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超低渗—致密油藏水平井开发注采参数优化实践——以鄂尔多斯盆地长庆油田为例赵继勇;樊建明;何永宏;杨子清;高伟;高武彬【摘要】注水补充能量水平井开发过程存在拟溶解气驱和水驱两种驱替机理,3个不同的渗流阶段.基于此认识,结合水平井开发试验跟踪评价结果,确定了注水井、采油井合理工作制度和注采参数确定原则:①采用注水井与水平井大规模体积压裂相结合的超前注水能量补充模式;②建立了不同储集层定向井超前注水和注水强度计算理论图版;③超前注水时机应在水平井完井之后;④水平井合理初期产量根据存地液量与排距、超前注水量、水线推进速度等参数确定;⑤注水未见效前合理生产流压略大于饱和压力,注水见效后合理生产流压不低于饱和压力的2/3,同时结合动态及时调整.基于研究成果,2013年HQ油田投产80口水平井,见水井比例由8.8％降到3.0％,水平井平均单井产量年递减控制在15％之内,取得了较好的实施效果.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2015(042)001【总页数】8页(P68-75)【关键词】超低渗—致密油藏;水平井;体积压裂;存地液量;注采参数优化;长庆油田【作者】赵继勇;樊建明;何永宏;杨子清;高伟;高武彬【作者单位】中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司油藏评价处;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室;中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室【正文语种】中文【中图分类】TE349长庆油田超低渗—致密油藏具有储集层物性差、岩性致密，非达西渗流明显、地层压力系数低（0.6～ 0.8）和天然裂缝较发育等特征[1-7]。
鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理郭彦如;刘俊榜;杨华;刘震;付金华;姚泾利;徐旺林;张延玲【摘要】By analyzing the hydrocarbon accumulation conditions under the guideline of sequence stratigraphy, the hydrocarbon accumulation mechanism in the low permeability, tight reservoirs of the Yanchang Formation in the Ordos Basin is studied from the perspective of pore evolution, and the hydrocarbon accumulation evolution models are concluded. The low permeability, tight reservoirs of the Yanchang Formation are distributed within the range of good hydrocarbon source rocks. The reservoir sand-bodies are dominated by lacustrine gravity flow deposits and delta front deposits. In the early period when hydrocarbons are accumulated in the Yanchang Formation, the reservoirs are characterized by high porosity and high permeability. The oil and gas generated in the period are accumulated normally under the effect of buoyancy. In the middle-late period, the reservoirs have experienced continuous compression. The petroleum generated in the late period, the major hydrocarbon generation period, migrates and accumulates by infiltration along the previously remained paths under the effect of buoyancy and pressure difference between the source rocks and the reservoirs. When the reservoirs become tight, oil and gas stop migration. From the Late Jurassic to the middle period of the Early Cretaceous, oil and gas widely charge the high porosity sandstones near the source rocks when they migrate from the center of the lacustrine basin to me borders.In the late period of the Early Cretaceous, the diagenesis of sandstone reservoirs is enhanced, making the reservoirs tight. After the Late Cretaceous, the present low permeability tight lithologic reservoirs are formed due to the compressing and uplifing movement of the structure which dips down in the west and tilts up in the east.%以层序地层学为指导,从成藏条件解剖入手,从孔隙演化的角度分析鄂尔多斯盆地中生界上三叠统延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理,归纳其成藏演化模式.延长组低渗透致密岩性油藏分布于优质烃源岩范围内,湖相重力流沉积与三角洲前缘沉积为主要储集砂体类型.延长组低渗透致密砂岩在早期成藏期具有高孔高渗的特点,早期生成的油气在浮力作用下正常成藏,中后期成藏过程中经历了持续压实致密过程；后期主生烃期生成的原油在浮力和源储压差共同作用下沿先前残余路径以浸润方式运聚,达到致密条件时,油气停止运移.晚侏罗世一早白垩世中期,油气在高孔隙砂岩中近源多点面状充注大面积成藏,油气从湖盆中心向四周运移:早白垩世晚期,砂岩储集层成岩作用加强,储集层发生致密化.晚白垩世之后,受西倾东翘的构造挤压抬升运动影响,形成现今低渗透致密岩性油藏.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2012(039)004【总页数】9页(P417-425)【关键词】鄂尔多斯盆地;延长组;低渗透致密油藏;成藏机理;成藏演化模式【作者】郭彦如;刘俊榜;杨华;刘震;付金华;姚泾利;徐旺林;张延玲【作者单位】中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;中国石油大学,北京;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;中国石油长庆油田公司勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院;中国石油勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】TE122.1低渗透致密岩性油藏是鄂尔多斯盆地油气勘探的主要对象。
鄂尔多斯盆地低渗透砂岩油藏酸化解堵技术的探究【摘要】对于鄂尔多斯盆地低渗透砂岩油田在开发的过程中，通常会出现油层堵塞的现象。
由于油层堵塞较严重，酸化解堵技术在该盆地油田稳产、增产发挥了重要作用，成功的酸化作业可以有效地解除地层堵塞，恢复地层渗透率，在一定程度改变地层的物性。
但是使用酸化解堵技术不当还会有危险性，不仅会使地层发生不可逆转的二次伤害，降低渗透率，甚至会造成油井停产。
本文主要介绍了低渗透率砂岩油藏堵塞因素、酸化解堵技术原理和普遍运用的酸化解堵技术，通过对堵塞机理以及砂岩酸化影响因素的探究，我们确定了对于不同的储层和伤害类型的酸化解堵技术。
【关键词】低渗透砂岩酸化解堵当前，油田开发过程中地层堵塞现象普遍存在，酸化是目前解除地层堵塞恢复地层渗透率的主要措施。
酸化技术的作用机理就是通过酸液在地层的孔隙间和细小裂缝中的流动及反应来逐渐溶解油井周围的种种固体颗粒以及杂质，使这些固体微粒以及杂质对地层的渗透率的危害降低，达到疏通渗透通道的作用，以此来实现油井的稳产和高产。
目前，酸化工艺主要包括基质酸化、酸洗和压裂酸化三大类型。
为了防止酸压导致油井提前出砂，我们通常采用基质酸化技术，也就是说把不高于岩层破裂压力的酸注入储油层孔隙中，把孔隙里的固体颗粒和杂质等堵塞物溶解，使油层渗透率得到提高并实现油井高产的目的。
1 对砂岩储层堵塞的分析通常，砂岩储层堵塞分为以下几类：①固体微粒堵塞；②无机垢堵塞；③有机沉淀物堵塞；④生物垢堵塞；⑤酸化堵塞。
1.1 固体颗粒堵塞由于泥浆中固体微粒粒径平均为8到50微米，当我们钻井时，因为泥浆物体颗粒和泥浆滤液容易进入储层中从而导致油井附近的地层渗透率大大地降低甚至造成地层堵塞。
在储层中的诸如石英、长石等固体微细颗粒和粘土矿物会跟随流体慢慢产出。
有时在油井附近还有部分会和原油混合形成油泥沉积，导致储层的渗透率下降。
1.2 无机垢堵塞在外界流体注入地层后，由于地层水遇到注入水，会引起井底压力、溶解气和温度等的变化，该流体由于和地层液体发生反应，形成胶体。
鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩油藏低盐度水驱作用规律柴汝宽;刘月田;何宇廷;王靖茹;樊平天【期刊名称】《大庆石油地质与开发》【年(卷),期】2022(41)2【摘要】目前低盐度水驱研究主要集中于中高渗透、高黏土质量浓度的砂岩油藏,是否适用于致密砂岩油藏有待于深入研究。
基于这种情况,以鄂尔多斯盆地致密油藏岩心和原油为研究对象,利用岩心驱替实验、润湿角测定实验、界面张力以及界面扩张流变测定实验开展致密砂岩油藏低盐度水驱作用规律研究。
实验结果表明:低盐度水驱适用于致密砂岩油藏,调整注入水离子组成改变岩石表面润湿性以及油水相互作用,即可实现采收率的提高;其中,降低Ca^(2+)质量浓度或增加SO_(2)质量浓度可促进极性原油组分脱离岩石表面,增强岩石表面水湿性;与此同时,降低Ca^(2+)质量浓度或增加SO_(2)质量浓度可促进极性原油组分在油水界面的吸附,降低界面张力并增强界面黏弹性;降低Ca^(2+)质量浓度或增加SO_(2)质量浓度对提高采收率有较好效果。
研究成果为低盐度水驱在致密砂岩油藏中的应用提供了理论参考。
【总页数】8页(P67-74)【作者】柴汝宽;刘月田;何宇廷;王靖茹;樊平天【作者单位】中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室;延长油田股份有限公司南泥湾采油厂【正文语种】中文【中图分类】TE341【相关文献】1.鄂尔多斯盆地三角洲前缘不同沉积微相砂岩储层水驱油效率及其影响因素——以姬塬地区延长组砂岩储层微观组合模型水驱油实验为例2.特低渗透砂岩的核磁共振水驱油特征及其影响因素--以鄂尔多斯盆地延长组为例3.低渗河道水驱砂岩油藏剩余油分布规律——以鄂尔多斯盆地胡尖山A21井区长2油藏为例4.低渗河道水驱砂岩油藏剩余油分布规律——以鄂尔多斯盆地胡尖山A21井区长2油藏为例5.特低渗透—致密砂岩成岩作用特征及其差异性分析——以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组为例因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理一、本文概述本文旨在深入探讨鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理。
鄂尔多斯盆地作为中国重要的能源基地，其油气资源勘探与开发对于国家能源安全和经济发展具有重要意义。
延长组作为盆地内的一个关键含油层系，其低渗透、致密岩性的特点使得油藏的成藏过程复杂且难以预测。
研究延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理，不仅有助于深入理解鄂尔多斯盆地的油气成藏规律，还可为类似盆地的油气勘探与开发提供理论支持和实践指导。
本文将从地质背景、成藏条件、成藏过程和成藏模式等方面对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理进行全面分析。
通过详细的地质背景介绍，为后续的成藏条件和成藏过程分析奠定基础。
结合区域地质资料和前人研究成果，深入剖析成藏条件，包括烃源岩、储层、盖层以及运移通道等关键因素。
在此基础上，通过综合分析油藏的成藏过程，揭示油气在致密岩性储层中的运移、聚集和保存机制。
总结提出适用于鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏模式，为后续的油气勘探与开发提供理论支撑和实践指导。
通过本文的研究，期望能够为鄂尔多斯盆地及类似盆地的油气勘探与开发提供新的思路和方法，推动中国油气工业的持续发展。
二、鄂尔多斯盆地地质特征鄂尔多斯盆地位于中国北部，是一个典型的大型内陆沉积盆地，具有独特的构造和沉积演化历史。
盆地内部构造相对简单，主要由一个向北倾斜的大型单斜构造和一些次级褶皱组成。
这些构造特征使得盆地的沉积体系呈现出明显的南北分异性，南部以河流相沉积为主，北部则以湖泊相沉积为主。
在延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地处于湖盆扩张阶段，湖泊广泛分布，形成了一套巨厚的陆相碎屑岩沉积。
这套沉积体系以河流-三角洲-湖泊相沉积为主，其中河流相沉积主要发育在盆地的南部和西南部，三角洲相沉积则主要分布在盆地的中部和北部，湖泊相沉积则广泛覆盖在盆地的中心区域。
鄂尔多斯盆地的岩石类型多样，主要包括砂岩、泥岩、页岩和碳酸盐岩等。
鄂尔多斯盆地边底水油藏开发方案效果评价——以东仁沟延10油层组为例王敏;段景杰;陈芳萍;李春霞【摘要】东仁沟油区延安组延10油藏为典型的构造—岩性油藏,储层物性好,边底水发育,但是开发效果较差,有必要进行注采结构调整。
通过各种理论和经验公式确定了东仁沟油区延10油藏的合理注采井网为不规则反七点井网,根据储量平面分布、储量动用状况、累计采油量、含水率分布进行井网加密。
合理井网密度为26口/km2,合理井距在208m左右,合理地层压力保持水平为10.77MPa,最小合理流动压力平均为5.04MPa,生产压差为7.6MPa,注采比可保持在1.1∶1,合理注采井数比为1.85∶1,合理采油速度为1.12%,采液速度为4.40%。
在此基础上对该区开发方案进行了调整,并进行了20年开发期限的效果评价,预测结果显示,20年后单井日产油、累计产油量、采出程度均比方案调整前明显提高。
【期刊名称】《非常规油气》【年(卷),期】2016(003)002【总页数】6页(P53-58)【关键词】东仁沟油区;延10油层组;开发方案;效果评价【作者】王敏;段景杰;陈芳萍;李春霞【作者单位】陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院,陕西西安710075【正文语种】中文【中图分类】TE323东仁沟油区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部(图1)，构造特征整体表现为东高西低的单斜，局部发育低幅度隆起，形成了良好的构造—岩性圈闭。
东仁沟油区延10油层组主要以河流相沉积为主，砂岩的平面展布主要受沉积相带的控制，总体上呈北东—南西方向展布[1-5]。
东仁沟延10油层组自上而下可划分为延101和延102两个亚油组，其中延101孔隙度最大为15.92%，最小为8.12%，平均为12.36%，延102孔隙度最大为15.03%，最小为8.09，平均为12.17%，延10储层孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量的分布与砂体的展布具有很好的相关性。
孔隙度、渗透率、饱和度、泥质含量等参数影响着储层的性质。
鄂尔多斯盆地致密油藏水平井体积压裂开采方法探讨曹宝格【摘要】鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，具有广阔的勘探开发前景，其油藏特点适合采用水平井体积压裂的方法开采。
当采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，与直井相比，初期单井产量高，增产倍数大，但是水平井见水后随着含水率上升，水平井产量递减较快，稳产的难度增大。
通过矿场试验及数值模拟方法对水平井见水后的有效开采方法进行了论证：当采用水平井体积压裂法开采致密油藏时，水平井见水后通过腰部水井的温和注水、周期注水或周期采油可以明显提高单井产量、降低油井含水率，明显提高采出程度。
所得结论可以为水平井体积压裂法开采致密油藏提供一定的理论参考。
%The tight oil resources in Ordos Basin are abundant and have broad prospects for the exploration and development. The reservoir characteristics are suitable to exploit through the volume fracturing method of the horizontal wells. The early production of wells is high and the production increase is large when using the method to exploit tight reservoir, but the production declines rapid⁃ly as soon as the injected water is flowed to the bottom of the horizontal wells, so it is difficult to stable the yield. The effective min⁃ing method is discussed through the field test and numerical simulation method. When the horizontal well is used to exploit tight oil reservoir through the volume fracturing method, once the injected water is flowed to the bottom of horizontal wells, reducing the wa⁃ter injection of water wells of waist, the cyclic injection or the cyclic production can effectively improve the yield of single wells, re⁃duce the water cut of oil well and increase the oil recovery.The conclusion obtained in the paper offer a certain theoretical refer⁃ence to exploit the tight reservoir effectively through the volume fracturing method.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2015(000)005【总页数】7页(P62-68)【关键词】水平井;体积压裂;周期注水;周期采油【作者】曹宝格【作者单位】西安石油大学石油工程学院，陕西西安 710065【正文语种】中文【中图分类】TE357.1世界上已经发现的致密油藏储量规模较大，其储量是普通油藏的2.5倍多，从而使其成为全球非常规油气勘探开发的一个新热点。
鄂尔多斯盆地低渗透油藏水平井压裂技术探讨摘要：我国在鄂尔多斯盆地实施了全面的致密油藏开发，同时在压裂和水平井开发技术上有了长足的发展与进步。
致密油藏在开发中，为提升其产能，需要对其实施水平井的压裂改造。
通过改造能够使储层泄油面积得到扩展，增加裂缝导流能力，最终实现增产的目的。
当前致密油藏的开发中并存着多种方式，其中体积压裂+水平井完井的应用，在该领域引发了水平井压裂改造的新一轮革命。
基于该背景，对鄂尔多斯盆地致密油藏水平井压裂技术进行探讨。
关键字：鄂尔多斯盆地；低渗透油藏；水平井压裂一、低渗透油藏水平井压裂目前面临的挑战油气工业的不断发展，使勘探油气的难度变得越来越大，单纯依靠干酪根生油、圈闭、背斜油气藏等理论，已无法满足现今勘探油气的实践需求。
裂缝性高含水油井治理难度比较大，油水关系复杂，见水裂缝系统的刻画、方案设计难度较大，油水井贯通，地层矿化度、井口压力高，对堵剂材料要求高，措施有效率低，单向堵水受注采关系影响较大，措施有效期短。
控堵水技术治理效果变差，针对裂缝性见水井通过注水调整有效率仅25.6%，调剖调驱见效比例28.6%，前期堵水以封堵裂缝为主，工艺简单堵水效果较差，有效率不足60%。
三叠系长6、长8、长9油藏注水关系复杂，有效压力驱替系统难建立，原层治理措施效果普遍较差，近几年开展提高射孔程度+复压、暂堵压裂、堵水压裂等技术攻关，未达到预期效果，当年单井累增油效益差。
水平井产量普遍较低，目前低于1吨的井采出程度2.6%，采油速度0.31%，剩余油丰富，重复改造主要采用双封单卡压裂工艺，压后需立即放喷，制约了施工规模，储层有效改造难度大，2020-2022年试验大规模补能体积压裂，有效期内单井增油少，产出投入比0.82，整体效益低。
二、低渗透油藏水平井压裂认识1、常规油藏效益建产技术愈加成熟优化超低渗Ⅱ类油藏开发技术，推广正方形反九点井网+超短水平井开发技术，在长6老区扩边建产，单井日产油3.3吨，建产能20万吨，内部收益率8.4%，超低渗Ⅱ类低效储量有效动用。
鄂尔多斯盆地油田注水开发工艺研究作者：马福丽薛慧博褚莎来源：《中国化工贸易·上旬刊》2017年第05期摘要：随着我国经济的飞速发展，工业化进程不断加深，对能源消耗越来越多，进而导致作为我国工业能源消耗的石油的需求量逐年增多，对其开发力度不断加深，提高低渗透油田的石油开采率成为缓解我国能源紧缺的重要途径。
在低渗透油田的开发过程中，分层注水工艺技术发展逐渐成熟，对提高我国油田开发效率稳定油田产量起到了至关重要的作用。
本文主要对低渗透油田的注水工艺技术进行分析介绍，阐述了注水开发工艺技术的优势和特点。
关键词：鄂尔多斯盆地；低渗透油田；注水开发前言随着我国石油开发技术的不断升级创新，石油开发规模不断扩大。
鄂尔多斯盆地的低渗透油田数量不断增多，该类型的油田普遍存在单产低，产油率低，油层的渗透率低，但分布广泛，油气藏类型丰富等特点，若不采取有效的开发工艺技术，很容易导致这些低渗透油田开发和使用效率降低。
因此分层注水技术在不断摸索中前进，被广泛应用于低渗透油田的开发，致力于提高油田的开发效率。
1 低渗透油田分层注水工艺技术的介绍在我国鄂尔多斯盆地存在着含油量丰富的低渗透油田，在低渗透油田开发过程中，分层注水工艺被广泛应用于油田开发的中后期。
由于低渗透油田的油藏均质性较差，分层注水工艺可以有效的缓解油田的非均质性，使得油气开采顺利进行。
油田的分层注水技术主要是通过对油井中的封隔器注水，把低渗透油田中的油层分为若干个注水层，再根据各油层的开发需求匹配与之相符的注水仪器，并根据现有的工艺技术，科学合理的将注水分配到各个注水层。
在实际低渗透油田注水开发的过程中，可以通过增加注水的水压和注水量，从而不断的优化油田的开发效率。
在低渗透油田应用分层注水工艺技术，不仅在质量和效率上得到很大的提高，而且其应用条件也在不断的优化和发展。
2 低渗透油田分层注水技术的研究我国低渗透油田分布广泛，鄂尔多斯盆地是典型的低渗透油田分布区，经过多年来的实际应用和技术研发，分层注水技术大大提高了低渗透油田开发效率，有效的缓解了我国当前能源紧缺的危机。
目录前言第一讲盆地构造特征一区域构造单元划分二区域构造成因三构造和油气的关系四构造分析技术第二讲盆地地层特征一盆地沉积演化阶段划分二三叠系延长组地层特征三侏罗系富县组、延安组地层特征第三讲油藏形成条件与油气分布规律一油藏形成条件二油气分布规律三侏罗系早期古地貌图的编制方法第四讲油藏地质研究方法一相关资料的收集与整理二地层对比与划分三常用图件的编制四地质研究报告的内容及编写方法第五讲沉积相研究方法一勘探阶段区域沉积相研究方法简介二油田开发阶段沉积相研究前言在地理上,鄂尔多斯盆地是指河套以南,长城以北的内蒙古自治区伊可昭盟地区。
而地质学中的鄂尔多斯盆地范围则广阔,它东起吕梁山,西抵桌子山~贺兰山~六盘山一线,南起秦岭山坡,北达阴山南麓。
包括宁夏东部,甘肃陇东,内蒙古伊可昭盟、巴彦单尔盟南部、阿拉善盟东部，陕北地区，山西河东地区。
面积约37万K㎡。
（长庆油田勘探开发的鄂尔多斯盆地总面积约25万K㎡。
）黄土高原是盆地主要地貌特征，著名的毛乌素沙漠位于盆地北部，周边山系海拔1500～3800m，平均2500m左右。
盆地内部西北高，东南低，海拔800～1800m左右；西北部的银川平原、北部的河套平原、南缘的关中平原，地势相对较低（前二者海拔高度1600m左右，关中平原仅300～600m）。
中华民族的摇篮——黄河沿盆地周缘流过。
盆地内部发育有十几条河流，多数集中在中南部，在东南角汇入黄河，属黄河中游水系；像著名的无定河、延河、洛河、泾河、渭河流域都是我们中华民族的发祥地之一。
盆地内油气勘探始于上世纪初，1907年在地面油苗出露的陕北地区，用日本技术钻了我国大陆第一口油井。
大规模油气勘探、开发始于1970年。
到目前，不但在石油、天然气开采上取得了辉煌成果，而且在地质理论研究、钻采工艺技术等方面取得了重大突破，为世界特低渗透油田开发提供了成功经验。
第一讲盆地构造特征一、区域构造单元划分地质学上讲的鄂尔多斯盆地是一个周边隆起，中部下陷，内部西低东高，不对称的地史时期的沉积盆地；并非现今的地貌盆地。
3 注水开采原则分析需要注意的是，通过相关技术研究人员，确定使用高效注水方式来进行鄂尔多斯盆地的油田开采，就需要遵循注水开采过程中所需要遵循的开采原则来进行相应开采率的提升。
否则推断相应的开采率无法得到提升，还可能会引发各种各样的开采事故。
注水开发的具体呈现方式有很多种，相关技术人员在进行注水开采方式的选择时，一定要联系鄂尔多斯盆地的实际情况，保证原油开采效率是进行开采技术创新的主要目标，但不能为了达到这一目标不顾油层压力注入的合理性。
再向相应流程进行注水之前，技术研究人员务必要对流程的各类情况进行全面的分析与研究。
如果油层本身呈现出能量不足的状态，那么相应的技术研究人员，要首先考虑到储层结构和地层当中液体的情况，选择较为适用的工作剂来对相关地层的能量进行合理的补充。
通常情况下，注水开采方式都会运用到中渗透油田和高渗透油田当中去，因为在低渗透油田中使用注水方式，不能达到诸如高、中渗透油田那样好的效果。
但这并不意味着在低渗透油田中，完全无法使用注水方式来进行相应开采率的提升。
因此相关技术人员在鄂尔多斯盆地中使用高效注水方式来进行油田开采率提升的过程中，一定要根据实际情况来进行相关技术的创新与改进。
使得高效注水方式能够帮助鄂尔多斯盆地的油田进行开采率的提升。
4 相关措施分析能够运用到鄂尔多斯盆地油田当中的高效注水方式有两种，一种是分层注水方式，另一种是超前注水方式。
本文有关高效注水方式的相关措施研究与分析，主要围绕这两方面展开。
4.1 使用注水封隔器在中渗透油田和高渗透油田的日常油气资源开发过程中，由于相关油田的单井产量较高，渗透率稍微稳定，因此即便注水分割器本身的性能并未达到要求，不会对有关油田的注水开发效果产生十分严重的影响。
但在鄂尔多斯盆地油田的日常油气资源开发过程中，则颇为不同。
该地区的油田不仅渗透率低，而且产量也极其低下。
必须使用性能完好的注水封隔器，来帮助进行相应注水技术的顺利完成。
相关技术研究人员在使用注水封隔器之前，要对相应设备的密封性进行检查，待密封性检查完毕后，还要对该设备的耐压性进行检查。
鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发特征分析鄂尔多斯盆地拥有丰富的油气资源，是我国重要的能源生产基地，超低渗透油藏占有较大比重，拥有巨大的开发潜力，但是由于超低渗透油藏的渗透率仅为（0.1-1.0）×10-3μm?，其致密性和束缚水饱和度都非常高，储层的物性非常差，非均质性较强，因此开发难度比较大。
通过实验室分析，超低渗透油田的开发面临着孔喉细小、孔隙结构复杂、可流动液体饱和度低、排驅压力大、启动梯度大、应力敏感性强等难题。
因此，加强对鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发特征分析，对于提高超低渗透油藏的产液量，促进油田发展具有重要意义。
标签：鄂尔多斯盆地;超低渗透油藏;开发特征;分析研究1 引言鄂尔多斯盆地拥有丰富的油气资源，超低渗透油藏占有较大比重，截止目前已探明、科学预测及所控制的地质储量中，储层渗透率低于0.5×10-3μm2超低渗透油藏大约3/1左右，同时油气资源接替的渗透率也由之前的0.5×10-3μm2以上转化为0.5×10-3μm2以下的超低渗透油藏[1]。
就鄂尔多斯盆地而言，超低渗透油藏的开发潜力巨大，加强对超低渗透油藏开发特征进行研究，具有重要意义。
2 鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发特征分析2.1 储层物性较差，非均质性较强鄂尔多斯盆地超低渗透油藏以延长组为代表，具有典型的大型内陆凹陷盆地背景，是以河流湖泊相为主的陆源碎屑沉积岩，以东北河流三角洲及西南扇形三角洲沉积体系为代表。
地质勘探表明，储层渗透率低于0.5×10-3μm2的超低渗透油藏主要分布在两大沉积体系前缘[2]。
由于受地层控制因素影响，油藏储层的物性比较差，非均质性特强。
运用劳伦兹曲线对油藏储层的非均质性进行描述显示，油藏储层渗透率级差177.6，突进系数6.7;曲线变异系数达到0.64和0.73（劳伦兹曲线系数越接近1，非均质性就越强），储层的非均质性比较强。
2.2 孔隙结构复杂，排驱压力较高在沉积、成岩因素的双重作用下，鄂尔多斯盆地超低渗透油藏储层的孔喉非常细小，孔隙结构比较复杂。
鄂尔多斯盆地某区块油井见水特征分析余佩蓉;齐晓霞【摘要】针对鄂尔多斯盆地某研究区在注水过程中油井容易发生过早见水和水淹、产量下降快、采收率低的问题,利用见水特征曲线对研究区单井进行了见水特征分析,判断出单井的见水类型,根据不同的见水类型提出不同的解决措施.研究结果表明,研究区开发前期属于条带型见水;开发中期,裂缝发育的区块属于裂缝型见水,裂缝不发育的区块属于水锥型见水;开发后期,整个区块都属于层状型见水.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2019(033)001【总页数】4页(P76-79)【关键词】鄂尔多斯盆地;低渗透油藏;见水特征【作者】余佩蓉;齐晓霞【作者单位】西安石油大学,陕西西安710065;延长油田股份有限公司吴起采油厂,陕西延安727500【正文语种】中文【中图分类】TE341我国低渗透油藏整体产油量越来越大，开发潜力大[1-2]。
油气资源评价结果表明，鄂尔多斯盆地某研究区目前全面投入开发，但储层渗透率普遍低于1×10-3 μm2，孔隙度低于15%，属低渗特低渗油藏。
储层特征复杂、非均质性强，注水过程油井容易发生过早见水和水淹、产量下降快、采收率低，这是目前低渗透油田开发过程中普遍存在的问题。
为了解决该问题，本文利用油井见水特征曲线对研究区单井进行见水特征分析，判断出单井的见水类型，根据不同的见水类型制定不同的开发措施及方案，以期达到更好的开发效果。
1 地质开发概况鄂尔多斯盆地是我国大型沉积盆地之一，面积为25×104 km2，跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区[3]，区域构造为西低东高、地层倾角小于1°的单斜，发育一系列规模较小的鼻状隆起，断层和褶皱不发育[4]。
鄂尔多斯盆地某研究区分为 3个区块。
区块1构造比较简单，总体为西倾单斜。
该块于2004年7月试采，2008年8月开始注水开发实验，同年年底开始按反九点法规模注水[5]，投产初期单井产油 2.9 t/d，单井产液3.2 t/d，综合含水率9.84%；到目前累计产油195.15×104 t，累计产水170.84×104 t，综合含水率43.38%。
试述鄂尔多斯盆地油气地质与勘探对策鄂尔多斯盆地横跨宁陕蒙甘等多个省区，是国内第二大沉积盆地，对其进行油气地质勘探和开发，能够有效缓解当前油气能源供应不足的问题。
本文首先对鄂尔多斯盆地的油气形成和分布特点进行介绍，在此基础上，探讨鄂尔多斯盆地油气地质勘探策略，包括根据资源分布特点进行勘探、加强科研和选区评价、引进新技术提高勘探效率等。
标签：鄂尔多斯盆地；油气勘探；地质勘探鄂尔多斯盆地拥有丰富的天然气资源和石油资源，在漫长的地质发展过程中，形成大量煤、碳酸盐岩和其他矿物资源，对鄂尔多斯盆地油气资源的勘探和开发受到国内的高度重视。
地质学家通过对鄂尔多斯盆地进行长时间的勘探，对其地层构造和资源分布特点已经有所了解，现代勘探技术的快速发展为推进鄂尔多斯盆地油气地质勘探工作提供了有力支持。
有必要在总结已有成果的基础上，明确现阶段勘探工作的要点。
1 鄂尔多斯盆地油气形成及分布特点1.1 油气形成分析鄂尔多斯盆地位于华北和西北两地的纽带部位，总面积约为37万平方公里，占总国土面积的4%左右，已查明的煤炭资源占全国总储量39%左右，能源资源占全国总储量35%以上，出调量超过50%，是我国最重要的能源供应基地之一。
关于鄂尔多斯盆地油气形成的研究主要包括：①沉积控制成藏，从岩层和地理形态特征出发，分析油气层与岩层沉积作用的关系，在其形成过程中，也会受到地理位置、生物、氣候等方面的影响；②运动动力成藏，从油气移动和汇聚角度出发，研究在其运动过程中的物化变化条件，具体包含初次运动和再次运动两个阶段，经过再次运动后，油气储藏趋于稳定[1]。
1.2 油气分布特点从已有勘探和研究成果来看，鄂尔多斯盆地油气分布主要具备以下几方面特点：①地质因素变化复杂，由于鄂尔多斯盆地位于华北和西北地质构造的纽带位置上，既拥有较为稳定的碳酸盐岩结构，又存在盆地自身演化结构，由此导致其油气有不同的形成方式，储藏和分布状态已较为复杂。
在进行油气开采前，必须运用科学方法对其分布情况和形成机理等进行研究，为油气开采提供理论支持；②油层物性较差，虽然鄂尔多斯盆地的油气总储存量高，但储层岩主要为砂岩，且含有大量的石英和碎屑。
低渗透油藏注水开发合理采油速度研究低渗透油藏是指渗透率在（10～100）×10 - 3 μ㎡之间的油田，其开发过程中会有着特殊的表现性质，渗透率低，且单井产能较低。
但是目前我国大部分未开发油田都属于低渗透油田，因而如何提高低渗透油藏的采油效率，进一步提高采油的速度，有着十分重要的意义，文章就此展开分析。
标签：低渗透油藏;注水开发;采油速度引言：低渗透油藏是目前油藏开发过程中主要的油藏，要进一步做好采油工作，就需要對低渗透油藏的采油工作进行分析。
江汉油田在鄂尔多斯盆地上的主要开发单元里，很多油田渗透率均位于低渗透油藏的范围当中，文章分析了其中坪北区的低渗透油藏开发特征，以及具体的地质情况，统计得出采油速度和地层流动系数之间的关系，希望可以给有关从业人员以启发。
1.低渗透油藏的地质特征低渗油藏表现出压力较大，注水较为困难的特点，有关工作人员曾经使用过水井压裂和酸化增注等一系列措施，但是应用效果并不理想。
鄂尔多斯盆地的坪北整体为两翼不对称的高陡背斜地形，油层深度在1156米到1377米之间，含有井段最长为187米，含有层有四个小层，分别为1到4号油组。
储层的沉积主要是在河坝以及水下分流河道，储层的渗透率变异系数在0.64-0.76之间。
储层岩石的润湿类型为水湿，油井注水之后含水变化之至64%左右。
油藏整体有着较好的流动性之和较高的矿化程度，粘度在70摄氏度的条件下表现为1.27.mPa.s，地层水的总矿化程度在4000mg/L以上，主要水型是CaCl2。
2.合理采油速度和经济效益之间的关系石油企业运行过程中，如何确保采油过程的经济效益最大化，并在发展过程中维持这样的稳定发展，让企业能够长期可持续发展，是企业的经营主要目标。
因而实际生产过程中，应当避免短期行为，着眼长期效益，让企业能够长期稳定发展。
2.1技术经济特点工业项目在投产并发展到设计规模之后，如果产品生产和销售等过程一直能够保持稳定，产品的供需一直平衡，就会体现出基本稳定的产量。
