低渗透油藏水驱采收率影响因素分析

井网系统设计在低渗透油田提高水驱采收率技术中的作用【摘要】低渗透油田所蕴含的丰富石油资源随着石油需求量的增加而逐渐受到重视。

但由于低渗透油田的地质特点，对该种油田的开采要综合考虑多种因素，采用合理的井网设计来提高采收率。

本文主要在低渗透油田地质特点的基础上，探讨注水方式来提高采收率及在井网设计时所应注意的一些问题【关键词】井网系统低渗透油田水驱采收率技术1 低渗透油田的特点低渗透油田一般指油层渗透率低、丰度较低、单井产能低的油田。

这种低渗透油田具有较为致密的岩层，并且对于渗流的阻力也相对较大，同时具有比较差的压力传导能力，所有这些使得油田本身的能量相对不足，其自身的产能也比较低。

如果仅依靠油田自身的能量来实现对低渗透油田的开发，当其投产后，因为油田的底层压力快速下降导致石油产量的迅速递减，采收率也较低，而该种地层压力和产量降低后恢复较为困难。

低渗透油田会随开采时间的增加而导致能量的消耗，从而使得油层的压力下降，原油脱气、粘度增加等现象的产生都会使得油井的产量大幅度降低，甚至会出现停喷的现象。

为了提高低渗透油田的采收率，保持开采油层的压力，便要对开采后的亏空进行填补，而注水是在低渗透油田常用的一种方法。

2 水驱采收率技术及其注意的问题水驱采收率技术和井网设计的使用，是以低渗透油田的地质特点以及储油层的地质结构、储油的面积、油田的渗透率以及油田中油、气体及水流的分布状况和相关的开发指标为依据设置注水井，在确定其位置的同时确定注水井和生产井的相互关系。

采用水驱采收率技术进行注水的方式主要有以下几种：一是外注水。

这种方法适用于存在活动的边水、低渗透油田的开采面积又比较小的情况，在这种油田中通过对油和水在一定区间内的传导性监测及科学计算来确定注水的具体位置；在一些水油区间的传导性比较好的油田，我们可以采用在油和水的边界位置来设置注水井的方式实现水驱采收率技术的应用，通过该种注水井的布置构造出环状注水的方式，从而提高低渗透油田的采油率，这就是边外注水。

低渗透油藏水驱提高采收率技术研究水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术。

但随着低渗透油藏开发程度不断加深，开发矛盾日益突出，如何不断改善开发效果、进一步提高水驱采收率将成为低渗透油藏产量稳定的关键。

本文针对低渗透油藏采用注水开采技术中存在的各种问题，总结归纳了一系列低渗透油藏水驱提高采收率的相关技术，对提高低渗油藏开发水平具有一定的借鉴意义。

标签：低渗油藏；水驱开发；采收率中国低渗透油藏经过长期的不懈探索和实践，在开发理论和开发技术方面都取得了很大的成就。

但随着低渗透油藏开发阶段的不断深入、开发对象和储层改造的日益复杂，将面临一系列新的问题。

水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术，提高水驱采收率是改善低渗油田开发效果，有效动用低渗储量，对油田持续稳产、效益发展具有重要现实意义。

1 井网优化及加密调整技术2000年以后投入开发的特低渗透油藏，结合整体开发压裂，优化并采用了非常规的菱形和矩形井网。

这种井网的优点是井排距灵活可变，适应不同开发物性、不同裂缝发育程度的低渗透油藏。

并且在一定程度上抑制方向性水淹速度，提高侧向井见效程度及平均水驱均匀化程度。

缺点便是与基质物性匹配难度大，调整余地小，对于天然裂缝多向发育的油藏风险较大。

动态缝的延伸、沟通是低渗透油藏方向性见效、水窜的主要原因，天然裂缝方向和人工裂缝方向及相互影响决定了水窜、水淹方向。

裂缝侧向基质的有效驱替范围，主要取决于基质物性，是确定合理排距或注采井距的主要依据。

类块状油藏井网对河道砂体的控制和多层油藏井网对非主力层的控制是提高水驱动用的关键。

单砂体注采井网的合理性和完善程度是提高水驱波及的主要因素。

注采井网与砂体分布形态的合理配置，尽量避免沿河道方向注采，造成基质水驱沿主河道高渗条带突破。

井网与缝网的合理匹配是改善低渗透油藏开发效果的关键，针对不同类型油藏、不同井型、不同改造方式，优化并确定合理注采井网系统。

2 层系优化重组技术层间及层内非均质造成动用程度、水驱状况差异较大，层系优化重组技术，可以提高采油速度、水驱波及体积和采收率。

低渗透油藏产量递减规律及水驱特征曲线低渗透油藏是指储层渗透率低于1mD的油藏，具有开发和开采难度较大的特点。

低渗透油藏产量递减规律是指在油田开采初期，随着单井单元产量的逐渐下降。

水驱特征曲线是指在低渗透油藏中，水驱过程中产量与时间的关系曲线。

下面将详细介绍低渗透油藏产量递减规律和水驱特征曲线。

1.初期产量高，递减速度快：油井开采初期，储层压力高，在储层中形成较大的压力差，使得油井产量较高。

然而，随着时间的推移，渗透率低的储层渗流速度较慢，油井产量递减速度较大。

2.初期产量递减快，后期递减缓慢：油井开采初期，油藏中的自然驱动力较大，油井产量递减较快。

但是，随着油藏压力的降低和水的渗入，后期油井产量递减逐渐缓慢。

3.在一定时期内产量基本稳定：低渗透油藏产量递减的初期非常快，但在一定时期内，油井产量会趋于稳定。

这是由于在此时期内，储层渗透率降低导致的压力差逐渐减小，产量逐渐稳定。

4.老化期产量进一步下降：随着时间的推移，储层中残存油饱和度降低，油井产量进一步下降，进入老化期。

在这个阶段，一般需要采取增产措施，如人工提高压缩气的注入量，进一步提高产能。

水驱特征曲线：水驱特征曲线是低渗透油藏中水驱过程中产量与时间的关系曲线。

水驱是一种常用的增产措施，通过注入水来推动油藏中的原油向油井移动，并提高油井产能。

水驱特征曲线的主要特点包括以下几个方面：1.初始阶段：在注入水的初期，随着水的压力向油藏传播，储层中的原油粘附在孔隙表面开始脱附，并随着水的流动进入油井，使得油井产量快速增加。

2.稳定阶段：随着水的继续注入和孔隙压力的增加，油藏中原油饱和度降低，使得油井产量逐渐稳定。

在这个阶段，注入水的效果逐渐减弱，产量增加缓慢。

3.饱和度降低阶段：随着时间的推移，油层中残存油饱和度降低，油井产量开始递减。

递减速度取决于油藏渗透率和水的渗透能力。

4.插曲阶段：在水驱过程中，由于储层渗透率和孔隙结构的复杂性，储层中可能存在一些非均质性，从而导致一些油井产量的插曲现象。

低渗透油藏稳产影响因素分析发布时间：2021-09-08T07:50:57.034Z 来源：《科学与技术》2021年第29卷13期作者：张建辉[导读] 新民油田经过30年高效开发，目前已进入高含水期开发阶段，张建辉（吉林油田公司新民采油厂）摘要：新民油田经过30年高效开发，目前已进入高含水期开发阶段，开发老区主产层普遍高含水，接替层剩余油因层间矛盾突出无法有效动用，外围资源无法有效形成资源接替，严重影响油田持续稳产。

本文重点剖析影响稳产的四大影响因素：水驱效果影响、增产措施影响、产能建设效果影响和开发阶段矛盾等四个方面，辅助油田研究总结稳产技术对策。

关键词：新民油田；开发矛盾；影响因素1油田高含水期开发矛盾新民油田1990年投产，经过30年的高效开发，目前综合含水达到77.29%，已经进入高含水开发阶段。

自1997—2007年以来多次调整，实现了新民油田17年连续稳产40万吨水平，从2007年由于综合原因，导致产量开始大幅递减，至2017和2018年降产得到控制，油田实现20万吨以上总不递减。

但要在一定时期内稳定20万吨以上生产能力，应用构成法提高开发水平测算，仍存在较大缺口，且年产自然递减率逐年变大，稳产形势仍面临诸多难题，本文重点研究稳产影响因素，辅助研究综合稳产技术对策。

1.1剩余可采储量少，储采失衡应用月产差减法预测2018年油田剩余可采储量337.3万吨，储采比16.3，储采平衡系数仅0.5。

1.2井的利用率低，闲置资源量大油田开发逐渐深入，随着油田整体进入高含水开发阶段初期，油田老区主产层普遍高含水，同时在国际油价影响条件下，边际效益与无效益井多已停产，目前全厂油井开井利用率仅64.3%，水井开井利用率74.2%，测算井控地质储量1146万吨，未能充分动用。

2稳产影响因素分析2.1 注水影响注水驱油是仍是目前最经济有最有效的驱替开发方式，且油田整体能够见到注水驱替效果，因此重点剖面注水过程变化原因，对明确下步调控方向具有指导性意义。

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。

低渗透油藏渗吸作用及其影响因素的现代研究摘要低渗透油藏孔隙度和渗透率低，孔隙半径小，毛细管力大，常规注水开发效果差。

研究表明渗吸作用受岩石性质和流体性质等因素的影响。

渗吸是导致压裂液滤失的重要原因，充分研究基质的渗吸能力及渗吸速率对确定压裂液体积、优化回流设计具有重要意义。

关键词低渗透油藏；渗吸；影响因素前言渗吸是指润湿相在毛细管力作用下进入孔隙喉道，驱替非润湿相的过程，毛细管力是渗吸过程的主要驱动力。

在低渗透油藏开采过程中，由于地层的非均质性，注水后期水窜现象十分严重，常规注水开发难以产生良好的效果。

低渗透油藏孔隙度和渗透率低，毛细管力大，而较大的毛细管力可作为驱油的动力，增加开发效果。

1 渗吸方式与研究方法1.1 渗吸方式裂缝—孔隙型双重介质的岩石中可存在顺向渗吸和逆向渗吸。

顺向渗吸指水或水溶液吸入的方向与油被排出的方向相同，逆向渗吸指水或水溶液吸入方向与油被排出的方向相反。

1.2 渗吸研究的实验方法诸多学者通过室内实验模拟研究渗吸现象，目前主要的实验方法有体积法和称重法。

（1）体积法：通过测量原油或渗吸体系溶液的体积来计算溶液与岩心之间的液体置换量。

该方法适用于岩心孔隙体积较大的渗吸，可以很好地观察渗吸结果。

但该方法易受温度影响，因为温度的变化会使渗吸体系溶液蒸发，给实验带来误差。

（2）称重法：通过测量岩心或渗吸体系溶液的重量变化情况来计算渗吸结果。

其中电子自动称重精度较高，可随时记录重量的变化。

两种方法都在常温常压下进行，都能取得较好的结果，且能观察到渗吸的动态[1]。

2 低渗透岩心渗吸驱油规律2.1 常压下的渗吸实验（1）实验条件及现象描述本实验所用人造亲水岩心尺寸为2.5cm×8cm，渗透率分别为0.2mD、4mD、10mD、20mD、100mD级别，实验温度为54℃。

在实验条件下，5组岩心都发生了原油的渗吸，0.5h后岩心表面上出现油珠，随着时间的延长，油珠会变大并上浮至细管液面。

浅析低渗透油藏开发效果影响因素
低渗透油藏开发效果受到多种因素的影响，主要包括油藏特征、开发工艺和技术、油
藏管理等。

低渗透油藏的特征对开发效果有很大影响。

低渗透油藏的渗透率低，储量分布不均匀，孔隙结构复杂，导致油藏对流和展开性差。

低渗透油藏中的原油黏度大，地层温度高，使
得原油流动性差，采油困难。

低渗透油藏的特征决定了该类油藏的开发难度和开发效果。

开发工艺和技术对低渗透油藏开发效果的影响也很大。

低渗透油藏的开发主要采用压裂、水驱、气驱等增产技术，通过改善油藏的渗透性和流动性来提高采收率。

压裂是最常
用的增产技术之一，通过注入高压液体使岩石裂缝扩展，增加流通路径，改善储层渗透性。

水驱和气驱则通过注入水或气体来增加油藏的压力，推动原油向井口流动。

还可以采用
CO2驱、聚合物驱等技术来增加原油的流动性。

开发工艺和技术的选择和应用对提高低渗
透油藏的采收率和开发效果有重要影响。

油藏管理对低渗透油藏开发效果的影响也不容忽视。

油藏管理包括注水、注气、注聚
合物等措施，旨在维护油藏的压力和温度，提高原油的流动性。

合理的油藏管理可以延缓
油藏压力下降速度，提高采收率。

油藏管理还包括合理的井网布置、注采关系的调整、拟
定合理的开发方案等。

通过科学的油藏管理，可以最大限度地利用油藏资源，提高低渗透
油藏的开发效果。

低渗透油藏开发效果受到油藏特征、开发工艺和技术、油藏管理等多种因素的影响。

只有综合考虑这些因素，采取相应的开发策略和措施，才能提高低渗透油藏的采收率和开
发效果。