表I-I我国宴施婭类驱区块他藏券蠡统计试验单元埋藏侏度Au孔隙度瞬渎遴率 伙1（丁伽她层温度原油密度/gem3地层原油 粘度 /mPd ■ s吐暗葡北油田343617.3IID92.50.8030.4大氏抽FTT北 Y断东922206095()0.8033.3靖衣油田18®12.932X)6750.864大庆油H【萨：!二北一东9351533()5()().8031.5大底榆榊栋油EU1500-220013.13 5900.R583.3屮原桥口油田2000J77()5D0.764(J3文南油阳文舒块>330019201400.503C.KS文南油EE文13函块3050-365014-1710-30120-144)0.H274文南油田文72块沙「屮3300-^8()1*14-181-3512O-14A0.5270.-.U5农2-1注天制气捉高采收率厅怯湘藏诟选林准油HI原油性成合油鞄和度傀油层擀性.酿m*Hl际\储层类里储层特湊透率.rx |fl號度丿山温度e<0.8500<5.0冷虽鬲>3'：)岩、变 质岩和 砂岩薄层和帧科层-不重要>2(100IG--9D油田概况大庆油田开发已经进入了高含水期 河流三角洲相正韵律厚油层存在着严重 的非均质性，注水开发效果较差。
为了改善开发效果，选择低（萨北北二东萨III 层）、高弯度（萨中北一区断东葡I层）河型厚油层两个试验区进行了注天然 3~7 2气非混相驱先导性矿场试验 2试验区地质概况1.萨中北一区断东注气试验区试验区位于北1-6-59井到北1-6-67井区，目的层为葡I层,共有试验井192口,其中采出井16 口,注入井3 口,反七点法井网，注采井距平均为500m对北一区断东110 口其它层系井葡I层测井地质资料研究表明，葡I层具 有典型的高弯度曲流河点坝沉积 的特点这类油层底部渗透率高,连通好;顶部 渗透率低，连通差故水驱后，表现为底部水淹型特征北一区断东注天然气试验区井位图2.萨北北二东注气试验区试验区位于北2-5-94井附近，目的层萨III ,共有试验井27 口,其中采出井3~721 口,注入井6 口,反九点法井网,注采井距250m北二东萨III3〜7层属浅水三角洲低弯度分流河道沉积,大致可分为两个沉 积单元（萨III3+ 4、萨III5〜7）各沉积单元下部以中细砂岩为主，上部以粉细砂 岩及粉砂岩为主，顶部则为泥质粉砂岩及粉砂质泥岩在两个沉积单元中，萨III 5〜7单元河道砂岩较发育，萨III3+ 4单元除了北部发育了河道砂岩外，多为河漫滩沉积,油层条件较差。
注气试验区主要地质参数地质参数萨中北一断东萨」匕北二东平珂井深(m )922 0935 0地层倾角(度)2 29- 2 572 52- 2 69砂岩厚度(m)7 57 7有效厚度(m)5 75 7濛透率(} 6090 330试验％【Hi积(km2)2 61L 01孔隙体积］1曲)421 0I3Q 2地质储量(l(^t)277 0585 79矿场试验试验水气交替注入周期为30天，萨中北一区断东试验区于1989 年至 1994年水气交替注入39个周期，累计注气5717・86X104m3,折合地下体45.2X104m3 (相当于0・107PV),累计注水100.54 X104m3,水气比2. 22萨北北二东试验区于1989年至1994年进行水气注入试验，水气交替注入43个周期，累计注气6124.21 X104m3，折合地下体积40.8X104m3 (相当于 0.22PV，累计注水81.78X104m3，水气比为2试验效果1 改善了吸入剖面注气之后，油层中形成油、气、水三相流动，水相渗透率降低导致注水能力下降，北一断东试验区注入压力由7・9MPa上升到8.8MPa,上升了 11.4%；北二 东试验区注入压力由7.4MPA上升到9.2MPA，上升了 24.3%。
试验区吸水指数下 降了 20.4%~25.7%，同时吸水剖面和吸气剖面都发生了变化，其中北一断东试验 区的16-67井上部相对吸水量增加了1. 8倍，北二东试验区731井、751井和773 井三口井的吸水厚度增加至81.8%,吸气厚度也增至60.6%2 改善了产出剖面注入井注入剖面的改善及非混相驱注入气体在油层中的重力分异作用，导致 生产井产液剖面的改善，扩大了波及体积北二东注气试验区18口井中其中13 口井的动用厚度有明显增加北一断东试验区1-65井原来油层上部葡I2层不产液，而在注气后，该层 不但已经产液，而且产液量占44.2%,使得该井的产油量从16t/d增加到24t/d, 含水从 85%下降到 81.3%，同时产液量少的部位产液量增大3 含水上升缓慢，产油量增加北二东试验区21口井中有18口见到了水气交替注入效果，注气前该试验区 单井平均日产液701,日产油5.31,综合含水92.5%截止1992年6月，试验区 单井平均日产液86.51,日产油6.51,综合含水92.5%，即注气40个月后，综合含水稳定，日产油量较注气前提高 22.6%北一断东试验区 16口生产井中，有效井13口，见效特点是产液量、产油量增加,含水下降或略有上升，全去平均单井产油11.1 t/d,见效后增加到14.4t/d, 提高了 29.7%。
27.0 訂用 28.6 1^-4 30.2 3；卫采kJ程度（％｝以北一断东试验区试验效果预测：利用衰减曲线法预测，全区到含水 98%时， 全区最终采收率可提高 9.82%利用驱替特征曲线法预测，全区水驱最终采收率 可提高 9.77%利用黑油模型预测，采收率可提高 8.39%，根据饱和度场计算， 采收率可提高8.245所以最终采收率提高值在 9%左右油田概况吐哈油田LKQ深层稠油油藏位于吐哈盆地南凹陷背部的LKQ构造带，构造面 积为150km2,分为东区、中区、西区3个基本构造单元，含有层析为三叠系克拉 玛依组西区深层稠油油藏埋藏深度为3300~3800m，油层厚度30~60m，孔隙度 15%~20%，渗透率20~100x10-3urn2，为中孔、中低渗储层油藏纵向上具有两 套油水系统，分别为断块型底水块状及边水层状油藏类型原油中烃含量较低， 仅占 60%，而胶质、沥青质含量高，胶质含量 20%~30%，沥青质含量 8%~22%, 表 现出典型的高粘油特点地面脱气原油粘度9600'36500mPa.s,含蜡量5%~11%, 凝固点24~42摄氏度，原始溶解汽油比10~12m3/m3,地层原油密度0.95g/cm3 ； 地层条件下原油粘度为 154~159mPa.s。
试验基本情况在室内试验评价基础上，选择YXl、Y101、Y102井进行天然气吞吐现场试验， 为了提高单晶吞吐试验效果， 3 口试验井都进行了压裂改造试验选用液化天然 气作为气源，正常注气压力32Mpa,对应井底压力40.7Mpa设计的单井注气量 20x104m3,焖井15天后开井，单井开井初期产量10~12m3/d,生产周期90d在2005 年12月8 日开始注气，正常筑起压力 32Mpa, 12月18 日由于注气压 力过高，设备无法正常运行停止注气，3 口井累计注气46.46x104^3，单井平均 注气15.5 xl04m3比方案设计少了 4.5x104m3为试验不同焖井时间对吞吐 效果的影响， YX1、Y101 井焖井 18d 后开井， Y102 井焖井 38d 后开井吞吐前 YX1、Y101、Y102井平均日产油7・6t，吞吐后初期平均日产油28・2t,日增油 20・6t，单井平均日增油6.91,吞吐后连续生产时间超过86d试验效果分析1 原油粘度大幅度降低YX1井吞吐前地面原油粘度10200mPa.s,吞吐后降为2493mPa.s； Y101井吞 吐后粘度为 6302mPa.s, 原油粘度明显降低，生产初期伴随大量天然气从井底一 同采出，原油粘度较低，可以不采取井筒降粘措施，随着油气比降低，原油粘度 增大。
2 单井产量明显提高单井增产倍数在 2 倍以上，单井平均产量达到了 8t 以上，稳产时间在 86d 以上3 单井含水率下降明显由于试验区是底水油藏， 3 口试验井常规开采初期都不同程度见底水， YX1 和 Y101 井含水相对较低，小于 40%； Y102 井含水较高，达到 60%而采用注气 吞吐后， YX1 和 Y101 井生产初期不含水，初期产量较高，达到 9~11t/d 以上， 增产幅度达到5倍以上；Y102井生产初期含水，产量达到了 8t/d，增产幅度也 基本达到 2倍，在吞吐后期，随含水上升，3口井的产液量和产油量都呈下降趋 势，当含水率稳定后保持一定的相对稳产期天然气吞吐对地层具有补充能量的 作用，可以抑制油井底水的上升，提高生产效果。