能正常工作。
长庆油田某区块这种矛盾十分突出，该区块1987年投产，到1995年，单井日注水量从74m3降至46m3，减少28m3，井口注水压力由8.2mpa升到12.2mpa，提高了4.0mpa，启动压力从7.7mpa升至10.8mpa，增加3.5mpa。
视吸水指数由9m3/d·mpa 降低为3.8m3/d·mpa，降低了58%。
注水井地层压力升高，有效注水压差减少，使注水量满足不了油藏开发需要。
注水压力升高，超过界限，还会造成油、水井套管变形损害。
2.生产井的注水效果差，地层压力和产量下降快低渗透油藏生产井一般在注水半年后才会见到注水效果，而且注水效果远不如中高渗透油藏那样明显，压力和产量只能稳定不降或小幅度恢复，大大低于投产初期水平。
建模数模一体化在低渗油藏的应用
建模数模一体化在低渗油藏的应用建模数模一体化技术是指通过数学建模和模拟仿真技术，对油藏进行动态模拟和预测，为油田开发和管理提供科学依据。
在低渗油藏开发中，建模数模一体化技术的应用可以有效地提高采收率和生产效率，实现低渗油藏的高效开发，具有重要的理论和实际意义。
低渗油藏是指储层渗透率低于10md的油藏，由于储层孔隙度小、孔隙结构复杂、油水分布不均匀等特点，开发难度大，采收率低。
常规的注水、压裂等开发手段往往不能满足低渗油藏的开发需求，因此需要通过建模数模一体化技术，对低渗油藏进行更精细的分析和优化设计，以实现低渗油藏的高效开发。
建模数模一体化技术可以通过数学建模模拟低渗油藏的地质结构和流体动态特性。
利用岩石物理学原理和数学模型，对储层孔隙结构、孔隙度、渗透率等进行精确刻画，建立地质模型。
通过流体动力学模型和流体力学原理，模拟地层流体的运移规律和地层压力分布，分析不同开采方式对地层压力和产能的影响。
这些模拟结果可以为低渗油藏的开发方案提供科学依据，提高开采效率和采收率。
建模数模一体化技术还可以通过数值模拟优化低渗油藏的开采方式和注采工艺。
通过数学模型对不同开发方案进行仿真模拟，比较不同方案对产量、采收率、注采效率等的影响，找出最佳的开采方式和注采工艺。
可以通过模拟分析，确定最佳的注水井位置和井距，优化注水方案和注水量，提高采收率。
还可以模拟研究不同压裂参数对增产效果的影响，指导压裂设计和施工，提高压裂效率。
这些优化结果可以为低渗油藏的有效开发和管理提供科学依据，降低开采成本，提高经济效益。
建模数模一体化技术还可以通过实时监测和动态调整低渗油藏的开采过程。
通过模拟仿真技术，可以对开采过程进行实时监测和预测，及时发现地质异常和开采问题，及时调整开采方案，保证油田的安全和稳定生产。
还可以通过数学模型对油藏动态特性进行实时分析，指导采收过程中的操作和管理，保证采收效率和采收率。
通过动态调整和优化，可以最大限度地发挥低渗油藏的潜力，实现油田的长期稳定生产。
特低渗油藏不同注水时机开发效果的影响
理论探讨228产 城特低渗油藏不同注水时机开发效果的影响黄维摘要：低渗、特低渗油田具有注水开发困难、油井见效缓慢、自然能量开采递减快，采收率低的特点，因此如何有效开发该油藏，提高地层能量，选择合理的注水时机十分重要。
关键词：特低渗油藏；超前注水；开发效果低渗、特低渗油田的开发已成为低渗透油田稳定发展的主要潜力。
由于低渗透油藏一般边底水都不活跃，天然能量不充足，再加渗流阻力大，能量消耗快，虽然初产较高，但是递减快，稳产难，一次采收率低，严重制约低渗透油田的高水平和经济效益，已成为油田持续发展的关键技术之一。
对于低渗透油藏的注水开发过程中，注水时机的选择是影响油井产量以及油田最终采收率的一个非常重要因素，因此摸索出适合低渗透油藏特点的注水开发时机，对今后未动用低渗透油藏储量的有效开发和油田持续发展具有重要的战略意义。
1 低渗油藏渗流特征1.1 孔喉狭小、物性差低渗油藏最主要的特点就是孔喉狭窄，这就决定了当连续性流体通过储层的孔喉时，在低喉道半径的作用下，毛细管力急剧增加，当毛细管力超过驱动压力时，连续性流体就会变成分散状液滴，造成渗透阻力增加、渗透率降低。
在低渗透速度下，渗流曲线呈现非线性关系，随着渗流速度的增加，曲线的非线性关系曲线逐渐变为线性关系。
1.2 不同相之间的相互作用在任何不混溶的两相体系中，界面存在于相之间，界面张力是由分子之间的相互作用引起的，并构成两相性质的差异，低渗油藏亦是如此，利用毛细管模型和单层模型，推导了低渗油藏固液界面分子力与多孔介质渗透率和孔径的近似关系，固液界面分子力作用随多孔介质的渗透率或孔隙半径增大而单调递减，这也决定了低渗油藏在实际的开采中存在很大难度。
1.3 有效应力对岩石的作用低渗储层的岩石孔隙系统主要由小孔道组成，而小孔道具有较高的比表面积，在大应力条件下，渗流的多孔通道变小，最小孔道失去渗流能力，有效应力对低渗透砂岩非达西渗流有很大影响，围压对低渗变形介质储层的渗透率变化具有很大的控制作用，同时低渗透储层对应力具有较高的敏感度，随着油气的排除，孔隙压力逐渐减小，岩石的有效应力也逐渐增大。
浅析低渗透油藏渗吸采油技术现状
浅析低渗透油藏渗吸采油技术现状作者：崔筱杭来源：《科学导报·学术》2019年第01期摘; 要：低渗透油田开发过程中，应用油层毛管力的渗透作用，使水沿裂缝壁面进入基质，从而使基质中原油被驱替出来，这种采油技术称之为渗吸法采油。
由于渗吸采油主要依靠毛管力实现“吸液排油”，而毛管力又受孔喉半径、界面张力和岩石润湿性的影响。
为进一步加深对低渗透油藏开发特点认识，通过开展多元流体对致密油藏渗吸效率影响研究，并且在表面活性剂中添加一定生气剂，补充地层压力，达到增能吞吐的作用，为提高原油采收率技术决策提供理论基础。
关键词：渗吸;采油技术;表面活性剂1渗吸采油原理在多孔介质内两相流体驱替过程中，润湿相驱替非润湿相过程称为吸入过程，该吸入过程常伴随自发渗吸过程，即在没有外力条件下润湿相可以依靠两相界面上的毛管力将非润湿相排出。
在低渗透油藏开发过程中，应用油层毛管力的渗透作用，使水从裂缝进入基质，从而使基质中原油被驱替出来，这种采油技术称之为渗吸法采油，其具体实施方法有注水井转油井和高含水油井转注水井。
自发渗吸过程中润湿相置换非润湿相机理可以概括为：润湿相在附着张力作用下，向岩样深部吸入，在不断吸入的同时，润湿相前缘在弯月面的固体壁上。
当四面同时吸入时，岩样孔隙系统呈现瞬时封闭状态。
此时，孔隙系统中非润湿相能量增大，具有向岩样外部流出的趋势。
润湿液进一步自喉道进入孔隙，由于界面增大，吸入能量降低，非润湿相即可向岩样外部溢出。
当润湿相重新进入第二个喉道时，切断了非润湿相，这部分被切断的非润湿相将残留在孔隙系统中构成残余非润湿相的一部分。
当岩样喉道大小分布不均一时，细喉道吸入润湿相而粗喉道排出非润湿相的过程可以同时发生，这种能量不平衡使非润湿相流体从大孔隙中排出也是一种重要现象。
当润湿相吸入切断了排出通道时，非润湿相就会被捕集下来而形成残余饱和度。
2渗吸液类型2.1常规水溶液近年来，国内在渗吸理论研究方面也取得了很大进展。
低渗透性油藏油田开发及该技术的发展
低渗透性油藏油田开发及该技术的发展低渗透性油藏是指储层渗透率较低的油藏，其特点是油水两相的迁移速度较慢，开发难度较大。
然而，随着石油资源的逐渐枯竭，低渗透性油藏的开发变得越来越重要。
本文将重点讨论低渗透性油藏油田开发以及该技术的发展趋势。
对于低渗透性油藏的开发，一种常用的技术是水平井技术。
水平井是一种通过特殊钻井工艺在注水或采油井中钻出一段接近水平的井筒，以增加井筒和储层的接触面积，提高油气产量。
水平井技术在低渗透性油藏的开发中具有突出的优势。
它能够在较少的地质资源下获得更高的产能，延长油田的生产时间，最大限度地提高油气采收率，并减少环境影响。
近年来，随着水平井技术的不断发展，出现了一些应用于低渗透性油藏的新兴技术，如水平井分段压裂技术。
该技术是通过将水平井划分为多个段，分别进行射孔和压裂操作，以最大限度地增加储层的有效压裂面积和产能。
与传统的水平井技术相比，水平井分段压裂技术能够更好地克服低渗透性油藏开发中的难题，并提高开采效果。
另外，随着油田开发技术的不断创新和进步，一些新型工程技术也逐渐应用于低渗透性油藏的开发中，如地震预测技术和电子井壁阻挠剂技术。
地震预测技术可以通过检测地下岩石体的声波传播和反射特征，提供准确的储层参数和边界信息，为低渗透性油藏的定位和开发提供重要参考。
电子井壁阻挠剂技术是一种在水平井中注入的化学物质，可以改变储层孔隙结构和渗透性，增加油水接触面积，提高油气采收率。
此外，随着工程技术的不断发展，油藏模拟技术也在低渗透性油藏的开发中发挥着越来越重要的作用。
油藏模拟技术是通过建立数学模型来描述储层的地质特征和物理性质，以预测油藏的产能和开采方案，并为开发设计提供决策依据。
油藏模拟技术能够帮助工程师更好地了解低渗透性油藏的开发潜力，优化井网布置，减少开发成本，并最大限度地提高油气采收率。
未来，随着科学技术的不断进步，低渗透性油藏的油田开发技术将继续取得突破性的进展。
对于低渗透性油藏的开发，我们应该加强对新技术的研发和创新，提高油气采收率，同时注重环境保护和可持续发展。
低产低效水平井开发对策研究
2007－2009年 水平井完井方式统计
一、低效水平井现状
（二）水平井完井方式适应性进一步增强
不同完井方式生产情况对比
90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 13.1 9.5 9.9 35.9 31.3 58.1 48.8 32.1 73.5 87.7
滤砂管完井 套管射孔完井
69.2
多点 注汽 单点 注汽 双点 注汽 三点 注汽
温度（℃）
160 140 120 100 80 60 40 20 0
10:40:15 11:00:45 11:21:15 11:41:45 12:02:15 12:22:45 12:43:15 13:03:45 13:24:15 13:44:45 14:05:15 14:25:45 14:46:15 15:06:45 15:27:15 15:47:45 16:08:15 16:28:45 16:49:15 17:09:45 17:30:15 17:50:45
） 低效 停产 平均 正常
56 24 53 55
t/d t/d
） 低效 停产 平均 正常
可以看到，低效水平井与水平井 整体平均水平存在较大的差距，并 未发挥出其生产潜力。
91
平 均 含 水 （ ）
97
87
76
% %
低效 停产 平均 正常
一、低效水平井现状
4.油藏分布
600 500 400 300 200 100 0
1.建立了重大工艺设计评审制度
成立水平井专家组，进行论证评审，
确保措施质量和效果。
2.完善水平井完井相关标准 制定《筛网式滤砂管技术条件》和《水 平井完井采油设计规范》两项标准，目前
已经送审。
低渗透油藏改善注水开发效果对策探讨
压 力高 ， 注 水井周 围极 易形成 高压 区 ， 致 使注水 压力 迅速上 升 ， 甚至 达到极 限 ， 其后 果是水 注不进 ， 油采不 出。 为解 决这一 矛盾从一 开始就 强化 了注水工作 ， 通 过措 施改善 地层 吸水能力 ， 提高注 水压力 ， 实施高压 或超 高压 增注 措施（ 低于 破 裂压力 ） ， 提 高注水 强度 。 主 要开展 了 以下工 作 ： （ １ 褓 持合理 的注 采 比低渗透 油 藏 由于 一部分 水未 参加有 效驱动 ， 要用 比 中、 高 渗透油 田高得 多的 注采 比才能 保持油 田稳产 ， 国内 外开 发经验表 明初 期用 １ ． ３ － １ ． ６ 注采 比， 中后 期用 １ ． ２ 注 采 比才 能达到 较好 的效果 。 当井 组 内油 井见效 见水 后 ， 为避 免 注采强 度过 大导致 油井暴 性水 淹 ， 适时调整 了注采 比。 （ ２ ） 高压 、 超 高压 注水 。 对于 微裂缝 不发 育的 油层单元 ， 在不超过 油层破 裂压力 的前 提下 ， 通 过提高水 井注水压 力 ， 增 加地层 吸水能力 来改善 和提高开 发效果 。 如 井组 ， 注水 井在系统 注水压 力下不 吸水 ， 通过 对该 井压 裂增 注并 装增压 泵后 ， 注 水压 力 由１ ６ Ｍ ｌ Ｐ ａ 提 高到３ ０ ＭＰ ａ ， 注 水 量提高 到６ ０ ｍ３ ／ ｄ ， 三个 月后 ， 对应油 井见效 显著 ， 产液 由３ ９ ． Ｉ ｔ ／ ｄ 上 升到６ ７ ． ３ ｔ ／ ｄ ， 产 油 由３ ０ ． ５ ｔ ／ ｄ 上升到 ５ ７ ． ６ ｔ ／ ｄ 。 实施高压 注 水８ 井次 ， 确保 了地 层能量 稳 定 。 如＋ ＋ 井在难 注的情 况下将 压力 提高使 对应 的物性 较差 的油井 由压裂 投产 时初 期产 量２ ｔ ／ ｄ 提 高到 目前 的 ５ ｔ ／ ｄ 左右。 ５压 裂时 机 低渗透油 藏 自然产能 较低 ， —般达 不到工 业油流 标准 ， 必须进 行压 裂改造 才能 进行有效 的工业 开发 。 目前张琪等 提 出的“ 整体压 裂” 优化设计 技术是 世界 近 期水力 压裂 工艺 的一 个重 要发展 ， 它 已不 再是一 般单 井增产 增注方 法 ， 而是 油 田总 体开 发方 案 中的一 个重 要组 成部分 。 如果 区块在 投 产 或投注 之前 不压 裂， 注水井 由于渗透 率低使 得能量传播 慢 ， 造成局部 地层压 力过高 而注不进 水 ， 而生产 井由于得 不 到能量补 充 ， 造成井 点周 围地层 压力 过低而 产不 出油 。 因此 开 发井 在投 产或投 注之 前必 须压裂 。 ６结论 低渗透 油田开 发合 理的注 采井 网应该 是不等井距 线状注水 井网 ， 其注水 井 井距一 般应 大于油 井井距 ， 也 应大 于注水 井与油 井之 间的排 距 。 其具体 的井 排 距 大小 应在压 裂优 化设计 的基础 上 ， 根据裂 缝与基 质渗 透率 差异 的大小确 定 。 水平 井 、 多底水平 井为 低渗透 油 田开发提供 了更 有效 的手段 ， 但 其合理 的注 采 井 网部署 尚需要 进一步 深入 研究 。 低 渗透 油田开 发往 往与裂 缝有 关沃 然的或 人工压 裂的 ） ， 在低 渗透油 藏 的开发 中适 当缩小 注采 井距可 以提 高驱替 压力 梯 度。 早期 注水 ， 投产 投注之 前进行 复合 技术压 裂 ， 对低 渗油藏 的开 发效果 明显 。 总之 ， 合 理的 注采井 网 、 早 期注水 和合 理的注 采 比是低渗 油藏保 持注 水开 发效 果 的关键 。 参 考文献 … １ 李道 品 ． 论 低渗透 油藏 开发 的主要 矛盾 和改善 途径 ［ Ｊ 】 ． 世界石 油工 业 ， １ ９ ９ ８ ， ５ （ １ ０ ） ： ４ ４ — ４ ８ ． ［ ２ 】 季静 ． 高 温高压 低 渗透 油藏 高效 开发 的一 个实 列 ． 大庆石 油 地质 与开 发， ２ ０ ０ ４ ， ２ ３ （ ３ ） ： ４ ９ — ５ １ ．
特低渗透油藏开发效果分析及下步工作建议
特低渗透油藏开发效果分析及下步工作建议【摘要】本文结合区块合理井网密度及井距的差异性分析，通过对桩74块开发效果进行研究，总结出一些结论对桩74块低渗透油藏持续稳产具有一定指导意义。
【关键词】特低渗注水开发合理井网密度井距1 基本情况桩74块构造位于沾化凹陷东北部斜坡带上的五号桩油田中偏南部，整体上北、东、南三面受断层切割遮挡，构造总趋势北高南低，东西方向平缓。
含油面积13.1km2，探明ii类石油地质储量1690万吨，动用储量1119万吨，可采储量113万吨，油藏中深3550m，孔隙度3.6-22.6%，平均为15.1%，渗透率0.07-46×10-3μm2，平均为6.4×10-3μm2，为中低孔、特低渗油藏。
北区为常温常压系统，南区具有异常高压，压力系数1.5。
2 开发历程桩74块自1982年投入试采，初期由于原油高含蜡、高凝固点以及压裂等各种工艺技术不过关等特点，无法正常试采。
1990年该单元采用油层改造技术、热采工艺、防蜡工艺进行治理。
1993-1998年，结合对五号桩油田现代应力场、桩74块储层五敏性及整体压裂技术，分别于1994、1996、1997年在充分论证开发方案的基础上，全面开展了新区产能建设工作，分别在桩74南、桩74北、桩74中累计建成16万吨的年生产能力，即该块于1997年实现了全面动用开发。
2002年至今，进入产量递减阶段，主要开展了浅层水回注、精细过滤、小井距加密调整等综合治理工作。
3 开发效果评价桩74块自1983年投入开发，自2005年起产量下降较快，截止2012年，主要开发指标变化为注水状况变差，地层压力下降，液量油量下降。
3.1 地层能量状况分析边底水不活跃，自试采至今未见到边底水，目前地层总压降达28.1mpa，弹性产率为1985t/mpa。
早期地层能量充足，油井采取大段合采，单井液量保持在18吨左右，但含水上升幅度较大，单井液量初期下降快，后期基本保持平稳。
桩西采油厂低渗油藏开发研究与认识
桩西采油厂低渗油藏开发研究与认识[摘要]随着石油勘探和开发程度的提高，低渗透油田储量、产量所占的比例越来越大，该类油藏开发变得日益重要，要提高低渗透油藏开发水平，“解放思想，转变观念”是关键，通过低渗透油藏储层裂缝描述、控制缝高压裂优化技术、作业过程中负压射孔油层保护技术等方面的研究，逐步攻克了低渗薄层控缝压裂改造工艺技术的难关[关键词]低渗油藏开发压裂注水仿水平井中图分类号：te143 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）12-0286-011 低渗油藏开发现状及近年来所做工作桩西采油厂低渗透油藏自上而下共发育东营组、沙一段、沙二段、沙三段四套含油层系，油藏埋深2500～3600米，平均埋深3100米，以中深层储量为主。
油层厚度薄且以单层为主，纵向发育较为集中，平均厚度仅9.5米，储量丰度低。
一是早期大规模压裂开发，产量递减大，重复压裂效果逐年变差。
以桩74块为代表的桩西特低渗难动用油藏，在开发过程中存在的主要问题：①注水开发效果差。
注水后对应油井效果不明显。
②地层能量得不到有效补充，油层压降大，油井普遍供液不足，单井产能低。
③水井增注难度大。
由于储层注水压力难以传递至油井、储层物性差、回注水不稳定等原因使注水压力不断升高，注水越来越困难。
桩74块共实施油井压裂113井次，2002年以来实施35井次，由于地层能量补充困难，地层压力下降幅度大，压裂井增产效果逐年下降，由2002年的单井日增油能力19.3吨降为2012年的5.1吨。
二是小井距注水开发，递减趋势变缓，注水见到一定效果。
2006-2008年分别桩59、桩59-斜30井区开展了小井距注水开发低品位产能建设工作，分别建产能1.5万吨、0.3万吨。
桩59块投产初期平均单井日产油量18.3吨，效果较好，但产量递减较快，为减缓递减，保持产量稳定，陆续转注了2口井，实施早期注水和同步注水，注采井距200米左右，日增注水104立方米，实施后单元产量基本稳定在40吨。
低渗透油藏注水开发合理采油速度研究_
低渗透油藏注水开发合理采油速度研究低渗透油藏是指渗透率在（10～100）×10 - 3 μ㎡之间的油田，其开发过程中会有着特殊的表现性质，渗透率低，且单井产能较低。
但是目前我国大部分未开发油田都属于低渗透油田，因而如何提高低渗透油藏的采油效率，进一步提高采油的速度，有着十分重要的意义，文章就此展开分析。
标签：低渗透油藏;注水开发;采油速度引言：低渗透油藏是目前油藏开发过程中主要的油藏，要进一步做好采油工作，就需要對低渗透油藏的采油工作进行分析。
江汉油田在鄂尔多斯盆地上的主要开发单元里，很多油田渗透率均位于低渗透油藏的范围当中，文章分析了其中坪北区的低渗透油藏开发特征，以及具体的地质情况，统计得出采油速度和地层流动系数之间的关系，希望可以给有关从业人员以启发。
1.低渗透油藏的地质特征低渗油藏表现出压力较大，注水较为困难的特点，有关工作人员曾经使用过水井压裂和酸化增注等一系列措施，但是应用效果并不理想。
鄂尔多斯盆地的坪北整体为两翼不对称的高陡背斜地形，油层深度在1156米到1377米之间，含有井段最长为187米，含有层有四个小层，分别为1到4号油组。
储层的沉积主要是在河坝以及水下分流河道，储层的渗透率变异系数在0.64-0.76之间。
储层岩石的润湿类型为水湿，油井注水之后含水变化之至64%左右。
油藏整体有着较好的流动性之和较高的矿化程度，粘度在70摄氏度的条件下表现为1.27.mPa.s，地层水的总矿化程度在4000mg/L以上，主要水型是CaCl2。
2.合理采油速度和经济效益之间的关系石油企业运行过程中，如何确保采油过程的经济效益最大化，并在发展过程中维持这样的稳定发展，让企业能够长期可持续发展，是企业的经营主要目标。
因而实际生产过程中，应当避免短期行为，着眼长期效益，让企业能够长期稳定发展。
2.1技术经济特点工业项目在投产并发展到设计规模之后，如果产品生产和销售等过程一直能够保持稳定，产品的供需一直平衡，就会体现出基本稳定的产量。
低渗透油藏注水开发问题及策略
低渗透油藏注水开发问题及策略摘要：我国现阶段，低渗透油藏资源较为丰富，在一定程度上既满足了石油资源的使用需求，又确保了石油企业发展拥有了充足动力。
然而，在实际的注水开发过程中却是存在着一定的困难，这些问题的出现很大程度上造成了低渗透油藏注水开发效率的大大降低，对于我国石油行业的注水质量以及发展存在一定的阻碍。
因此，为提高开发效率，促进石油质量的提升，应充分结合低渗透油藏的实际情况作出分析，站在全方位的角度上看待问题，使得石油企业经济效益提升的同时，为石油资源高效利用奠定基础。
关键词：低渗透油藏；注水开发；问题；策略我国低渗透油藏资源丰富，这既能满足资源使用需要，又能为石油企业发展提供动力。
实际上，低渗透油藏注水开发工作阻力重重，为了提高开发效率，确保开发任务在短时间内完成，应结合具体情况制定合理的处理策略。
该论题深入探究，能为石油企业工作者提供借鉴，并且能够增加石油企业经济效益，有利于树立良好的企业形象，促进石油资源高效利用。
1.低渗透油藏的特点分析低渗透油藏具备着储层渗透率低、单一油井产能较低的特点，与中高渗透油藏比有着以下特点：低渗透油藏油层自身的连通性较差，地层砂体较小，每个开采油井之间的距离相对较大，对于水驱控制能力较差。
除此之外，低渗透油藏储层渗透率也较低，自身流体流度较低，孔隙孔道通常呈现半径较小的特点，渗流阻力与压力消耗水平较大。
低渗透油藏在注水之后，储层采油液与采气指数将迅速变低，对于油田自身的稳定生产存在严重阻碍作用。
最后，低渗透油藏储量程度较低，其中含油饱和度也较低，压裂投产后的产量将呈现迅速递减状态，并没有中高渗透油藏的产油稳定期。
1.低渗透油藏注水开发问题2.1水质问题在所有注水工艺实施过程遇到的问题中，注水水质问题往往是影响最大的。
通常情况下，可以把水质问题分为2个方面：①某些水源含有大量油量且固体悬浮物超标。
大颗粒的固体悬浮物往往很难溶于水，在抽取水源的过程中，这些悬浮物会堵塞管道，使管道内压力急剧升高。
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一体化治理，提升史深100低渗油藏开发效果
摘要：史深100区块为一深埋、高压、低渗岩性油藏，针对开发中存在主要问题，通过加强地质、工艺、注采一体化运行，以更新转注为手段，局部完善井网，协调注采关系，提高储量控制及动用程度；优化工艺技术，提高单井产注能力；地面参数优化、管网升级改造，提高地面注水系统能力和效率；最终实现提高油田开发效果的目标。
关键词：低渗油藏一体化治理
一、基本概况
史深100低渗油藏位于东营凹陷中央隆起带西端，主要含油层系为下第三系沙河街组中段，史深100主体含油面积11.5km2，地质储量1082×104t，标定采收率为22%。
史深100沙三中为埋藏深、高压、低渗、边水不活跃的岩性油藏。
史深100主体一体化治理前，平均单井日液6.7t/d，综合含水29.0%。
动液面1481m，地层压力22.4 MPa，水井平均单井日注水平16m3/d。
二、存在主要问题
1.局部注采井网不完善，储量失控。
油水井井况问题突出，造成注采井网二次不完善，导致失控地质储量70.2×104t，损失水驱储量128.6×104t。
2.平面上注采不协调，核部水淹水窜，边部注采两难，水井欠注严重，统计17口欠注井，日欠水量232 m3/d。
3.沿程水质不稳定，井筒结垢严重；
4.地面系统能力和压力不足。
三、一体化治理思路
油藏开发方面，（1）实施矢量化井网加密，提高油藏采收率。
（2）局部油井更新、水井大修完善注采井网，提高储量、水驱储量动用程度。
（3）水井攻欠增注进一步提高地层能量，油井油层改造提高单井产能，改善开发效果。
地面配套方面，着重解决注水泵效率低，泵、干压差大、运行能力调配难的问题，对沿程水质进行配套改造。
四、主要做法
1.优化方案设计，提高了措施针对性
1.1加强油层保护，提高了新井产能
1.1.1优化钻井液体系，优选油层保护剂
1.1.2调控钻井液密度，保持近平衡钻井
1.1.3应用负压射孔技术，降低油层污染
加强油层保护后，有效解放了油层潜力，新井常规投产即可获得7吨以上的产能，是2004年史103加密区常规投产的3-4倍，油井自然产能大幅提高。
2.实施分类治理，不同区域采取不同的投产方案
2.1注采完善区采取负压射孔常规投产。
如史3-5-斜101井注采对应较好，且累积注水较多，地层压力保持水平较高，优化实施负压射孔投产方式，取得了初期日油11.9吨/天的高产。
2.2注采欠完善区采取压裂投产方式。
如史3-4-斜14井通过实施宽短缝压裂方式，初期日液1
3.5吨/天，日油11吨/天，含水18.5%，生产效果较好。
2.3提前实施井网转换，尽早补充地层能量
根据区域物性差异，对水井吸水差，地层亏空大，地层能量不足区域，提前实施转注，完善注采井网，目前已见到一定的注水效果。
如史3-2-斜101井提前转注后，对应油井注水见效明显，动液面由1546m恢复到954m。
3.优化集成技术系列，提高了工艺技术适应性
3.1加强攻欠增注，提高水井日注能力
针对水质污染、泥浆污染及物性差等因素，开展室内试验，优选酸液配方。
在此基础上，根据水井欠注类型，开展了盐酸、土酸、缓速酸和活性水等四项化学增注体系配套15井次，平均油压由原来的30.8MPa降至25.4MPa，日注能力由原来的10.1m3/d升至目前的30.7m3/d。
3.2油井压裂、解堵，提高了储量控制程度
3.2.1针对史深100油井结垢、炮眼堵塞、油井产能低的问题，通过加强注采分析，优化酸化解堵配方，有效提高了油井产能。
共实施油井解堵见效10口，平均单井日增油2.98t/d。
3.2.2油层改造方面，开展宽短缝压裂引效及重复压裂改造，提高老井增产效果。
一注采井网完善区实施宽短缝压裂，共实施5井次。
二是开展重复压裂，
通过提高砂比，延伸老裂缝或者压新缝，大幅度增加单井产能，提高采出程度。
4.加强地面配套，保障了一体化工作效果
4.1加强沿程水质管理，保障了注入水质稳定达标。
4.1.1在源头污水站，重点是做好了水质处理设备的维护保养工作，协调资金更新了1套加药装置和4台污水泵；同时认真抓好了水质运行工作，使史南污水站外输水质达标率基本保持在100%运行。
4.2.2在注水泵站及沿程管网，重点是抓好了沿程水质的节点管理，更新了史100注水站的精细过滤器1套，对重点管线采取了水气混洗清污措施，加密了水质取样监测。
史南污系统沿程水质实现了稳定达标，污水站外输水质达标率平均99.1%，井口水质达标率平均97.8%。
4.2加大地面工程改造力度，努力提高有效注水量。
4.2.1为保障系统压力平稳运行，实施了史100注水站扩能改造，更新3台老旧柱塞泵，并对泵房内的高压工艺管汇进行了更新，改造后，史100注水站系统干压保持在30MPa运行，日供水量增加448m3/d。
4.2.2为提高部分欠注井的吸收能力，实施了配水间整体增压改造，安装增压泵2台，并对配水间工艺管汇以及单井管线进行了升压改造。
改造后，两座配水间的注水压力由29MPa提高到32MPa，增加有效注水量147m3/d。
五、治理效果及认识
1.指标完成情况
通过一体化治理，史深100主体开发形势逐渐变好，日注能力由790m3/d 上升到893m3/d（提高103m3/d），日油能力由243t/d上升到289t/d（增加46t/d）。
改造后泵站能力由1600m3/d提高到了2600m3/d，注水系统效率由78.5%提高到了81.3%，区块井口水质达标率平均97.8%。
2.稳产基础指标改善情况
水驱控制程度由77.3%上升到89.2%，提高11.9%；水驱动用程度由63.3%上升到78.5%，提高15.2%；采收率由19.53%提高到27.6%，提高了8.07%；增加可采储量71.5×104t。
3.取得认识
3.1加强组织运行，是确保一体化治理的前提
3.2优化地面配套，提高系统效率，是一体化治理的保障；
3.3加大工程、工艺的技术攻关，确保各类措施的有效率；
3.4实现油藏、井筒、地面的有机结合，是确保增注效果的关键；
3.5加强油水井管理及动态分析，是确保低渗油藏有效注水的重要手段。
参考文献
[1]李道品.低渗透油田高效开发决策论[M].第一版.北京：石油工业出版社，2003：4-6
[2]王鑫等.低渗透油田注水井解堵规模的探讨[J].大庆石油地质与开发，2004，23（3）：70-71
[3]赵春森等.低渗透油藏各向异性交错井网优化[J].油气田地面工程，2010，29（11）：17-18。