低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素
注水开发储层的动态变化特征及影响因素分析
高含一 特 高含 水储 层性 质 、 预测 油水运 动规律 和 剩余 油分布 具有重要 指导 意 义。 关键 词 ： 注水开发 ； 态变化 ； 动 储层 性质 ； 影响 因素
中 图 分 类 号 ：Ｅ ３ １ Ｔ ３ ＿ ３ 文 献 标 识 码 ： Ａ
０ 引 言
油 田注水 开 发 实践 和注 水驱 替 实 验 均表 明 。 储 层 在 注水 开 发后 。 属性 与 参 数 都会 发 生 不 同程 度 的
１２ 微 观 参 数 变 化 特 征 －
微 观特 征 参 数包 括 储 层岩 石 颗粒 骨 架 、 喉 网 孔
收 稿 日期 ：０ ０ ３ １ ； 回 日期 ：０ ０ ０ — ０ ２ １—０ — ８ 修 ２ １— ５ ２ 基 金 项 目 ： 家科 技 重 大 专 项 “ 渗 、 低 渗 透 油 气 田经 济 开 发 关 键 技 术 ” 编 号 ：０ ８ Ｘ ５ １— ０ ） 助 。 国 低 特 （ ２０Ｚ ００３０ ５资
即有 时 变 大 。 时变 小 。 与驱 出液 中 的 颗 粒 总数 有 这 密 切 相 关 （ 质 是 由颗 粒 和 孔 喉 的 匹 配 关 系 及 流 动 本
如： 随着 注 入水 程 度 加 深 ， 储层 物 性 有 些变 好 ， 有些 变差 ： 层 的 孔 隙 度 变 化 不 大 ， 渗 透 率 与 孔 喉 网 储 而
第 一 作 者 简 介 ： 春 梅 ，９ ８年生 ， ， 士 ， 程 师 ， 要 从 事 油 田提 高采 收 率 工 作 。 地 址 ：７ ０ １ ） 西 省 西 安 市 未 央 区 明 光路 长 庆 油 田 徐 １７ 女 硕 工 主 （ １０ ８ 陕
２１ ０ ０年 １ ２月
岩 性 油 气 藏 ＬＴ Ｌ Ｇ Ｃ Ｒ Ｓ Ｒ Ｏ Ｒ Ｉ ＨＯ Ｏ Ｉ Ｅ Ｅ Ｖ Ｉ Ｓ
低渗透油藏
低渗透均质油藏由于储层的低渗透性，使其内部的孔隙结构、孔隙分布等各方面因素都对流体的运移产生不利的制约。
在油田实际生产中，也会遇到常规油田所没有的问题。
低渗透油藏注水开发的基本生产特征是注水压力不断提高，油井供液不足，产量递减快，采油速度低。
在增产增注措施不理想的情况下，往往采用提高注水压力的方法来提高注水量和注采压差。
高压注水能在一定程度上增加注水量，但不能改变注水量降低和相应神产经产液量下降的问题。
当注水压力增加到地层破裂压力以上时，地层产生裂缝，裂缝可能扩展到泥岩层或盐岩层，注入水会使泥岩蠕变、盐岩溶蚀。
在地应力的作用下，地层会产生相对位移，使套管变形，甚至断裂。
实践表明，低渗透油田注水十分困难，通常采用如钻水平井、压裂、酸化等增产措施来解决注水问题。
与此同时，开发低渗透油田还必须考虑粘土矿物的运移和膨胀造成的油层伤害、套管变形、合理的完钻井液、合理的射孔方式、流固耦合、采油方式等油田开发工艺问题。
但是有许多油田甚至不能依靠注水开发，必须寻求其他的驱油体系，如气驱、聚合物驱等方式、低渗透非均质油藏一个油田地下的油层通常不是一个，而是有许多个，有的甚至是几十层，几百层。
而且每个油层的性质又是不同的。
有的油层渗透性好，油层压力高，含油饱和度高；有的油层渗透性差，压力低，含油饱和度也低。
在注水开发时就会出现层间干扰等问题。
对于渗透率高的油层，能量补充较快、压力高、抑制了低压低渗透性油层的生产。
而对于渗透性差的低渗透层，能量补充不上，难以形成有效的产能接替，这样就严重影响了低渗层水驱采收率。
而且每个油层内的岩石物性也不会均匀分布，不同区块内的孔隙度、渗透率、含油量等也不尽相同，储层的非均质性进一步加剧。
下寺湾油田长2低渗油藏超前注水开发效果分析
收稿 日期 ：０ １—１ ２１ ２—１ ０
②天然微裂缝发育 ， 增加 了注水难度 。下寺湾
油 田在 测井 及钻 井过 程 中 出现 的井 漏 、 芯有 见 到 取
天然裂缝 ， 然裂缝 在地层 条件 下一般 呈 闭合状 天 态， 但油层经压裂改造 、 注水开发 ， 局部井区裂缝开 启后造成平面 及层 内矛盾加 剧 ， 加大 了注水 开 发
公式 为 ： ｐ ｒｔ （ ，）＝
避免由于压 力下降造成 的原油性质变 差。当 流体的压力下降到饱和压力 以下时， 地层原油脱气 可 以致使 原 油 粘 度 增 加 ， 随之 流 动 性 变 差 ， 井 产 单 量 降低 ， 含水 率上 升 Ｊ 而采 用 超 前 注水 可避 免 这 。
一
现象 。
Ｄ ：０ ３ ６ ／ ． Ｓ Ｎ １ ０ —６ ２ ２ ２ ０ ． ７ ＯＩ １ ． ９ ９ Ｊ ＩＳ ． ０ ４ ０ Ｘ． ０１ ． １ ０ ７
下寺 湾 油 田长 ２低 渗 油 藏超 前 注 水 开 发效 果分 析
王聪娥 ， 曹 进， 耿传林
（延长 油田股份 有限公 司 下寺湾采油厂开发科 ， 陕西 延安 ７ ６０ ） １００
期 油井 产 能 迅 速 递 减 ， 期 的 月 递 减 可 达 １ ％ 以 初 ５
上， 年递减率 最高可达 ５ ％左右。随后逐年递减 ， ０ 趋于平缓。油藏可采储量得不到最 大发挥 ， 采收率
仅 为 １ ％左右 。 １
系数为 ０８ 。储层孔隙度平均约为 １． ％ ， ．３ ３６ 孔隙度 中值 为 １． ％ ， 要 以粒 间孔 为 主， ５７ 主 占总 孔 隙 的 ７． ％ ； ４７ 渗透率最大值为 ２ ． １ ～ Ｉ ， ４７× ０ Ｉ 最小值为 ｌ ２ ００ １ ｐ 平均值为 ４４ ．２× ０ ， ， ｍ ．９×１ ｐ 渗透 中 ０ ， ， ｍ 值为 ２ ７ × ０ ｍ Ｌ ．８ １ ～ ｌ ｚ 引。 １３ 驱动 类型 ．
低渗透油田开发难点及对策探析
低渗透油田开发难点及对策探析在我国油气开发领域中，低渗透油田已探明储量占据油气资源总储量的2/3以上，具有极大开发潜力，也是油气开发领域的未来主要发展趋势，其重要性不言而喻。
但是，低渗透油田具有储层渗透率低、单井产能低等特征，在开发过程中面临诸多难点，难以实现预期原油产量与经济效益。
为解决这一问题，充分挖掘油田开发潜力，本文对低渗透油田的主要开发难点进行简要分析，并提出问题解决对策，以供参考。
标签：低渗透油田;油田开发难点;解决对策一、低渗透油田的主要开发难点1.油层孔喉细小、渗透率过低低渗透油田的定义为，渗透率在（0.1-50）x10-3μm2的储层。
由于储层渗透率过低，从油田开发角度来看，绝大多数低渗透油田的开采难度过大，普遍存在比表面积过大、油层孔喉较为细小的问题，这也是储层渗透率过低问题的主要出现成因，常规油田开采技术体系与油田开采需求不符。
同时，油层渗透率越低，则油田开发难度越大。
例如，当油层渗透率保持在（0.1-1.0）x10-3μm2时，被称作为超低渗透油田，基本不具备自然产能与开发价值。
2.渗流不规律在常规油田开发过程中，油田渗流往往具备特定规律，工作人员在全面掌握油田渗流规律的基础之上，可以针对性制定开发方案，有效利用现有开发资源，将油田开采效率控制在较高标准。
但是，多数低渗透油田的渗流规律难以确定，与达西定律相违背，且油田的贾敏效应以及表面分子力极为明显，以此为诱因，产生压力梯度，为后续油田开发工作的开展造成负面影响。
3.弹性能量过小多数低渗透油田普遍存在储层连通性过差的问题，加之受到渗流阻力因素影响，导致这类油田的弹性能量相对较小，实际采收率往往在1%-2%区间范围内。
在油田开采过程中，不但实际产量会处于较低程度，同时，也将浪费一定量的天然气资源，难以实现预期经济效益。
4.注水效果不明显目前来看，受到工艺限制，在开发多数低渗透油田时，需提前对油田进行压裂改造处理，方可具备大规模开发的基础条件。
低渗透油田注水开发规律与调整对策
发以来 ， 采取 高水质 注水 。 严格 按水质 标准进 行注水 ， 在 水质处 理上做 了大量 工 作， 不仅搞 精 细处理 ， 使 出站 水质 达标 ， 而 且还要 搞 好水质 的全 程保 护 ， 对地 面
管线 、 井下 管柱 、 下井 工具做 到全程 防腐 ， 使注入 水进 入油层 之前 ， 不再 被污染 。 ２ ６ 沿 裂 缝 注水 、 向两 侧 驱油 ， 开发 好 裂缝 性 油藏 油田一 类区块裂 缝发育 ， 裂缝 近东 西向分布 ， 采用 反九 点井 网开 发 ， 井排方
向与 裂缝夹 角大 。 注水 开发后 ， 水沿 定 向裂缝推进 较快 ， 开发 过程 中平面矛 盾 日 趋严 重 。 对 于存在 着裂缝 的水驱 油藏 ， 注 采井点 同时布置 在裂 缝系统 上时 ， 注 入
水将 沿裂 缝 向生产 井突 进 ， 造成 油井过 早见 水或 暴性水 淹 ； 注 水井 布置在 裂 缝
１开 发动 态特 征
积小、 卡 距细 、 承 压高 的封 隔器 ， 提高 密 封率 ２ ５ 高 水质 注水 ， 保持 油层 具 有稳 定 的吸水 能 力 油 田储 层渗 透能力 低 ， 孔隙结 构复杂 ， 对注入 水水质 要求较 高。 油田投入 开
１ １ 受构 造 、 断层 与岩 性因 素综 合影 响 的复合 型 油藏
一
是平面 及纵 向上油 水分布 错综 复杂 ， 试 油井 中油水 同 出现象 较为普 遍 ，
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储量与渗透率较低的油藏，其开发难度较大，开发效果容易受到多种因素的影响。
下面就低渗透油藏开发效果的影响因素进行浅析。
1. 油藏特征：低渗透油藏的储量较低，且渗透率低，导致油藏中的原油流动性较差，难以有效开采。
油藏中的孔隙度、砂岩粒径、渗透率等特征也会直接影响油藏储量和开采效果。
2. 堆积相和岩性：低渗透油藏的堆积相和岩性对于油藏的有效开发也有重要影响。
对于低渗透砂岩油藏而言，粒度细、结构紧密的砂岩堆积相具有较高的渗透率和较好的流动性，因此对于开发的效果更好。
3. 开发方案：低渗透油藏的开发方案也是影响开发效果的重要因素之一。
合理的开发方案能够充分发挥油藏的潜力，提高开采率和开采效果。
常用的开发方案包括常规注水开发、采用人工增透剂技术、水平井开发、多级压裂技术等。
4. 采油压力：低渗透油藏的采油压力对于油藏开采效果具有重要影响。
过高或过低的采油压力都会导致油田开采效果不佳。
过高的采油压力容易引起水窜，导致大量的水进入油井，降低了采油效果；过低的采油压力则难以使原油从储层中流动到井筒中。
5. 技术手段：合理的技术手段对于低渗透油藏的开发效果也起到至关重要的作用。
合理应用水平井技术可以增加油井的产能；利用压裂技术可以提高油藏的渗透率，增加油井的产能。
6. 地质条件：地质条件对于低渗透油藏的开发效果也有较大的影响。
地质构造和背景地层会直接影响油井的产能和开发效果。
在选择开发区块时，需要综合考虑地质条件的优劣，选择有利的开发区域。
低渗透油藏的开发效果受多种因素的影响，包括油藏特征、堆积相和岩性、开发方案、采油压力、技术手段以及地质条件等。
在实际的开发过程中，需要根据具体情况采取合适的开发方案和技术手段，以提高低渗透油藏的开发效果。
低渗透油层渗流特征及对油田开发的影响
低渗透油层渗流特征及对油田开发的影响我国低渗透储层非常的丰富，但是低渗透储层的开采难度比较大，所以了解低渗透储层渗流特征对提高采收率非常有帮助，也是低渗透储层的开发重点，应该对开发中所出现的问题进行分析，然后得出相应的解决方法，改善我国现有的开采技术和方法，实现我国石油能源的重复利用。
标签：低渗透油层;渗流特征;油田开发目前，随着现代工业的快速发展，石油能源在社会中得到了非常广泛的应用功能，受到了世界上许多相关学者的高度关注，在实现油田企业发展的过程中，对低渗透储层的开发越来越重要，低渗透储层的开发水平对企业发展具有决定性的影响。
石油能源对促进我国经济发展也至关重要，想要增加石油的开采量，需要提高了石油开采的规模和强度，但是在实际开采的过程中需要了解渗流特征对油田开发的影响，提出合理的改进措施，才能提高开采效率，做好相关的维护工作，才能帮助企业可以更好的进行开采。
1低渗透储层的渗流特征低渗透储层具有非达西渗流特征，非达西渗流特征具有两种特征曲线，在低压力梯度范围内低渗透储层中的渗流量与压力梯度呈线性关系，在高压力梯度范围内低渗透储层中的流量与压力梯度呈拟线性关系。
1.1启动压力梯度在低渗透储层渗流会受到很多因素的影响，其中主要包含渗透率、孔隙度和流动速度等影响，但是在这其中还会有启动压力梯度的影响，这个影响因素是油田开发最主要的影响因素，因为当启动压力梯度比较低时会造成油田原油不流动的情况出现，因为原油不能克服这种阻力，导致原油不会出现流动，如果说启动压力梯度比较大，则说明该储层的自然产能比较低。
通过对启动压力梯度进行分析和测试可以发现，启动压力梯度的数值和渗透率有关，可以利用两者之间的关系来确定公式，利用不同的渗透率来决定启动压力梯度，该方式也是形成非达西渗流的主要机理。
1.2流动孔隙数在整个低渗透储层中存在无数个细小孔隙，其中流体的流动具有启动压力。
孔隙越大，则需要的启动压力越小，孔隙越小则需要的启动压力越大。
影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析及对策
影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析及对策摘要：南翼山油田为典型的低渗透油藏，经过近10年多的水驱开发，取得了较好的开发效果，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，提出了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存在问题影响因素技术措施一、油田概况南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区，行政隶属青海省海西州茫崖镇。
区域构造位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷南翼山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，是一种在缺乏陆源物供应、具有温暖清澈的浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑混积沉积，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14.6%，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—低渗透储层[1]。
二、油田水驱开发存在问题南翼山油田于2002年开始进行注水开发，采用280m×280m的反九点法注采井网，辖区内采油井58口，注水井30口，注采井数比为1：2.8。
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[2]。
1.采用消耗方式开发，产量递减快，压力下降快油田原始地层压力为17.2mpa，天然能量不充足，渗流阻力大，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。
2.注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高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蹩压，注水压力升高。
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伴随着我国油田开发程度的不断深入，人们开始关注低渗透油田注水开发后存在的多种影响因素。
低渗透油田主要表现为储层渗透率较小、丰度少，而且单井产能较低，油气水渗透阻力较大，在一定程度上增加了生产成本。
通过对低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素的研究，提出低渗透油田的注水开发策略，从而提高低渗透油田注水开发水平。
1 低渗透油田注水开发的生产特点
1）低渗透油田呈现出非达西渗流特征，也就是具有一定的启动压差。
这种储层在驱动压差较低时，其中的液体无法流动，只有驱动压差达到相应临界的时候，才会出现液体流动现象。
因为流动区域范围的限制，如果使用注水方式，针对低渗透油井进行大力开发，会导致油相渗透率快速下降。
2）油田注水具备一定方向性，其中存在微型裂缝，注水主线上和裂缝线上的油井可能会导致水淹问题出现。
注水主线和裂缝的两侧油井见效较慢，同时水驱程度较低，导致注水开发效果受到影响。
3）自然产能较低，能量递减相对较快。
因为油层渗透率比较低，存在的自然能也较低。
一般的油井需要压裂改造，从而获得工业油流。
2 低渗透油田注水开发影响因素
2.1 孔隙特征的影响
孔隙特征对低渗透油田储层孔隙的影响，主要有孔喉半径、几何形态和连通情况等。
对于低渗透储层当中的孔喉半径而言，一般在2.48微米以下，而孔道半径在0.06～1.1微米之间。
低渗透油田储层孔隙壁上，具有一定的吸附滞留层，这一滞留层的厚度和孔隙、孔道相同，大概为0.1微米。
这时，滞留层吸附的流体也就是孔隙中的流体。
但是，吸附在滞留层的流体并不会产生流动，要在一定压力下，才能够实现流动。
2.2 附加渗流阻力
细小孔道因为压力梯度达到启动压力梯度后，相应流体便开始参与到流动当中。
启动压力梯度反应出来的是流体流动附加阻力。
随着孔径的增大，附加渗流阻力会逐渐降低，相反会逐渐增大。
在相应非线性段上，每个点的切线和压力梯度轴中，不同孔径孔隙附加渗流阻力，随着压力梯度的逐渐增大，会有比较小的空隙参与到阻力当中[2]。
压力梯度逐渐增大，开始出现较小的空隙逐渐参与到流动当中，这时的储层渗流能力开始逐渐增加，附加渗流阻力也开始逐渐增加。
随着压力梯度的递增，加上流动空隙加入到流动之后，不会出现流动空隙增加的现象。
此时的拟启动压力梯度将成为定值，而附加渗流阻力也逐渐成为定值。
2.3 渗透率变化的影响
在油井的周围，虽然对储层的压力较大，但是，影响半径不大，流体流动半径也不大。
若油井以及注水井之间的间距不近，会导致其压力变小。
若油井以及注水井之间存在较远的距离，会促使其压力有所降低，渗透率也会随之降低，并且使渗流能力减小。
对油田进行开发过程中，对其注入一定的水量，可能会在注水井附近产生聚积现象，形成高压区，就难以将流体及时的补充到生产井当中，进而导致油井附近地层形成局部低压区，最终促使油井产生供应不足的现象，影响油井产量。
3 注水开发技术对策
3.1 减小不易流动带
对于油层而言，其天然能力较小，导压性不高，对其进行早注水或者同步注水，从而对地层提供保护，进而使渗透率损失得以降低。
要想提升注采压差，从而降低不易流动带，对于常规井而言，低渗透油田储层中不容易流动带较大，有效水驱难以实现。
相应技术人员适当降低井和井之间的间距，可以使不易流动带得有效减小，促使不易流动带压力梯度以及视渗透率有所提升。
这样做，能够促使水驱效果得到有效提高。
对于较小井距而言，能够促使水驱控制程度得到有效提高。
在国内，存在低渗透油藏，对小井距现场开展相应实验，并且获得良好效果。
但是，过密井网会促使钻井投资有所增加。
对此，不同井距要结合开发效果以及技术经济指标进行明确。
3.2 扩大易流动半径
虽然仅存在较少的油层，如果油层渗透性较大，站在油水井产油吸水剖面进行观察，依旧具有较大矛盾，对早期分层注水技术进行使用，能够在一定程度上提升储量，减缓含水上升速度。
一般而言，通过压裂改造方式，对易流动半径进行扩大，促使注入的水能够进入到地层的深度，同时促使生产井能够充分获得地层深处流体的供给，从而使注水流量得以增强 。
以某油田为例，其属于一种特低渗透油田，如果在不压裂情况下，油井并不存在工业油流，将其压裂之后，会产生一定的产能，压裂的效果相当于把储层当中的渗透率提高了将近100倍。
这种情况下，因为压裂后的油井存在一个较大的易流半径，从而促使产能得以提升。
4 结束语
综上所述，对低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素进行了详细的研究，结合低渗透油田注水开发生产的特点对影响因素作为全面的分析，并且在分析的基础上提出了一系列的开发策略，相信通过这些策略，可以让低渗透油田注水开发取得更好的效果。
参考文献
[1]王玉普，刘义坤，邓庆军. 中国陆相砂岩油田特高含水期开发现状及对策[J]. 东北石油大学学报，2014（1）：1-9；131.
[2]刘文超，姚军，陈掌星，等. 考虑动边界影响的低渗透油藏反九点水力压裂注采井网数值模拟研究[J]. 科学技术与工程，2014，11：170-175.
低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素
徐文
延长油田股份有限公司横山采油厂 陕西 榆林 719000
摘要：针对低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素进行分析，总结了低渗透油田注水开发策略，为以后低渗透油田的注水开发工作提供一定的指导。
关键词：低渗透油田 注水开发 生产特征 含水率
181。