超前注水是低渗透油田开发的重要途径以长庆油田三叠系延长组油藏为例

长庆低渗透油藏油层解堵技术综述庞岁社;李花花;赵新智【摘要】长庆油田三叠系延长组储层渗透率0．96×10-3μm2-6．43×10-3μm2，粘土矿物中酸敏、水敏性物质含量较高，地层水矿化度高达119舡，部分油藏Ba2＋含量1200～2400mg/L。

因储层孔隙喉道细小，注水开发中因粘土颗粒运移，原油乳化液、结蜡、结垢所导致的油层堵塞十分严重。

几十年来，油田不断深入研究并大规模实施了多种形式的油层酸处理、油层清防垢、油层压裂等解堵技术。

在所统计的151口油井酸处理施工中，平均单井增油量由早期的142t上升到近期的391t，在所统计的48口油井清防垢施工中，低渗透层油井平均单井增油量由早期的321t上升到近期的338t，在所统计的92口油井压裂施工中，平均单井增油量由早期的112t上升到近期的161t。

最近研制的油层综合解堵体系，又将单井增油量进一步提高到944t。

相比之下，综合解堵、酸处理和清防垢的解堵效果优于油层压裂。

将油层挤注防垢剂工艺与油层压裂工艺或油层酸处理工艺组合作业，可大幅度提高油层解堵效果。

%The permeability of Triassic Yanchang formation in Changqing oilfield is 0.96×10-3μm2-6.43×10-3μm2.The formations have been choked by clay micrograins,wax,scales and emulsions. Three operation methods, such as the integration of operation by squeezing scale inhibitor and by squeezing scale remover, the operation by acidizing and the operation by fracturing, are used to formation choking solve.In the operation process of increasing the pro- duction for 151 producers by acidizing, the production increased to391t/per producer. For 48 producers by squeezing scale inhibitor and by squeezing scale remover, the production in- creased to 338t/per producer.For 92 producers by fracturing, the production increased to 161t/per producer. The effect of acidizing and scale controlling is more obvious than that of fracturing. Recently,the choking solve tests are operated by squeezing the multifunction choking solve agent. It is shown that the production increased to 944t/per producer. Besides the integration of operation by fracturing and by squeezing scale inhibitor, the integration of operation by fracturing and by acidizing and the integration of operation by squeezing scale inhibitor and by squeezing scale remover are used to formation choking solve tests. The re- sult showed that the effect of the integration of operation by fracturing and by squeezing scale inhibitor is more obvious than that of other two methods.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2012(031)007【总页数】7页(P1-6,13)【关键词】低渗透油藏;油层堵塞;油层解堵;现场应用;效果【作者】庞岁社;李花花;赵新智【作者单位】中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第二输油处,甘肃庆阳745100【正文语种】中文【中图分类】TE39长庆油区低渗透砂岩油藏主要有安塞油田、靖安油田、西峰油田、华池油田部分油藏、姬塬油田。

低渗透油藏精细注水开发效果研究发布时间：2023-03-17T08:38:36.813Z 来源：《科技新时代》2023年1期作者：宁旭波[导读] 有关低渗透油藏储量，提高其开发效果与动用率是采油厂当前一段时间内，能否实现稳定有效发展的重中之重。

在提升采收率的众多方法中，注水是常见方式也大范围运用到开发低渗透油藏工程中，而注水开发水平的提升直接影响到开发效果和经济效益宁旭波长庆油田分公司第六采油厂武峁子采油作业区陕西定边 718600摘要：有关低渗透油藏储量，提高其开发效果与动用率是采油厂当前一段时间内，能否实现稳定有效发展的重中之重。

在提升采收率的众多方法中，注水是常见方式也大范围运用到开发低渗透油藏工程中，而注水开发水平的提升直接影响到开发效果和经济效益。

为此，本文结合开发低渗油藏的难点，简要分析A油田的精细注水开发效果。

关键词：精细注水开发；低渗透油藏；开发效果引言：精细注水是开发低渗油藏效益的一项核心关键技术。

将有效注水作为主线,加大相关配套技术研究力度，实现水质精细化管理、地面工艺优化、更新低渗增注技术，以此满足低渗油藏进行精细注水的操作要求，进一步优化其水驱情况。

一、低渗透油藏中注水开发常见难点一是埋藏深而且小层多；二是储层物性不理想且层间存在较大差异；三是一些区块存在高温、高压现象；四是储层具有较高敏感性[1]。

以上特性对高效开发低渗透油藏造成影响，因为注水开发作为常用的补充能量手段，所以利用精细注水技术能增强水驱动用效果。

可是和储层相比低渗储层提出更高的水质要求，比如沿程管道网络容易受到二次污染，存在较大注水压力差，井筒与管网之间匹配难度大等，均会对注水开发带来影响[2]。

基于此，实现精细注水极为重要。

二、A油田存在的开发问题（一）天然能量低，油井压力快速下降断块因为缺少能量补充，待A油井正式投产之后，初期虽然产量是十吨到五十五吨，压力超过二十一帕斯卡，但却快速下降。

单井的平均单位压降产量是每帕斯卡六百五十八吨。

低渗油田高效开发的实践长庆油田勘探开发的鄂尔多斯盆地油气田属低渗、特低渗油气田。

油气储层普遍呈现“低渗、低压、低丰度”特征，被称为“磨刀石”，自然产能几乎为零，其有效开难度之大，世界罕见。

为经济有效开发鄂尔多斯盆地“特低渗”油气藏，长庆油田为之付出了几代人的心血，从上世纪70年代陕甘宁石油会战开发侏罗系油藏，到90年代主攻并实现有效开发三叠系油藏，再到新世纪以来展开大规模的超低渗油气田技术攻关，长庆的每一步发展都是以科技创新突破为标志的，并创立了著名的安塞模式、靖安模式、西峰模式等。

30多年来，长庆油田已探索形成了一整套高效开发的特低渗透油气藏的主体技术、核心技术和配套技术。

从而拉动原油产量连续7年以100万吨以上规模增长，天然气产量连续7年以15—20亿立方米幅度攀升。

从1970年到2000年，历时30年，长庆油气当量上500万；2001年到2003年，仅用了三年的时间，实现了500万到1000万的跨越；时隔四年，又实现了从1000万吨到2000万吨的飞跃。

回顾30多年的历程，长庆人走出一条低渗透油气田高效开发的路子，创建了与低渗透油气田相适应的地面建设模式。

会战初期的三管伴热集输流程：长庆油田的勘探发现始于二十世纪60年代中期，以李庄子、马家滩、大水坑三个小油田为代表，地面建设沿用了玉门油田的三管伴热流程，采用“井口——计量间（选油站）——总站”二级布站方式。

这种老流程投资高、耗能大，是会战初期的一个短暂过渡阶段。

马岭模式：马岭油田开发始于二十世纪70年代，开发层系为侏罗系延安组。

针对三关伴热流程存在的问题，经过大胆实验，突破了原油进站温度必须高于凝固点3—5摄氏度的观念，首创原油单井单管不加热密闭集输工艺流程，主要采用了单井单管不加热密闭集输，投球清蜡、端点加药、管道破乳、大灌沉降脱水等配套技术，形成了“井口——计量站——接转站——集中处理站”的三级布站方式，创建了马岭模式。

单井单管流程与传统的三管流程相比，能耗大大下降，钢材消耗下降40％，投资下降25％。

超前注水在特低渗透储层开发中的应用研究发布时间：2023-01-13T08:50:54.167Z 来源：《中国科技信息》2022年16期第8月作者：吴雪英马金玉张战雨许莉娜耿辉景马骞刘聪赵潇[导读] 本文主要以某油田为例，介绍在低渗透、低压、低丰度的油田开发过程中，应用超前注水技术的机理、方案与效果。

吴雪英马金玉张战雨许莉娜耿辉景马骞刘聪赵潇中国石油长庆油田分公司第三采油厂宁夏银川 750000摘要：本文主要以某油田为例，介绍在低渗透、低压、低丰度的油田开发过程中，应用超前注水技术的机理、方案与效果。

超前注水技术与常规注水的效果比较后发现，超前注水有着开发效果好、采收率高的优点。

因此，在当前的油田开发工作中，合理应用超前注水技术，可以为类似特低渗透储层的开发工作带来启发。

关键词：超前注水；特低渗透储层开发；实施方案引言：为满足社会对石油资源的需求，当前各油田的规模不断扩大，并且原油开发活动对低渗透、低丰度油藏的依赖性有所提升。

在这类油田开发中，考虑到应用超前注水技术可提升开采工作效率，因此，这一技术在当前特低渗透储油层开发工作中，得到了广泛应用。

因此，研究此项课题，具有十分重要的意义。

一、油田概况某油田属于河道沉积细分砂岩构造的岩性油藏，在开发过程中，经历了不注水、晚期注水、注采同步、超前注水四个开采阶段。

对现阶段的油田开采情况进行调查分析可以发现，当前油田存在着天然能量不充足、渗透阻力大等特点，在石油开采过程中出现了稳产难度大、一次采收率偏低等问题，这些问题的存在严重制约了油田的开发效益。

现阶段，为了提高该油田的开发质量，在明确该油田在应用常规注水开发法效果的基础上，应用超前注水技术，可以达到提升油田开发效果的目的。

二、超前注水机理超前注水是一种在开采原油前，先在待开采的油井内注入一定量的水，使采油井所在区域的地层压力上升达到甚至超过原油的地层压力，然后建立有效驱替系统，在油层的内驱替压力梯度比气动压力梯度更大后，开展原油开采工作，并使采油井的地层压力尽可能保证上述状态的一种注水开采技术。

低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素发布时间：2021-09-08T08:09:24.115Z 来源：《探索科学》2021年8月上15期作者：朱红璋李冰刘刚[导读] 低渗透油田在开发过程中主要采用注水开发生产，相关施工单位需要利用注水法来提高开采的效率。

长庆油田分公司第五采油厂朱红璋李冰刘刚陕西西安 718600摘要：低渗透油田在开发过程中主要采用注水开发生产，相关施工单位需要利用注水法来提高开采的效率。

低枕头油田基本特征是采油量与压力的问题，在不断地注水作用下会导致压力逐渐升高，但油井的供应量却出现明显不足的现象，在开采过程中可能出现油量下降，这也会大大影响采油速度。

基于此，本文我们将对低渗透油田注水开发的生产特征和相关影响因素展开分析，希望能够为相关从业者提供一些有效的参考。

关键词：低渗透油田；注水开发；生产特征；影响因素低渗透油田与普通油田相比具有明显的区别，基于自身在开采过程中的特殊性，导致低渗透油条的开采率较低，而为了进一步提升低渗透油田的开采产量，通常会对低渗透油田进行注水增压作业，但这种生产工艺在具体的应用过程中往往会受到多种因素的影响。

低渗透油田的储油层渗透率较低，这就是生产企业在开采过程中投入了大量的成本，较低的开采率严重影响到低渗透油田的开采效率。

一、低渗透油井简介现在我国在油气开发的过程中，首先应该考虑的是低渗透油田。

按照目前相关表明，新发现的油田基本都是低渗透油田，现有的低渗透油田总量可以占到整个油田产能规模的半数以上。

目前低渗透油田已经成为重点开发的主要项目，其主要原因是低渗透的油田在我国多半以上的地区中存在。

如何提高低渗透油田的产量便是目前开采工作的一大问题。

在开采过程中，需要结合实际情况合理制定措施，对低渗透油田进行全面深入了解后给出开发意见，当然也不是所有的困难都解决不了的，以往成功的经验都需要我们学习，提高低渗透油田的开采率，对于我国经济的发展具有重大意义。

因此就需要我们不断地研究。

收稿日期:2008203220作者简介:杨克文(19632),男,高级工程师,博士,主要从事油气田开发研究与管理工作. 文章编号:16732064X (2008)0520049204超低渗油藏超前注水区油井压裂时机探讨Study on the best fracturing opportunity of the oil w ells in the advanced w ater flooding zoneof super 2low permeability reservoirs杨克文1,2,万晓龙3,贾军红2,王永康2,李书恒3(1.西北大学地质系,陕西西安710069;2.中国石油长庆油田分公司油田开发处,陕西西安710021;3.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,陕西西安710021)摘要:针对部分超低渗油藏超前注水后,油井压裂缝高度控制难度大的问题,通过声发射测试及有限元模拟方法分别对超前注水前、后的地应力特征进行了研究,认为超前注水后,储、隔层应力差更低,不利于控制压裂缝高.在对该类岩石物理性质研究的基础上,通过物理模拟实验方法对该类油藏油井压裂时机进行了研究,认为油井在未注水前压裂,有利于控制缝高,压裂试油结束后注水,待地层压力达到超前注水设计压力水平后投产,可提高开发效果.关键词:超低渗油藏;压裂时机;裂缝高度控制;超前注水;地应力中图分类号:TE357.1+1 文献标识码:A 随着开发程度的不断深入,超低渗透油藏(渗透率小于1.0×10-3μm 2)逐渐成为鄂尔多斯盆地油田稳产接替的主要资源.这类油藏主要分布在鄂尔多斯盆地东北及西南两大沉积体系的前缘[124],储层岩性致密,以细砂岩、粉细砂岩为主,物性差,启动压力梯度高,难以建立有效压力驱替系统[527].在盆地西南缘陇东地区庄19井区长8、庄40井区长6开展超前注水开发试验,井网方位N E75°.在地层压力达到超前注水要求后,对油井进行了压裂改造、投产,并应用井下微地震技术对压裂缝进行了监测.井下微地震裂缝测试是通过监测裂缝端部岩石的张性破裂和滤失区微裂隙的剪切滑动造成的微地震信号,得到裂缝空间展布特征.测试结果表明裂缝扩展呈现出多种形态复杂性,以双翼缝为主,也有单翼缝,压裂缝方位与开发试验井网部署方位一致,但压裂裂缝高度严重失控,裂缝高度长(50～260m ),裂缝穿透了目的层,向围岩延展.庄40井区超前注水3个月后,庄87222油井射孔、压裂,射孔段长7m (1823～1830m ),井下微地震监测显示压裂缝纵向上延伸长,裂缝高度70m 左右.超低渗油藏超前注水后的压裂特征,给油田开发者提出了一个现实问题:超低渗透油藏油井合理的压裂、投产时机,即在满足超前注水条件,如何较好控制压裂缝高、裂缝展布,实现超低渗油藏的有效开发.1　地应力特征地应力对压裂缝具有控制作用,储隔层地应力差值控制着压裂缝在纵向的延伸,水平两向主应力大小对压裂缝的延伸方向有直接的影响.1.1　原始地应力特征岩石的声发射活动能够“记忆”岩石所受过的最大应力,这种效应为凯塞尔效应.利用声发射凯塞尔效应实验可以测量岩石曾经承受过的最大压应力,是将取自现场的岩心在室内进行加载,用声发射仪接收岩石受载过程中所发出的声波信号.实验是采用与钻井岩心轴线垂直的水平面内,增量为45°的2008年9月第23卷第5期西安石油大学学报(自然科学版)Journal of Xi ′an Shiyou University (Natural Science Edition )Sep.2008Vol.23No.5方向钻取3块岩样,测出3个方向的凯塞尔点处正应力,而后求出水平最大、最小主应力;由与岩心轴线平行的垂向岩样凯塞尔点处的地应力确定垂向地应力.利用声发射凯塞尔效应法对庄19井区、庄40井区进行了地应力大小测定.庄19井区水平最大、最小两向应力差在4.0～6.0MPa 之间,垂向最小应力差在2MPa 左右,对压裂缝走向控制较好,缝高难以控制;庄40井区水平两向应力差在3.5～5.8MPa 之间,垂向最小应力差在3MPa 左右,对压裂缝高控制较难(表1).表1　合水地区长8、长6地层水平地应力数据井区层位井号深度/m 岩性定名水平地应力/MPa 最大最小庄19井区长82庄592242199.3952209.570褐灰色油斑细砂岩深灰色泥岩41.344.637.439.4庄582222162.030灰褐色油斑细砂岩43.037.0庄612232138.280灰褐色油斑细砂岩39.233.1庄40井区长63庄1252191557.5851559.0751572.1601579.6451591.500灰褐色油斑细砂岩黑褐色泥岩黑褐色泥岩灰褐色油斑细砂岩黑褐色泥岩31.533.333.231.934.925.427.627.524.628.4庄852251800.3801807.9501824.090深灰色油斑细砂岩深灰色油斑细砂岩泥岩27.528.932.224.024.227.3庄862201731.6651736.890砂质泥岩砂岩29.528.626.422.81.2　超前注水后地应力分布规律开发实践表明超前注水是特低渗油藏开发的重要技术.超前注水建立了有效压力驱替系统,保持较高的地层压力,降低了因地层压力下降造成的地层伤害[8210],达到提高单井产量和最终采收率的目的.超前注水和油田开发过程实际上是一个地层变形和流体流动的耦合问题.在此过程中,地层压力发生变化,使得地层发生形变,地应力场随之发生改变.对于垂向应力而言,由于受围岩的影响,地应力变化有限;而平面上没有约束可以自由变形,因而平面应力一般来说受超前注水和油井生产的影响更大,因此,注水后地应力场的变化主要体现在水平两个主应力的变化.平面地应力场的变化对压裂裂缝的动态延伸产生影响,采用数值模拟方法对庄19井区注水后的地应力动态分布进行了研究[11212].应用有限元法对应力场分布进行研究,通过岩石力学实验测试手段得到某些井位上的水平地应力数值,建立有限元模型,在整体的边界上施加多次的应力组合求得区域上的应力场分布.在对超前注水后不同时间段地应力场的动态分布研究后,认为地应力变化具有以下规律:超前注水和油井生产对储层地应力产生一定的影响,整体上,平面地应力分布呈现逐步增加的趋势,表现在水平最大和最小主地应力的增加;地应力增加的幅度和注水强度关系明显,当注水强度大时,地应力的增加幅度相对增大;随着累积注水量的增加,注水井附近地应力增加幅度大(2～4MPa ),采油井附近,地应力的增加幅度较小,增加幅度在0.5～3.2MPa 之间(图1).同时,由于平面地应力变化的不均衡性,导致局部应力场发生改变,从而导致压裂缝延伸方向不规则,如单翼缝现象.图1　庄60221井应力与注水量关系图值得注意的是,随着注水量的增大,平面最大、最小主应力增大明显,垂向应力变化虽然有限,但围岩地应力未变,因此,储、隔层之间的应力差减小,不利于控制压裂缝高.因此,超前注水区地应力的变化—05—西安石油大学学报(自然科学版)对油井压裂裂缝具有重要的控制作用,因此,必须对油井压裂时机进行优化.2　油井压裂时机对合理的油井压裂时机,主要是通过物理模拟方法对其进行研究.首先通过岩石力学实验和测井资料的解释,得到储层和隔层的力学参数,根据所测得的力学参数,构建物理模型,模拟不同应力差作用下的油井压裂缝特征.根据弹性力学原理,应用三轴应力试验装置,对庄19井区、庄40井区砂、泥岩的岩石力学参数进行了测定(表2).庄19井区弹性模量属于中低水平,砂、泥岩弹性模量差别不大,不利于缝高控制,且井间非均质性较强.庄40井区砂、泥岩弹性模量存在一定差异,但是井间差异较大.表2　合水地区长8、长6地层岩石力学参数实验数据井区层位井号取心井深/m岩　性实　验　结　果杨氏模量/MPa泊松比抗压强度/MPa庄40长63庄852251797.131803.751810.911821.90泥岩细砂岩细砂岩泥岩214002079024060224900.1800.2500.2200.190221.3167.0175.0184.7庄862201731.081719.901738.65粉砂质泥岩细砂岩粉砂质泥岩3142023590286200.1900.2300.190209.0182.4198.5庄19长82庄192126.40细砂岩160050.27653.7西1472154.152157.50细砂岩泥岩16400171220.2560.26170.674.2庄582222098.222115.202158.272161.96泥岩泥岩细砂岩细砂岩129971178814063119200.2940.2880.2650.27499.490.273.162.0庄612232091.10泥岩183240.24995.3庄592242190.962191.262209.98细砂岩细砂岩泥岩1286612905176870.2720.2700.22565.679.584.3 为了更准确地掌握储、隔层应力大小,得到连续的岩石力学剖面,庄19井区庄61223井进行了5700测井,测井解释表明庄61223井隔层、油层平均泊松比分别为0.29和0.24,其平均剪切模量为2.0×104MPa和2.6×104MPa,岩石力学性质差异性较小(图2).图2　庄61223井力学性质剖面 根据储、隔层岩石力学参数,采用不同比例的砂、水泥做成人工模型,模拟储、隔层,施加不同的应力差,观察能够使人工裂缝从储层刚进入隔层的临界应力差.物理模拟结果表明储、隔层应力差对压裂缝高具有控制作用:当应力差大于4MPa时,裂缝仅在模型中部扩展,表明4MPa的应力差能够有效阻止裂缝垂向扩展;当应力差为2MPa,裂缝的垂向扩展并没有受到垂向应力差的影响,在上、下层均得到了充分的扩展,说明2MPa的应力差不能阻止裂缝的垂向扩展(图3).当储层与上、下隔层应力差不等时,裂缝可在应力差较大的方向控制在储层内延伸,而另一个方向不易控制.因此,超低渗油藏油井压裂最好在注水井未注水前,油井主要受原始地应力的影响,裂缝展布形态、高度等参数较为理想.压裂试油后关井,注水井投注,待地层压力达到方案设计的地层压力保持水平后,油井投产,其开发效果可能更好.—15—杨克文等:超低渗油藏超前注水区油井压裂时机探讨图3　压裂缝缝高与储、隔层应力差关系曲线3　结　论超低渗油藏由于岩性致密,储、隔层应力差小,超前注水后应力差更低.为了保证增产、开发效果,压裂时应避免或减少受超前注水影响的储层地应力变化引起的缝高失控发生.油井最好在未注水前的原始地应力条件下压裂,有利于控制缝高和裂缝方位,试油结束后注水井投注,待地层压力达到超前注水设计压力水平后投产,提高开发效果.参考文献:[1]　长庆油田石油地质志编写组.中国石油地质志[M].北京:石油工业出版社,1992.[2]　杨友运,张蓬勃,张忠义.鄂尔多斯盆地西峰油田长8油组辫状河三角洲沉积特征与层序演化[J].地质科技 情报,2005,24(1):45248.[3]　李斌,朱永铭,管英柱.靖安油田上三叠统延长组长6段沉积相研究[J].新疆石油地质,2005,26(1):57261.[4]　史成恩,万晓龙,罗晓容.甘肃陇东地区长6、长8沉积差异及低渗响应特征[J].地质力学学报,2006,12(4):4542461.[5]　杨球,聂孟喜,宋付权.低渗透砂岩渗流启动压力梯度[J].清华大学学报,2004,44(12):165021652.[6]　李忠兴,韩洪宝,程林松.特低渗油藏启动压力梯度新的求解方法及应用[J].石油勘探与开发,2004,31(3):1072109.[7]　刘建军,刘先贵,胡雅衽.低渗透岩石非线性渗流规律研究[J].岩石力学与工程学报,2003,22(4):5562561.[8]　车起君,雷均安,冉玉霞.超前注水提高特低渗透油田开发效果[J].大庆石油地质与开发,2003,20(1):20222.[9]　李亮,胡建国,阎纪辉.超前注水是低渗透油田开发的重要途径———以长庆油田三叠系延长组油藏为例[J].新疆石油地质,2001,22(3):2322234.[10]王瑞飞,宋子齐,何涌.利用超前注水技术开发低渗透油田[J].断块油气田,2003,10(3):43245.[11]刘舟波,姚飞.层间最小主应力差对水力裂缝扩展的影响———F3D压裂软件的应用[J].钻井液与完井液, 1998,15(4):16218.[12]夏惠芬,李福军,邸建英.垂直裂缝几何形态数值模拟及影响因素分析[J].钻采工艺,1996,19(2):25227.编辑:贺元旦(上接第48页) (3)盖层和底层与产层的应力差对缝高影响较大,当隔层与产层的应力差大于5MPa左右时,裂缝被限制在产层内.参考文献:[1]　G iger FM.Horizontal wells production techniques in het2erogeneous reservoirs[C].SPE13710,1985.[2]　Hossain M M,Rahman M K.Hydraulic fracture initiationand propagation:roles of wellbore trajectory,oerforationand stress regmes[J].I Pet Sci&Eng,2000(27):1292 149.[3]　S oliman M Y.Review of fracture horizontal wellstech2nology[C].SPE36289,1997.[4]　张广清,陈勉.水平井水压致裂裂缝非平面扩展模型研究[J].工程力学,2006,23(4):1602165.[5]　Hossain M M,Rahman M K,Sheik S Rahman.Acompre2hensive monograph for hydraulic fracture initiation from deviated well2bores under arbitrary stress regimes[C].SPE54360,2000.[6]　万仁溥,罗英俊.采油技术手册:第九分册[M].北京:石油工业出版社,2002.[7]　李勇明,赵金州,郭建春.考虑缝高压降的裂缝三维延伸数值模拟[J].钻采工艺,2001,24(1):34237.编辑:贺元旦—25—西安石油大学学报(自然科学版)710065,Shaanxi,China)J XSYU2008V.23N.5p.43245Study on the initiation and propagation la w s of the fractures in horizontal w ell fracturingAbstract:The fracturing of horizontal wells can effectively enhance the oil production rate and the ultimate recovery factor of low2permeability reservoirs,and the initiation and propagation of fractures is one of the most important issues in horizontal well frac2 turing.The mathematical model of the fracture initiation pressure is established,and according to the solution of the model,the conclu2 sions can be drawn that if wellbore azimuth angle is different,the effects of vertical principal stress and minimum horizontal principal stress on fracture initiating pressure are different.The initiation of the fractures is the most difficult when the wellbore azimuth angle of the horizontal well is0°,and it is the easiest when the orientation angle is90°.According to the comparative analysis of the available fracture propagation models for hydraulic fracturing,it is shown that the32D hydraulic fracture propagation model is the most suitable for the simulation of the fracture propagation for horizontal well fracturing.The effect of the stress difference between pay formation and capping formation on the height of the fractures is studied,the result shows that the fractures are limited within the pay formation when the stress difference is more than5MPa.K ey w ords:horizontal well fracturing;fracture initiation;fracture propagation,fracture height controllingL I Zhao2min,CA I Wen2bin,ZHA N G Qi,QU Zhan2qing(Faculty of Petroleum Engineering,China University of Petroleum (East China),Dongying257061,Shandong,China)J XSYU2008V.23N.5p.46248,52Study on the best fracturing opportunity of the oil w ells in the advanced w ater flooding zone of super2low permeability reservoirs Abstract:The height of the fractures of the oil wells in super2low permeability reservoirs becomes difficult to control after the ad2 vanced water flooding.For this reason,the characteristics of the earth stress before and after the advanced water injection are studied by acoustic emission testing and finite element simulation.It is held that the stress difference between reservoir and barrier becomes lower after the advanced water flooding,which is just the cause why the height is difficult to control.The laboratory simulation experi2 ments for determining the best fracturing opportunity of the oil wells in the low2permeability reservoirs are carried out based on the study on the physical properties of tight rocks,and it is shown that the best fracturing opportunity is before water injection,when the height of the fractures is easy to control.The production is put on after formation pressure reaches to the designed advanced water flooding pressure,which can improve the development result.K ey w ords:super2low permeability reservoir;the best fracturing opportunity;fracture height controlling;advanced water flood2 ing;earth stressYA N G Ke2wen1,2,W A N Xiao2long3,J IA J un2hong2,W A N G Yong2kang2,L I S hu2heng3(1.Department of G eology,North2 west University,Xi’an710069,Shaanxi,China;2.Development Department,Changqing Oilfield Company,Xi’an710021,Shaanxi, China;3.Research Institute of Exploration and Development,Changqing Oilfield Company,Xi’an710021,Shaanxi,China)J XSYU 2008V.23N.5p.49252Experimental study on the w ater2flooding characteristics in super2low permeability reservoirsAbstract:According to the laboratory water2flooding experiments of21cores from Chang8formation in Xifeng oilfield,the rela2 tionships between water oil displacement efficiency andreservoir permeability,water injection multiple and displacement pressure gradi2 ent are gained.The results show that,for low2permeability reservoirs,the oil displacement efficiency decreases quickly with the perme2 ability decreasing in lower permeability range;it increases at different amplitudes in different water2cut stages with the water injection multiple increasing,and the water injection rate is also different in different water2cut stages;it presents rising tent with the displace2 ment pressure gradient increasing.K ey w ords:extro2low permeability reservoir;oil displacement efficiency;permeability;water injection multiple;displacement pres2 sure gradientGA O Yong2li1,S HA O Yan2,ZHA N G Zhi2guo2,CHEN Ming2qiang1,GA O Xin2kui3(1.College of Petroleum Engineering,Xi’an Shiyou University,Xi’an710065,Shaanxi,China;2.No.2Production Plant,Changqing Oilfield Company,Qingcheng751001, G ansu,China;3.Borehole Operation Engineering Company,Y anchang Oilfield Limited Company,Y an’an716000,Shaanxi,China) J XSYU2008V.23N.5p.53256Study on the models for the forced flow2b ack of fracturing fluid and the b ackflow of proppantAbstract:To accurately choose the size of blowout choke and predict fracture2closured time is the key to the flow back of fractur2 ing fluid.Based on the related theories to material balance,rock mechanics and fluid mechanics,the migrating model and mechanic model of proppant for determining the size of blow2off choke and the model for calculating the forced closure time of fracturing cracks are established,in which the force acted on proppant,the two2dimensional water2loss and compressibility of fracturing fluid and the friction of well2bore are ing the established models and the given solution method,not only can the critical size of blowout choke be determined but also the fracture closure time be obtained without a lot of pressure2drop data.The field cases verifyⅦ。

浅析超前注水技术在低渗透油田中的应用[摘要]随着我国经济的快速发展，社会建设的力度越来越大，油田开采以前所未有的速度进行着，更多的技术运用到了油田开发当中，目前，有很多的低渗透油田得到了大力的开发，为我国社会主义建设提供了能源基础，可是，因为低渗透油田有启动压力梯度与节制变形等一些缺点，极大了影响了开采的质量和效率。

为了使这些缺点得到改善，超前注水技术运用到了低渗透油田当中，取得了良好的效果，在我国各大低渗透油田中获得了广泛的应用。

本文就低渗透油田中超前注水技术的应用做了研究，以供同行参考借鉴。

[关键词]低渗透油田超前注水技术初始含水率开发原理0前言作为增强底层压力的一种新的技术，超前注水技术要在油田投入生产之前将油井关闭，然后用超前注水技术将地层压力增强，当地层压力达到相关标准后，再开启油井进行生产工作。

在整个生产的过程当中，可以利用调整注采比去对地层的压力进行控制。

这种方法的出现使低渗透油田开采越来越便捷，极大的提高了开采的效率和质量。

笔者从事相关工作，对此有着深刻的认识，就低渗透油田中超前注水技术的应用，谈谈自身看法。

1前我国低渗透油田存在的主要几个问题低渗透油田可以说是我国的油田开发的主战场，规模已经占到总量的百分之七十以上，但是低渗透油田在开发过程中还存在很多的问题，低渗透油田的压力低，对于浅井来说压力低更是一个致命的弱点，井越浅钻井液的压力就小，一旦地层的压力发生不平衡现象，尤其就会上窜，由于井的深度不够，所以尤其就会在很短的时间内冲到井口，没有处理的时间，如果井没有技术套管，就会出现井喷现象，就算关上井也很容易在上部憋漏。

低渗透油田的孔道狭窄，所以当油水在孔缝中渗流时在流经孔喉时阻力就会变大，就会导致部分留在孔喉处，这样就会使孔喉处的直径变小，也就导致了油的渗透率降低，就会出现水锁现象。

2渗透油田中超前注水技术的作用2.1降低了因地层压力下降造成的地层伤害国内外研究认为，裂缝性低渗透油藏，地层压力大幅度下降后，油层孔隙度将会减小，裂缝闭合，渗透率降低。

长庆低渗透油田注水工艺技术分析摘要：根据长庆油田所具备的低渗透率、低压力以及低产量的三大油藏特点及注水特征，探究出三种既可确保生产安全，又可减少成本的注水工艺技术。

这三种注水工艺技术分别为：单干管小支线活动洗井注水工艺、树枝状干管稳流配注活动洗井注水工艺技术与橇装式注水工艺技术，且概括了三种工艺的基本特征。

实践表明，单干管小支线活动洗井注水工艺技术与树枝状干管稳流配注活动洗井注水工艺技术，不仅使程序变得简单，而且还提升了注水率，用于油田地面建设能够取得非常理想的效果。

关键词：长庆油田低渗透地面建设注水工艺技术一、油田以及注水的基本特征（一）油田的基本特征1、油藏特点：渗透性低、压力低、产量低当前，长庆在鄂尔多斯盆地开采出的主力油田都具备着三大油藏特点，即渗透性低、压力系数低、产量低，储层渗透率低至1.29*10-3至1.8*10-3μm2，许多油层的压力系数处于1MPa以下，而且油田、井区以及油井的分布非常散，尽管油井相当多，但是出油量却非常少，增加了地面建设的费用支出。

2、孔喉过小，非均质性过强由于油藏被岩性与构造二者所控，如果岩性变化较大，将导致储层孔隙呈现复杂构造，此时孔喉半径只有0.47至3.21μm，如此一来，便提升了注水与回注污水的水质要求；同时，由于污水具备着相当高的矿化度，而且还含有丰富的SO2-4、Ca2+、Ba2+、Sr2+等离子，容易导致结垢与腐蚀现象出现，如此一来，将增加地面工程量，增大运行费用支出。

3、地面高差存在着较大起伏，自然环境非常差由于油田处于黄土高原，梁峁纵横，沟壑交错，地形破碎非常严重，湿陷程度极其高，某些地方几乎不存在地下水资源，这些情况对于地面注水系统的优化增加了更多的困难。

（二）注水的基本特征1、由于油田位置差异，导致地下水质存在着相当大的不同白垩系洛河地层水是长庆的注水水源，其大范围地分散在陕甘宁盆地，其中盆地中部区域埋藏较深，四周区域埋藏比较浅，大致深度在200-980m之间，水的矿化程度在0.5-3g/L之间，SRB在0-10之间。

云南化工Yunnan Chemical TechnologyApr.2018 Vol.45，No.42018年4月第45卷第4期1　超前注水在特低渗透油田开发中使用的重要作用进入到21世纪之后，我国科学技术发展越来越快，这样就使得地质勘察和油层改进技术有了非常大的进步，这为就可以更好的进行低渗透油田的挖掘。

据相关调查信息显示，低渗透油田自身的边地不灵活，自然资源相对是比较匮乏的，这样就使得具有比较大的渗透阻力，而且消耗的能量的速度也比较快。

对于低渗透油田而言，最显著的特征就是刚开始进行开发的时候具有比较大的产能量，但是伴随不断开发，油田总体产能呈现出一种逐渐减少的趋势，并且具有比较大的递减速度，从这个角度考虑，要想让低渗透油田一直处于稳定生产状态是十分困难的，此外，低渗透油田的开采率是非常低，这对于低渗透油田的稳定开发也有非常大的影响。

2　超前注水对提升低渗透优点开采效果的影响分析2.1　超前注水方法对原油黏度的作用实践证明，原油的黏度与油井的具体产量以及采收率之间的联系是非常密切的。

所以要使得油田的开采效率不断得到提升，首先应该对地层内原油的黏度是非常了解的。

随着地层压力的不断改变，地层原油的黏度也会随之发生相应的改变。

当地层压力大于饱和压力时，随着压力的不断变大，原油黏度也会变得很大。

当地层压力小于饱和压力时，随着压力的不断降低，原油黏度也会变得越来越大。

在对低渗透油田开发之前采取超前注水方法，地层的压力上升是非常平均的，这样就会使得脱气半径缩减，对于增加油田开发效果是有非常多的好处的，如果油田地层压力变得越来越小，会使得脱气半径变得越来越大，从而使得原油的黏度也会随之增加，降低成油田开发效果。

2.2　超前注水技术对开采率的影响对某个特低渗透油田分别同步注水与超前注水，然后对石油采收效率进行比较，从而可以更好地说明超前注水这种方法对于提升特低渗透油田的开采效率具有比较好的效果。

当开始利用同步注水计划这个方法的时时，油水井会在同一时间内进行投产投注，在这个时候原油藏的地层压力是7.3MPa，但是当开始利用超前注水计划这种方法的时候，只是单纯的利用水井开井，并且通过对井下压力检验设备进行利用，对油层平均压力进行检测，可以发现底层的平均压力已经提升到了 9.5MPa，使油井开始正常运行，并且当油井正式开井以后，使得平衡注采处于一种维持状态。

低渗透油藏开发中超前注水技术及应用分析发布时间：2022-04-29T15:27:40.329Z 来源：《城镇建设》2022年1月（上）1期作者：王艳丽[导读] 石油是重要的能源之一，在石油开发过程中会遇到不同的难题，其中最为典型的就是低渗透油藏的开发。

王艳丽大港油田第一采油厂 300280摘要：石油是重要的能源之一，在石油开发过程中会遇到不同的难题，其中最为典型的就是低渗透油藏的开发。

随着技术的不断提高，适用于低渗透油藏的开发技术也有了很大的进步，其中超前注水技术就是一项能够获得高效、稳产的措施。

这项技术主要就是在油田开采之前，应用超前注水的方式来加大地层的压力，当地层压力达到要求之后再进行开发，同时在开采过程中还要根据具体情况进行相关的调整。

具有一定优势的超前注水技术在我国石油领域里被广泛的应用和研究，使得我国低渗透油藏的开发能够卓有成效的进行下去。

关键词：低渗透油藏开发；超前注水技术；应用分析低渗透油田存在自然产能低、吸水能力差、压裂投产后递减快等特征，由于低渗透油田目前在国内产量比例越来越大，因此，国内关于低渗透油藏注水开发方面的理论研究和现场试验越来越多，并总结形成了较为完整的低渗透油田开采技术系列，能够实现低渗透油田的经济有效开发。

大量油田现场开发实践表明，低渗透油藏经济有效开发的技术关键是如何解决有效注入的问题。

1.低渗透油田分类目前世界对于低渗透油田还没有统一的分类标准，各个国家根据自身的油藏特点自主进行低渗透油田的分类。

在我国，低渗透油田按照其渗透率分为三类。

第一类，低渗透油田。

这类油田的油层平均渗透率在0.01到0.05之间。

这种油田中开采的石油能够满足工业生产的要求，但是由于其产油量较低，需要采取措施提高油田的开采价值。

第二类，特低渗透油田，油层平均渗透率在0.001到0.01之间。

这种油田有着高束缚的水饱和度，需要采取大型压裂措施使其产油量增加。

第三类，超低渗透油田。

油层平均渗透率在0.0001到0.001之间。

长庆油田攻克超低渗透油田开发世界性难题长庆油田攻克超低渗透油田开发世界性难题中国石油长庆油田公司近年来以科技促发展,不断提高核心竞争力,不仅使油田的油气产量增幅连续六年稳居全国第一,而且在生产中攻克超低渗透油田开发这一世界性难题,拓展了陆上隐蔽性大型岩性油气藏勘探开发的新领域,为保障我国能源供给和将来开拓国际市场做出成功探索和巨大贡献。

面积37万平方公里的鄂尔多斯盆地,横跨陕、甘、宁、蒙、晋五省区,是我国第二大沉积盆地,它是长庆油田勘探开发的主战场。

鄂尔多斯盆地石油的总资源量超过80亿吨,已累积探明储量13亿吨;天然气总资源量有10亿立方米,已累积探明1 .2万亿立方米。

中国石油集团公司提出“发展大油田、建设大气田,把鄂尔多斯盆地建设成为我国石油天然气重要能源基地”。

据长庆油田公司相关负责人介绍,鄂尔多斯盆地的油藏属于典型的低压、低渗、低丰度油藏。

在已探明的石油储量中,油层渗透率在1毫达西左右的占70%以上,储层平均地层压力系数仅为0.71,油井没有自然产能。

而按照国际标准,渗透率小于50个毫达西的油藏为低渗透,而在非均、低渗透、油质高粘度比较普遍的中国,石油科技工作者进一步细分,把小于10个毫达西的油藏称为低渗透,把小于1个毫达西的油藏称为超低渗透。

低渗透油田单井产量非常低,在国外,这种油田是不开采的。

攻克超低渗透是一个世界性难题,成为长庆油田公司必须面对的一项重大挑战。

无论是从国家能源战略安全角度考虑,还是从企业自身发展角度考虑,长庆油田公司必须提高核心竞争力,开发别人开发不了的油田。

记者了解到,长庆油田公司近年来每年投资近8亿元用于科技创新,公司的科研机构成为低渗透油藏的研发中心,经过几十年的探索实践,长庆油田在世界上率先实现了对0.5毫达西油藏的效益开发,形成了一整套国际一流、国内领先的具有完全自主产权的配套技术。

西峰油田被长庆油田公司树立为我国陆上低渗透油田现代化开发的一面旗帜。

西峰油田在开发中以整体优化压裂技术为核心,综合应用‘超低渗透储层压裂地质研究技术、低伤害压裂液技术’等主体技术和配套技术,取得显著效果。

华庆油田超低渗透油藏含油储层精细开发措施摘要：鄂尔多斯盆地华庆油田长6超低渗储层拥有巨大的石油资源潜力，然而却面临开发难度大的问题。

由于该类储层物性差,储层平均孔隙度 11.5%，平均渗透率 0.47mD，非均质性强, 注采对应关系复杂等特征；导致水驱分布不均，水驱动用程度较低，注水启动压力高，视吸水指数低，地层压力保持水平低等开发矛盾。

为此，针对开发中存在的矛盾，利用精细油层对比成果结合生产动态、动态监测等资料研究不同井网条件下注采对应关系与生产动态的匹配性研究后，提出综合治理方案，以实现该油田的精细化开发。

关键词：鄂尔多斯盆地；华庆油田；超低渗油层；开发矛盾；精细措施0前言随着油气勘探开发的深入，鄂尔多斯盆地超低渗透储层（渗透率小于1×10-3μm2）拥有巨大的资源潜力，超低渗油气储层具有复杂的孔隙结构、低渗透率、大的表面张力、高的注水压力、低的油气采收率，华庆油田长63储层就属于此类储层，其平均孔隙度12.1%，平均渗透率0.34×10-3μm2，目前在注水开发的过程中面临着严重开发矛盾，如果能实现这类储层的有效开发,将会对鄂尔多斯盆地特低渗储层油藏的开发起到一定的借鉴作用。

1开发特征及难点1.1储层非均质性强, 注采对应关系复杂鄂尔多斯盆地上三叠统延长组是一套以大型内陆凹陷盆地为背景,以河流和湖泊相为主的陆源碎屑岩沉积,是湖盆发展的全盛期，其中长63主要是三角洲前缘湖底滑塌浊积扇沉积体系，浊积扇为深水沉积，水体较深，受波浪影响小，沉积物颗粒细，分选差，导致物性变差，非均质性强。

劳伦兹曲线最初多用来描述收入分配平均程度，现被应用于储层宏观非均质性的描述。

将测井解释的渗透率从大到小排列，分别计算响应渗透率的贡献百分数和其对应的岩样厚度百分数在直角坐标上绘制成劳伦兹曲线，对于完全均质的油藏,劳伦兹曲线是一条直线AC。

岩心资料研究结果表明华庆油田长63储层岩心渗透率级差达到168.8，突进系数6.5；劳伦兹曲线偏离均质线较远，长63劳伦兹变异系数分别达到0.70 (劳伦兹变异系数越接近于 1，储层非均质性越强)，储层非均质性强（图1）。

利用超前注水技术开发低渗透油田当前阶段，虽然我国加强了对新能源的开发力度，但是在今后很长一段时间，石油仍旧是我国应用最广泛的能源。

为了满足社会发展对石油不断增长的需求，我国近些年来在油田开发领域加大了力度，遇到低渗透油田的次数也在提升。

这种油田存在启动压力梯度，渗流呈现出非线性特征，因此开发效果十分不稳定。

标签：超前注水；低渗透油田；开发超前注水即是指注水井在采油井投产前投注，这样一来，等到油井投产时，就能够保障其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度，此时地层压力超过原始地层压力，在此基础上就可以建立起一套有效的驱替系统进行油田开采。

油井开采对地层压力有着特殊的要求，不同井组的地层压力不同，在原始地层压力过低的情况下，需要采用超前注水技术，将水注入到油层中，适当的提升地层压力，将原油从油层中驱替出来。

而同步注水则是在油田生产阶段进行注水，目的是使地层压力维持在饱和地层压力以上，实现产能的提升。

因此，超前注水技术常用于油藏自然压力衰竭或是不足的情况下，用于解决地层平衡的一系列问题。

1 超前注水技术在低渗透油田开发中的重要作用分析相较于普通的油田，低渗透油田具有渗流阻力大、自然资源匮乏等特征，在开采过程中消耗能源的速度也相对较快。

而且随着开发项目的持续深入，油田的产能则呈现出不断下降的趋势。

总体上来讲，低渗透油田的开采率相对偏低，同时开采工作的稳定性也存在不足。

而通过超前注水技术的应用则能够有效的提升低渗透油田的开采效果，具体体现在以下两个方面：首先，超前注水技术能够降低原油的黏度。

在油田开发的过程中，原油黏度是影响油井采收率的重要因素之一。

地层原油的黏度一般情况下会受到地层压力的影响，在地层压力超过饱和压力的情况，原油黏度会随着压力的提升不断增高。

而在地层压力低于饱和压力的情况，原油黏度则会随着压力的降低不断增高。

在低渗透油田开采中采用超前注水技术，可以实现地层压力的稳步提升，从而降低脱气半径，这样就可以有效的防止原油黏度的增加，实现油田开发效果的提升。