砂岩底水油藏开采机理及开发策略
油田低渗透砂岩油藏开发技术
技术与信息油田低渗透砂岩油藏开发技术于雪（第一采油厂第一油矿117队，黑龙江大庆163000）摘要：随着经济社会的快速发展，人们物质生活的逐渐丰富起来了，越来越多的轿车进入了人们的视野，石油的使用范围也越来越广泛，除了车辆使用的汽油、机械使用的柴油，石油中的某些提取物还可以用来做香水。
石油属于非可再生资源，并不是取之不尽、用之不竭的，因此提升低渗透油田的生产率十分重要。
关键词：低渗透油田；砂岩油藏；开发技术低渗透油田是指油田油量低，石油的分子内部分散，因此虽然油田井较多但是石油的产出量却很少。
在石油开采的过程中开采深度过深或者在偏僻的地区进行开采，都会使油量达不到预期目标。
由于我国的低渗透油田数量很多，因此根据需求可以对不同的油田情况进行分析，针对性的提出开采的方案和计划。
石油开采需要时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。
1砂岩油藏开发中存在的问题油藏储油层主要是砂岩颗粒，低渗透砂岩油藏中的水量较多，在进行开采时需要有蒸汽技术的支持，同时需注水压力泵来排除砂岩内多余的水分，为石油的开采效率提供保证。
由于油藏中含有砂岩颗粒，在开采的过程中会面临着很多不确定的危险，蒸汽压力如果过大就会使油层中的结构被破坏，进而发生油井出砂的状况。
另外，如果过度开采石油，油井的内部就会有一定程度的破坏，当破坏达到一定程度时，大量的砂岩颗粒就会掉落。
举个例子，在开采石油的时如果采用爆破的手段来打通隧道，就很可能造成塌方问题，塌方一旦发生会对开采造成相当大的难度，大量的砂岩颗粒掉落，石油产量就会大幅度减少。
石油中如果掺杂进了砂岩颗粒，不仅分离困难并且花费巨大，砂岩颗粒的大量聚集会对开采设备造成巨大的损害，影响机器的使用年限。
石油开采设备价格高昂，一旦发生损坏需要巨额费用进行维修。
砂岩颗粒聚集情况恶劣的，还会对管道进行掩埋。
巨厚层砂砾岩底水油藏注水开发研究
巨厚层砂砾岩底水油藏注水开发研究许 宁 张方礼 王占红(辽河油田分公司勘探开发研究院)摘 要 雷64块为块状砂砾岩底水油藏,油层巨厚,最厚可达200m,储量丰度大。
在油藏天然能量、储层特征分析和应用解析公式、数模方法对注水开发采收率变化、采液和采油指数变化趋势、注水方式、注采井网、见水时间研究的基础上,认为雷64块应该采用两套层系、人工注水开发。
下层系以注底水层为主,在局部底水与油层之间隔层较发育的部位,进行层内注水。
与潜山油藏不同,块状砂砾岩油藏仍具有层状特性,实际工作中需要认真分析隔层因素,在实施两套层系、正方形井网210m井距的情况下,注采井距成为影响注水开发效果的主要因素。
采用分采合注,将因部分注采井距达到150m而大大加速水淹水窜,影响开发效果。
关键词 砂砾岩油藏 注水开发 块状 底水1 地质特征与开发概况 雷64断块是辽河油区2002年发现的油层巨厚、储量较大的上产区块。
其主要目的层为沙三下莲花油层,地层厚度400～450m,砂体比较发育,砂砾岩厚度330～450m。
构造上为一向西北倾斜的背斜,构造高点在断块东南角,高点埋深1970m,闭合幅度260m,圈闭面积0.96km2。
储集层以砂砾岩为主,磨圆好,分选差,反映了长期搬运、快速堆积的特点。
平面上砂体呈扇状分布,自东向西砂体厚度逐渐变薄。
砂体展布方向为近北东向,揭示物源方向为东或北东向。
纵向上有单层厚度大的特点,最厚可达200m。
根据该块现有3口井的岩心分析,储层平均孔隙度15.4%,渗透率90×10-3μm2,属于中孔中低渗储层,非均质性较强,渗透率变异系数为0.79。
Ξ该块油层分布主要受构造控制,分布在构造高部位。
位于构造高部位的雷64、雷32-22井油层发育,厚度约150～200m,向西北、西南构造低部位油层厚度减薄。
油藏类型为巨厚块状砂砾岩边底水油藏,具有统一的油水界面。
该块原油物性较好,为低粘度(地下原油粘度0.5mPa・s)、中高凝固点(26℃)、中高含蜡量(11. 04%)、高胶质沥青质含量(16.2%)稀油。
砂岩底水油藏开采机理及开发策略
石油学报 1997年4月A CTA PETROL E I S I N I CA第18卷 第2期砂岩底水油藏开采机理及开发策略喻高明Ξ凌建军 蒋明煊 刘德华(江汉石油学院)提 要 利用数值模拟方法研究分析了采油速度、油层沉积韵律、垂直水平渗透率比、夹层大小及位置、边底水能量、不同油水粘度比、井距、射开程度、毛管压力等对砂岩底水油藏开采效果的影响,同时对有夹层存在时K v K h值对底水上升速度及形态的影响进行了精细模拟研究。
研究表明:影响底水锥进的主要因素是采油速度、垂直水平渗透率比、油水流度比、夹层;砂岩底水油藏底水推进一般以平托为主。
文中提出了相应的开发策略。
主题词 砂岩 底水油藏 锥进 机理 策略1 前 言近年来在我国西北某油区发现了大量的砂岩底水油藏,累计储量近两亿吨。
如何最优地开发这些超深砂岩底水油藏具有十分重要的意义。
人们对于灰岩底水油藏的开采特征的研究已经相当深入,形成了一个较完整的体系,对于临界速度、底水锥进、含水上升规律、打开程度、生产压差、压锥等问题都有了相当深刻的认识,并且成功地指导了华北和辽河的古潜山油藏的开发,而对砂岩底水油藏的开采特征的认识不够,往往按照灰岩底水油藏的规律去处理砂岩底水油藏问题,实际上,由于它们在沉积类型、孔隙介质、渗流通道等多个方面存在显著不同,因此它们的底水锥进规律、开发开采机理、开采特征有本质上的差别。
所以拿灰岩底水油藏开采特征去解释砂岩底水油藏生产现象就会遇到许多问题。
因此利用油藏数值模拟方法深入研究砂岩底水油藏的生产规律,并制定出相应的开发对策是十分必要的。
2 地质模型选用L油田2、3井区三叠系油藏 油组为原型油藏。
根据水锥问题研究的需要,我们选定的地质模型为中心一口生产井、上下及周界均为封闭边界、在r2Η2z 三个方向将油藏划分为11×1×15个网格,纵向(z方向)1～10格为油层,11～15层为水层。
211 网格数据r方向按几何级数进行网格划分,在井筒附近网格尺寸较小,远离井筒网格按几何级数递增(见表1)表1 径向网格距Table1 The rad ii of rad i a l gr ids网 格1234567891011半径(m)0.350.71.42.85.611.222.444.889.6179350Ξ喻高明,1988年毕业于西南石油学院研究生部,获硕士学位。
砂岩底水油藏开发技术探讨
界面逐渐上 托；另一种是在生产井井底 附近 向上锥进 ，形成
水锥 ，而在 井点附近以外油层上部仍然是纯油层 。 为充分 利用 明三 ５油层的天然能量 ，掌握其锥进规律 ， 有效地控制底水锥进 ，主要采 取 以下作法 。
（ １ ） 控 制 射 开 程 度 ，避 免底 水 过 早 水 锥
明三 ５油层为一块状边底水油藏 ， 开发初期单井产 能在 ５ ０ ｔ左右不 含水。随着采 出量的增加 ，地层压力 开始 下降，
当油藏形成一定的压力梯度后 ，地层压力开始稳 定。由于油 水 区之 间形成这样一个压力降，边水不断补充 ，并且 受储 层 正旋 回沉积 的影响，在油藏底部形成一个油水界面倾斜 的水
Ｄ ＯＩ ：１ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ６ ７ １ — ６ ３ ９ ６ ． ２ ０ １ ４ ． ０ ５ ． ０ ０ ４
１ 油 田概 况
ｚ油 田是一个被 断层切割 的逆牵 引背斜 构造。含油面积 ９ ． ７ ７ ｋ ｍ２ ，地质储量 ２ ４ ６ ８ ￣ １ ０ ４ ｔ ，可采储量 １ ０ ９ ３ ￣ ｌ Ｏ ４ ｔ 。主力油
砂岩油藏稳油控水技术1201NEWppt课件
（二）砂岩油藏稳油控水开发实例
1. 大庆油田稳油控水开发
“八五”期间，使用9项技术保证了稳油控水目标的实现： 以细分沉积相微重点的精细地质描述技术 以可采储量为重点的“稳油控水”指标预测及优化技术 以注采结构调整为重点的高含水综合调整技术 以薄层为重点的水淹层测井技术 以提高薄层固井质量为重点的防窜封窜技术 以高产液量机采井为重点的找水堵水技术 以薄差层改造挖潜为重点的压裂技术 以提高油水井利用率为重点的套管防护及大修技术 以注入水质深度处理和注采系统节能为重点的工程技术
降压半周期：由于高、低渗段压力传导速度不同，高渗段 压力下降快，低渗段压力下降慢，高、低渗段间形成一反向 的压力梯度，同时由于毛细管力和弹性力的作用，在两段交 界面出现低渗段中的部分水和油缓慢向高渗段的大孔道流动， 并在生产压差作用下随后来的驱替水流向生产井，高渗层段 能量下降越快，越有利于低渗层段较早地发挥其储备能
Handil油藏注气开始时气顶位置图
Handil主力油藏产油曲线
Handil油藏注气开发3年后气顶位置图21
提纲
一、国内外砂岩油藏稳油控水技术 二、砂岩油藏稳油控水开发实例 三、Kumkol South油田稳油控水对策
22
（二）Kumkol 油田稳油控水技术对策
1.Kumkol South油田概况
渗透率级差：控制在3以下 原油粘度： 差异小于1倍 同一组合层系的油层厚度：控制在12m以内 注采井距：主力层组合采取稀井网大井距，非主力采
取密井网小井距
地层压力保持水平：保持在原始压力0.75倍左右 采液强度：非主力层系采取提液生产
层系井网调整示意图
8
提纲
一、国内外砂岩油藏稳油控水技术 二、砂岩油藏稳油控水开发实例 三、Kumkol South油田稳油控水对策
底水砂岩油藏水平井开发机理研究
底水砂岩油藏水平井开发机理研究=摘要：对于底水油藏，在分析和预测水平井产量及出水动态时，重点考虑的影响因素包括：储层的非均质性、隔夹层发育程度及位置、储层渗透率、油水粘度、油井井眼轨迹、水平段位置及长度、单井配产、井网井距等因素对其影响，对于存在应力敏感的储层，还应当考虑应力敏感对产量及出水动态的影响。
关键词：底水；水平井；开发机理一、水平井出水特征研究1.水平井出水原因水平井出水的原因大致可以概括为以下四个方面：（1）地质因素。
裂缝性油藏水平井开采，地层水沿与水平段连通的裂缝进入油井是裂缝油藏常见的出水形式。
在开采初期裂缝是油的通道，后来油层压力降低，裂缝变成了水的通道，一个月甚至几天之内，产水急增，产油骤减。
（2）油水性质。
油水密度差对底水脊进生产压差的影响规律是随着油水密度差的减小，临界生产压差呈线性减小，油井容易出水。
由于稠油密度高，油水密度差小，因此稠油水平井越容易出水。
（3）井身结构。
底水油藏水平井位置越靠近油藏的底部，临界生产压差越小，产生水锥的临界速率很低，越容易“水淹”。
当水平井以较高速率生产时很易诱发水锥。
（4）工作制度及措施不当。
随着开采时间的延长，水平井的临界产量会越来越小，出于经济效益的考虑，水平井的产量不能始终控制在临界产量以下，到一定时候，其产量要大于临界产量，油井见水。
在进行增产作业或生产过程中易使油层与水层连通而造成油井含水上升。
2.水平井出水特点（1）水平井含水上升较快，容易造成油层过早“水淹”。
（2）水平井容易底水脊进，诱发水锥出现。
3.水平井出水类型（1）底水脊进。
根据出水区域在水平段上的分布，底水脊进又分为点状、线状和曲面状。
由于同一层位的垂向渗透率，或者水平段轨迹高低起伏，底水脊进的油藏早期底水首先从高垂向渗透率的区域，或者接近油水界面的拐点进入油井，所以初期以点状见水为主，在水平井生产上表现为含水率上升相对缓慢；如果油层纵向是均质的，井身轨迹呈直线，底水均匀脊进，就形成线状出水。
水驱砂岩油藏开发影响因素与挖潜措施
水驱砂岩油藏开发影响因素与挖潜措施摘要：油田进入高含水开发后期，剩余油分布非常复杂，措施挖潜难度越来越大，提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项重要内容。
本文重点从分析水驱开发油藏采收率现状入手，找出制约因素并对水驱提高采收率方法进行调研，阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施。
实践表明，措施实施后单元的存水率和水驱指数明显好转,单元的综合含水下,动液面回升,单元的自然递减率也得到了有效控制，进一步提高了采收率。
关键词：高含水期；采收率；剩余油潜力；挖潜措施前言由于含油层系多、储层非均质严重，目前油田已进入高含水开发后期，只有在提高采收率上下功夫，把储量尽可能快、多地转化为产量，才能不断拓宽生存发展的空间。
在加强剩余油分析的基础上进行井网调整，进一步提高采收率，是高含水油田的必经之路。
目前单元状况突出表现在：（1）单元普遍高度水淹，高含水储量比重大，调整经济效益低。
（2）油水井井况复杂，由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低，套损井增多。
新增套损井较多，但由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低，造成累积套损井增多。
（3）注水系统与开发稳产、提高采收率的形势不相适应。
为此作者对影响采收率的因素进行了详细分析,介绍了改善单元开发效果、提高原油采收率的一些行之有效的方法。
1 影响开发的因素注水开发中影响采收率的因素分动态因素和静态因素。
动态因素有采液强度、注水强度和井网等,主要表现为平面水驱控制程度较低;静态因素有构造特征、沉积特征和储层物性等,主要表现为层间层内水驱差异较大。
（1）沉积环境的影响。
由于各韵律层所处沉积环境不同,造成层间吸水差异较大。
（2）层内非均质性的影响,层内非均质性导致注水井层内差异加大,造成水驱油效率低。
（3）平面流线的影响。
强注强采的状况及平面非均质性导致油水井之间已形成固定的注水流线,致使低渗区、非主力层潜力得不到发挥。
（4）井网完善程度的影响。
单元井况变差,停产停注井增多,造成注采井网完善程度降低,注采对应率降低,造成单元有效注采比低。
分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识
分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识
1. 低渗透砂岩油藏的特点：低渗透砂岩油藏是指储层渗透率低（一般小于0.1mD），储层孔隙度低（一般小于0.1%），油层厚度薄（一般小于10m）的油藏。
这种类型的油藏
通常具有高粘度、高黏度的原油，不易开采。
2. 低渗透砂岩油藏的开发挑战：由于低渗透砂岩油藏的特殊性质，开发难度较大。
主要挑战包括：采收率低、开采能力差、水淹油、提高采收率困难等。
3. 低渗透砂岩油藏的开发技术：为了克服低渗透砂岩油藏的开发难题，需要采用一
系列的增产技术。
常见的增产技术包括：水平井、压裂技术、酸化技术、溶解气体方法等。
这些技术可以有效提高油层的产能，提高采收率。
开发技术的选择需要根据具体油藏的地
质特征、油层性质、开采条件等因素进行综合评估。
4. 低渗透砂岩油藏的开发策略：在开发低渗透砂岩油藏时，需要制定合理的开发策略。
常见的开发策略包括：水驱开发、热采开发、化学驱开发等。
具体选择何种策略需要
根据油藏的地质特征、油层特性、采收率指标等进行分析和评估，以达到最佳的开发效
果。
5. 低渗透砂岩油藏的监测与评价：在油藏开发过程中，需要进行油藏的监测与评价，以了解油藏的储量、产能和开采效果。
常见的监测与评价技术包括：井控监测、地面监测、地震勘探等。
这些技术可以提供宝贵的信息，用于优化开发方案、提高采收率。
低渗透砂岩油藏的开发是一个技术难题，需要综合运用多种技术和方法进行解决。
只
有通过合理的开发策略和技术手段，才能提高低渗透砂岩油藏的采收率，实现经济效益的
最大化。
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砂岩底水油藏开采机理及开发策略
发表时间：2020-03-24T09:51:37.547Z 来源：《文化时代》2020年1期作者：聂亭亭闫国峰赵钢伊婷婷张璐[导读] 我国是油气需求大国，因此油藏开采工程对于我国意义重大，而砂岩底水油藏是一种典型的高开采难度油藏，需要通过科学研究对其进行深入分析。
本文针对各个因素如何影响砂岩底水油藏开采进行了研究，得出了多种因素的影响规律，并根据这些规律给出了相应的开发策略。
青海油田采油一厂青海省茫崖市 816499 摘要：我国是油气需求大国，因此油藏开采工程对于我国意义重大，而砂岩底水油藏是一种典型的高开采难度油藏，需要通过科学研究对其进行深入分析。
本文针对各个因素如何影响砂岩底水油藏开采进行了研究，得出了多种因素的影响规律，并根据这些规律给出了相应的开发策略。
关键词：油藏开采；砂岩底水油藏；参数影响；开发策略。
1引言
近些年来我国在西北地区发现了很多砂岩底水油藏，经过初步的勘察大约有两亿吨左右。
如何针对这些超深砂岩底水油藏进行有效的开发，是目前很多油藏开发研究人员所研究的一个问题。
目前我国对于灰岩底水油藏开发的研究已经非常完善，整个开发体系也非常的完整，对含水上升规律、临界速度、打开程度、底水锥进、压锥以及生产压差等问题都有了相当多的了解，同时也成功的开发了辽河以及华北地区的古潜山油藏。
但是目前对于砂岩底水油藏的开发认识很少，很多开发工程都是根据灰岩底水油藏开发进行的，可是两者不论是在孔隙介质，还是在沉积类型等方面都存在着较大的差异，所以其开发开采机理、底水锥进规律以及开采特征等方面都存在着很大的不同。
因此实际工程中通过灰岩底水油藏开采经验来对砂岩底水油藏所形成的现象进行解释就会存在着一定的问题。
所以需要通过油藏数值模拟方法来针对砂岩底水油藏所具有的生产规律进行了一个深入的研究，并进行开发对策的制定，只有这样才能够真正的了解砂岩底水油藏开发机理。
2数值模拟模型
在本文的模拟研究中，选择L油田2、3井区三叠系油藏Ⅲ油组来作为原型油藏。
在这里按照水锥问题的研究需求，本文所选择的模拟模型是中心一口生产井，上界、下届、周界都是封闭的，在r-θ-z三个方向对油藏进行划分处理，使其成为11×1×15个网格，其中纵向，也就是z方向上的1到10格是油层，11到15层是水层。
然后进行网格数据的设置：在这里r方向根据几何级数实施一种网格划分，对于井筒附近的网格而言，其尺寸相对来说不是很大，而与井筒距离较远的网格是根据几何级数来进行逐渐递增的。
网格1的半径是0.35m，后续每个网格半径大约是前一个网格的2倍，一直到11网格的半径大小是350m。
接下来对油层和流体参数、PVT数据等参数进行了设置，下面开始进行模拟计算。
3模拟计算
通常情况下想要针对每一种因素如何影响开采动态进行研究，那么要使用标准模型，通过这个标准模式来进行比较研究。
在本文所使用的标准模型中，对地质模型里面的全部参数进行了使用，然后对垂直水平渗透率比、采油速度、夹层大小和位置、油层沉积规律、井距、边底水能量、不同油水粘度以及射开程度这些因素如何影响开采效果进行了分析，同时还研究了存在夹层的时候KV/Kh值如何影响底水锥进行分析。
3.1采油速度
在这里首先针对六种采油速度所对应的情况进行了模拟计算，得出了含水和采出程度之间的一种数量关系：对于采油速度而言，其主要会对油井的含水上升规律进行影响，在具有较低采油速度的时候，油井具有较长的无水采油期，对于该阶段而言，所采出的量基本是占有地质储量总量的15%左右，当采出程度是25%的时候，含水就会出现加速增长的情况。
在采油速度增加至1.5%的时候，那么对于无水采油期而言，就会大幅度的缩短，所对应的采出程度仅仅在5%左右。
在采油速度继续增大之后，对于无水采油期而言，就会逐渐变短，在采油速度比3.0%大的时候，对于无水采油期而言，只有地质储量总量的1%左右，能够看得出来，对于采油速度而言，其数值高低不会对油田最终采收率造成影响。
3.2垂直水平渗透率比的影响
在本节的研究中，分别针对KV/Kh值在0.05-2.0之间的范围所对应的开采动态进行研究，能够得出结论：KV/Kh值会在很大程度上影响底水的锥进，当数值是0.05的时候，对于无水采油期而言，能够采出总量的12%，随着数值的不断增大，对于油井而言，见水时间就会出现提前，在数值处在0.3-1.0这个范围时，对于无水采油期而言，采出程度大小处在2%到1%这个范围内。
在数值超过1之后，对于油井而言，无水采油期就已经明显没有了。
3.3夹层大小和位置的影响
在本节的研究中，分别针对半径大小是5.6米，44.8米，89.6米，179.2米四种夹层处在油水界面、射孔段底部以及底水区域所对应的情况进行了模拟计算。
在半径大小是179.2米的夹层处在射孔段底部的时候，就可以将底水全部封死，这个尺寸的大小正好为一半泄油半径大小，对于半径大小是5.6米的夹层而言，其基本不会影响底水的锥进，在夹层半径大小超过44.8米的时候，那么就能够针对底水锥进形成一个很大的阻隔。
能够看得出来，对于射孔段底部的夹层而言，其能够起到最好的底水阻隔作用，然后是油水界面，作用最小的是水域的夹层。
3.4油水粘度比的影响
在本节的研究中，分别针对油水粘度比大小是1、2、4、10这4种情况所对应的开采动态进行了模拟计算，得出结论：对于油水粘度比这个因素而言，其能够显著的影响底水锥进，在采出程度是10%的时候，油水粘度比大小是1，对于含水率而言，不超过20%；粘度比大小是2，对于含水率而言，已经超过65%；粘度比大小是4，对于含水率而言，基本达到90%。
能够看得出来油水粘度会在很大程度上影响底水锥进。
所以假如底水油藏要实施注水开发的话，那么将增粘剂注入到水里面，可以对底水锥进进行一定程度的抑制。
3.5存在夹层的时候KV/Kh值如何影响底水锥进
在本节的研究中，研究了低KV/Kh值和高KV/Kh值这两种情况。
得出：在夹层延伸半径大小是11.2米时，处在射孔段底部下面5米处，因此KV/Kh值不单单会对底水推进造成影响，同时还会对推进所对应的形态造成影响。
在数值不大的时候，具有较慢的底水推进速度，数值较大的时候，那么具有较快的推进速度。
对于砂岩油藏而言，通常来说KV/Kh值不是很大，所以对于底水而言，其运动一般是以平托为主。
4结语
通过数值模拟分析，得出以下结论：
1）对于采油速度而言，其不但会对见水时间造成影响，同时还会对油井所具有的含水上升规律造成影响。
可以通过较快的速度开采砂岩底水油藏，可是最好速度不要超过3%。
2）油水流度比以及垂直水平渗透率比这两个参数会对底水锥进造成影响。
所以假如底水油藏要实施注水开发的话，那么将增粘剂注入到水里面，可以对底水锥进进行一定程度的抑制。
3）对于油井钻穿的地层而言，假如其内部存在着夹层，那么需要在油界面和射孔井段底部间进行一个夹层的保留，从而抑制水锥。
4）在存在着夹层的时候，KV/Kh值是影响底水推进的主要因素。
参考文献：
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[2]曲庆利，关月，张飙，王培.水平井控水完井技术在底水疏松砂岩油藏的应用[J].天津科技，2019，46（S1）：66-69.。