砂岩油藏水驱开发规律变化特点

特低渗水驱砂岩油藏中高含水期剩余油分布规律探讨作者：刘杰来源：《石油知识》 2017年第1期刘杰（中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院油田研究所吉林松原 138000）摘要：油田开发经验表明，打加密调整井是开采剩余油、保持油田稳产、改善水驱效果最有效的方法。

本文以特低渗水驱砂岩油藏中高含水期G46区块为例，应用PNN测井、沉积微相及数值模拟等方法分析了青一高台子油层剩余油分布规律，并以此开辟加密调整试验区。

研究结果表明非主力油层剩余油饱和度整体高于主力油层，前缘沙坝物性稍差（2-4mD）剩余油饱和度较高，是下步动用的主力相带，加密新井初产和累产高于河口沙坝主体，进一步验证了剩余油认识结果；非主力油层加密井目前平均日产油为2.4t，见到较好效果，实现了非主力油层的有效动用。

关键词：剩余油；PNN测井；沉积微相；数值模拟；非主力油层1 前言油田开发经验表明，打加密调整井是开采剩余油、保持油田稳产、改善水驱效果最有效的方法。

剩余油富集区主要存在于油层中断层附近、岩性变化剧烈的地区、现有井网未控制住的边角地区、注采井网不完善地区、非主流线的滞留区和构造较高部位或构造局部高点]。

DQ油田G46区块砂岩油藏水驱已开发15年，目前已进入中高含水期，剩余油分布特点如何？为此，本文利用目前较为丰富的动静态资料，结合精细油藏描述技术，围绕研究区对青一段高台子油层剩余油进行了分析，找到剩余油富集区，开辟加密调整试验区，实现了非主力油层的有效动用。

2 区域地质与开发概况2.1 地质概况该区东部为近南北向两条正断层切割的西倾单斜构造，东侧发育的大型反向正断层对油气富集起到了良好的控制作用。

其主要含油层段集中在青一段Ⅱ、Ⅲ砂组。

青一12号层平面砂体分布较为稳定，但物性变化较大。

尤其是在平面上两个区带存在明显的岩性变化，为此套储层油气富集提供了良好的岩性变化区带。

因此青一段12号层在断层和岩性控制下，形成了断层岩性油藏。

研究区青一11、12号层为主力油层，有效厚度大，分布范围广。

海相砂岩油藏长期水驱后储层物性变化规律文鑫;戴宗;王华;张旭阳;李海龙【摘要】Multiple experiment data of core samples from development and exploration wells are comprehensively compared and analyzed to identify the physical properties of marine sandstone reservoir after long-term waterflooding.The physical properties, pore structure, clay mineral and wettability after long-term waterflooding are studied and result shows that physical properties of reservoir is closely related to reservoir category.In Category-Ⅰ reservoir, the perme ability and pore-throat radius respectively increase by 180.00% and 26.00%, the average residual oil saturation reduces by 13.45% and the displacement efficiency increases by 2.53%.In Category-II reservoir, the permeability and pore-throat radius respectively decrease by 19.00% and 26.00%, the average residual oil saturation reduces by 4.66% and the displacement efficiency basically remains constant.This research could provide a theoretical guidance and certain reference to well performance forecast and program adjustment in the later stage of marine sandstone reservoir development.%针对海相砂岩油藏长期水驱后储集层物性变化规律不明的问题,对比分析开发井与探井岩心多项实验结果,研究了长期水驱后储集层物性、孔隙结构、黏土矿物、润湿性的变化规律.结果表明:储集层物性变化规律与储集层类型密切相关,Ⅰ类储集层水驱后渗透率和孔喉半径分别增大了180.00%和26.00%,平均残余油饱和度降低了13.45%,驱油效率提高了2.53%;Ⅱ类储集层水驱后渗透率和孔喉半径分别降低了约19.00%和26.00%,平均残余油饱和度降低了4.66%,驱油效率基本不变.研究成果对海相砂岩油藏开发后期油井动态预测及调整井方案制订有十分重要的理论意义与参考价值.【期刊名称】《特种油气藏》【年(卷),期】2017(024)001【总页数】5页(P157-161)【关键词】海相砂岩;长期水驱;孔隙度;渗透率;孔隙结构;相渗曲线【作者】文鑫;戴宗;王华;张旭阳;李海龙【作者单位】中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳 510000;中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳 510000;中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳 510000;中国石油新疆油田分公司,新疆克拉玛依 834000;中海石油(中国)有限公司深圳分公司,广东深圳 510000【正文语种】中文【中图分类】TE377南海东部海相砂岩油藏多为强边底水油藏，具有能量高、渗透率超高、采液强度高的特点，且多数油藏已经进入高采出程度、特高含水开发后期。

中高渗砂岩油藏水驱后储层参数变化规律
中高渗砂岩油藏在水驱过程中，储层参数通常会发生一些变化，具体规律如下：
1. 渗透率变化：水驱过程中，注入的水会逐渐渗入储层，使得原有的油饱和度降低，导致渗透率增加。

此外，水的流动也会清除部分储层中的堵塞物，进一步提高渗透率。

2. 孔隙度变化：水驱过程中，注入的水会替代原有的油饱和度，导致储层孔隙度增加。

同时，水的流动还会清除孔隙中的颗粒物，进一步扩大孔隙度。

3. 孔喉直径变化：水驱过程中，注入的水会通过储层孔隙与孔隙之间的连接通道进行流动，这种流动会清除孔隙喉道中的堵塞物，使得孔喉直径增大。

4. 饱和度变化：水驱过程中，注入的水会将原有的油饱和度逐渐替代成水饱和度，从而导致储层饱和度变化。

水的流动还有可能将一部分油相推出储层，进一步降低油饱和度。

总体来说，中高渗砂岩油藏在水驱后，渗透率和孔隙度通常会增加，孔隙喉道直径也会增大，而油饱和度则会降低。

这些变化有助于提高储层的有效渗透性，进一步促进油藏的开发。

底水砂岩油藏水平井水驱曲线特殊性分析摘要:根据塔河9区的原始生产数据,作出所有水平生产井在重大措施前的水驱曲线。

通过与直井的常规水驱曲线对比,发现塔河9区水平井的水驱曲线存在一些特征,再结合塔河9区的地质背景及水平井本身的结构特点对这些曲线进行分类分析,探究这些曲线特征的影响因素,并分析工区出水模式。

该成果能为水驱油藏中水平井开发指标的预测及堵水方案有一定指导作用,对水平井的产水问题提出一些思考方向。

关键词:塔河9区水平井水驱曲线产水1 工区概况塔河9区三叠系油藏包括三个含油含油区块、5个含油圈闭,油藏类型属边底水、低幅断背斜、中孔、中高渗透砂岩、常温常压未饱和油藏。

探明含油面积为14.4km2,地质储量959.38×104t,可采储量为438.4×104t。

目前,塔河9区三叠系下油组油藏共有开发井39口,开井35口,其中水平井27口。

区块日产液水平1478t,日产油水平411.5t,平均单井日产油11.8t,综合含水72.17%,年产油17.31万吨,采油速度1.80%,采出程度16.88%,综合递减25.31%。

工区主要存在以下问题:(1)油井堵水措施效果好坏参半。

因为不同井之间储层非均质特征、生产特征及本身井况差别较大。

(2)大部分中高产油井处于含水快速上升期,控水稳产难度大。

(3)低产低效井较多,措施増油幅度小。

2 水驱曲线应用理论生产实践表明,一个水驱油藏全面开发并进入稳定生产以后,其含水达到一定程度并逐渐上升时,以累积产水量的对数为纵坐标,以累积产油量(或采出程度)为横坐标,则二者关系是一条直线,该曲线称为水驱曲线[1]。

其中最常用的是广泛适用的甲型水驱曲线,它不仅可以对油田的未来动态进行预测,而且还可以对油田可采储量和最终采收率作出有效的估计。

甲型水驱规律曲线可用下式表示[2]:式中,NP为累积产油量;WP为累积产水量;a为水驱曲线直线段对纵轴的斜率;b为直线延长线在纵轴上的截距。

底水油藏油水运动规律研究摘要：对于底水砂岩油藏，分析水平井的脊进机理，进而确定其水淹规律是底水油藏水平井合理开发的理论基础。

通过对底水油藏水平井的水脊机理、生产规律及影响因素分析基础上，采用物模实验、数值模拟以及水平井测试相结合来分析水平井见水特征，以指导后期的水平井控水措施。

关键词：底水水平井规律Abstract:forsandstone reservoir with bottom water,analysis of horizontal wellridgeinto themechanism,and then determine itsflooding lawis the theoretical basis forreasonable developmentofhorizontal well in bottom water reservoir.Thelaw and the influencemechanismofproductionwater crest,a horizontal well in bottom water reservoirbased on the factor analysis,analysis ofhorizontal wellwaterfeatures using thephysical modelexperiment,numerical simulation and thehorizontal well testingof the horizontal wellcombination,guide the laterwater controlmeasures.Keywords:rulesof horizontal well with bottom water drive中原1区和KZ1区是中原油田碎屑岩底水油藏的典型区块，以研究两个区块揭示底水油藏油水运动规律。

两个区块表现特征包括开发过程中油井的压力下降幅度较小。

砂岩油藏特高含水期的水驱特征发布时间：2021-12-30T06:51:18.638Z 来源：《科学与技术》2021年第22期作者：顾宪伟[导读] 由于供油效率高，许多储油罐采用注水开发技术。

顾宪伟大庆油田第六采油厂地质研究所黑龙江大庆 163000摘要：由于供油效率高，许多储油罐采用注水开发技术。

在注水油库开发初期，表现出充足的能源和稳定的生产特点，生产管理比较简单，但油库看到水后，含水量会增加，产量会下降，发展过程变得复杂，难以管理。

虽然将采取调节断面、堵塞、调整井网等措施减缓含水量的增长，但总体含水量上升趋势不会完全改变。

低含水率阶段的含水率低于20 %，中等含水率阶段的含水率介于20%至60 %之间，高含水率阶段的含水率介于60 %至90 %之间，特别高含水率阶段的含水率超过90%。

我国许多老油田长期以来一直在高含水量水平上作业，研究人员总结了这一阶段的主要生产特点，并提出了研究这一阶段水流模式的许多模式。

本研究以DT油库生产数据为基础，从生产特点和导水机理出发，研究高含水量时期的导水规律，为高含水量时期的导水发展提供理论支持。

关键词：砂岩油藏；水驱；水洗；含水率；特高含水；采收率引言砂岩作为多孔介质是一种天然的过滤材料。

在1856年，法国工程师达西利用填满砂子的管柱过滤城市用水发现了著名的达西定律。

根据石油行业油田水质标准(SY/T5329—2012)，将油田注入水分为5个水质等级，不同水质的注入水因污染物种类、含量和粒径的不同，对地层的堵塞规律、伤害程度以及水驱开发效果的影响也不尽相同。

这种伤害不是因为“五敏”，也不是“压敏”，而是因为水质问题引起的，本文将这种原因称之为渗透率水质敏感性。

近些年，国内学者们的最新研究阐明了水质对提高注水开发效果的重要性。

1主要生产特征DT油于1983年投入使用，在压力下过早注水开采，采油井约90口，注水井约30口。

储油罐孔隙率约为31%，渗透率约为350mD，高渗透储油罐为3 120万t。

砂岩油田注水开发效果评价目次一、砂岩油藏注水开发效果评价的目的二、砂岩油藏注水开发效果评价的主要内容三、砂岩油藏注水开发效果评价的方法（一）注水水方式和注采井网适应性评价（二）注采压力系统适应性评价（三）综合含水率及耗水量大小的分析评价（四）注水利用率分析（六）自然递减率和剩余可采储量采油速度评价（五）注入水波及体积大小评价（七）可采储量评价（八）注水开发效果综合评价一、砂岩油藏注水开发效果评价的目的砂岩油藏注水开发效果评价的主要目的是研究砂岩油藏内油水运动规律，揭示油藏注水开发的主要矛盾和潜力，为编制油藏年度开发规划、长远开发规划和综合调整方案制定科学合理的技术方法和技术措施，确保砂岩油藏获得最高的、经济合理的水驱采收率。

二、砂岩油藏注水开发效果评价的主要内容1、注水方式和注采井网的适应性评价2、注采压力系统的适应性评价3、综合含水率及耗水量大小的分析评价4、注水利用率分析5、注入水波及体积大小的评价6、自然递减率和剩余可采储量采油速度评价7、可采储量评价8、注水开发效果综合评价三、砂岩油藏注水开发效果评价的方法（一）注水方式和注采井网适应性评价注水方式和注采井网适应性是衡量油藏所采取的技术方法和技术措施是否得当，油藏潜力是否得到充分发挥的一项重要内容。

通常从以下几个方面进行分析评价：（1）从水驱储量控制程度和水驱储量动用程度高低分析评价注水方式和注采井网的适应性水驱储量控制程度用现井网下和注水井连通的采油井射开有效厚度与采油井射开总有效厚度之比值来表示：式中： Rc —水驱储量控制程度，％；h—与注水井连通的采油井射开有效厚度，m；H—采油井射开总有效厚度，m。

水驱储量控制程度本质上是注入水体波及系数的反映。

水驱储量控制程度与井网密度的大小和注采系统的完善程度有关。

如欢26断块兴隆台油层水驱储量控制程度随着井网密度的增加和注采系统的完善而提高：欢26断块水驱储量控制程度变化情况表年度井网密度ha/well油水井数比水驱储量控制程度％1985 16.7354 2.08 71.231989 11.1564 1.95 82.641992 9.4665 1.91 84.80水驱储量动用程度用注水井总的吸水厚度与总的射开连通厚度之比值或油井的总产液厚度与总的射开连通厚度之比值来表示：或式中：Rp—水驱储量动用程度，％；hi、ho—注水井总吸水厚度、油井总产液厚度，m；Hi、Ho—注水井、油井总射开连通厚度，m。

特低渗透油藏产量递减及水驱特征规律
特低渗透油藏产量递减及水驱特征规律
油藏产量的长期衰退是油藏服务行业的一个重大问题，对油藏经济效
益的影响众所周知。

其中，出现极低渗透度的油藏产量递减，特别是
水驱开发中的类似现象，引起了相关专家学者亟待解决的关注。

一、特低渗透油藏产量递减
1. 产量衰减特征：特低渗透油藏产量衰减指在油藏产用期内，短期及
长期产量递减的总体衰减趋势，主要体现在日产量、月产量及年产量
的出现减少。

2. 特征分析：渗透度的变化是油藏产量衰减的最大原因。

高渗透油藏，往往伴随着高产量，产量衰减速率较低；而渗透度较低的油藏，产量
的衰减速率也估现出明显的趋势。

此外，给油量的控制及油藏开发投
资分配也是影响油藏产量衰减的其他重要因素。

二、水驱特征规律
1. 水驱抬头：水驱抬头是一种水驱勘探开发技术，它利用石油田水体
剩余压力产生的推动力将原油推出油层，从而改变渗透度的特征，并
在一定程度上改善原油的流动特性。

2. 规律特点：水驱抬头可以有效提高原油的渗透度，进一步提高油藏产量，但其特征衰退趋势也在发生变化，渗透度的减少速率更具有时间特征，在完成水驱抬头之后，渗透度初步较高，随后发生减少，如果油藏开发停止，渗透度减少速率就会加快。

即抬头技术可能只是暂时性的改善，不能完全改变油藏产量衰减的性质。

三、结论
特低渗透油藏产量的衰减与渗透度的变化是相关的，水驱抬头可以在一定程度上缓解油藏产量衰减，但即使完成水驱抬头，也不可避免产量衰减，因此充分利用体积法和地质分析等工具来精确计算新added reserves能够成为一种有效的解决办法。

2008年开发室培训教案砂岩油藏水驱开发规律变化特点第一节、水驱特征曲线的基本关系式 一 、甲型水驱特征曲线1、甲型水驱特征曲线表述累积产水量与累积产油量成半对数线性关系。

2.关系式式中：NN R P=——采出程度；p W —— 累积产水量，104t 或104m 3; p N —— 累积产油量，104t 或104m 3; N —— 油田的地质储量，104t 或104m 3;o μ、w μ —— 分别为原油和地层水的粘度，mPa.s;o B 、w B —— 分别为原油和地层水的体积系数；o ρ、w ρ —— 分别为地面脱气原油和地层水的密度，t/m3;wi S 、oi S —— 分别为地层束缚水饱和度和原始含油饱和度，f; LgW pP P N B A LgW 11+=R b a LgW P 11+=()()606.4131321-++-=or wi wi o w w w o o S S m S B mn B N Lg A ρμρμNmS B oi606.431=11Aa =606.4311oimS N B b ==m 、n —— 取决于储层润湿性和孔隙结构的相对渗透率曲线的常数， mSwerwrone K K -=ro K 、rw K —— 分别为油相和水相的相对渗透率，f; we S —— 岩心出口端的含水饱和度，f.在甲型水驱曲线关系式中，特征直线段截距1A 的大小主要取决于油田的地质储量和油水粘度比；而直线段斜率1B 的大小主要取决于油田的地质储量。

对于地质储量相同而地层油水粘度比不同的油田，甲型水驱曲线特征直线段的斜率相同，但地层油水粘度比大的油田，具有较大的截距。

B1与N 的统计关系式1500032.110459.8N B =童宪章：N B 5.71=陈元千修正式：{二 、乙型水驱特征曲线1.曲线 乙型水驱特征曲线表述水油比与累积产油量成半对数线性关系。

2.关系式p N B A LgW OR 22+=或 R b a LgW OR 22+= 式中：303.22EB n B Lg A o w w w o o +=ρμρμ NmS B oi 606.432=22A a =1/B1N(10 t)4100010000606.4322oi mS N B b ==WOR ——水油比ow Q Q = ;R ——采出程度N N p = ()132-+=or wi S S mE 乙型水驱曲线的水油比（WOR ）与累积产油量(p N )在半对数坐标纸上呈直线关系，直线的斜率主要取决于油田的地质储量，直线的截距主要取决于地层油水粘度比，当地质储量相同时，地层油水粘度比大的油田，具有较大的截距。

水驱油田产量递减规律
水驱油田是指采用注水增加油藏压力，推动原油向井口运移的一种油田开采方式。

然而，这种开采方式也存在产量递减规律。

具体来说，随着水驱油田的开采时间的增加，原油产量逐渐减少，而水的注入量则逐渐增加。

这是因为随着原油的开采，油藏中可采储量逐渐减少，而注入水的数量则需要逐渐增加以维持油藏压力，从而推动更多的原油向井口运移。

此外，随着时间的推移，水驱油田中的水也会与原油混合，导致原油的含水率逐渐增加，进一步降低了产能。

因此，在水驱油田的生产过程中，需要制定合理的开采方案，及时调整注入水的量和注水井的位置，以尽可能延长油田的生产寿命。

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砂岩储层渗透特性及油气运移规律分析砂岩储层是油气勘探中非常重要的一种储层类型。

砂岩储层的孔隙度和渗透率是影响其油气勘探开发效果的重要因素之一。

本文将就砂岩储层的渗透特性及油气运移规律进行分析探讨。

一、砂岩储层渗透特性砂岩储层渗透特性是指油气在砂岩储层内运移时所遇到的阻力大小和运移规律。

砂岩储层的渗透性是由其孔隙度、孔隙结构、孔喉直径等多种因素决定的。

1. 孔隙度砂岩储层的孔隙度指的是储层中孔隙空间所占的比例。

砂岩储层的孔隙度通常在10%~30%之间。

孔隙度越高，砂岩储层的渗透性也越好。

因此，孔隙度是评价砂岩储层渗透性优劣的重要指标之一。

2. 孔喉直径砂岩储层的孔喉直径对其渗透性也有着非常重要的影响。

孔喉直径越大，储层的渗透性也越好。

而孔喉的连通性则影响储层的渗透性系数。

3. 孔隙结构砂岩储层的孔隙结构对其渗透性也有着重大的影响。

当储层的孔隙结构比较复杂时，其渗透性通常会受到一定的影响，因为储层中存在大量的有利于阻碍油气运移的孔细节。

二、油气运移规律在砂岩储层中，油气通过孔隙空间渗透运移。

其运移规律受到以下几个因素的控制。

1. 流场分布特性砂岩储层中的孔隙空间是非常复杂的，油气的运移过程也非常复杂。

在储层中，油气运动速度的分布非常不均匀，通常呈现出非常复杂的流场分布特性。

2. 孔隙度和连通性砂岩储层的渗透性及孔隙连通性对其油气运移规律也有着非常重要的影响。

当砂岩储层的孔隙度较高，且连通性良好时，油气在储层中的运移速度通常会比较快。

3. 储层厚度和堆积形式砂岩储层的堆积形式也对其油气运移规律产生着重要的影响。

当砂岩储层厚度较大时，油气在储层中运移的距离也增大，储层的有效储层厚度也会有所提高。

结论综上所述，砂岩储层渗透特性及油气运移规律分析对于油气勘探开发具有非常重要的作用。

在实际油气开发过程中，需要针对砂岩储层特性做出合理的工艺和工程调整，从而实现最佳的生产效果。

文章编号:1000 0747(2003)02 0094 03长期注水开发油藏的孔隙结构变化规律李存贵1,徐守余2,3(1.中国石化中原油田第四采油厂; 2.中国地质大学(北京); 3.石油大学(华东))基金项目:国家 973 科技攻关项目(G1999022509)(96 111 01 01)摘要:应用水驱油实验和岩心分析资料,研究东营凹陷胜坨油田二区沙二段83层三角洲前缘相储集层的孔隙结构随注水开发而发生变化的规律。

孔隙特征明显变好,表现为孔隙形状因子变大,形状变得比较规整、平滑,颗粒磨圆度变好,平均比表面变小,孔隙连通性变好,均质程度增高。

喉道特征变化复杂,总体上喉道半径有增大的趋势,分选性变好,喉道连通性和控流性变化复杂,孔渗性较低的储集层喉道非均质程度增强。

图2表3参11关键词:孔隙结构;微观剩余油;胜坨油田;水驱油实验;注水开发中图分类号:T E122.2 文献标识码:A1研究方法与定量参数经过长期注水开发的储集层的孔隙结构将发生改变[1 10]。

胜坨油田1964年投入开发,1966年开始注水开发,目前综合含水高达95%以上。

二区位于胜坨油田中部,研究目的层为沙二段三角洲前缘相的河口砂坝和远砂坝沉积[11],连片性好,以高孔中渗为主。

1969年之前的注入水是明化镇组的地层水,因含大量硫酸根离子,不仅对设备腐蚀严重,而且易与目的层中的银、钡离子反应产生沉淀,严重堵塞油层;1969年后改注黄河淡水,由于与油层的温差大、含氧量高,使油层物性改变较大;1977年开始回注处理后污水,提高了油层吸水能力,但曾几次将未处理污水回注。

本文采用水驱油实验与岩心分析相结合的研究思路,针对沙二段第8砂层组第3小层(83)为反韵律沉积的特点,分别在其中上部(孔渗性较好)和中下部(孔渗性较差)选取有代表性的岩样进行水驱油实验,选择8口相距近、沉积微相相同、岩石性质相似的可供对比井,用不同含水阶段的134块岩样(中上部75块,中下部59块)进行分析,同时利用不同含水率阶段的大量铸体薄片、压汞分析和图像分析资料以及丰富的岩心资料,使用如下定量参数研究其孔隙结构变化规律。