低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征

储集层相对渗透率曲线形态及开采特征王国先;谢建勇;李建良;谭文东;杜军社;王惠清;万文胜【摘要】不同形态油水相对渗透率曲线反映了在水驱开发过程中油藏储集层孔隙结构的变化,也反映了油水分布状态,以及油水运动规律与开采特征.虽然油水相对渗透率曲线形态千变万化,但根据油田实际资料大致可划分为五类,即水相上凹型、水相直线型、水相下凹型、水相上凸型和水相靠椅型.各类曲线形态差异大,特征明显,并且相应的各类开采特点也不同.对应地可把储集层分为五大类,即中高渗孔隙流动系统、低渗孔隙流动系统、低渗敏感性孔隙流动系统、低渗裂缝性流动系统、高导流裂缝流动系统.如果油藏开发的初期就能充分认识油水相对渗透率曲线形态,能深刻揭示这种特点所反映的油藏储集层特征及其在开发过程中的变化,以及油水在不同饱和度下的分布与运动规律,这对今后油藏开发具有先期战略性的指导意义.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2004(025)003【总页数】4页(P301-304)【关键词】储集层;相渗透率曲线;分类;机理;特征【作者】王国先;谢建勇;李建良;谭文东;杜军社;王惠清;万文胜【作者单位】中国石油,新疆油田分公司,准东采油厂研究所,新疆,阜康,831511;中国石油,新疆油田分公司,准东采油厂研究所,新疆,阜康,831511;中国石油,新疆油田分公司,准东采油厂研究所,新疆,阜康,831511;中国石油,新疆油田分公司,准东采油厂研究所,新疆,阜康,831511;中国石油,新疆油田分公司,准东采油厂研究所,新疆,阜康,831511;中国石油,新疆油田分公司,准东采油厂研究所,新疆,阜康,831511;中国石油,新疆油田分公司,准东采油厂研究所,新疆,阜康,831511【正文语种】中文【中图分类】TE311因影响油水相对渗透率曲线的主要因素有岩石的非均质性、孔隙结构及分布、岩石的润湿性、流体类型、流体饱和度与分布、饱和历程、上覆地层压力、温度、界面张力、粘度和初始润湿饱和度［1,2］。

两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律两种不同粘土含量岩心油水相对渗透率曲线的常规特征参数和分形维数变化规律摘要：胜坨二区水冲刷前后岩心的粘土含量分别为7%和4%；车排子地区排2-2井选取岩心的粘土含量也是7%和4%。

对这两类两种不同粘土含量岩心的油水相对渗透率曲线，进行了常规特征参数和分形维数的分析和研究。

结果看出，当粘土含量从7%下降到4%时，可流动油范围变大，无水、最终采收率增高，相对渗透率曲线交点饱和度略偏右、交点相渗略偏高，油相、水相分形维数增大，这些都说明油水在岩心中的渗流条件变好。

同时还看出，在两种不同油水粘度比条件下，油水相对渗透率曲线的变化特征是一致的，随着岩心粘土含量的下降，其渗流条件均变好。

这充分说明，粘土及其含量是影响渗流规律的重要因素。

lgKro与lgSw和 lgKrw与lgSw它们的相关非常良好，油水相对渗透率曲线具有良好的分形特性，并在本文对比分析中得到了应用，说明其分形维数可以作为描述油水相对渗透率曲线一个新的特征参数。

关键词：粘土；油水相对渗透率曲线；采收率；油相与水相相对渗透率分形维数中图分类号： TE311；TE345 文献标识码： A 文章编号：1009-8631（2013）02-0024-03油层物理学研究表明，不仅砂岩孔隙结构具有分形特征[1-5]，而且岩心中油水运动规律也具有分形特征[1、5、6]。

众所周知，油水相对渗透率是流体在多孔介质中饱和度大小及其分布状况的函数，而流体的分布状况是与多孔介质的孔隙形状、大小及胶结程度、胶结物含量、类型等有关，故油水相对渗透率是流体、介质及其它们之间相互关系的函数。

本文企图从两种不同粘土含量的岩心中，对油水相对渗透率曲线常规特征参数与分形维数的变化规律进行分析研究，探讨粘土含量对其影响程度，以便加深对粘土和油水渗流规律之间关系的认识。

1 胜坨油田二区岩心注水冲刷前后，造成两种不同粘土含量岩心的油水相对渗透率曲线的变化规律1.1 胜坨二区12、83层水冲刷前后粘土的变化情况为了模拟胜坨二区初、中、高、特高含水期四个开发阶段的动态情况，进行了室内注水冲刷模型实验，选用综合含水40%、80%、90%、98%代表不同开发期，换算成相应的注入倍数。

《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、引言华北地区作为我国重要的石油资源区之一，其特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律一直是石油勘探与开发研究的热点。

这些油藏因其特殊的储层条件，如低孔隙度、低渗透率等特点，使得其开发难度相对较大。

因此，对华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征及渗流规律进行深入研究，对于提高该地区石油开采效率、优化开发策略具有重要意义。

本文旨在通过实验研究的方法，深入探讨华北特低渗透砂砾岩油藏的储层特征及渗流规律。

二、华北特低渗透砂砾岩油藏储层特征1. 岩性特征华北地区特低渗透砂砾岩油藏的岩性主要以砂岩、砾岩为主，其中砂岩占比较大。

砂岩的粒度分布范围较广，从极细砂到粗砂均有分布。

砾岩则以次圆状或圆状砾石为主，分选较差，胶结类型多样。

2. 物性特征特低渗透砂砾岩油藏的储层物性特征主要表现为低孔隙度、低渗透率。

孔隙度一般在5%~15%之间，渗透率则多小于1×10-3μm2。

这种低孔、低渗的储层条件使得油藏的开采难度较大。

3. 含油性特征含油性是评价储层质量的重要指标之一。

华北地区特低渗透砂砾岩油藏的含油性以轻质油为主，部分地区存在重质油。

含油饱和度较高，但因低孔、低渗的储层条件，使得原油的流动性较差。

三、渗流规律实验研究为了深入了解华北特低渗透砂砾岩油藏的渗流规律，我们通过实验研究的方法进行了系统性的探讨。

实验主要采用岩心驱替实验和微观渗流实验两种方法。

1. 岩心驱替实验岩心驱替实验是一种常用的渗流实验方法。

我们选取了华北地区具有代表性的特低渗透砂砾岩岩心，进行了一系列的驱替实验。

通过改变驱替压力、流体性质等因素，观察并记录了流体在岩心中的渗流过程及渗流规律。

实验结果表明，特低渗透砂砾岩油藏在较低的驱替压力下，渗流速度较慢，但随着驱替压力的增大，渗流速度逐渐增大。

此外，流体的粘度、润湿性等因素也会影响渗流过程及渗流规律。

2. 微观渗流实验为了更深入地了解特低渗透砂砾岩油藏的渗流规律，我们进行了微观渗流实验。

低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价指标与方法研究一、本文概述随着全球能源需求的持续增长，石油资源的开采和利用显得尤为重要。

低渗透砂岩油藏作为全球重要的石油资源之一，其开发效果的评价对于提高石油采收率、优化开发策略具有重要意义。

本文旨在探讨低渗透砂岩油藏水驱开发效果的评价指标与方法，以期为相关领域的理论研究和实际开发提供有益的参考。

本文首先概述了低渗透砂岩油藏的基本特征，包括其地质特征、储层物性、油水分布等。

在此基础上，分析了水驱开发过程中影响开发效果的关键因素，如注水方式、注水强度、注水时机等。

接着，本文综述了当前低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价的主要指标，如采收率、注水效率、油藏压力变化等，并指出了现有评价指标存在的问题和不足。

为了更全面地评价低渗透砂岩油藏水驱开发效果，本文提出了一种综合评价方法。

该方法结合了多种评价指标，包括地质因素、工程因素、经济因素等，通过定量分析和定性评估相结合的方式，对低渗透砂岩油藏水驱开发效果进行综合评价。

本文还探讨了综合评价方法在实际应用中的可行性和有效性，为低渗透砂岩油藏的开发提供了有益的参考。

本文总结了低渗透砂岩油藏水驱开发效果评价指标与方法的研究现状和发展趋势，指出了未来研究的重点和方向。

通过本文的研究，可以为低渗透砂岩油藏的高效开发提供理论支持和实践指导，推动石油工业的可持续发展。

二、低渗透砂岩油藏地质特征与开发难点低渗透砂岩油藏作为一种重要的油气藏类型，具有其独特的地质特征与开发难点。

低渗透砂岩油藏通常表现出以下显著的地质特征：储层物性较差，渗透率低，孔隙度小，这导致了油气的流动性差，难以有效开采。

储层非均质性强，这表现为渗透率、孔隙度等物性参数在平面上和垂向上都存在明显的变化，给油藏的准确描述和有效开发带来了挑战。

低渗透砂岩油藏中的油水关系复杂，油水界面不清晰，常常存在油水同层的现象，增加了开发的难度。

针对低渗透砂岩油藏的开发，存在以下难点：由于渗透率低，油气的流动阻力大，常规的注水开发方式难以建立有效的驱动体系，导致采收率低。

低渗透砂岩储层特点研究低渗透砂岩储层是指储层孔隙度低，渗透率较小的砂岩储层。

这类储层一直以来都备受石油行业的关注，因为其开发难度大，开发成本高。

随着油气资源的逐渐枯竭，对于低渗透砂岩储层的研究和开发变得更为重要。

本文将从储层特点的角度来深入探讨低渗透砂岩储层的特点及其研究现状。

1. 孔隙度低：低渗透砂岩储层的孔隙度通常在5%以下，远低于常规砂岩储层的10%~20%。

这意味着储层中有效的储集空间较小，储层中所含的油气资源相对较少。

2. 渗透率小：低渗透砂岩储层的渗透率通常在0.1md以下，远低于常规砂岩储层的几个甚至几十个数量级。

这意味着储层对流体的渗透性较差，导致开发难度增加。

3. 储层致密：由于低渗透砂岩储层的孔隙度和渗透率都较低，因此储层通常较为致密，流体难以通过孔隙和裂缝来移动。

4. 生产难度大：由于上述特点，低渗透砂岩储层的生产难度较大，需采用先进的增产技术和工艺来提高开采效率。

5. 地质构造复杂：低渗透砂岩储层的地质构造通常较为复杂，包括多种成岩作用、构造变形、岩石改造等地质现象，增加了油气勘探和开发的难度。

二、低渗透砂岩储层的研究现状1. 地质调查与储层描述：利用地质调查和储层描述技术，对低渗透砂岩储层进行详细的地质剖面分析，了解其储层特征和分布规律。

2. 物性评价与试验研究：通过物性评价和实验研究，对低渗透砂岩储层的孔隙度、渗透率、孔隙结构等进行深入分析，为后续的勘探和开发提供数据支持。

3. 成岩作用与裂缝特征研究：通过对低渗透砂岩储层的成岩作用和裂缝特征进行研究，了解储层的形成机制和储集空间，为开发技术和工艺提供依据。

4. 潜力评价与资源储量估算：通过对低渗透砂岩储层的勘探评价和资源储量估算，确定其油气资源的潜力和开发价值，为后续的勘探和开发工作提供决策支持。

5. 储层改造与增产技术研究：通过对低渗透砂岩储层的改造和增产技术进行研究和应用，提高储层的渗透性和产能，实现可持续开发。

低渗透砂岩储层特征研究
低渗透砂岩储层是指孔隙度较低、渗透率较小的砂岩储层，其特征主要体现在以下几个方面。

低渗透砂岩储层的孔隙度相对较低。

孔隙度是指储层中的孔隙空间与储层总体积之间的比例。

对于低渗透砂岩储层来说，由于成岩作用和压实作用的影响，导致岩石的颗粒之间的孔隙相对较小，因此孔隙度较低。

低渗透砂岩储层的渗透率较小。

渗透率是指单位压力下单位面积的流体通过储层的能力。

低渗透砂岩储层由于孔隙度较低，岩石中存在许多窄小的细孔和裂缝，这些细孔和裂缝之间的连接较差，使得岩石的渗透率较小。

低渗透砂岩储层的储层含油饱和度较低。

储层含油饱和度是指储层中含有的原油或天然气所占的比例。

由于低渗透砂岩储层孔隙度较低、渗透率较小，储层中的石油流动性较差，导致原油或天然气饱和度较低。

低渗透砂岩储层的非均质性较高。

非均质性是指储层中各种物性参数（如孔隙度、渗透率、储层厚度等）的空间分布不均匀程度。

对于低渗透砂岩储层来说，由于成岩作用和压实作用的影响，岩石中非均质性较高，不同地区、不同深度的砂岩储层性质存在差异。

低渗透砂岩储层的特征主要包括孔隙度较低、渗透率较小、储层含油饱和度较低和非均质性较高。

深入研究这些特征对于低渗透砂岩储层的勘探和开发具有重要意义。

低渗透砂岩储层特点研究
低渗透砂岩储层是一种难以开发的油气储层，其储层的渗透率一般在0.1~10mD之间。

低渗透砂岩储层的特点主要有以下几点：
1.孔隙度低
低渗透砂岩储层的孔隙度一般在10%以下，且孔隙较小，一般在0.01-0.1毫米之间。

由于孔隙度低，储层的贮储能力较弱，需要高效的注水压裂技术来增加储层的渗透性。

2.渗透率低
3.非均质性强
低渗透砂岩储层的非均质性较强，储层内孔隙度和渗透率的分布不均匀。

这就使得开
采难度更大，需要采用更加巧妙的开采技术。

4.钝化
由于低渗透砂岩储层渗透率低，油气在储层中容易淤积，所以会发生钝化现象。

这会
使得储层中的油气难以开采，并增加开采成本。

5.产层厚度薄
低渗透砂岩储层的产层厚度一般比较薄，一般在10-50米之间。

这要求在开采过程中
要更加精细地钻井，以充分利用储层石油资源。

以上就是低渗透砂岩储层的主要特点。

尽管存在一些开采难度，但近年来随着注水压
裂技术等新技术的应用，低渗透砂岩储层的开采技术已经有所改善，并逐渐成为一种有发
展前景的新油气资源。

研究思路及技术方法
低渗及特低渗透砂岩油田开发中表现出渗流阻力大、存在启动压力 梯度、自然产能低、吸水能力差、含水上升快、储层动用状况差等特 征。产生这些现象的根本原因在于低渗及特低渗透砂岩储层微观孔隙 结构的特殊性。
通过高压压汞技术、恒速压汞技术、核磁共振技术探讨 特低渗透砂岩油藏储层的微观孔隙结构特征。
1.8 1.5 1.2 0.9 0.6 0.3 0.0
0.0
y = 0.0684x1.6899 R2 = 0.5315
1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 分选系数
物性与分选系数的关系
16
1.8
y = 2.3493x + 0.0015
12
1.5
R2 = 0.445
1.2
K / 10-3μm2
8
0.9
0
20 40 60 80 100
p c50 / MPa
物性与中值压力的关系
φ /%
16 12
8 4 0
0.0
16 12
8 4 0
0
1.8
K / 10-3μm2
1.5
1.2
y = 18.646x0.3308 R2 = 0.3227
0.9
0.6
y = 2.1247x1.3324 R2 = 0.5105
喉道越均匀，渗透率越低，对渗流不起作用或起极小作用的细微喉道占喉道的绝大部分。
对渗透率贡献较大的孔喉占据着较小的体积。大部分孔隙空间是中、小孔喉，对应着较低 的渗透率。渗流主要发生在岩石大孔道中，大孔道对渗透率的贡献更大，而中、小孔隙对储 集能力贡献更大一些。
孔隙度既不限制于砂岩孔隙系统壁上小规模粗糙度所给予流体的拖曳作用，也不限制于砂 岩内两点间流体流经的长度，这两者或两者之一的变化均能改变渗透率而不改变孔隙度。

aw 和 bw 为回归系数 。
对于不同的油田或区块 ,系数 ao 、bo 、Co 和 aw 、bw 、
Cw 不同 。将这种直线定义为相对渗透率特征曲线 ,将
式 (1) 和式 (2) 定义为相对渗透率特征曲线方程 ,将 Ⅰ、
Ⅱ和 Ⅲ相对渗透率曲线的特征曲线分别定义为 Ⅰ、Ⅱ和
Ⅲ相对渗透率特征曲线 ,相应的特征方程分别定义为 Ⅰ、Ⅱ和 Ⅲ相对渗透率特征曲线方程 。图 1 为 Ⅱ相对渗 透率曲线 ,其特征曲线如图 2 所示 。 21 2 校正系数 Cw 和 Co 的确定方法
Sw 的关系曲线 ,两者均为直线 ,lg ( Krw + Cw ) 与 Sw 的 关系曲线的斜率和截距分别为 aw 和 bw ,lg ( Kro + Co ) 与 Sw 的关系曲线的斜率和截距分别为 ao 和 bo 。 21 4 用特征曲线方法计算相对渗透率
用相对渗透率特征曲线方法可以计算任意空气渗
Eigen curve of relative permeabil ity and its application
Zhang J icheng So ng Kaoping
( Key L aboratory f or Enhance d Oi l Recovery of t he M i nist ry of Ed ucation , D aqi n g Pet roleum I nstit ute , D aqi n g 163318 , Chi na)
常见的相对渗透率曲线有 3 种形式 。 第一种是利用相对渗透率实测数据 ,直接作图 ,得 到 Krw —Sw 和 Kro —Sw 关系曲线 ,定义为 Ⅰ相对渗透 率曲线 。
基金项目 :国家自然科学基金重点项目 (50634020)“低渗透油层提高驱油效率的机理研究”部分成果 。 作者简介 :张继成 ,男 ,1972 年 3 月生 ,1998 年获大庆石油学院油藏工程专业硕士学位 ,现为大庆石油学院在读博士 ,副教授 ,主要从事油气田开发工

低速
高速
③、采用三段岩心
(4).用毛管压力曲线计算相对渗透率曲线 基本理论:泊稷叶定律, 单根毛管内的流量为:
r 4 P q 8L
设单根毛管体积为V, 则
V r 2L, r 2 V / L
从毛管力定义出发:
2 cos 2 4( cos ) PC ,r 2 r PC
如果岩心改用粘度3 mpa.s的油通过，在压差△P=０.2MPa 的条件下它的流量Q=0.167cm3/s. QL 0.167 3 3 K 0.375m 2 A P 2 2
由此可见:岩石的绝对渗透率是其自身性质的一种量度，为一 常数,并不因为所通过流体性质的不同而有所改变。 达西定律的假设前提： ①流体与岩石之间不发生任何物理—化学反应 ②多孔介质中只存在一种流体 ③流动必须是在层流范围之内 问题的提出???
3.油水饱和顺序（饱和历史）的影响
观点一:非湿相吸入过程的 相对渗透率总是低 于驱替过程的数值, 而湿相的相对渗透 率与此无关. 观点二:非湿相吸入过程的 相对渗透率总是低 于驱替过程的数值, 而湿相吸入过程的 相对渗透率总是略 高于驱替过程的值. 解释: 1 从润湿性的影响方面来理解 2 捕集滞后:对于同一饱和度，作为驱动相时是全部连续，而作为被 驱动相时只有部分连续，所以，Kr驱动>Kr被驱动。 3 粘性滞后:驱动相流体争先占据阻力小的大孔道，并有沿大孔道高 速突进的趋势，所以， Kr驱动>Kr被驱动。
K w AP K w Qw wL w w M K o AP Ko Qo o oL o
2、计算水驱油采收率
1 S wi Sor 100% 1 S wi
3、判断油藏岩石的润湿性
S w (K ro K rw ) 50亲水 S w (K ro K rw ) 50亲水

其数学表达式为：
K ro
Ko K
K rw
Kw K
K rg
Kg K
K ro 、K rw 、K rg ——分别为油、气、水的相对渗透率； K ——为绝对渗透率。
相对渗透率虽然也受诸多因素的影响，但在岩石孔隙结构、流体性 质一定时，它主要表现为流体饱和度的函数。因此通常用相对渗透 率曲线来表示它。
整理课件
孔隙结构越复杂，曲线 整体向右偏移且向下凹。这 说明：润湿相的起始饱和度 越大，流动初期相对渗透率 上升慢，后期上升迅猛。
整理课件
高渗大孔隙连通性好的岩心，二相渗流区范围大，共存水饱和度低，
端点（共存水饱和度点及残余油饱和度点）相对渗透率高。而低渗小孔隙
岩心及大孔隙连通性不好的岩心正好与此相反。这是因为连通性好的大孔
整理课件
（2）流体中表面活性物质的影响：
在孔隙介质中共同渗流的油、水相态，根据巴巴良的研究可能有三种：油 为分散相，水为分散介质；油是分散介质，水是分散相；油、水为乳化状态。 这三种状态在渗流过程中互相转化。
油为分散相 水为分散介质
油是分散介质 水是分散相
油、水为乳化状态
分散体系的渗流与许多物理化学因素有关，而这些物理化学因素与 油水中的极性化合物的多少有关，与油水中的表面活性物质及其含量有 关，因为这些物质的多少使油水界面张力、流体在岩石表面上的吸附作 用发生变化。当渗流条件一定时，使油从分散介质转变为分散相是由油 滴聚合和油滴在固体表面上粘附时整间理课所件决定的。
三、岩石和流体的润湿性
一般岩石润湿性从 亲水向亲油转化时，油 的相对渗透率趋于降低， 水的相对渗透率增高。
润湿相与油相有效渗透率的关系
润湿角 0
47 90 138 180

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。

低渗透砂岩储层特点研究
低渗透砂岩储层是指渗透率低于0.1md的砂岩地层。

其特点主要有以下几个方面：
1. 渗透率低：低渗透砂岩的渗透率通常小于0.1md，甚至低至0.001md。

由于其渗透
率低，导致油气在地层中储集和运移非常困难，勘探难度大，开发成本高。

2. 孔隙度小：低渗透砂岩的孔隙度通常小于15%。

孔隙度的大小直接影响砂岩的储集能力和渗透率，孔隙度小，储层容积小，储量少。

3. 孔隙结构复杂：虽然孔隙度小，但低渗透砂岩的孔隙结构比较复杂，包括颗粒孔、裂缝孔、溶蚀孔等，甚至存在一些微观孔隙和毛细孔。

因此，低渗透砂岩的渗透能力虽然低，但不同类型的孔隙对油气运移的影响不同。

4. 松散度低：低渗透砂岩因压实程度高，松散度低，因此开展有效改造难度大。

5. 裂缝发育：低渗透砂岩常常存在着一些裂缝、节理等构造，这些构造能够在一定
程度上改善砂岩的渗透性，促进油气的储集和流动。

针对低渗透砂岩储层的特点，我们可以采用提高开发技术水平、合理开发模式等多种
方法进行开发，例如水平井、压裂等技术，在提高渗透性和储量的同时，不断优化开采效
果和经济效益。

低渗透砂岩储层特点研究低渗透砂岩储层是指具有低渗透性能的砂岩储层，在油气勘探开发中占据着重要地位。

对低渗透砂岩储层的特点研究，不仅对于油气资源的开发具有重要意义，同时也有助于提高资源开采率、减少资源损耗，具有重要的经济和社会意义。

本文将对低渗透砂岩储层的特点进行研究，探讨其在油气勘探开发中的影响和应用。

一、低渗透砂岩储层的定义和特点低渗透砂岩储层是指孔隙度高、渗透率低的砂岩储层，通常渗透率小于0.1mD。

由于渗透率低，储层对油气的运移和储存性能较差，开采难度较大。

低渗透砂岩储层的特点主要包括以下几个方面：1. 渗透率低：低渗透砂岩储层的渗透率通常在0.01~0.1mD之间，远远低于常规砂岩储层的渗透率。

渗透率低导致了储层对油气的渗流能力较差，大大降低了油气的流动性和可采性。

2. 孔隙度高：低渗透砂岩储层的孔隙度通常在15~25%之间，属于典型的孔隙型储层。

虽然孔隙度较高，但渗透率低导致了储层的有效孔隙率较低，不利于油气的储集和运移。

3. 孔隙结构复杂：低渗透砂岩储层的孔隙结构复杂多样，包括溶孔、胶结孔、裂隙孔等多种类型的孔隙，这些孔隙对储层的渗透特性和油气的运移具有重要影响。

4. 岩石力学性能差：低渗透砂岩储层的岩石力学性能通常较差，弹性模量低、抗压强度小，易发生崩塌、塌陷等问题，对储层的开采具有一定的影响。

二、低渗透砂岩储层的影响和应用低渗透砂岩储层在油气勘探开发中具有重要的影响和应用价值，主要表现在以下几个方面：1. 油气资源潜力大：低渗透砂岩储层虽然渗透率低，但由于孔隙度高，储层中仍然蕴藏着丰富的油气资源。

通过有效的勘探开发技术和方法，可以充分挖掘低渗透砂岩储层的油气资源潜力，提高资源勘探开发的成功率。

2. 储层改造技术成熟：针对低渗透砂岩储层的特点，目前已经形成了一系列的储层改造技术，包括水平井、压裂技术、酸化处理等，这些技术可以有效提高储层的渗透率和生产能力，提高油气开采率。

3. 油藏工程技术创新：低渗透砂岩储层的开采具有一定的技术难度，需要对油藏工程技术进行创新和突破，如研究提高注采效率的新型水驱开采技术、有效控制储层堵塞和污染的方法等，以提高低渗透砂岩储层的开采效率和经济效益。

胜利油田低渗透水驱油藏含水变化特征及影响因素王建忠;于新畅;孙志刚;李荣强;徐进杰【摘要】生产中含水率的变化特征在一定程度上可以反映水驱油效果的好坏.见水早、含水上升快、水驱油效率低等问题一直困扰着低渗透油藏开发.水驱油藏含水率的变化问题属于岩石中油水两相渗流的范畴,含水变化特征必然决定于岩石物性、油水特征和驱动力等因素.针对胜利油田低渗透水驱油藏,通过大量实验数据分析了储层孔隙结构特征、原始含水饱和度、应力敏感性和驱替压力等因素对含水率变化和水驱油效率的影响.研究发现孔隙的连通性是影响含水上升规律的重要因素,而初始含水率主要是由原始含水饱和度决定,适当的控制驱替压力有利于控制含水率,提高水驱油效率.考虑到低渗透储层渗透率的应力敏感性,建议实施超前注水,避免压力下降造成的渗透率伤害,从而利于提高水驱油效率.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2018(039)004【总页数】6页(P833-838)【关键词】含水率;水驱油效率;应力敏感;低渗透油藏;水驱油藏;渤海湾盆地【作者】王建忠;于新畅;孙志刚;李荣强;徐进杰【作者单位】中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257000;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580;中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛266580【正文语种】中文【中图分类】TE348随着我国油气资源状况的不断变化和油气田开发技术的快速进步，低渗透油藏已经成为我国石油开发的重要对象。

而在低渗透油藏开发过程中所暴露出来的问题也越来越受到人们的重视。

低渗透油藏中的流体流动有别于常规油藏，常常表现为渗流阻力大、油水两相互相干扰、启动压力明显、有非达西渗流特征等等[1]。

水驱低渗油藏开发中常常存在见水早、含水上升快、水驱效率低等问题。

因此确定含水变化规律和特征，弄清含水变化的影响因素，对注水开发低渗油藏，提高该类油藏采收率有重要意义。

低渗透砂岩储层特征研究一、引言低渗透砂岩储层是指储层渗透率较低的砂岩储层，一般渗透率小于0.1md。

由于渗透率低，传统的原油开采技术通常无法有效开发这类储层，因此对低渗透砂岩储层的研究具有重要意义。

本文将从储层岩性特征、渗透率分布规律、成因分析等方面进行深入研究，以期为低渗透砂岩储层的有效开发提供一定的理论依据。

二、储层岩性特征1. 岩石组成低渗透砂岩储层通常由石英、长石、云母、伊利石等矿物组成，其中石英矿物含量较高，占据储层的主体成分。

2. 孔隙结构低渗透砂岩储层的孔隙结构复杂多样，主要包括晶间孔、晶内孔、溶孔等。

溶孔是储层中最主要的孔隙类型，其分布不均匀，对岩石的孔隙结构造成了一定的影响。

3. 孔隙连接低渗透砂岩储层的孔隙连接性较差，孔隙之间的连接通道相对较少，这导致了储层的渗透率较低。

三、渗透率分布规律1. 渗透率非均质性低渗透砂岩储层的渗透率分布通常呈现出非均质性特征，存在明显的垂向和平面上的变化。

在同一水平层面上，不同井段的渗透率有时相差甚远。

2. 渗透率分布规律低渗透砂岩储层的渗透率分布规律受到多种因素的综合影响，包括岩石孔隙结构、岩性组成、构造对孔隙结构的影响以及成岩作用等。

渗透率分布具有一定的复杂性和不确定性。

四、成因分析1. 地质构造低渗透砂岩储层通常受到多期次的构造变形作用，包括褶皱、断裂、隆起等。

地质构造对储层的孔隙结构和渗透率具有重要影响，构造对储层的影响是非常显著的。

2. 成岩作用低渗透砂岩储层经历了多期次的成岩作用，其中包括胶结作用、溶蚀作用等。

这些成岩作用对储层的孔隙结构和渗透率产生了重要影响。

3. 油气充注低渗透砂岩储层的油气充注是影响储层性质的一个重要因素。

油气充注会改变储层的孔隙结构和渗透率，因此对开发潜力产生了明显的影响。

五、总结低渗透砂岩储层具有复杂的岩性特征、非均质的渗透率分布规律和多种成因影响。

在实际开发中，需要综合考虑储层的这些特点，采用合适的开发技术和方法，才能有效开发低渗透砂岩储层的潜力。