砂砾岩油藏开发方式研究

技术创新15克拉玛依油田五、八区低渗薄层砂砾岩油藏主要发育在克拉玛依组，此类油藏注水效果差，直井单井产量低，开采成本较高。

为了在低渗薄层砂砾岩油藏探索水平井开发的可行性，因此以五2东克下组油藏及八区白823井区克上组油藏为例开展水平井开发试验，取得显著效果。

本文针对油藏特点开展水平井关键技术研究，运用地质建模技术，精确预测砂体展布，优化水平井地质设计，在此基础上加强现场实施跟踪，形成薄储层水平井随钻跟踪轨迹调整技术，保证油层钻遇率，使得水平井开发取得显著效果，保障后期油藏高效开发。

克拉玛依油田低渗薄层砂砾岩油藏水平井开发关键技亦艮应用——以五、八区克拉玛依组油藏为例◊中国石油新疆油田公司采油二厂李芳孙志雄严萍鲁静克拉玛依油田五、八区低渗薄层砂砾岩油藏主要发育在克拉玛依组，此类油藏由于属于低孔低渗储层，注水效果差，直井单井产量低，开采成本增加。

因此，在五2东克下组油藏及八区白823井区克上组油藏开展水平井开发试验，取得显著的效果。

通过总结低渗薄层砂砾岩油藏水平井开发的关键技术，指导同类油藏后期高效开发。

1建立高精度地质模型1.1井网密度低，精细岩相控制模式下属性模型八区白823井区克上组油藏井控程度低，井间预测可靠性极差，通过引入并充分利用三维地震资料，以波阻抗反演基础上进行敏感参数（SP、RT）约束反演泥质含量数据体，结合已钻井验证反演可靠性，同时测井解释泥质含量资料作为软数据进行约束，建立岩相控制模式下的属性模型（图1）,预测砂体分布，指导水平井设计（图2）o图1百823井区T&'含油砂体构造模型图2HW8XX1三维地质建模井轨迹投彩图1.2井控程度较高，精细沉积微相约束下属性模型五2东克下组油藏井控程度高，在扇三角洲模式的指导下，利用岩心及测井资料，建立取心井测井相模式，明确微相发育类型及测井响应特征，结合砂地比和精细分层，精细小层沉积微相。

在对油藏有了分层精准相控的基础上，利用嵌入式建模技术，准确刻画五2东克下组油藏砂层展布模型，指导水平井部署。

《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》篇一一、引言华北地区是我国重要的石油资源区之一，其特低渗透砂砾岩油藏具有丰富的储量和重要的开采价值。

为了更有效地开发和利用这些资源，需要对储层的特征及渗流规律进行深入的研究。

本文通过实验手段，对华北特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行了系统的研究和分析。

二、储层特征研究1. 岩心观察与描述通过对华北地区特低渗透砂砾岩油藏的岩心进行观察和描述，我们发现该类油藏的岩石类型主要为砂砾岩，其结构复杂，含有大量的粘土矿物和微裂缝。

储层具有明显的非均质性，不同部位的岩性、物性存在较大差异。

2. 岩心物性分析通过对岩心进行物性分析，我们发现该类油藏的孔隙度较低，渗透率也较低，属于特低渗透储层。

此外，储层的含油饱和度较高，表明该类油藏具有较高的油气潜力。

3. 岩石微观特征分析利用扫描电镜等手段对岩石微观特征进行分析，发现该类油藏的孔喉结构复杂，以微孔、微裂缝为主。

此外，粘土矿物的存在对储层的渗流性能具有重要影响。

三、渗流规律实验研究1. 实验方法与步骤采用自主设计的渗流实验装置，对华北特低渗透砂砾岩油藏的渗流规律进行实验研究。

实验过程中，通过改变流体性质、压力等因素，观察并记录储层的渗流行为。

2. 渗流规律分析实验结果表明，华北特低渗透砂砾岩油藏在渗流过程中表现出明显的非线性特征。

随着压力的增加，渗流速度逐渐增大，但增速逐渐减缓。

此外，粘土矿物的存在对渗流性能具有显著影响，其能够通过改变孔喉结构、调节流体流动路径等方式影响储层的渗流性能。

四、结论与建议通过对华北特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行实验研究，我们得出以下结论：1. 华北特低渗透砂砾岩油藏的储层具有明显的非均质性和复杂性，以微孔、微裂缝为主，含有大量的粘土矿物。

2. 该类油藏在渗流过程中表现出明显的非线性特征，随着压力的增加，渗流速度逐渐增大但增速逐渐减缓。

3. 粘土矿物的存在对储层的渗流性能具有重要影响，能够通过改变孔喉结构、调节流体流动路径等方式影响储层的渗流性能。

《华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律实验研究》篇一一、引言华北地区是我国重要的石油资源区之一，其特低渗透砂砾岩油藏的开采与开发一直是石油工业研究的热点。

本文针对华北地区特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行实验研究，旨在为该地区的石油开采与开发提供理论依据和指导。

二、储层特征1. 地质背景华北地区特低渗透砂砾岩油藏主要分布于某盆地内，该盆地地质构造复杂，储层主要为砂砾岩体，且其分布受构造、沉积、成岩等多种因素影响。

2. 储层类型及分布该地区储层类型多样，包括河口坝、滩坝、坝缘等多种沉积相类型。

各类型储层在空间分布上呈现出一定的规律性，同时，特低渗透性是该区储层的普遍特征。

3. 储层物性特征储层物性特征是决定油藏开采难易程度的关键因素。

通过实验分析发现，该地区特低渗透砂砾岩储层的孔隙度、渗透率等参数均较低，导致原油流动困难。

此外，储层中的黏土矿物含量较高，对原油的渗流产生一定影响。

三、渗流规律实验研究1. 实验方法与材料为研究特低渗透砂砾岩油藏的渗流规律，本文采用岩心驱替实验方法，选用该地区典型砂砾岩岩心作为实验样品。

实验过程中，通过改变驱替流体的压力、流量等参数，观察并记录岩心内原油的渗流过程。

2. 实验结果与分析实验结果表明，特低渗透砂砾岩油藏在不同驱替压力下，其渗流规律呈现出一定的非线性特征。

随着驱替压力的增大，原油的渗流速度逐渐增大，但渗流过程中出现的局部阻力也随之增大。

此外，在特定条件下，如较低的驱替压力下，可能会出现异常的渗流现象。

这些结果对特低渗透砂砾岩油藏的开采与开发具有重要的指导意义。

四、结论与建议通过对华北地区特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律进行实验研究，得出以下结论：1. 华北地区特低渗透砂砾岩油藏的储层类型多样，空间分布具有一定的规律性。

储层物性特征表现为孔隙度、渗透率较低，黏土矿物含量较高。

2. 特低渗透砂砾岩油藏在不同驱替压力下，其渗流规律呈现出非线性特征。

139砂砾岩是一种含砾成分较高的砂岩，也称为含砾砂岩，国内外一般是将砾岩、砾状砂岩等粗碎屑岩为主的油气藏统称为砂砾岩油气藏。

致密砂砾岩油藏具有储层物性差、非均质性强、储层展布规律复杂等特点。

从国内外致密油气开发积累的经验来看，进行地质工程一体化研究，使地质认识和工程实践最大限度地紧密结合，能够更有效挖掘各个开发环节的效益[1-3]。

本文以玛2井区致密砂砾岩油藏为例，通过建立精细地质模型、采用随钻实时调节的地质导向钻井开展水平井随钻跟踪轨迹调整、基于差异化射孔及分段分簇优化的体积压裂改造策略等一系列举措，将区块地质认识和工程实践紧密结合，攻克了区块效益开发过程中的一系列挑战，现场实践获得了显著成效。

1 地质工程一体化提升单井品质的方法地质工程一体化的核心思想是地质研究和工程实践的紧密结合，就是要多学科合作共同追求单井品质的最大化，可以用“品质三角形”理念进行指导[4]，实现油藏的效益开发。

1.1 提高储层品质玛2井区构造位于玛湖凹陷玛北斜坡，发育深大断裂沟通油源，整个中央隆起带为油气聚集的有利区域。

顶面构造形态整体为向南倾的单斜，东部地层倾角较陡，西部较缓，整体为一鼻状构造。

研究区物源来自东北方向的夏子街扇，主力层T 1b 22为扇三角洲前缘沉积，储层优势相带为主河道和砂坝。

在地质特征综合研究的基础上，精细刻画了本区油层展布特征。

研究区主要发育T 1b 22、T 1b 12及T 1b 13三个砂层组。

研究表明：T 1b 22油层分布较广，整体油层厚度在0.6~22.31m之间，呈条带状分布，有效厚度较大的区域主要分布在工区南部；T 1b 12油层分布较小，整体油层厚度在0.3~16.94m之间，主要分布在工区东部；T 1b 13油层分布较广，整体油层厚度在0.3~7.62m之间，有效厚度较大的区域主要分布在工区中部和南部。

明确了研究区优势储层及地质甜点展布特征，为提高油层钻遇率打下良好的地质基础。

砂砾岩油藏注水方式研究【摘要】近年来，随着我国砂岩油藏开发的不断深入，大部分砂岩油藏已进入开发后期或高含水期，寻找其它类型油藏成为新时期各油田稳产上产的必然要求，以砂砾岩油藏为代表的低品位油藏已逐渐成为我国各油田勘探开发的重点。

本文针对砂砾岩油藏特点，进行注水方式探讨、研究，对砂砾岩油藏的开发具有一定的指导意义。

【关键词】砂砾岩油藏注水方式我国砂砾岩油藏具有物性差、含油差异大且天然驱油能量明显不足等特点。

针对无活跃边水与气顶、天然能量不足、大面积、低流度的砂砾岩油藏，进行人工注水保持地层能量，对提高产量和最终采收率有重要意义。

砂砾岩储层通常属孔隙性储集层，因此，在注水方式的选择上基本遵循与砂岩油藏相同的原则。

然而，对于非均质性严重的砂砾岩油藏，在选择注水方式的具体运作中，需要对平面上不同部位的油藏性质做具体的分析，并灵活地做出有针对性的部署[1-2]。

1 砂砾岩油藏现行注水方式从国内外砂砾岩油田开发的实际来看，采用的注水方式可归结为边缘注水、边内切割行列注水和面积注水。

选择注水方式时，应考虑的主要因素包括油藏面积大小和形状、储层岩性、物性及其非均质特点，地层原油的粘度等物性及其分布。

通常采用的原则是：（1）油藏范围小、油层渗透率较高，连通性好、有边水能量支持的油藏宜采用边缘注水方式；（2）油藏面积大、渗流能力较高的油藏可采用切割行列注水，若油藏平面上物性具有非均质性，可视具体情况增加点状注水井点，即形成行列加点状注水井网；（3）面积注水的应用范围较广，可适用于高渗透或低渗透及严重非均质性等情形，然而针对不同的储层和流体性质，又可选用四点法、五点法或反九点法面积注水。

开发实践证明，对于非均质油田，无论最初部署了什么样的注水系统，都需要在开发过程中根据实际情况进行调整，调整的趋势是不断强化注采系统，即增加注水井点，其目的是增加注水受效面积，或调整水驱方向，或提高注水量，增加油藏的波及系数。

2 注水方式选择油田的注水方式就是指注水井在油藏中所处的部位和注水井与生产井之间的排列关系，主要有边缘注水、切割注水和面积注水三种。

分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识1. 引言1.1 砂岩油藏开发概述砂岩油藏是指油藏储集岩石主要为砂岩的油藏，砂岩具有较好的储集和渗透性，是油气富集和运移的重要地质工程岩石。

砂岩油藏开发是指通过一系列采油工艺技术手段，将地下砂岩岩石中的原油、天然气等地质资源有效地开采出来，实现资源的利用和价值的实现。

砂岩油藏开发是石油工程领域的一个重要研究方向，其开发过程涉及到地质勘探、资源评价、采油工艺设计、生产管理等多个领域。

开发砂岩油藏需要综合运用地质、地球物理、化学、力学等学科的知识，通过现代化的采油工艺技术，实现对砂岩油藏的高效开发，提高油气产量，增加地质储量，实现资源的可持续开发利用。

砂岩油藏开发具有重要的经济和社会价值，是国家能源发展战略的重要组成部分。

通过对砂岩油藏开发的深入研究和技术创新，可以提升国家石油产量，提高石油工业的发展水平，促进经济的可持续增长和社会的繁荣稳定。

砂岩油藏开发是一个具有重要意义和广阔前景的领域，对于推动石油工业的发展和国家能源安全具有重要意义。

1.2 低渗透砂岩油藏特点低渗透砂岩油藏是指储层渗透率较低的砂岩油藏，通常渗透率在0.1%以下。

这类油藏具有一些特点，首先是储层孔隙度低，孔隙度一般在10%以下，导致储集空间有限。

其次是储层中的油水相对渗透率差异大，油相对渗透率低，水相对渗透率高，容易形成水窜现象。

此外，由于地层压力低，油井产能通常较低，采收率也较低。

低渗透砂岩油藏采油难度大，开发成本高，生产周期长，是一个具有挑战性的开发领域。

解决低渗透砂岩油藏开发难题，需要运用先进的技术手段和管理理念，进行综合优化设计和精细化管理，以提高油田的开发效率和经济收益。

在面对低渗透砂岩油藏开发挑战的同时，也能带来新的机遇，如通过技术创新和管理创新，实现低渗透砂岩油藏的高效开发和利用，为油气行业的可持续发展贡献力量。

2. 正文2.1 低渗透砂岩油藏开发难点分析低渗透砂岩油藏的渗透率较低，使得原油开采难度增大。

砂油气藏开发地质研究进展与展望探析砂油气藏是油气开发中最重要的类型之一，其广泛分布在全球各大石油产区，并且储量庞大。

开发砂油气藏需要深入了解其地质特征和开发规律，本文就砂油气藏开发地质研究的进展与展望进行探析。

一、砂油气藏地质特征砂油气藏是指油气层系主要以砂岩层为主，储层孔隙度大、渗透性高、储量丰富的气藏和油藏。

其地质特征主要包括以下几个方面：1、岩石学特征：砂岩是砂油气藏的主要储层，其岩石学特征包括矿物组成、结构、成岩作用等。

矿物组成以石英、长石、云母为主，结构主要有层理、斜层理、水平层理等，成岩作用则包括风化、压实、溶蚀等。

2、地质构造：砂油气藏受地质构造影响，常常分布在受构造控制的区域。

常见的构造类型包括断层、背斜、盆地等，通过对构造带储层结构的研究能够揭示砂油气藏的成因及分布规律。

3、圈闭类型：圈闭是砂油气藏的关键因素之一，通常包括构造圈闭、岩性圈闭、沉积圈闭、盐丘圈闭等，其中以构造圈闭为主要类型。

圈闭能够有效防止油气的运移和溢出，是地质勘探中必须准确判断和预测的对象。

砂油气藏开发的成功与否，首先取决于其地质条件是否优越，因此开展砂油气藏的地质研究对开发具有重要意义。

在砂油气藏开发地质研究方面，国内外研究单位进行了大量的工作，主要集中在以下几个方向：1、砂岩储层特征研究：包括单一砂岩储层和多组砂岩储层的储集性、物性、成岩作用等研究，为确定储层质量和开发方案提供依据。

2、地质构造研究：主要针对不同类型的构造圈闭，通过地质构造测量和分析，绘制构造剖面、三维地质模型等，探究构造圈闭形成机制和演化历史。

3、沉积学研究：主要研究沉积环境、沉积相等，揭示砂油气藏储层形成的沉积背景和沉积特征，为圈闭定位和评价提供依据。

4、物探技术发展：物探技术的发展为砂油气藏勘探和开发提供了新的技术手段，如重磁法、电学法、地震技术等，尤其是三维地震技术的应用成为了砂油气藏勘探和开发的一大突破点。

砂油气藏是气源丰富的一种资源类型，其开发与利用对于全球能源安全具有重要意义。