砂岩油藏开发制约因素与调整技术对策

砂岩油藏开发制约因素与调整技术对策摘要：油田进入高含水开发后期，剩余油分布非常复杂，措施挖潜难度越来越大，提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项重要内容。

本文重点从分析水驱开发油藏采收率现状入手，找出制约因素并对水驱提高采收率方法进行调研，阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施。

实践表明，措施实施后单元的存水率和水驱指数明显好转，单元的综合含水下，动液面回升，单元的自然递减率也得到了有效控制，进一步提高了采收率。

关键词：高含水期；采收率；剩余油潜力；挖潜措施前言由于含油层系多、储层非均质严重，油田已进入高含水开发后期，在加强剩余油分析的基础上进行井网调整，提高采收率，是高含水油田的必经之路。

目前单元状况突出表现在：（1）单元普遍高度水淹，高含水储量比重大，调整经济效益低。

（2）油水井井况复杂，由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低，套损井增多。

（3）注水系统与开发稳产、提高采收率的形势不适应。

利用数值模拟方法与油藏工程方法对油藏开发现状和开采特征进行深入研究，针对开发过程中暴露出的储层物性差、注采井距不合理，注采井网适应性差等问题，提出相应调整策略，以储层分类刻画为基础，把“完善注采井网、做好层系归位”提高采油速度作为开发的主要方向，加快分层系开发和注采井网的完善，按层系归位要求，进行充分技术论证和准备，积极做好注水井的层调及分注工作。

1 影响开发的因素注水开发中影响采收率的因素分动态因素和静态因素。

动态因素有采液强度、注水强度和井网等，主要表现为平面水驱控制程度较低；静态因素有构造特征、沉积特征和储层物性等，主要表现为层间层内水驱差异较大。

（1）沉积环境的影响。

由于各韵律层所处沉积环境不同，造成层间吸水差异较大。

（2）层内非均质性的影响，层内非均质性导致注水井层内差异加大，造成水驱油效率低。

（3）平面流线的影响。

强注强采的状况及平面非均质性导致油水井之间已形成固定的注水流线，致使低渗区、非主力层潜力得不到发挥。

作者简介:李忠平,1973年生,工程师;1997年毕业于原成都理工学院石油系;主要从事油气藏开发研究及开发管理工作。

地址:(610081)四川省成都市一环路北四段116号。

电话:(028)83331312。

E 2mail :xnyjy @致密砂岩气藏难动用储量影响因素及其开发对策李忠平1,2　刘正中2　谢峰3(1.成都理工大学　2.中国石化西南分公司　3.中国石化西南分公司勘探开发研究院) 李忠平等.致密砂岩气藏难动用储量影响因素及其开发对策.天然气工业,2007,27(3):972100. 摘　要　川西坳陷难动用储量多存在于低渗致密气藏之中,具有“低、小、散、差”的地质特点和“低、快、短、大”的开发特征,其主要影响因素有储层本身地质条件、工艺技术水平、经济环境以及企业管理模式和开发政策等,但随着开采工艺技术的改进和完善、经济政策的变化、管理模式的优化配置,部分难动用储量可转化为可动用储量或经济储量,因此它又具有时间性和阶段性。

强化致密砂岩气藏描述和难动用储量评价工作,注重全程气层保护技术,开发和改进储层改造工艺技术,配套的中后期提高采收率技术以及灵活的管理方式和运行机制、积极的天然气开发政策都可以促进难动用储量得到最大限度地开发。

川西地区难动用储量蕴藏着较大的开发潜力,其开发对策的研究具有较好的社会效益和经济利益。

主题词　致密砂岩　低渗透油气藏　储量　开发　策略一、引　言 难动用储量是指在现有技术经济条件下,已探明但因储层条件差而难以投入开发或不具工业开采价值的储量。

川西坳陷难动用储量多存在于低渗致密气藏,部分储量存在于气水同层、含水气层或具有边底水的气层[1]。

川西坳陷难动用储量具有“低、小、散、差”的地质特点,即储量品位低,单砂体控制储量规模小,储量空间分布零散,砂体连片性差;又具有“低、快、短、大”的开发特征,即单井产量低,产量及压力递减快,气藏稳产期短,投资风险大。

至2005年底,中国石化西南分公司难动用储量已占总探明储量的44%,如果以1.0%～2.0%的采气速度来开发此类储量,将增加(6～12)×108m 3的天然气年产能,在一定程度上缓解川西地区天然气供不应求的紧张形势。

分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识低渗透砂岩油藏是指孔隙度较低、渗透率较小的砂岩油藏，一直以来都是油田开发中的难题。

在石油工业的发展历程中，低渗透砂岩油藏的开发一直备受关注。

随着科学技术的不断进步，人们对低渗透砂岩油藏开发有了更深入的认识，并提出了一些新的观点和方法。

本文将分析低渗透砂岩油藏开发中的几个重要认识，并探讨其在实际开发中的应用。

1. 低渗透砂岩油藏开发存在的问题低渗透砂岩油藏开发面临着诸多问题，主要包括地质条件复杂、储层特性不均一、油藏开采率低、成本高等。

由于砂岩孔隙度小、孔隙结构复杂，油气难以流通，导致采收率低，开发难度大。

低渗透砂岩油藏地质条件多变，储量分布不均，对开发技术和方法提出了更高的要求。

2. 提高低渗透砂岩油藏开发效率的关键低渗透砂岩油藏的开发，要提高效率，关键在于充分认识油藏地质特征，合理选择开发技术和方法。

首先要进行详细的地质勘探和评价，了解油藏储层特性、流体性质和运移规律。

要结合油藏地质特征，选择合适的开发技术，如水平井、酸化增产、水驱等，进行增产试验，提高采收率。

要合理组织油田开发，优化生产作业，降低成本，提高开采效率。

3. 低渗透砂岩油藏开发中的技术创新为了解决低渗透砂岩油藏开发中的难题，人们进行了大量的技术创新和研究。

通过多年的实践和验证，水平井技术得到了广泛应用。

水平井能够有效改善低渗透油藏的采收率，提高采油效果。

酸化增产技术也成为低渗透砂岩油藏开发的一项重要技术。

通过注入酸液，改善油藏孔隙结构，提高渗透率，达到增产的目的。

注水开采技术也是提高低渗透砂岩油藏采收率的一种有效方法。

通过向油藏注入水，提高地层压力，推动油藏中的油气流向井口，进而增加采收率。

4. 科学的管理和调控是保障低渗透砂岩油藏开发效率的重要保障低渗透砂岩油藏的开发需要科学的管理和调控。

要加强对油藏地质条件的认识，结合地质勘探结果，合理规划油藏开发方案。

要加强对采收技术和方法的研究，选择适合油藏特点的开采技术。

分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识
1. 低渗透砂岩油藏的特点：低渗透砂岩油藏是指储层渗透率低（一般小于0.1mD），储层孔隙度低（一般小于0.1%），油层厚度薄（一般小于10m）的油藏。

这种类型的油藏
通常具有高粘度、高黏度的原油，不易开采。

2. 低渗透砂岩油藏的开发挑战：由于低渗透砂岩油藏的特殊性质，开发难度较大。

主要挑战包括：采收率低、开采能力差、水淹油、提高采收率困难等。

3. 低渗透砂岩油藏的开发技术：为了克服低渗透砂岩油藏的开发难题，需要采用一
系列的增产技术。

常见的增产技术包括：水平井、压裂技术、酸化技术、溶解气体方法等。

这些技术可以有效提高油层的产能，提高采收率。

开发技术的选择需要根据具体油藏的地
质特征、油层性质、开采条件等因素进行综合评估。

4. 低渗透砂岩油藏的开发策略：在开发低渗透砂岩油藏时，需要制定合理的开发策略。

常见的开发策略包括：水驱开发、热采开发、化学驱开发等。

具体选择何种策略需要
根据油藏的地质特征、油层特性、采收率指标等进行分析和评估，以达到最佳的开发效
果。

5. 低渗透砂岩油藏的监测与评价：在油藏开发过程中，需要进行油藏的监测与评价，以了解油藏的储量、产能和开采效果。

常见的监测与评价技术包括：井控监测、地面监测、地震勘探等。

这些技术可以提供宝贵的信息，用于优化开发方案、提高采收率。

低渗透砂岩油藏的开发是一个技术难题，需要综合运用多种技术和方法进行解决。

只
有通过合理的开发策略和技术手段，才能提高低渗透砂岩油藏的采收率，实现经济效益的
最大化。

百家述评•264【参考文献】[1]李锦锋.研究油田长8段致密砂岩油藏成藏条件及有利发育区预测[J].石油地质与工程,2016,30(2):9-11+16.[作者简介：沈冰玥，胜利油田分公司物探研究院东辛地区油气勘探。

]文/沈冰玥致密砂岩油藏成藏主控因素及勘探潜力分析摘要 研究区域构造为一平缓西倾单斜，内部构造相对简单，斜坡带上发育一系列规模大小不一且由东向西倾没的低幅度鼻状隆起构造。

盆地先后经历了中晚元古代坳拉谷、早古生代陆表海、晚古生代海陆过渡、中生代内陆湖盆及新生代周边断陷等五大演化阶段，形成了下古生界碳酸盐岩、上古生界海陆过渡相煤系碎屑岩、及中新生界内陆碎屑岩沉积的三层结构。

研究区A段属深湖浊积扇沉积，砂岩十分致密，地质基础研究十分薄弱，对其致密砂岩储层特征及主控因素、致密砂岩油藏成藏条件及主控因素等认识尚不明确。

根据探井和评价井的测井、录井和岩心资料，对研究区A致密砂岩油藏成藏条件及主控因素进行分析，并圈定出有利勘探区域，对今后研究区及鄂尔多斯盆地其他区域致密砂岩油藏的勘探开发具有重要的参考。

关键词 A组;致密砂岩油藏;成藏条件;主控因素;勘探开发1 成藏主控因素分析1.1 优质烃源岩是成藏的基础优质的烃源岩是致密砂岩油气藏形成的物质基础。

研究区位于鄂尔多斯盆地沉积—沉降中心处，油源十分丰富。

广泛分布的X1油页岩和A油页岩是研究区良好的生油岩系，为A段致密砂岩油藏的形成奠定了丰富的物质基础。

本次研究结合前人在鄂尔多斯盆地做的X1油层组及A油层组烃源岩分布规律，绘制了研究油田X1烃源岩及A烃源岩厚度等值线图。

在研究区X1烃源岩较厚的区域主要位于研究区西南部柳洛峪区，厚度均超过50m，具备很好的生烃潜质。

1.2 优越的沉积微相之下优良的储层物性是成藏的关键研究表明，优越的沉积相和成岩相有利于形成厚度大且储集性能好的储层，是油气富集的主要区域。

在研究区，已发现的A油层组有较好油气显示且已获工业油流的井位大部分均分布在深湖区浊积扇扇中浊积主水道部位，而扇中浊积主水道是浊积扇主要砂体发育区。

油田低渗透砂岩开发技术分析
油田低渗透砂岩开发技术是指在油藏孔隙度低、渗透率小于0.1mD的条件下，有效地
开采和生产油气资源的技术措施和方法。

由于在油田低渗透砂岩中，油气的运移速度较慢，导致传统的开发技术难以实现高效生产。

研究和应用适合低渗透砂岩开发的技术是非常重
要的。

1. 水驱技术：在低渗透砂岩油藏中，由于石油黏度较大、孔隙度和渗透率较低，常
采用水驱技术，通过注入水来驱替油藏中的油资源。

还可以采用多点注水和多层注水等技术，以加大驱替效果，提高采收率。

2. 改造增渗技术：低渗透砂岩油田中，常采用改造增渗技术来提高油藏的渗透率和
孔隙度，以使油气更加容易流动。

常用的改造增渗技术包括酸化、水泥浆堵漏和增压等。

3. 气体驱替技术：在低渗透砂岩油田中，气体驱替技术被广泛应用。

通过注入气体（如天然气或二氧化碳）来驱替油藏中的油气。

气体的溶解度较低，能够降低油藏中的压力，从而提高采收率。

4. 水平井技术：在低渗透砂岩油藏中，水平井技术可以有效增加井底面积，提高有
效寻找面积，增加采收率。

通过水平井的布置，可以减小开发井与低渗透储层之间的距离，提高油气采集率。

5. 压裂技术：压裂技术是一种通过注入高压液体或气体来对低渗透砂岩进行裂缝处
理的方法。

通过创建人工裂缝，增加渗透率，改善油藏的产能。

油田低渗透砂岩开发技术是针对低渗透砂岩油田特点而研究和应用的技术措施和方法。

通过水驱、改造增渗、气体驱和压裂等技术，可以提高油田低渗透砂岩油藏的采收率和开
发效果。

油田低渗透砂岩开发技术分析随着全球能源消耗的增加，对油田开发技术的需求也在不断增长。

在石油资源枯竭的情况下，对于低渗透砂岩的开发技术研究显得尤为重要。

低渗透砂岩是一种石油资源储量丰富但开发难度较大的油藏类型，其开发技术的研究对于提高石油产量、延长油田寿命具有重要意义。

本文将对低渗透砂岩的开发技术进行深入分析，探讨当前主流的开发技术以及面临的挑战与发展方向。

一、低渗透砂岩的特点低渗透砂岩是指孔隙度低、渗透率小的砂岩储层，其孔隙度一般在10%以下，渗透率在0.1md以下。

由于其孔隙度和渗透率较低，导致原油在砂岩储层中的储集和流动受到一定限制，从而增加了石油开发的难度和成本。

与常规砂岩油藏相比，低渗透砂岩在开发过程中面临着更高的技术挑战，需要更为先进的开发技术来解决石油开采的难题。

二、低渗透砂岩开发技术1. 水平井技术水平井技术是一种有效开发低渗透砂岩的方法，通过对井筒进行水平延伸，可以有效延长井底在储层中的接触长度，提高原油的采收率。

与常规垂直井相比，水平井具有更大的采油面积和更高的采收率。

水平井还可以减少油井的开采压降，提高油井的产量和稳产能力，降低开采成本。

2. 酸化改造技术低渗透砂岩往往存在着岩石孔隙度不均匀、渗透率差异较大的问题，酸化改造技术可以通过注入酸液来溶解岩石中的一些矿物质，减小孔隙度之间的差异，提高砂岩储层的渗透率，增加原油开采的效率。

酸化改造技术还可以改善岩石表面的亲水性，减小岩石孔隙中原油的黏附和凝结，提高原油的采收率。

3. 气体驱替技术气体驱替技术是一种通过注入气体（如天然气、二氧化碳等）来推动原油向井口移动的技术。

在低渗透砂岩储层中，原油的黏度较大，常规的水驱和压裂技术难以有效推动原油的产出，而气体驱替技术可以有效降低原油的黏度，提高原油的渗流性，增加原油的采收率。

气体驱替技术还可以减小油藏中原油和水的混合，提高原油的质量和净化度。

1. 高成本由于低渗透砂岩的特殊性，采用先进的开发技术需要更大的投入成本，包括井筒改造、酸化液的采购、气体注入设备的购置等。

油田低渗透砂岩开发技术分析油田低渗透砂岩开发技术是指在保证油田开采效率的情况下，尽可能降低投资和运营成本。

低渗透砂岩油田开发相对于高渗透砂岩油田开发而言，面临更大的挑战，包括储层特点、油藏工程特点等。

因此，油田低渗透砂岩开发技术的难度也相对较大。

本文将结合实际案例，对油田低渗透砂岩开发技术进行分析。

一、储层特征和油藏工程特点低渗透砂岩储层渗透率低、含水饱和度高、粘土含量高等特点，使得其对油田开发提出了较高的技术要求。

低渗透储层开采难度大，采油压力要求更高，采油率低，采收油量小，钻井和完井难度大等问题都需要解决。

油田低渗透砂岩工程特点比高渗透砂岩更加突出，拥有一些特殊的性能和特征，这些特征阻碍了其开发的难度和复杂性。

比如宜人的油藏，低渗透，高含水，严格的区域和成本限制等等。

为了克服这些问题，降低投资和运营成本，需要选择适合的油田低渗透砂岩开发技术。

（一）水平井工艺技术水平井技术是一种较为成熟的低渗透油田开发技术。

在适当的情况下，水平井技术可以提高油井的采油效率和生产率，特别是对于低渗透油田。

水平井技术通过在储层中钻一条或多条水平或近水平井段，使得井眼和储层具有更高的接触面积和采油压力。

水平井的斜度可以达到4度到5度，长度可以超过500米，有效增加储量、提高生产效率，节约成本，有助于提高油井的生效时间和可采率。

水平井技术应用于低渗透储层开发中，可以达到更好的效果。

首先，水平井可以提高储层的管道通道，缓解储层的压力，降低油井的动态阻力。

其次，水平井能够增加油井水平部分的接触面积和采油压力，能够提高采收率，增加生产效率。

此外，水平井不仅能够提高采油效率，还可以节约成本和投资，降低运营成本。

（二）低渗透储层压裂技术低渗透砂岩油藏开发中，压裂技术是一种有效的提高采油率的措施。

压裂技术通过将压裂剂注入储层中，同时用压力将砂石裂开，使得井眼和油藏之间的接触面积增加，从而增加采油压力和采油强度，提高采收率。

低渗透储层压裂技术具有以下特点：第一，压裂技术有助于套管的封堵，防止污水和其他流体进入井眼，减少储层阻力，提高采收率。

第19卷第3期重庆科技学院学报（自然科学版)2017年6月油藏注水困难原因分析及解决措施—以M油田复杂小断块砂岩油藏为例周春香(中国石油大港油田勘探开发研究院，天津300280)摘要:M油田复杂小断块砂岩油藏因开发效果不理想由天然能量开发转注水开发，转注井最大井口注人压力试注后仍注不进水，结合本区块储层物性、孔隙结构特征、黏土矿物含量、地层水矿化度和储层敏感性等导致注水困难的因素进行分析，认为该地区因储层黏土矿物中伊利石含量高导致喉道堵塞、地层水矿化度高，引起储层水敏性伤害，导致注水困难。

提出采用土酸酸化处理，现场实施缓速土酸酸化后，消除了近井地带污染，注水井注人压力稳定，能 完成配注要求。

关键词:小断块；注水困难；土酸酸化中图分类号:TE357.6 文献标识码:A文章编号：1673 - 1980(2017)03 -0010 -021油藏注水困难现状M油田复杂小断块油藏多年采用天然能量开 发，Z断块含油面积小(0. 2 km2)，断块内有油井开 井3 口，无注水井，生产目的层114小层，目的层埋深1 200 m，Z断块目前地层亏空液量8 000 m3左 右，地层亏空大，压力系数低（仅〇.56 )，为改善生产井开采效果，计划转注老井Z3井实施注水开发，日配注量20 m3。

Z3井试注施工过程中，最大井口试 注压力20 MPa,试注30 min,仅注入清水0. 3 m3,折 合日注量不足10 m3。

注水井注水困难、井口注入压 力高，有必要对引起Z3井注水困难的原因进行分析。

2影响注水效果的因素2.1储层物性差导致注水困难储层物性差，储层中孔径和喉道跟孔隙壁上流体的吸附滞留层厚度在同一数量级，造成孔隙中流体几乎全部为吸附滞留层流体。

通常情况下，吸附滞留层流体不参与流动，所以低渗透储层中流体流动需要启动压力梯度，注水过程中注水井的启动压 力高，导致注水困难[1]。

分析Z断块内2 口井37块 岩样n4小层取心物性数据可知，岩性以细砂、含砾 砂岩为主，孔隙度集中在10% ~ 15%，平均为13.3%。

试析油藏地质特征及开发对策油藏地质特征是指储油岩石的类型、油气分布、孔隙结构、渗透性及含油性等一系列地质属性。

了解油藏地质特征是进行油气田勘探与开发的基础，对于确定有效措施并制定开发对策起到重要的指导作用。

油藏地质特征的分析主要包括以下几个方面：岩石类型：油气藏通常分布在砂岩、碳酸盐岩、页岩等多种岩石中。

不同的岩石类型具有不同的孔隙结构和渗透性特点，进而影响着油气储存和运移的能力。

对于油藏岩石的类型进行研究是十分重要的。

油气分布：油气分布是指油气在储层中的空间分布特点。

根据油气分布的不同，可以将油气藏分为构造油气藏、滩坪油气藏、碳酸盐岩油气藏等类型。

了解油气分布对于确定目标区域以及选取合适的勘探手段具有重要意义。

孔隙结构：孔隙结构是指储层中的孔隙系统特征，包括孔隙形态、孔隙大小、孔隙连通性等。

孔隙的存在是储层储存及输送油气的基础，不同的孔隙结构对油气储存和运移能力产生着重要的影响。

对孔隙结构进行研究有助于确定合理的开发措施。

渗透性：渗透性是指储层岩石对流体渗流的能力，是油藏地质特征中的一个重要指标。

不同的岩石具有不同的渗透性特点，渗透性越高，储层对油气的开采能力越强。

通过对渗透性的分析，可以确定合理的开采方式和控制措施。

含油性：含油性是指储层岩石的含油量，是评价油藏产能的重要指标。

通过对含油性的分析，可以评估油气藏的储量和产能。

还可以确定合理的油气开采方案和开采周期。

开发对策是根据油藏地质特征和开发环境因素制定的一系列开发方案和措施。

基于对油藏地质特征的分析，可以制定以下开发对策：合理的井网布置：根据油藏的地质特征和油气分布规律，合理确定井网布置方案。

对于构造型油气藏，可以采用方格或三角形网格布置井点；对于滩坪型油气藏，可以采用平行直线或弧形井网。

井网布置的合理性对于提高勘探效率和生产效益具有重要意义。

有效的增产措施：根据油藏地质特征和储量分布情况，制定有效的增产措施。

可以通过增加注水井、改善注采配套、增压驱油等手段来提高油藏的开采效率和产能。

油藏开发过程中存在的问题及调整建议探讨本文研究了油藏在开发过程中存在的问题及下步开发手段的调整建议。

开发以来，切6区E31水驱动用程度呈逐年下降趋势，水驱储量动用程度有进一步提高的空间，有望通过中高含水期水井调剖、分层酸化和井网调整等工作，减缓层间干扰，改善注水效果，从而达到提高油层供液能力、减缓递减、增加油藏可采储量的目的。

标签：开发;水驱;注采井网昆北油田从试采到正式开发，对切六区E1 3油藏在构造、储层研究等方面的整体认识虽然一直在不断加深，油藏在合理利用边底水能量的情况下，生产情况良好。

近年来，E1 3油藏陆续实施了一些针对油藏生产现状的措施，油藏生产情况一直较好，但是2014年初以来油藏呈现整体液量下降的趋势，油藏产量从2014年初的日产122吨下降到目前日产95吨，2014年10月油藏自然递减已经超过10%。

1、油田开发现状截止2015年11月底，切6区E1 3油藏共有油井12口，开井12口，日产油78.03t，平均单井日产油6.5t/d，月产油0.2341×104t，日产液155.8t /d，综合含水49.92%，累计产油31.5624×104t，累积产水13×87104m3;注水井12口，开井12口，平均单井日注13.32m3/d，月注采比0.81，累积注水量48.0301×104m3，累注采比0.86。

2、开发过程中含水上升的原因分析综合储层物性、油水分布、水质分析等资料，开展注水见效及油井来水方向分析等研究，认为油藏含水上升主要原因如下：2.1 地层水与注入水突進导致含水快速上升。

切6区E1 3油藏Ⅰ-12小层砂体分布稳定，有统一的油水界面，存在注入水、地层水突进现象。

例如：切六-H206井位于切6区E31油藏含油边界附近，2008年11月投产后到2009年11月切六-207井转注期间，无人工注水补充能量，动液面和产液量保持稳定，含水上升快，氯离子含量有所上升，应为地层水突进所致;2010年上半年，含水再次开始上升，氯离子含量有所下降但仍高于初投产时的含量，是注入水与地层水共同作用结果;切六-201井2008年10月投产，液量、产量、含水、液面一直稳定，切六-216井2010年10月开始注水，切六-201井含水上升，同时氯离子含量下降，说明注入水快速突进。

砂岩油藏开发技术难点分析资源的不断开发对油藏开发技术提出了更高的要求，在油藏开发过程中，有一种油藏由于自身的特点具有一些开发上的难点和障碍，本文主要讨论了砂岩油藏的特点以及砂岩油藏开发技术的难点。

希望能够给相关从业者提供资料。

标签：砂岩油藏;开发;技术;难点;应用0 引言油气勘探工作的不断向前推进，我国的油气勘探工作已经进入了一个新的形势，由于很多油区已经实施了密集的钻探工作，再发掘大规模油藏是一个非常困难的工作，这时候，小规模的油藏就占据了重要的地位，所谓的小规模油藏就是指储量较小，开发难度和风险较大的油藏类型，其中砂岩油藏就是其中一种，由于地震属性分布没有较好的规律，油水系统分布复杂，所以在开采过程中需要克服多方面的难点才能顺利进行。

1 砂岩油藏的特点砂岩油藏是一类岩性油藏形式，主要是储集层的岩性关系所以被称为砂岩油藏，这类油藏具有圈闭特点，圈闭条件是由储油层的岩石性质决定的，在储油层中由于岩性、物性的变化也能够形成圈闭油气的条件，根据岩性油藏的岩性的不同又可以分为砂岩油藏、砾岩油藏、变质岩油藏、粘土岩油藏和碳酸盐岩油藏等。

[大类＼&亚类＼&层状高渗透砂岩油藏＼&根据高粘油、双重介质、单层状、高倾角、异常压力、圈闭类型、驱动特征等进行细类划分＼&层状中渗透砂岩油藏＼&根据高粘油、双重介质、单层状、高倾角、异常压力、圈闭类型、驱动特征等进行细类划分＼&低渗透砂岩油藏＼&分为孔隙型低渗透岩油藏、双重介质型低渗透砂岩油藏，根据中粘油、底水、气顶、层状、异常压力、深层或超深层等特征进行细类划分＼&特低渗透砂岩油藏＼&分为孔隙型特低渗透砂岩油藏、双重介质型特低渗透砂岩油藏，根据中粘油底水气顶、层状、异常压力、深层或超深层等特征进行细类划分＼&底水砂岩油藏＼&根据气顶、双重介质型、异常压力、驱动类型等进行细类划分＼&气顶砂岩油藏＼&根据单层状、多层状、双重介质型、凝析气、常规气等进行细类划分＼&]2 砂岩油藏开发的技术难点2.1 认识的局限性在油田开发工作中，从油田的发现到投入开发具有未知性，对于油藏的具体特点没有清楚的了解，只有经过了开发之后才能够提高对油藏的认识程度，在勘探过程中往往会发现油藏特点与最初的预测大有不同，这就造成了地质研究工作的局限性，由于对油藏认识的不完整就制约了油藏开发的进行。

高含水砂岩油藏开发过程中面临的问题摘要：我国高含水期陆相砂岩油藏的储备量较大，但油藏开发的难度相对较大，故需要工作人员重视油藏开发的要求及措施，通过总结低不同渗透程度油藏开采要求及开采难题，制定科学的处理对策，提高油藏的采收率。

另外，工作人员也要确定陆相砂岩油气藏后期持续开采的要求，降低环境、技术、管理等角度对又在哪个持续开采的影响。

基于此，文章就高含水期陆相砂岩油藏开发面临的问题及对策进行了分析。

关键词：高含水期；陆相砂岩；油藏开发；对策引言：陆相砂岩油气藏是国内油气藏重要的组成部分，但传统油藏开采中会受到地质条件、水文、技术、人力资源问题的影响，限制了油藏开发的水平及质量。

在油藏实际勘探过程中，主要存在储层非均质性严重、原油密度大、粘度高的难点，而油藏水驱开采的水平也不理想，导致油藏存储、开采、增产的难度较大。

为了进一步提高油藏开采的水平，需要工作人员做好油田管理，降低开采安全隐患对陆相砂岩的开发的不利影响。

一、高含水期陆相砂岩油藏开发面临的问题1.1 低渗透油气藏低渗透油气藏储层区域的渗漏率相对较低，储层的孔隙密度较小，故该区域的油气含量较低，并且剩余油气的开采难度较高。

当储层内部所含有的水分较多，可能会导致低渗透储层物性降低，提升了油气的开发难度。

此时，油藏储层的物性水平逐渐降低，也提升了开发的难度系数。

目前，高渗透储层的开发难度相对较高，且井网密度中驱动压力系统应用难度相对较高，且压裂施工成本问题也会逐渐增加油气藏的开采成本。

当油层的含水量较高时，裂缝型低渗透相砂岩油气藏水窜问题明显。

如果压裂改造处理后，原生裂缝会与人工高压裂缝同时存在，此时人工裂缝极其容易导致地层出现严重破裂问题（井内吸水能力大）[1]。

因此，水窜问题时导致生产井出现爆性水淹的重要原因，需要工作人员重视水平井开发井网的设计与优化，满足水平井的应用要求，且具有较好的效果。

在低渗透油气藏开采作业中，水平井网部署的难度较高，容易出现井网参数、储层参数匹配、注采排距设计不合理的问题。

探讨高含水砂岩油藏欠注层成因与治理对策【摘要】本文对胜利油区欠注层现状进行调查，分析了砂岩油藏欠注层产生的影响因素，详细介绍在预防和治理改造欠注层上应用的成熟方法。

通过采取改善注入水水质，加强洗井、测试调配的管理，来预防欠注层的产生，为砂岩油藏有效控制欠注层，提高注水效果提出可行性建议。

【关键词】高含水砂岩油藏欠注层治理胜坨油田具有多套油水系统，油水关系复杂。

储层发育纵横向变化大，含油层系多，油层多，井段长，平面上原油物性差异大。

部分区块油气藏埋藏深，孔隙小、吼道细，渗流阻力大，导致整体低渗，造成注水井吸水能力差，启动压力高，注水压力上升快，甚至注不进水的现象。

砂岩油藏欠注层现状：尽管每年实施欠注层改造20井次以上，但欠注层的总量没有明显的变化。

近年来增注井存在措施后水量下降快、有效期短的现象。

通过分析，主要因为欠注层分布油藏、层系有所变化，低渗透及砂砾岩油藏欠注层逐年增加。

一、注水井欠注原因分析（一）注水水质问题胜坨油田污水处理站处理工艺流程采用水力旋流除油流程，由于工艺技术和资金投入不足等问题的存在，造成处理后部分主要水质指标不达标，其中悬浮物及腐蚀率等含量超标。

通过对油田水质监测点的检测表明，注水水质达标率76.28%，其中悬浮固体含量超标较严重，必然对一些中、低渗透层造成伤害。

在采油队配水间进行的现场挂片监测表明，平均腐蚀率为0.124mm/a，超过水质标准的最低要求1.6倍。

铁含量要求是0.5mg/l，从检测数据来看，胜坨油田的注水水质铁含量大多在1.6mg/l以上，都不达标，由此指标来看，不仅表明地面流程、管线的严重腐蚀，而且铁离子含量超标，对地层的污染更为严重。

可以看出：由于罐的容量有限，造成沉降时间短，加上斜板罐和过滤罐都因结构腐蚀，滤料板结不能正常运行，造成水质不理想。

由于水质得不到根本的改善，悬浮物、油、细菌等含量超标，致使油田欠注潜力层水驱效果差，储量动用低，增注施工井的有效期短。

分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识低渗透砂岩油藏是指渗透率小于10×10-3μm2的砂岩油藏。

由于油藏孔隙度小、储层脆弱等特点，对低渗透砂岩油藏的开发存在着诸多限制。

以下是对低渗透砂岩油藏开发的几点认识的分析。

一、确定合适的开发方式在低渗透砂岩油藏开发中，不同的开发方式会对油藏产量和剩余储量产生不同的影响。

要确定最合适的开发方式，需要充分考虑储层特征、地质条件、开发投资和现实经济效益等因素。

常见的低渗透砂岩油藏开发方式包括井网密度较高的水平井开发、以水驱为主的开发以及通过多点压裂技术改善储集性能等。

不同的开发方式对油藏的开采效果有着不同的影响，需要根据具体油藏特征选择最合适的方案。

二、注重提高采收率由于低渗透砂岩油藏存在着油藏孔隙度小、渗透率低等特点，使得油藏的采收率相对较低，因此需要注重提高采收率。

在低渗透砂岩油藏开发中，常用的提高采收率的方式包括增加油藏供给、改善储层物性、优化采油工艺等。

例如，可采取增加注采压差、多点压裂等技术手段提高油藏供给；改变油藏物性使其更适于采油；优化采油工艺等方式提高采收率。

三、注重综合技术应用低渗透砂岩油藏开发需要综合运用多种技术手段，包括地质勘探、地震探测、井施工、油藏评价等。

通过不断完善技术手段的应用，可以提高油藏开发效率和经济效益。

例如，层位分析和三维地震成像技术可较精确地描述油藏储集性能，为油藏评价和开发提供科学依据；多点压裂技术可以提高油藏采收率；井联在线监测技术等可对油藏开发过程在线监测和控制，提高采油效率和安全性。

四、加强环境保护和安全管理低渗透砂岩油藏开发会在一定程度上对环境和生态造成影响，因此需要加强环境保护和安全管理。

开发前需要进行环境影响评价，制定环保措施并将其纳入开发计划中，避免对环境造成不必要的影响。

同时，要加强油藏安全管理，确保采油作业的安全性和有效性，提高采油作业的可持续性和稳定性。

综上所述，实施低渗透砂岩油藏开发，需要在注重高效开发的同时，提高采收率、综合运用技术手段、加强环境保护和安全管理等方面不断加强，从而实现安全、高效、可持续的油藏开发目标。

疏松砂岩油藏储层对比与注水开发对策摘要：砂岩油藏储层构造体系控制了成藏过程，还控制了油藏的富集程度，影响开发后期剩余油的分布，影响注水开发部署，决定了调整效果。

因此，对砂岩油藏的精细刻画是砂岩油藏注采调整首要工作。

关键词：构造油藏；储层分类刻画；评价；对策1、精细构造刻画1.1 低序级断层的测井识别（1）相控对比。

五、六断层落差较小，易与正常地层相变相混淆，因此在断层对比时，要与沉积相紧密结合，常用两种方法。

①如果小断层出现在标准层或标志层（多为湖相泥页岩）中间，可用“数韵律”和“厚度突变法”对比断层，这种情况可落实大于3米的断层；② 如果小断层出现在砂体中间，为了与相变区分，可通过研究砂体相变规律确认断层，在单井上突然缺失则要开断层。

（2）应用倾角和成像测井描述低序级断层。

倾角测井可以准确识别、落实小断层。

成像测井对小断层可以准确定位、定向。

1.2低序级断层的地震解释（1）断点标定。

在有井钻遇断点的情况下要以钻井资料为基础，井震结合，落实断层。

骨干剖面要进行多井标定，落实层位和断点。

在钻井较密的工区，可以用拟合速度准确落实井遇断层和井间断层。

（2）相控判识。

在无井钻遇断点的情况下，由于低序级断层在地震上多解性强，要充分与地震相相结合，综合判识断层，有以下三种情况。

①标准反射层一般是稳定泥页岩、灰质岩的反射，它的错动、扭动、产状变化多是小断层造成的。

②对于稳定地层，反射层多个相位错动、扭动、产状变化往往是小断层造成的。

③对于不稳定地层（如河流相），不好区分小断层同相轴的正常变化，只能解释为可疑断层，要经过后期钻井、生产动态资料进行验证。

（3）相干体和倾角方位角技术。

除以上方法外，还可通过相干体和倾角方位角技术识别、组合低序级断层。

2、选择合理注水时机研究发现，油藏开采需要早期注水，保持油层压力。

早期注水,有利于保持地层压力,可以获得较长时间的高产稳产,从而大大缩短开采的年限。

由于我国油藏透油层渗透率小，稠油粘度大，渗流阻力大,驱动能量消耗快。