砂岩油藏稳油控水技术-1201-NEW

低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价指标与方法研究一、本文概述随着全球能源需求的持续增长，石油资源的开采和利用显得尤为重要。

低渗透砂岩油藏作为全球重要的石油资源之一，其开发效果的评价对于提高石油采收率、优化开发策略具有重要意义。

本文旨在探讨低渗透砂岩油藏水驱开发效果的评价指标与方法，以期为相关领域的理论研究和实际开发提供有益的参考。

本文首先概述了低渗透砂岩油藏的基本特征，包括其地质特征、储层物性、油水分布等。

在此基础上，分析了水驱开发过程中影响开发效果的关键因素，如注水方式、注水强度、注水时机等。

接着，本文综述了当前低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价的主要指标，如采收率、注水效率、油藏压力变化等，并指出了现有评价指标存在的问题和不足。

为了更全面地评价低渗透砂岩油藏水驱开发效果，本文提出了一种综合评价方法。

该方法结合了多种评价指标，包括地质因素、工程因素、经济因素等，通过定量分析和定性评估相结合的方式，对低渗透砂岩油藏水驱开发效果进行综合评价。

本文还探讨了综合评价方法在实际应用中的可行性和有效性，为低渗透砂岩油藏的开发提供了有益的参考。

本文总结了低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价指标与方法的研究现状和发展趋势，指出了未来研究的重点和方向。

通过本文的研究，可以为低渗透砂岩油藏的高效开发提供理论支持和实践指导，推动石油工业的可持续发展。

二、低渗透砂岩油藏地质特征与开发难点低渗透砂岩油藏作为一种重要的油气藏类型，具有其独特的地质特征与开发难点。

低渗透砂岩油藏通常表现出以下显著的地质特征：储层物性较差，渗透率低，孔隙度小，这导致了油气的流动性差，难以有效开采。

储层非均质性强，这表现为渗透率、孔隙度等物性参数在平面上和垂向上都存在明显的变化，给油藏的准确描述和有效开发带来了挑战。

低渗透砂岩油藏中的油水关系复杂，油水界面不清晰，常常存在油水同层的现象，增加了开发的难度。

针对低渗透砂岩油藏的开发，存在以下难点：由于渗透率低，油气的流动阻力大，常规的注水开发方式难以建立有效的驱动体系，导致采收率低。

岩油藏稠油井防砂技术应用岩油藏稠油井防砂技术是一种应用于岩油开采过程中的重要技术，它的主要目的是防止井底产能受到砂砾堵塞的影响，从而保证井筒的稳定性和生产效益。

下面将介绍该技术的应用。

稠油井开采是指井底沉积物中含有较多的固体颗粒物，这些颗粒物可能在采油过程中被带出井口，若进入井筒则可能造成井底堵塞。

岩油藏中砂砾堵塞是常见的问题，防砂技术的应用能有效解决这一问题。

岩油藏稠油井防砂技术的应用包括井筒设计、作业液设计、井壁加固等多个方面。

井筒设计方面，要尽量选择由大到小的井壁直径，这能减小井眼与井弦直径之间的差距，从而防止砂砾进入井筒。

在作业液设计方面，应选择高滤失控制能力的作业液，使其能有效地控制砂砾颗粒和固体颗粒的运移。

还可以通过添加控砂剂来改善作业液的控砂性能。

在井壁加固方面，可以采取保护套管、固井等措施来加强井壁的稳定性，防止井底砂砾进入井筒。

岩油藏稠油井防砂技术还包括井下作业的控制和管理。

在井下作业过程中，要严格控制固井过程中的压力，避免产生过大的压差，以防止堵塞事件发生。

在凝胶体积控制方面，可以通过添加适量的凝胶剂，调节作业液的粘度，防止砂砾颗粒的沉降和堵塞。

在泥浆管理方面，要定期检查泥浆的物性参数，及时更换老化泥浆，保证作业液的性能稳定。

岩油藏稠油井防砂技术还需要注意井筒清洁和沉积物处理。

在井筒清洁方面，井下作业完成后，要定期进行清洗井筒，清除沉积物和砂砾颗粒。

这可以通过冲刷、液旋和井喷等方法来实现。

在沉积物处理方面，要将井底产出的沉积物收集起来，并进行处理和分离，将有价值的岩石颗粒加以利用，以减少环境污染。

岩油藏稠油井防砂技术的应用对于井底产能的保护和开采效果的提高具有重要意义。

在实际应用过程中，要综合考虑井筒设计、作业液设计、井壁加固、井下作业控制与管理、井筒清洁与沉积物处理等多个方面，确保技术的有效实施和良好效果。

稳油控水工程工艺技术稳油控水工程工艺技术是一种利用化学方法和物理方法控制油井产液的工艺，旨在提高油井的产液比和减少水的产量，从而提高油田的开采效率和经济效益。

本文将对稳油控水工程工艺技术进行详细的介绍。

稳油控水工程工艺技术主要包括以下几个方面：油井筛管控水、固控剂应用、酸化处理和聚合物应用等。

其中，油井筛管控水是最基础的技术，通过选择性地将井筒层段裂缝调整为油水两相混合形态，从而减少水的渗透，提高油井的产液比。

固控剂应用则是利用化学物质将井壁形成坚硬不溶于水的薄膜，阻止水的渗透；同时固控剂还能够改善油藏条件，增加油井的产量。

酸化处理是通过注入酸性液体处理井壁和岩石，溶解不溶于水的物质，从而提高油井的渗透性，增加产液量。

聚合物应用则是通过注入聚合物溶液改变油藏物理性质，增加原油相对渗透率，从而增加油井的产量。

在稳油控水工程中，需要精确的地质勘探和监测仪器，了解油井的地质结构和状态，以便选择合适的工艺和措施进行介入。

同时，稳油控水工程需要对油井进行反复注入和排空操作，用以调整油井内部的物质组成和分布，这就要求操作人员具备丰富的工程经验和技巧。

而且，稳油控水工程涉及多种化学物质的应用，对环境保护也有较高的要求，需要严格控制化学物质的使用和排放。

稳油控水工程工艺技术的优点是可以提高油井的采油率和产液比，增加油田的开采效益。

采用稳油控水工程，能够减少水的渗透，避免水的浪费，保护地下水资源。

同时，稳油控水工程还能改善油井的地质条件，提高油井的稳定性和寿命。

然而，稳油控水工程工艺技术也存在一些问题和挑战。

首先，稳油控水工程的成本较高，需要投入较大的资金和人力资源。

其次，稳油控水工程涉及较多的化学物质的使用，存在一定的环境风险。

再次，稳油控水工程需要复杂的操作技术和设备，对操作人员的要求较高。

最后，稳油控水工程涉及多个环节和多个因素的综合影响，需要进行全面的评估和调整。

总的来说，稳油控水工程工艺技术是一种利用化学方法和物理方法控制油井产液的工艺，可以提高油田的开采效率和经济效益。

油田高含水期稳油控水采油工程技术油田开发的不可避免的问题之一就是高含水期的到来，这意味着岩石储层中的水与油的含量比例变得更加接近，油井的采出量随之下降。

为了稳定油井采出量并控制采油过程中的水分含量，采油工程专家们开发出了一系列的稳油控水采油工程技术。

本文旨在介绍这些技术的原理和应用。

一、稳油技术稳油措施主要是通过调整地层水压力和管柱液位来控制油井中产生的水量。

在高含水期，地层压力变得低下，导致岩石孔隙内水分的压力占优势，促使孔隙中的水向油井内流，从而使油水比例变得更加接近。

为了避免这种情况的发生，需要采用合适的稳压措施。

一种常见的稳油技术是树状注水。

对于树状注水技术，多个注水孔通过管网相互联通，通常设置在离井口距离较远，压力较高的地层。

在实践中，这些注水孔会形成一个树状结构，水通过管网进入油井，从而提高油井的产量。

同时，注水树状系统中的管道可以随时调整不同注水口的液位，实现高精度的稳压控制。

另一种稳油技术是采用阀门调节法。

该技术通过设置进出井口的阀门来调节管道中的压力，从而实现稳油的目的。

当油井水分含量过高时，阀门会自动打开，减小管道中的压力，从而实现高精度的稳压控制。

二、控水技术控水技术旨在降低在油井开采过程中产生的水量，从而保持油井的产量水平，提高油水比例。

在实践中，控水技术包括了多种手段，如人工注水、偏心管、水平井段等等。

其中，人工注水是一种应用最广泛的控水技术。

该技术是将水从地表直接注入到局部岩石储层中，从而增强储层中油的流动性，减少产生的杂质水，促进油井的产量。

偏心管是通过在管柱中设置偏心孔来实现控水的技术。

当油井内出现水涌现象时，偏心孔会向压力低的区域倾斜，使得水涌产生的影响减小，从而保持油井的产量水平。

水平井段是将油井沿着地层水平延伸，从而增加产油面积，提高油井的产量水平。

水平井段通常设置在地下水位或水层上部，从而避免油井产生淹水。

在高含水期，采油工程师们可以掌握这些稳油控水技术来维持油井的产量。

双高多层砂岩油藏二三结合精细调整技术研究
双高多层砂岩油藏是指具有垂向高渗透和水平高非均质的砂岩油藏。

由于其特殊的地
质结构，开采这类油藏存在一定的技术难题和挑战。

为了进一步提高油田开采效率，研究
人员开展了双高多层砂岩油藏二三结合精细调整技术。

双高多层砂岩油藏二三结合精细调整技术主要包括四个方面的内容：岩心分析与储层
描述、模拟与预测、精细调整和评价。

通过对油藏岩心样品的采集和实验室测试，可以确定储层特性，包括孔隙度、渗透率、岩石力学性质等。

还可以分析地层的生产数据和注采参数，获得油藏开发的初步认识。

利用地质模型构建软件，对双高多层砂岩油藏进行数值模拟和预测。

通过模拟可以分
析油田开发的各种关键因素，包括储量分布、渗流规律、含油饱和度等。

通过预测，可以
优化注采方案，提高油藏开发效果。

然后，根据模拟结果和实际生产数据进行精细调整。

精细调整主要包括调整注采井网、调整注水剂量、调整采油剂量等。

通过精细调整，可以最大程度地减小油藏的剩余油。

对调整的效果进行评价。

评价的指标包括采收率、注采平衡、井网投资等。

通过评价，可以判断二三结合技术的有效性，对其进行进一步的改进和优化。

双高多层砂岩油藏二三结合精细调整技术可以有效提高油藏开采效率。

由于每个油藏
的地质条件都有差异，因此该技术的具体应用需要根据油藏的特点进行调整。

未来，需要
进一步加强理论研究和工程实践的结合，不断完善该技术的应用方法和流程。

前言二连地区油田经过十年的勘探开发，基本形成了以低渗透砂岩油藏为主导的多油藏类型的百万吨级油区。

到九七年底，在动用的12915×104t地质储量中，低渗透砂岩已有17个，含油面积50.6km2，地质储量为5482×104t，占全区的42.45%，其产量占全区的49.56%，属主力油藏。

开发9年来，为了更好地完成原油生产任务，以“两南”为代表的低渗透砂岩油藏采取了强注、强采的注水开发政策，油田开发出现了一些复杂的地质现象。

为了探索低渗透砂岩油藏的合理注采比及地层压力保持水平，以及与产液、产油速度的关系，探索“双高”注水与复杂地质现象的内在联系，在管理局的指导和关怀下，我们对“两南”砂岩油藏的注水开发历史，以及注水开发过程中出现的种种现象，做了深入细致的分析和研究，并与国内外同类型油藏的开发进行了对比，同时选取了区块相对独立，且低效开发的“双高”注水开发区块，进行了“控注稳压”试验研究。

经过一年严密细致的研究及严格的试验和观察，取得了一些观察资料，总结出了一些观点和认识，但由于水力活塞泵采油方式使资料录取存在一定难度，有些问题仍需进一步的分析和认识。

下面分六个部分进行论述，不足之处，请各位领导和专家指正。

一、“两南”油田的基本地质特征及开发现状(一)地质特征1.油藏断层发育、构造复杂阿南、哈南油田构造形态均为一被断层切割并复杂化的同生背斜构造。

由于沉积及后期构造活动较为强烈，因此，两油藏断层发育。

阿南砂岩油藏内有断层26条,将油田分成5个主力含油断块,哈南砂岩油藏构造形态是在潜山起伏地形背景上发育起来的被断层复杂化的披覆背斜构造，油藏内断层十分发育,66条断层将T I油组构造切成36个大小不等的断块,将A II油组切割成47个大小不等的断块，最小断块的面积仅0.04km2(图1.2)。

2.储层物性极差,纵横向变化大.(1)阿南砂岩油藏储层孔隙度较小,全油藏平均孔隙度为16.5%；油层物性较差,以低渗透为主,平均空气渗透率90.2 ×10-3um2。

提高有效水量,实现砂岩油藏稳定开发摘要对于没有边底水能量的常规稠油砂岩油藏，油田水补充地层能量，实现油田可持续性开发显得非常重要。

注水过程中，渗透率高，油层联通好的井容易产生单层突进，含水上升快。

而渗透率低，油层联通较差的井得不到注入水补充能量，地层压力下降快，原油脱气严重，制约油井产量。

特别是开发进入中后期，平面矛盾和层间矛盾比较突出，产量递减加大。

本文提出了强化水井专项治理，提高有效水量，减缓油井水淹的速度，保持油藏的地层能量，使沙岩油藏能持续稳定开发。

关键词有效水量；平面矛盾；层间矛盾；层段合格率；渗透率中图分类号te3 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2011）46-0075-020引言滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部,为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造岩性油气藏。

该块1971年投入开发，已有40年的开发历史，区块采出程度55.6%，综合含水达到91.3%，油井产量较低，针对区块不能持续稳定发展的现象，我们积极分析其特殊的构造位置及岩性特征，强化提高有效水量，合理驱油，来解决这一难题。

1 区块基本概况1.1 区块地质概况滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部,为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造多层薄层状砂岩油气藏。

有统一的油气界面（-1 510m）和油水界面（-1 560m）。

1.1.1油层分布情况滨8-3块沙四中储层比较发育。

储层厚度60.6m~85.6m，平均单井15.6层68.9m。

平面上，中心部位较厚，滨4-5-52井区达85.6m 以上，在滨4-5-2井处仅为59.6m。

砂层和油砂层发育，厚度较大。

含油气井段长达150m，其中含气高度100m，含油高度50m。

第1砂层组为较大的原生气顶，主力油层在2、3砂层组，全区分布。

4砂层组只在中部局部分布。

1.1.2 储层物性滨8-3块物性较差，渗透率低，非均质严重。

平均孔隙度22％，空气渗透率69×10-3um2，灰质胶结，胶结物中碳酸盐含量12%~23%，泥质含量14。

双高多层砂岩油藏二三结合精细调整技术研究
双高多层砂岩油藏是指由两个或更多高渗透和高孔隙度的砂层组成的油藏。

在这种油藏中，不同砂层之间的渗透率和孔隙度差异很大，导致油藏开发难度较大。

为了更加有效地开采这种油藏，需要进行二三结合精细调整技术研究。

二三结合精细调整技术是指在注水和采油过程中，通过优化注水方案、调整注水压力和水质、合理选井位置等手段，实现不同砂层之间的水驱效果和油藏整体的采油效果的优化。

具体而言，该技术包括以下几个方面的内容：
1. 注水方案的优化：根据不同砂层的特点和油藏地质特征，合理确定注水井和采油井的布置方案。

注水井应选择渗透率和孔隙度较低的砂层，以补给主要的采油井。

采油井应选择渗透率和孔隙度较高的砂层，以提高采油效果。

2. 注水压力和水质的调整：通过调整注水井的注水压力和水质，实现对不同砂层的水驱效果的优化。

注水压力应根据不同砂层的渗透率和孔隙度进行合理调整，以实现均衡地注入水驱油。

水质的调整也是十分重要的，某些情况下，可能需要调整含盐度和酸碱度等水质参数，以提高油藏的可采程度。

通过以上的技术调整，可以实现双高多层砂岩油藏的二三结合精细调整，进一步优化油藏的开发效果。

这样不仅可以提高油田的开发效率和采收率，更可以减少开发成本和环境污染。

二三结合精细调整技术在双高多层砂岩油藏的开发中具有重要的意义。