裂缝性低渗透油藏注水吞吐开发影响因素分析

杨凯

【摘要】大量实验证明,裂缝具有较强的压敏效应.低渗基质中存在启动压力梯度,使得裂缝性低渗透油藏的开发非常困难,而注水吞吐对保持油层压力以及实现稳产具有明显优势.建立一个比较完整的裂缝性低渗油藏渗流模型,运用数值模拟方法,利用所编制的数值模拟程序,分析计算了启动压力梯度和应力敏感对该类油藏注水吞吐开发的影响.研究结果表明:启动压力梯度对产量的影响在生产后期,启动压力梯度越大,对油井产量的影响也越大;应力敏感在整个生产过程中均影响产量,随着其值的增加,油井产量降低,当应力敏感系数增大到一定值后,产量的降低幅度几乎不会发生变化.

【期刊名称】《特种油气藏》

【年(卷),期】2010(017)002

【总页数】4页(P82-84,91)

【关键词】裂缝性低渗透油藏;注水吞吐;启动压力梯度;应力敏感;数值模拟

【作者】杨凯

【作者单位】西南石油大学,四川,成都,610500;中油西南油气田分公司,重

庆,405400

【正文语种】中文

【中图分类】TE344

对于裂缝性低渗透油藏,传统的衰竭式开采过后,基岩中将残余大量的原油,常规注水开发可以降低部分残余油量,但油井见水快,含水率上升快,易发生水窜或暴性水淹现象。针对这些问题,国内一些油田提出采用原井注水适当补充油层能量后反吐采油

的方式,在保持油层压力的前提下,实现油田的相对稳产。其中,头台油田、安乐油田、江汉王厂油田、中原马厂油田、中原 A463油藏进行注水吞吐后取得了比较明显

的效果[1-2]。

石油工业中广泛应用双重孔隙来描述裂缝性油藏,Kazemi和 Rossen等人最先开始裂缝性油气藏数值模拟研究[3-4],随后 Thomas、J.R.Gilman等人分别提出各自的双孔隙度模型。华北油田的王瑞河发表了双重介质拟四组分模型[5];尹定公布了自

己研制的全隐式裂缝性三维三相裂缝模型;中国石油勘探开发研究院袁士义、冉启

全等人建立将裂缝变形与基质渗吸作用集为一体的变形双重介质油藏数值模拟模型[6]。从以上调研可以看出:国内外针对裂缝性油藏的常规双重介质油藏数值模拟技

术已得到一定规模的发展和应用,但是由于裂缝性低渗透油藏致密基质中存在启动

压力梯度,裂缝具有应力敏感特征,采用常规双重介质油藏数值模拟计算裂缝性低渗

透油藏的开发效果,其结果常常与生产实际存在较大的误差。因此首次提出考虑油

藏裂缝应力敏感及低渗透基质启动压力梯度的裂缝性低渗透油藏数值模拟研究。

裂缝性低渗透油藏注水开发的过程中,流体必须经历从裂缝向基质的流动过程,需要

克服一个启动压力,即流体在基质中的流动不再服从达西定律。根据油气渗流的非

达西定律,考虑启动压力梯度的流体运动方程为:

式中:vl为 l相的渗流速度,m/h;pm为基质系统中的压力,MPa;Krl为基质系统中 l

相的相对渗透率;Km为裂缝系统的渗透率,μm2;μl为 l相的粘度,mPa·s;Gl为 l相

的启动压力梯度,MPa/m。γl为流体的重率,MPa;D为深度,m;下标 l代表 o、g、w。

作为裂缝性低渗透油藏储渗空间的裂缝具有较大的变形空间,且容易发生形变,裂缝

的宽度受上覆岩层所产生的净压力控制,即裂缝对应力敏感。当净压力增大时,裂缝趋向闭合;当净压力减小时,裂缝趋向张开,导致裂缝的渗透率随净压力变化而改变。建立裂缝性低渗透油藏的数学模型时,应该考虑裂缝应力敏感效应的影响。许多学者对实验数据进行非线性回归后发现,裂缝渗透率与有效应力的关系满足关系式[7]: 将式 (2)代入流体运动的达西定律,便得到裂缝中考虑应力敏感的流体运动方程:

式中:pf为裂缝系统中的压力,MPa;Krlf为裂缝系统中 l相的相对渗透率;Kfi为裂缝系统的初始渗透率,μm2;Kf为裂缝系统的渗透率,μm2;β为应力敏感系数,MPa-1;σt 为上覆岩石压力,MPa。

对于大多数裂缝性低渗透油藏来说,最主要的驱动力是流体膨胀和渗吸。因此,如果基质裂缝交换方程有效地考虑了流体膨胀和渗吸,就能够准确地模拟裂缝性油藏开采动态。基质裂缝交换方程为:

式中:Γwmf为基质与裂缝间流体交换量,kg/s;V为基质块体积,m3;ρ为密

度,kg/m3;λ为流度,μm2/mPa·s;σp为压力扩散形状因子;σs为饱和度扩散形状因子;L为裂缝的长度,m;D(t)为扩散系数;Sw为含水饱和度;Swi为束缚水饱和度;b为常数。

按组分考虑物质守恒关系,可以得裂缝和孔隙内油、气、水相组分物质守恒方程,进一步可以得到裂缝性低渗透油藏的三维三相渗流微分方程组。该方程组由裂缝系统的 3个方程和基岩系统的 3个方程组成,其形式如式 (5)所示:

其中:τw=Γwmf/ρw。

式中:Φ为势,MPa;qw、qg、qo为源汇项产量,m3/s;τw、τw、τw为基质与裂缝间流体单位体积交换量,m3/s;Rso为气油比;Rsw为气水比;B为体积系数;下角标 f 代表裂缝,不使用 f的参数为基质系统的参数,第 1个注释表示流体的相。

以上建立的数学模型通过线性化处理后,可以分别得到计算基质压力和裂缝压力的线性方程,对2个压力方程进行求解后,就可以解决裂缝性低渗透油藏数值模拟的问

题。

结合考虑启动压力梯度和应力敏感的裂缝性低渗透油藏数学模型和数值模型,对已

有的Boast-NFR模拟器进行修改,形成考虑渗吸的裂缝性油藏注水开发数值模拟器。对该模拟器进行零流量监测结果表明:从模拟开始到结束,油藏各节点压力与饱和度

值均保持不变,说明该模型的零平衡检验符合要求。

选取基质系统、裂缝系统孔隙度分别为 0.29、0.01,渗透率分别为0.1 ×10-3、90 ×10-3μm2,原始油藏压力为 34.5MPa,PVT参数见表 1、2。应用以上数据分析启动压力梯度和应力敏感对注水吞吐开发裂缝性低渗透油藏的效果进行简单分析。

保持基本参数不变,模拟计算油相启动压力梯度为1.5×10-4MPa/m时的情况,计算结果与不考虑启动压力梯度时的结果进行对比 (图 1、2)。

由图 1、2可以看出,启动压力梯度的存在使注水吞吐效果变差,主要表现在单井日

产油量的降低。观察日产油量曲线可以发现,在油井衰竭开采期间,启动压力梯度的

影响很小,至注水后开井吐油阶段,油井产量明显下降。主要原因是:吐油阶段,基质中的油流至井底需要克服启动压力梯度,同时基质中的油在渗吸到裂缝中的过程中也

需要克服启动压力梯度。这样,在同样压差下考虑启动梯度时的产量就要小于不考

虑启动压力梯度的情况,并且启动压力梯度的作用在油井开发后期表现更为明显,主

要是在后期启动压力梯度不仅使基质流到井筒的阻力变大,同时还使基质到裂缝的

渗吸量减小,在双重作用的影响下油井的产量下降,采收率降低。

保持基本参数不变,模拟计算裂缝应力敏感系数为 0.02 MPa-1时的结果,并与不考

虑裂缝应力敏感时的结果进行对比 (图 3、4)。

由图 3、4可以看出,裂缝的应力敏感使注水吞吐效果变差,并且效果明显。从日产

油量曲线可以看到,油井一开始生产便受到应力敏感作用的影响,日产油低于不考虑

应力敏感的情况。主要原因是:由于流体的开采使得裂缝受到的净围压增大,随着生产的进行裂缝宽度减小,裂缝的渗透率降低,流体流动不会像原来一样流畅。在注水

以后,地层的压力得到恢复,但是裂缝的变形很多是塑性变形,裂缝渗透率随注入水量的增加并未得到明显的改善,表现在吐油期间油井的日产油量还是低于没有应力敏感的情况。

(1)建立裂缝性低渗透油藏渗流数学模型,考虑了低渗透基质的启动压力梯度和裂缝的应力敏感问题,对裂缝性低渗透油藏的模拟有较好的针对性和适应性。

(2)应用编制的裂缝性低渗透油藏数值模拟程序,分析了启动压力梯度和应力敏感对裂缝性低渗透油藏开发影响的结果。

【相关文献】

[1]王鹏志 .注水吞吐开发低渗透裂缝油藏探讨[J].特种油气藏,2006,13(2):46-47.

[2]黄大志,向丹 .注水吞吐采油机理研究[J].油气地质与采收率,2004,11(5):39-43.

[3]Kazemi,Numerical H.Simulation of water-oil flow in naturally,fractured

reservoirs[J].SPET,1976(6):317-326.

[4]Rossen K H.Simulation of naturally fractured reservoir with semi- implicit source ter ms[J].SPET,1977,(6):201.

[5]王瑞河 .双重介质拟组分模型[J].石油学报,1991,12(3):3.

[6]袁士义,冉启全,等 .考虑裂缝变形的低渗透双重介质油藏数值模拟研究[J].自然科学进

展,2005,15(1):77-83.

[7]蒋海军 .裂缝性储层应力敏感性实验研究 [J].石油钻探技术,2000,28(6):32-33.

浅谈低渗透油藏开发技术

浅谈低渗透油藏开发技术摘要：石油是重要的工业资源，同时也与我国的经济发展有着紧密相连的关系，在经济中发挥着至关重要的作用。近些年以来，我国各个行业都得到了迅猛的成长，尤其是我国的工业。而各个行业对于油的需求量越来越大，这也就使得不同国家出现了不同程度石油供应不足的不良现象。低渗透油藏广泛发育在我国各大含油气盆地中，其资源量占全国石油总资源量的30%。随着常规石油资源量的减少，低渗透油藏的重要性日益突出，提高低渗透油藏开发技术水平，开发好和运用好低渗透油藏，对我国的石油工业持续稳定发展具有重要的战略意义。关键词：低渗透；开发难点；开发技术。 1、低渗透油藏开发存在的问题任何一个油田，从发现到投入开发，人们对它的认识是有限的。但是，随着大规模开发的进行，为了便于管理，按初期对油藏的认识，人为地划分开发单元在所难免。而接下来的地质研究和油水井动静态研究，也随之按人为划分的单元展开。这就等于把一个局限性的认识关进一个特制的笼子里，进行局限性的研究。在勘探开发过程中，随着地质研究的逐步深入，人们发现这种人为划分的单元与油藏分布的实际状况存在很大差别。人为划分的单元，绝大部分情况下把本来连片的油藏割裂开来，使地质研究乃至地质认识出现局限性，直接导致油藏认识的不完整性，成为制约低渗透油藏开发的瓶颈之一。因此，加快开发低渗透油藏，就要重新按照油藏分布划分开发单元，继而进行整体的地质研究，使低渗透油藏开发成为老油田稳产的主战场。对于低渗透油藏的特殊性研究，直接关系到它的开发效果。近年来，国内外地质科研人员对低渗透油藏做了大量研究。通过实验，推导出了低渗透油层的渗流数学方程，总结了低渗透油层中油、水非线性渗流特征及其规律，这为低渗油藏开发提供了科学依据。胜利油田通过引入压力梯度函数改造达西定律，开发了“非线性渗流三维二相油藏数值模拟软件”，成为准确描述低渗透油藏渗流特殊性的利器。

渗透率各向异性的低渗透油藏开发井网研究

渗透率各向异性的低渗透油藏开发井网研究低渗透油藏常常通过压裂改造获得工业开发价值，而压裂所产生的水力裂缝的存在，使得低渗透油藏的整个开发过程展现具有与常规油藏开发不同的特点。低渗层常发育隐含或张开的天然裂缝，使渗透率存在明显的方向性而导致注水、采油过程中出现严重非均质性。因此，低渗透油藏的开发井网的设置应考虑水力裂缝和渗透率各向异性的影响并与之优化匹配。标签：低渗透;开发井网;各向异性一、渗透率各向异性的低渗透油藏开发井网研究意义由于受沉积等地质因素的控制，储层渗透率的大小往往表现出各向异性的特征。渗透率各向异性是储层的基本性质，它对油藏的有效开采会产生一定的负面影响，主要表现为：注入流体沿渗透率较大的方向优先推进，导致不同方向上的生产井见水时间差别较大，致使驱替过程出现不均衡的情况，从而影响油藏开发效果。低渗透油藏中存在人工裂缝，使得其开发过程展现与常规油藏开发不同的特点：压裂所形成的高导流能力的裂缝，改变了近井筒地带油的渗流方式，由常规的径向流动变成了特殊的双线性流动，即油先从致密地层流向裂缝，然后从裂缝流入井筒。常规的中、高渗油层的渗流区域是以井筒为中心的同心圆，而低渗层压裂后由于井筒有两条对称裂缝存在，因而压裂裂缝周围形成了一个椭圆形的泄流区域，随裂缝方位不同泄流区域也不同，井与井之间这种泄流区域可能交叉、重叠，在合适的裂缝方位下将形成最大的驱扫面积。低渗透油藏的产量主要取决于压后支撑裂缝长度和导流能力，而裂缝方位的有利与不利将决定油藏注水开发过程中的驱油效率，从而影响油藏的最终采收率。低渗层常常伴随的一个主要特征是存在隐含或张开的天然裂缝，注水过程中由于渗透率的明显方向性而导致注水、采油的严重非均质性。因此，合理地部署井网可以得到有效调节。低渗透油藏开发的这些特点表明低渗透油藏在开发过程中井网型式与水力裂缝特性密切相关，低渗透油藏开发方案的编制必须考虑人工裂缝的作用与渗透率方向性的影響。因此，渗透率各向异性的低渗透油藏开发井网问题值得探讨与研究。二、低渗透油藏开发井网井网型式选择一套设计合理的井网系统需要具备三个条件，其一，要在低渗透油田井网的开采初期时采油速率高的优势尽量使无水采油期延长;其二，在尽量得到最多的油田开采收率;其三，整个井网系统对于低渗透油田的开采过程要因地制宜，要具有灵活性。井网再设计时要多方面考虑，综合考虑油田开发的经济性，比如单晶控制储量的多少，井网如何分布，还要控制好注水井与产油井之间的压力传递，另外还要最大程度地延缓方向性的水窜以及水淹时间。

裂缝性低渗透油藏注水吞吐开发影响因素分析

裂缝性低渗透油藏注水吞吐开发影响因素分析杨凯【摘要】大量实验证明,裂缝具有较强的压敏效应.低渗基质中存在启动压力梯度,使得裂缝性低渗透油藏的开发非常困难,而注水吞吐对保持油层压力以及实现稳产具有明显优势.建立一个比较完整的裂缝性低渗油藏渗流模型,运用数值模拟方法,利用所编制的数值模拟程序,分析计算了启动压力梯度和应力敏感对该类油藏注水吞吐开发的影响.研究结果表明:启动压力梯度对产量的影响在生产后期,启动压力梯度越大,对油井产量的影响也越大;应力敏感在整个生产过程中均影响产量,随着其值的增加,油井产量降低,当应力敏感系数增大到一定值后,产量的降低幅度几乎不会发生变化. 【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2010(017)002 【总页数】4页(P82-84,91) 【关键词】裂缝性低渗透油藏;注水吞吐;启动压力梯度;应力敏感;数值模拟【作者】杨凯【作者单位】西南石油大学,四川,成都,610500;中油西南油气田分公司,重庆,405400 【正文语种】中文【中图分类】TE344

对于裂缝性低渗透油藏,传统的衰竭式开采过后,基岩中将残余大量的原油,常规注水开发可以降低部分残余油量,但油井见水快,含水率上升快,易发生水窜或暴性水淹现象。针对这些问题,国内一些油田提出采用原井注水适当补充油层能量后反吐采油的方式,在保持油层压力的前提下,实现油田的相对稳产。其中,头台油田、安乐油田、江汉王厂油田、中原马厂油田、中原 A463油藏进行注水吞吐后取得了比较明显的效果[1-2]。石油工业中广泛应用双重孔隙来描述裂缝性油藏,Kazemi和 Rossen等人最先开始裂缝性油气藏数值模拟研究[3-4],随后 Thomas、J.R.Gilman等人分别提出各自的双孔隙度模型。华北油田的王瑞河发表了双重介质拟四组分模型[5];尹定公布了自己研制的全隐式裂缝性三维三相裂缝模型;中国石油勘探开发研究院袁士义、冉启全等人建立将裂缝变形与基质渗吸作用集为一体的变形双重介质油藏数值模拟模型[6]。从以上调研可以看出:国内外针对裂缝性油藏的常规双重介质油藏数值模拟技术已得到一定规模的发展和应用,但是由于裂缝性低渗透油藏致密基质中存在启动压力梯度,裂缝具有应力敏感特征,采用常规双重介质油藏数值模拟计算裂缝性低渗透油藏的开发效果,其结果常常与生产实际存在较大的误差。因此首次提出考虑油藏裂缝应力敏感及低渗透基质启动压力梯度的裂缝性低渗透油藏数值模拟研究。裂缝性低渗透油藏注水开发的过程中,流体必须经历从裂缝向基质的流动过程,需要克服一个启动压力,即流体在基质中的流动不再服从达西定律。根据油气渗流的非达西定律,考虑启动压力梯度的流体运动方程为: 式中:vl为 l相的渗流速度,m/h;pm为基质系统中的压力,MPa;Krl为基质系统中 l 相的相对渗透率;Km为裂缝系统的渗透率,μm2;μl为 l相的粘度,mPa·s;Gl为 l相的启动压力梯度,MPa/m。γl为流体的重率,MPa;D为深度,m;下标 l代表 o、g、w。作为裂缝性低渗透油藏储渗空间的裂缝具有较大的变形空间,且容易发生形变,裂缝

裂缝油藏开发影响因素分析

裂缝油藏开发影响因素分析裂缝对低渗透油藏开发具有双重作用，一方面可改善储层的渗透性，提高油井的开采率；另一方面还可能增强油层的非均质性，造成水淹、水窜等事件，不利于油井的开发。因此，我们在开采低渗透油气田时，应利用岩芯观察法、示踪剂测试技术和水驱前缘测试技术识别油层裂缝特征，制定科学、安全的开采方案，充分发挥裂缝的积极作用，抑制其消极作用，提高低渗透油气藏的开采率。标签：裂缝性油藏；裂缝方向；井排方向研究结果表明：天然裂缝对低渗透油藏尤其是特低渗透油藏有很大影响：一方面显著提高了储层的渗透率，使油藏得以开发；另一方面加剧了储层的各向异性，增加了开发难度。裂缝性双重介质油藏有着较强的非均质性，较强的应力敏感性，进行常规注水时容易发生水窜和较严重的水淹，且很难开发出基质中的原油，但对于此类油藏的开发又有着较为重要的意义。相对于常规油藏，裂缝性双重介质油藏更难开发，且开发的效果较差，当前面对的问题是需要克服存在的技术难题，合理高效的进行开发[1]。在对裂缝性油藏进行注水开发中存在几个关键因素，如注采井网的部署是否优化，特别是裂缝方向和井排方向的优化[2]。在裂缝性油藏的开发中，国内外学者和从业人员通过数值模拟对渗吸采油机理进行分析，探讨了开发效果受开发方式的影响程度。 1、开采方式开采方式有注水开采和天然能量开采两类。在常规油藏中，开采方式有天然能量开采，另一类是通过注水等操作，在外界的作用下对能量进行补充，以获得更高的能量水平，得到好的开发效果[4]。而对于双重介质油藏，进行外界能量不出获得的效果会显得更为突出。最低采出程度的方式是靠天然能量开采，这是由于在此方式下，能量不能得到补充，造成了过快的地层压力下降，地层能量也会出现降低，导致了近井地带严重的脱气，从而使得油井产量出现大幅度降低，油藏的采收率明显降低。而在注水开发方式中，由于损失的能量能得到及时的补充，地层压力可以维持在饱和值上，使得油井的稳产期延长，提升了采出程度。对不同注水方式的含水量和采出程度进行分析可发现，相对于面积注水，线状注水的无水采油期更长，在同一采出程度下，面积注水的含水量高于线状注水，面积注水的开发效果低于线状注水开发效果。 2、裂缝方向和井排方向裂缝的存在对双重介质油藏的开发效果有着一定的影响，同时开发效果也受到裂缝方向和井的排列方式的影响。在井排方向和裂缝方向夹角θ下对模拟结果进行分析，不同夹角下含水量与采出程度之间的关系曲线，在采出程度相同的情

低渗透油藏开发技术研究

低渗透油藏开发技术研究随着全球化进程的加深和能源需求的不断增长，油气资源的开发已经成为人类社会发展的重要保障和关键支撑。然而，由于传统油田的逐渐衰退和自然地质条件的限制，越来越多的储层被发现为低渗透油藏。这种类型的油藏通常具有孔隙度低、渗透率稀疏的特点，开发难度大、成本高。因此，低渗透油藏的开发技术研究成为了中国石油勘探开发公司的重要任务之一。在长期的实践中，我国油气工业积累了丰富的经验和技术，针对低渗透油藏开发也取得了一系列研究成果。一、低渗透油藏的特点针对低渗透油藏，首先需要了解其特点。通常来说，低渗透油藏的渗透率在 0.1mD以下，孔隙度低于20%。这种类型的油藏储量较大，但是石油的储量远远达不到开采的经济效益，这主要由于以下原因： 1、岩石物理性质差异大，在沉积作用和地震事件的受损、微孔喉结构的差异性等因素的影响下，形成了多种多样性质的岩石，导致石油在储存和流动中具有较大的不均匀性。 2、油藏渗透率稀疏，颗粒粒径大小、喉径大小、孔隙度、相对渗透率、原油的物化性质等都能够显著影响油藏的流体运动和储层成像等方面。这表现在单个油井的采集率较低、油藏地质效益难以保证。 3、发展技术成熟，通常需要较高的投资和较长的时间，该投资通常是由于企业的投资和管理决策等因素。二、低渗透油藏开发技术因为低渗透油藏具有复杂性和低投入效益，因此开发这种类型的油藏需要选用适当的技术。以下列举一些有效的技术：

1、水平井开发及地下气架水平井开发技术是一种可以帮助提高渗透率的有效技术。和常规垂直钻井相比，水平钻井的储量增加了10%-15%。此外，《中国石油》杂志曾在一篇文章中提出，在低渗透油藏中，地下气架的配置能够大幅提高采油率。 2、复合驱油技术复合驱油技术是一种利用多种水溶解性原料起作用来使原油渗透的技术。它包括水驱、气驱、泡驱、聚合物驱、微生物驱等多种驱油方法，具有操作简单、开发期短、恢复高等特点。其中，聚合物驱油技术作为提高低渗透油藏采油率的主要手段之一，已被广泛应用。 3、改型剂和选区堵水技术改性剂技术是一种新型的改造、增强和改善储层物理性质的技术。选区堵水技术是一种目的是防止水进入油井来保持储藏圈线的技术。这些技术在低渗透油藏的开发中也得到了广泛应用。三、结论低渗透油藏开发技术是石油行业长期关注的研究领域。针对低渗透油藏，我们需要不断提高技术的研发和应用，并在调整投资和管理体系方面推进技术升级。只有这样，才能更好地解决低渗透油藏开发面临的问题，并确保我国油气资源的可持续发展。

中低渗透油藏井网适应性分析

中低渗透油藏井网适应性分析摘要：井网部署是油田开发中的重要问题，适宜的井网形式有利于提高开发效果。本文分析提出了制约中低渗透油藏开发效果的主要因素是裂缝、储层分布和构造背景，分析了井网适应性判断依据，提出了根据裂缝发育情况来选择调整方式，并且根据开发情况选择调整时机的方法，来进行井网调整，以改善油田开发效果。关键字：中低渗透；井网；适应性低渗透砂岩油藏储层条件差，产液指数随着含水的上升急剧降低，造成产量递减快。在延长低含水期的前提下，应尽量保证油田达到最大的产液量，减缓产量递减。因此，有必要对合理的注采井网调整进行研究，改善油田开发效果。 1中低渗透油藏开发影响因素完善井网需要首先掌握影响注水开发的主要地质因素。分析油井见效规律，认为影响井网开发效果的主要因素是裂缝、储层和构造。 1.1裂缝裂缝发育是影响开发效果的主要因素。复杂的地下裂缝分布，降低了水驱效果。区块地层存在较多的压裂裂缝，裂缝的存在充当了油水渗流的主要通道，注入水沿裂缝推进比较快，方向性比较强，因此控制了生产井的见水时间和含水上升速度。从油田的开发过程来看，不利的裂缝展布，使油田见水早，整个区块水井排油井的见水时间和含水上升速度要明显大于油井排油井。另外，由于油层在垂向、水平方向的非均质，注水开采一定时间，注入水与边水沿高渗透层或厚层正韵律底部高渗透部位向生产井不均匀推进。在垂向上的单层或局部突进造成了开采中的“层间”和“层内”矛盾；而在平面上水沿高渗透方向向生产井推进，产生了“水舌”并形成了“平面”矛盾。这些均可造成油井水淹。 1.2储层分布

储层平面分布和纵向韵律特征对水驱效果具有明显的影响。区块平面上水淹差异比较大，砂体主体部位储层厚度大、分布稳定、物性好，含水上升速度慢、含水较低，说明注入水水线推进速度慢、波及面积大，水驱效果较好；纵向上区块以正韵律为主，下部4、5砂体物性明显好于上部1、2、3砂体，注入水沿底部推进，储层上部采出程度低。数值模拟结果，5个砂体自下而上采出程度成降低趋势，依次为20.6%、14.8%、9.3%、4.4%、1.3%。 1.3构造背景构造背景是影响厚层低渗透油田开发效果的重要因素。从日注水和累积注水量的分布看，明显的规律是从西向东，注水量是减小的趋势，从累注水量分布来看从北向南，注水量呈减小趋势。从生产井的井底压力和动液面来看，南部的能量也是偏低的。结合区块东高西低、南高北低的构造分析，说明构造高低对注水开发具有一定的影响。另外，局部断层的发育对注水开发效果也有明显的影响。 2井网适应性分析 2.1井网适应性判断依据井网形式是否适应油田开发的主要依据有三：一为是否可以以较高的采油速度在开发初期生产，确定注采井网必须要有合理的油水井数比，保证注采平衡，提高初期的采油速度，并且实现无水采油期的最大化。二是井网形式在开采末期是否达到较高的采收率。开采过程中，大部分井后期的产液量生产一定时间后产液量下降。后期产液量保持一段时间然后下降是主要的变化特征。油井后期产液量下降的主要原因是后期油层能量不足。统计生产井年初平均单井初期日产油量为22.6t/d，属于产量比较低的范围。在不采取措施的情况下，产量多呈缓慢下降特征，经历时间19个月，平均月递减速度1.8%，其产量递减规律，大部分符合指数递减规律。因此井网设计时要考虑到开采后期的采收率。

浅析低渗透油藏开发效果影响因素

浅析低渗透油藏开发效果影响因素低渗透油藏是指渗透率比较低的油藏，阻力较大，使得油藏的开发难度较大。在低渗透油藏开发过程中，有很多因素会影响开发效果。下面将对低渗透油藏开发效果的影响因素进行分析。 1. 油层渗透率油层渗透率是一个关键的因素，在低渗透油层开发中尤为重要。如果油层渗透率较低，开采难度就会增加。因为当水平井的孔距较短时，低渗透油层中的油井之间的油不容易流动，导致开采效果不佳。因此，需要通过地质勘探，分析油层的渗透率，选择合适的井距进行开发，以提高采收率。 2. 压力在低渗透油藏开发中，压力的大小对开发效果有很大的影响。如果油藏压力不足，则无法充分开采油藏，采收率自然就会降低。因此，要保持油藏的压力。在压力维持方面可以采用注水、打压力补给井等方法。 3. 水的影响低渗透油藏中水的含量通常比较高，如果无法有效地控制水的开采，采收率将会降低。水的存在会导致产量降低，并使油井持续时间缩短，最终导致油井失效。为了提高开采效率，应该尽可能控制水的含量，减少对油的影响。 4. 沉积环境沉积环境是指油藏形成的地质环境。这些因素包括沉积岩性、主流向、岩石构造等。这些因素对油藏的形成和发展产生了影响。选择合适的开采技术和策略，需要充分考虑沉积环境对油藏的影响。 5. 地质构造地质构造是指油藏中存在的各种构造形式，如断层、褶皱等。这些构造对油藏的存放和流动都有着重要的影响。在开发低渗透油藏时，需要考虑这些地质构造对油藏开采的影响，选择适合的开采方法。综上所述，低渗透油藏开发效果受到多种因素的影响。在开采过程中，需要综合考虑以上各个因素，并采取合适的技术策略，以提高采收率。

低渗透油藏分层注水开发难点及影响因素分析

低渗透油藏分层注水开发难点及影响因素分析摘要：低渗透油藏在我国占有很重要的地位，据统计，我国低渗透油藏的探明地质储量约占全部探明地质储量的 1/4。目前，分层注水开发是低渗透油藏的主要开发方式之一。然而，由于低渗透油藏的渗流特性、储层非均质性等原因，注水开发效果受到很大影响。因此，对低渗透油藏分层注水效果的评价和影响因素分析具有重要的实际意义。关键词：低渗透油藏；分层注水；影响因素； 1 低渗透油藏的储层特点低渗透油藏的储层特点主要包括低渗透性、非均质性和敏感性。这些特点对分层注水的影响如下：（1）低渗透性：低渗透油藏的储层渗透率较低，孔隙度和渗透率均较小，这使得注入水在储层中的流动阻力较大，注水效果不佳。为了提高注水效果，需要采取分层注水技术，通过对不同层位进行分别注水，减小流动阻力，提高注入水的波及系数。（2）非均质性：低渗透油藏的储层非均质性较强，不同层位之间的渗透率和孔隙度存在较大差异。这种非均质性会导致注入水在各层位中的流动速度和吸收能力不同，进而影响分层注水的效果。为了减小非均质性对分层注水的影响，需要针对不同层位的特点进行分别注水，控制注入速度和注入量，使注入水能够充分润湿和渗透到储层中。（3）敏感性：低渗透油藏的储层敏感性较强，主要表现为速敏和盐敏。速敏是指当注入速度过快时，储层中的微小颗粒容易被冲刷出来，形成“阻塞”效应，降低渗透率；盐敏是指当注入水中含有高浓度的盐分时，容易使储层中的粘

土矿物发生膨胀，从而降低渗透率。为了减小敏感性的影响，需要控制注入速度和注入量，同时对注入水进行净化处理，降低水中盐分的含量。 2低渗透油藏分层注水开发难点分析（1）地层特性复杂：低渗透油藏的地层特性比较复杂，包括孔隙度、饱和度、渗透率等多个参数。这些参数对分层注水的实施效果有着重要的影响。因此，需要对地层特性进行详细的分析和研究，以制定合理的注水方案。（2）注水量和压力控制难度大：分层注水的注水量和压力需要根据具体的油藏特点进行调整。一般来说，注水量应该控制在油藏孔隙度的50%左右，以保证能够充分地扩大孔隙度，提高饱和度，推动原油流动。同时，注水压力也应该足够高，以克服地层的压力梯度，将高压水注入到更深的地层中。但是，由于低渗透油藏的压力梯度较大，注水量和压力的控制难度也相应增加。（3）注水方式选择困难：低渗透油藏可以采用水平井、多分支井等先进的钻井技术进行注水。这些技术可以有效地提高注水的效果，减少注水的阻力，降低注水的能耗。但是，由于低渗透油藏的地层特性复杂，选择合适的注水方式也比较困难。（4）水质条件要求严格：分层注水的水质条件对实施效果有着重要的影响。不合适的水质会对油藏造成损害，降低采收率和生产效率。因此，需要对水质条件进行严格的控制和监测。3低渗透油藏分层注水开发技术 3.1常规分层注水技术常规分层注水技术是指在油田开发初期，根据地质资料和工程资料，将油田划分为若干个注水单元，每个单元采用独立的注水井进行注水。这种技术的优点是简单易行，适用于大多数低渗透油藏的开发。但是，由于低渗透油藏的非均质性较强，层间干扰和层内差异较大，常规分层注水技术往往难以达到理想的注水效果。 3.2精细分层注水技术

低渗油藏注水吞吐采油机理及可行性分析

低渗油藏注水吞吐采油机理及可行性分析摘要：注水和抽油技术是近年来提高油田开发效率的重要措施，因为油层压力下降，产量下降，向地层内注水增加了地层压力，然后在一定时期内关闭油井油箱内的水和油在毛细力的影响下产生替代反应，孔皱褶部分的原油被水取代，然后与水一起通过开井开采，以减少压力。目前，国内大部分油田都采用该方案实施油藏增产增效战略，分析注水井的地质条件，明确影响注水井的开采效率因素，成为提高注水开发工作的重要内容。关键词：低渗储层；注水开发；提高采收率；注水机理引言注水开发的油藏，在开发早期注人水会优先向渗透性好的方向驱替，从而形成水驱优势方向。在水驱优势方向上的油井也会优先见效，如果平面上非均质性比较强，注人水沿优势方向驱替速度就越快，形成突进，造成高渗带上的油井快速见水。通过对试验区油井见水时间统计，该区水驱优势方向为主应力方向。随着注水时间延长，加之水质配伍性较差，存在较为严重的结垢，储层伤害导致注水井近井端渗透率下降，形成注水壁垒，高压注不进，注采两端压力差值增大，长期高压注水导致应力均一化，多方向微裂缝开启，平面水驱由早期的主应力驱替转变为目前的多方向驱替，油井呈现多方向见水。 1注水吞吐机理注水能力在一口井中完成，但当油井地层压力下降不能自喷时，会通过向油井地层注水来提高地层压力，注水完成后关井，等待地层中原油和注入水的毛细作用。注入的水进入地层后，在高部位和高渗部位起主导作用，然后逐渐进入低孔、低渗部位，并填充地层孔隙空间。原原油在地层中重新置换、配置后，开井生产，由于地层压力升高，井恢复了自喷能力，流出的原油与水一起排出地面。

因此，整个注水过程包括:注水、关井、焖井三部分，形成周期性注水过程。随着注水周期的延长，油藏含油率逐渐下降，复井采油时间缩短，开井生产过程含水率将越来越高。注水期间深层井筒附近水饱和度逐渐升高，油藏边缘含油饱和度逐渐降低，反应油藏边缘原油向井筒流动的特征。对于井眼和油藏结构部位，对注水影响很大，位于结构的高部位，则油水重力分异效果较好，水驱油效果较好，且最终采收率也较高。 2影响低渗透油藏注水采油技术的因素 2.1水质水质是注油技术应用的决定因素。油气藏的水质只有保持纯净，才能促进油气资源的开发。但是，在中国的大多数油田开发活动中，由于水质问题，资源开发面临着重大的技术问题。注水采油过程中，如果水质达不到标准，水会含有大量细菌、污染物等物质，水质长期不良会对井下管柱造成伤害，最终降低油藏吸水效果，不利于油藏采油工作的顺利进行。 2.2杂质含量超过标准使用这种注水技术也将带来一些问题，这取决于对开采量增加的满意程度。例如，一旦石油开采的数量和速度得到保证，问题依然存在。例如，在实践中，油田的水在注入后往往有机械杂质。因此，在地层中运动的过程中，机械杂质有可能堵塞管道。随着开采的发展，地层内部也形成了一定的间隙，严重影响了地层对水体的吸收。 2.3注水方式近年来，随着经济和社会的迅速发展，越来越多的先进技术被有效地用于开发石油资源。对于不可持续的石油开采，对开采技术的需求逐渐增加，以确保有效的开采和增加在喷油技术的应用中，喷油能力不足和效率低下的现象持续存在，很难在短时间内优化和调整注水模式，最终严重影响了油气资源的正常开发。 3低渗油藏注水吞吐采油可行性分析

低渗透油藏开发特征与开发技术研究

低渗透油藏开发特征与开发技术研究摘要：低渗透油田是指储层渗透率低、丰度低、单井产能低的油田。我国低渗透油田数量较多，在石油开采过程中，油藏埋藏深或在偏僻的地区进行开采，都会使油田产能达不到预期目标。因此根据需求可以对不同的油田情况进行分析，针对性的提出开发方案。此外石油开采需要耗费大量的人力与财力，并且需要精确性较高的石油检测仪器来进行检测，因此要想开发低渗透油田就要具备相应的研发技术，所以本文对油田低渗透砂岩油藏开发技术进行了分析。关键词：盆地；低渗透油田；开发技术我国陆地沉积盆地，含有丰富的油气资源，但是大多数的油气藏属于低压、低产、低渗的低渗透油田，油藏的物性较差，非均质性强，且油藏的隐蔽性较强，给低渗透油田的勘探开发提出了更高的要求。近年来随着低渗透油田开发技术的不断总结和创新，低渗透油田的开发技术不断突破。油气开发技术的发展提高了我国低渗透油田的采收率，有效缓解了我国能源紧缺的现状。 1、低渗透油田的开发特征低渗透油藏由于储层的物性较差，油藏的压力较低，地层能量不足，使得该类型的油田自然产能低，加之低渗透油田的油藏隐蔽性较强，勘探开发的难度很大，因而低渗透油田的开发特性表现为以下几点：（1）单井产量较低。由于低渗透油层的压力较低，不能给油气田开发提供能量补充，油井的自然产能极低，需要采用压裂改造的方式，获得油井内的原油。因此通常的开发技术在低渗透油田中应用效果不明显，需要借助外界的能量输入才能获取工业油流。（2）地层压力低，自然能量不足。大多数的低渗透油田的地层压力系数低于1，地层能量不足，通常采用溶解气驱油，但是气体很容易分散于地层孔隙间，压力很快下降，油层的产能效果下降非常明显，一次采收率低，约占总含量的10%左右。（3）液体渗流在地层间的压力梯度较大。通过多年的实践和研究，油流在低渗透储层的孔隙中流动时，存在着明显的启动压力梯度。当油流的驱动压力大于启动压力时，

低渗透油田开发的难点与挖潜对策分析

低渗透油田开发的难点与挖潜对策分析通过对长庆油田低渗透油藏开发技术的研究，解决陇东区块开采的技术难题，提高低渗透油藏的开发效率，满足长庆油田开发的技术要求。对低渗透油藏实施精细的地质研究，确定油藏物性参数，采取最佳的开发技术措施，提高油藏的产能。结合现代化的开发手段，将计算机技术和网络技术结合起来，保持低渗透油藏长期稳定的生产能力，达到油田开发的产能要求。标签：低渗透;油田开发;难点与对策 1、低渗透油田开发后期存在的问题 1.1油层含水率高对于低渗透油田而言，其本身就存在含水率高的问题，进入开采后期的低渗透油田，地下水更会相互聚集，使得含水率不断升高。含水率升高后，会使得地下油层被淹，同时会使得地层的非均质性加强，进而导致层间矛盾出现。当出现层间矛盾时，会使地层中的原油流动性减弱，从而使得油田的开采量和开采效率下降。某些地层连通性较好的低渗透油田，进入开采后期后，因含水率的不断增加，也会使得流通性减弱。 1.2欠注井数量较多首先，低渗透油田需要大量的注水井，注水井中的水源基本来自于原油带出的水，这部分水资源中含有大量的杂质，如果杂质处理不完全就进行回注，必然会使杂质在注水井内聚集，导致井内欠注;其次，部分低渗透油田的地层环境较差，地层的吸水能力不足，使得注水井的压力升高，进而无法正常进行注水工作，导致欠注井的数量不断增加。 1.3油层存在非均质问题一般情况下，低渗透油田的地层内都存在非均质问题，油层也不例外，同时，在前期开采的过程中，大多数油田都会人工制造地层裂缝，这使得非均质性增加。当地层非均质性严重时，无法将能量补充到地层，从而导致两大问题出现。此外，这种措施会导致地层内裂缝堵塞，使得欠注井数量增加，又会导致第二大问题出现，使得油井进入恶性循环。 2低渗透油田挖潜增产的措施 2.1油层的水力压裂技术措施的应用对油层的压裂技术措施进行优化，不断研究和应用新型的压裂技术措施，提高水力压裂施工的效率，促使低渗透油田增产。限流分段的压裂技术措施，是对

低渗透油田地质的开发与研究

低渗透油田地质的开发与研究低渗透油田指的是岩石渗透率低于10md（毫达西）的油田，也被称为致密油田。由于岩石的渗透性较低，油藏中的油无法自由地流动，从而使开发工作相对困难。针对低渗透油田的地质开发和研究工作，需要综合运用地质学、物理学、化学等多个学科的理论和方法，以提高开发效率和油田资源利用率。低渗透油田的地质开发需重点关注储层特性。由于低渗透油田的岩石中的孔隙空间较小，油藏的渗透性差，因此需要重点研究和评价储层的孔隙度、孔隙结构、储层分布等特征。通过地震勘探技术、岩石物理实验、孔隙度测试等手段，获取储层的信息，为后续的开发工作提供基础数据。低渗透油田的开发需要关注油藏的改造。由于低渗透油田油藏中油的流动性较差，一般无法通过自然压力将油从油藏中采出。需要采取人工措施来改造油藏，提高油藏的渗透性和流动性。常见的改造技术包括水驱、气驱、压裂、酸化等，通过注入水或气体，以及利用酸等化学物质对岩石进行处理，改变油藏的物理性质，促使油从储层中流出。在低渗透油田的研究中，还需要关注油藏中的边界效应。由于岩石渗透性差，油藏的边界效应在低渗透油田开发中会表现得更明显。边界效应会导致油的聚集形式非均匀，影响油田的开发效率。需要深入研究边界效应的机理、特征和对开发的影响，采取相应的技术手段来消除或减轻边界效应的影响。低渗透油田的地质开发还需要关注环境保护。低渗透油田的开发需要大量水资源，同时会产生大量废水和尾气。为了保护环境和可持续发展，需要研究和应用水资源的节约利用技术，以及废水和尾气的处理技术。还需关注地质开发对地下水和地表水的影响，避免对生态环境产生不利影响。低渗透油田地质的开发与研究是一项综合性的工作，需要关注储层特性、油藏改造、边界效应以及环境保护等方面的问题。通过综合运用各学科的理论和技术，可以提高低渗透油田的开发效率和资源利用率，实现油田可持续发展。

低渗透油藏注水开发常见问题与对策分析

低渗透油藏注水开发常见问题与对策分析近些年来，低渗透油层的勘探开发占据了我国绝大部分的石油开采总量。从目前开发出的地质中来看，低渗透油藏在所有开发出的油藏中所占比例高达70%，并呈现出不断扩大的态势。我国的低渗透油藏具有高温、高压、高油气比、高饱和、高矿比度、低密度、低粘度、低渗透等特点。立足于现有的勘探开发技术与低渗透油藏的具体特点，我国普遍采用注水开发方式进行勘探与开发。但目前低渗透油藏注水开发技术还存在一些突出问题，如水井压力上升过快、水质不达标、吸水能力下降、产油指数下降、采收普遍率较低等问题。本论文侧重分析了问题产生的原因并列举了具体的解决对策。一、低渗透油藏注水开发存在的问题分析低渗透油藏注水开发技术中存在问题的具体原因是解决问题的首要步骤，只有明白了具体的产生原因才能对症下药，解决问题。具体的问题包括水质和储层敏感性两个方面。（一）水质问题注水水质中的固体悬浮物和含油量超量是主要存在问题。除此之外，注入水与地层水配伍性较差也是注水水质中存在的问题。水质的良好与否直接关系到石油的正常开发进程与开发出的石油质量，因此不容小视。 1、固体悬浮物和含油量超标固体悬浮物是指水质中含有的不溶性杂志，通常包括硫化亚铁、氧化铁、硫酸盐以及残留的细沙和土颗粒等。含油量是指水質中残留的石油含量。当水质中含油量较高时，水质中残留的油量会聚集形成油滴，堵塞在岩石的微小孔隙里，形成附加毛管压力，使管道内的压力上升过快，极易发生爆裂事故。其次、当水质中的固体悬浮物含量较高时，固体颗粒会滤出残留在管道内壁上或者进入石油储层中，从而形成低渗透性滤饼或者低渗透污染区域。过多的固体悬浮物所形成的滤饼会堵塞储层的流通孔道，使得油层吸水量较大程度的下降。 2、水质结垢影响由于注入水质与地下水质的物质含量不同，造成水质配伍性较差，极易形成水垢。但当注入水中的钙离子、镁离子、硫酸根离子、碳酸根离子等多种化学离

低渗油藏产量递减规律分析

低渗油藏产量递减规律分析根据低渗透油藏地质及相关开发特征我们知道影响低渗透油藏开发的主要因素有低孔隙度、低渗透率、沉积微相的差异、储层非均质性、裂缝系统的先天条件等。我们在进行低渗透藏递减规律研究时重点分析地质特征对生产动态的影响，结合递减方程进行开发效果评价。本文主要通过影响产量递减的地质因素、开发因素进行分析。进一步促进低渗透油藏递减规律及改善研究。标签：低渗透;非均质性;地质因素;开发因素随着油藏的开发，产量变化会呈现几种趋势及状态。在开发初期油藏产量在一定时期内可表现为上升趋势，而在中期可能趋于稳定。总管整体趋势，油藏开发总体趋势还是呈现递减趋势。因此，研究产量递减规律对做好油藏动态预测和油藏生产规划工作意义重大。更为重要的是只有了解了油藏的产量递减规律之后，才可能有的放矢地采取防止产量递减的有效措施，以提高油藏的最终采收率。一、开发阶段的划分在低渗透油藏开发中，注水开发是主要手段。注水相对于其他驱替模式有着足够的优势，其不仅驱油效果比较好，还有这低廉的成本投入。因此我们针对低渗透油藏开发主要提出了超前注水、同步注水、滞后注水三种技术手段。结合注水技术手段进一步研究低渗透油藏产量变化规律。我们针对低渗透油藏注水开发进行阶段划分，本根据含水率、含水上升率、采油指数、采油量、成本等指标出发进行阶段划分。主要可以分为：无水采油阶段、低含水采油阶段、中含水采油阶段和高含水采油阶段。进一步结合年采油量、年采出速度划分为产量上升阶段、保持高产阶段（稳产期）、产量下降阶段（递减期）。二、油藏产量递减期及递减类型本文主要针对油藏开发稳产期后的递减期进行研究。递减期是每一个被开发油藏都所要经历的阶段。递减期的出现也预示着地层自身驱动能力不足，地层能量消耗殆尽，因此在这个阶段为我们要实施一定的技术措施，从而进一步创造新的能量，驱动原油采出。关于递减期我们这样定义它，在油田开发过程中，随着地下能量的降低和可采储量的减少，产油量总是要下降的，通常用递减率表示产量递减阶段的大小，即单位时间内单位产量递减的分数。另一方面，我们将产量递减类型分为直线递减、凸形递减、凹形递减;Arps递减类型分为指数递减、调和递减、双曲递减。目前对于分析油藏產量递减模型主要运用灰色关联度分析法，运用水驱规律研究不同递减类型下的影响因素。根据研究我们知道，不同油田的不同区块的沉积环境、地质结构、储层非均质性各不相同，在分析产量递减规律的时候需要考

低渗透油藏注水开发中存在的问题与对策探讨

低渗透油藏注水开发中存在的问题与对策探讨作者：薛军平来源：《智富时代》2019年第01期【摘要】随着科技的进步，我国的石油勘探开发技术也在不断的完善和发展。目前，新开发的油藏中，低渗透油藏占的比例越来越大。低渗透油藏主要的开发方式就是注水开发，而低渗透油藏注水开发又存在一定的问题。注水井启动压力高、地层和注水压力上升快，吸水能力差等。本文主要是针对这些存在的问题展开研究。【关键词】低渗透油藏；注水开发；水井欠注；对策一、低渗透油藏注水开发中存在的问题（一）井网问题低渗透油藏一般具备有埋藏深、高温、高压、高饱和、高油气比、高矿化度、低密度、低粘度、低渗透等特点。针对这些区域的特点，立足现有的井网通过打调整井、油井压裂、补孔、水井分注、酸化增注等技术手段，进一步完善注采关系，改善两个剖面，提高水驱动用程度，提高油藏的最终采收率。低渗透油藏主要的开发方式就是注水开发，而低渗透油藏注水开发又存在一定的问题。（二）注水问题采油井的地层压力比较大，油藏渗透率降低，油井产量下降较快，这样的话就会导致采收率急剧的下降。有时在采用其他措施不理想的条件下，一般多是采用提高注水压力的方法，以便更好的提高注水量和注采压差。虽然高压注水能在很大程度上提高注水量，但是却不能改变注水量降低和产液量降低这样个事实。当注水压力很大的时候，地层就会产生裂缝，裂缝在很大程度上就会对泥岩层和砂岩层产生一定的影响，会导致泥岩层的蠕变和砂岩层的腐蚀。由于受地引力的影响，地层会发生相对移动，会导致注水井的套管发生变形，甚至会出现断裂这种情况。如果注水井的套管发生损坏要比油井损坏严重的多。这就说明注水压力同样会受到一定条件的限制，一般情况下，以不导致地层裂缝为宜。但是在实际的操作过程中，问题还是经常出现的，一些油田为了增加注水量，水的压力己经大大超过了地层破裂的压力，所以说油田的注水问题也显得十分的重要。

注水开发影响因素分析及改善措施

注水开发影响因素分析及改善措施摘要：某油田为典型低渗透油藏，经过多年水驱开发取得较好开发效果。但也存在注水井吸水能力低、启动压力和注水压力高、油井受效时间长、压力和产量变化不敏感等问题。针对低渗透油田注水开发中存在的问题，分析影响水驱开发效果的主要因素，提出有效开发低渗透油田的主要技术措施。关键词：低渗透油田；水驱开发；影响因素；技术对策；评价某油田属于背斜带上的一个三级构造。含油层段为新近系上新统的上、下油砂山组，岩性主要为深色的泥岩类、灰岩类夹少量砂岩、粉砂岩及白云岩。储层发育原生粒间孔、次生溶蚀孔,残余粒间孔、晶间孔和微裂缝。储层平均孔隙度为14石%，平均渗透率为2.98mD,储层排驱压力、饱和中值压力低,孔喉半径小,储层渗流性能差,属于中高孔一低渗透储层。 1水驱开发存在问题某油田注水开发,采用反九点法注采井网,辖区内注采井数比为1：3。取得一定注水效果的同时,开发过程中的问题及矛盾也日益突出。 1.1采用消耗方式开发,产量递减快,压力下降快。低渗透油田天然能量不充足,原始地层压力为17.2MPa,渗流阻力大,能量消耗快,采用自然枯竭方式开发,产量递减快, 地层压力下降快,在依靠天然能量开采阶段,产油量的年递减率为40%,地层压力下降幅度很大,每采出1%地质储量,地层压力下降4.2MPa。为了获得较长的稳产期和较高的采收率,采用保持压力的开发方式是势在必行的。 1.2注水井吸水能力低,启动压力和注水压力高。该油田注水井吸水能力低,启动压力和注水压力高,而且随着注水时间的延长,层间、层内矛盾日益加剧,甚至发展到注不进水的地步。由于注采井距偏大、油层吸水能力低,注水井的能量(压力) 难以传递、扩散出去,致使注水井井底附近产生鳖压,注水压力升高。 1.3油井见注水效果较慢,压力、产量变化不敏感。该油田由于油层渗流阻力大,注采井距偏大,注水井到油井间的压力消耗多,因而油井见注水效果不仅时间晚, 而且反应比较平缓,压力、产量变化幅度不大,有的甚至恢复不到油井投产初期的产量水平。通过井组分析,油田注水见效时间长,平均43个月,油井见效井数少,见效井数占油井数的36%。 2 影响水驱效果因素分析 2.1注水水质影响。在低渗透注水开发油藏中,注水水质中固体悬浮物和含油量超标,以及注人水与地层水配伍性差是低渗透油藏注水水质的突出问题。当注人水中硫化亚铁、氧化铁、沉淀的碳酸盐和硫酸盐、细砂和粘土颗粒等悬浮固体含量过高时,固体颗粒会被滤出在井壁或进人储层,形成低渗透性的滤饼或低渗透污染区域,堵塞储层的流通孔道,使油层吸水量大幅度地下降,严重影响注水开发效果。注人水中含油量过高时,含油会聚集成油滴,进人岩石的微小孔隙,形成附加毛管压力,堵塞微小孔隙,使注人压力上升。当注人水与地层水配伍性差,注人水所含成垢离子Ca2+、Mg2+、S042-、C032-等较多时,容易形成沉淀,造成储层内结垢严重,堵塞孔吼通道,导致注人压力上升,油层吸水能力下降。 2.2 储层敏感性影响。低渗透油田注水开发过程中储层敏感性主要表现为速敏和水敏伤害。低渗油藏胶结物和粘土含量通常较高,在开发过程中,由于注人速度过快或采油井泄压过快,使微粒更易运移,导致近井地带储层发生较为严重的速敏伤害,使储层渗透性变差。岩心速敏实验表明,速敏引起的储层渗透率伤害具有不可恢复性。因此,在低渗透油藏注水与采油过程中应合理控制注采速度,减小速敏

特低-超低渗透油藏注水开发影响因素分析及储层吸水能力评价

特低-超低渗透油藏注水开发影响因素分析及储层吸水能力评价张文旗;穆朗枫;邓西里;李锦;吕洲;顾斐;张洋【摘要】为特低-超低渗透油藏选择合适开发方式以实现高效开发,建立了一种以注水井注入能力和采油井见效情况为标准的储层评价方法.在分析特低-超低渗透油藏储层敏感性及其影响因素的基础上,利用实际生产动态资料采用视吸水指数对注水井的储层吸水能力进行分级;根据视吸水指数与各测井曲线的相关性分析结果,建立储层分类图版,将储层分为3类,确定了各类储层的物性下限.不同油藏储层物性下限不同,这种差异主要受储层水敏性差异影响.通过建立水敏指数与各类储层渗透率下限关系图可知,水敏指数越高,注水开发储层渗透率下限越高,储层水敏指数与储层渗透率界限呈指数关系;根据各类储层的渗透率及水敏指数的分界线,可将特低-超低渗透油藏划分为3类储层区,Ⅰ、Ⅱ类储层较适合注水开发,Ⅲ类储层需要探索新的地层能量补充方式. 【期刊名称】《测井技术》【年(卷),期】2016(040)004 【总页数】5页(P472-476) 【关键词】储层评价;特低-超低渗透油藏;视吸水指数;储层敏感性;水敏指数;储层水敏性【作者】张文旗;穆朗枫;邓西里;李锦;吕洲;顾斐;张洋

【作者单位】中国石油勘探开发研究院,北京100083;密苏里科技大学,罗拉,密苏里州,美国65401;中国石油大学石油工程学院,北京102249;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083;中国石油勘探开发研究院,北京100083 【正文语种】中文【中图分类】P631.84 0 引言常规中高渗透油藏注水开发的矛盾往往体现在纵向平面吸水差异、注水见效时间差异以及方向差异。随着地质认识的进步以及工艺技术的发展,低渗透油田通过超前注水、井网优化和开发压裂等技术建立起了有效的压力驱替系统,实现了有效开发[1-2]。但是,特低-超低渗透储层孔喉更细、非均质性更强,再加上人工压裂缝、动态裂缝等因素的影响,注水开发过程中矛盾更为突出,甚至会出现大批注水井注水注不进的情况。因此,需要在常规储层评价的基础上,建立一种以注水井注入能力和采油井见效情况为标准的储层评价方法,为特低-超低渗透油藏选择合适开发方式、实现高效开发提供地质依据。图1 海塔盆地中部断陷带油田分布及地层系统海拉尔塔木察格盆地(简称海塔盆地)已投入开发的特低-超低渗透油藏整体表现为注水开发效果差、水驱动用程度低、低产井比例高,常规注水开发遇到挑战。本文通过油藏注水开发效果评价,分析影响油藏注水补充地层能量因素,对特低渗透油藏注水补充地层能量的适应性进行分析。 1 吸水能力影响因素分析