低渗透油田开发资料

探讨低渗透油田注水水质对油田开发的影响
注水的目的是为了增加地下压力，促进油的驱替和驱出，提高油田的采收率。

而注水的作用则包括增加地下压力、改变油水相对渗透率、杀菌除垢、维持地层温度等。

注水水质对增加地下压力起着重要的影响。

根据地下流体力学原理，注入高压水可改变地下压力分布，提高地下压力，从而推动油的流动和驱出。

注水水质的选择应考虑其密度、粘度和溶解气体等因素，以提高注水的增压效果。

注水水质还会改变油水相对渗透率。

油水相对渗透率是指在多相流动过程中，油相和水相在单一相渗透过程中的相对渗透率。

注入不同性质的水可改变地层孔隙结构、油水表面张力和相对渗透率等参数，从而改变油水相对渗透率。

选择合适的注水水质可达到改变油水相对渗透率的效果，提高油田的采收率。

注水水质还具有杀菌除垢的作用。

地下水中往往存在大量的微生物和胶体物质，它们会对地下设备和管道产生污垢，降低油田的开发效率。

选用带有杀菌和除垢效果的注水水质，可有效清洁油田设备和管道，延长其使用寿命。

注水水质还应能够维持地层温度。

地层温度对油的流动和驱替起着重要的影响。

注入温度适宜的水可在一定程度上维持地层温度，减小温度梯度，提高油的流动性，促进油的驱出。

注水水质对低渗透油田的开发起着重要的影响。

选择合适的注水水质，能够提高地下压力、改变油水相对渗透率、杀菌除垢和维持地层温度等，从而提高油田的开采效率。

在实际开发过程中，应根据地质条件和油田特点选择合适的注水水质，并结合其他开采技术手段，达到最佳的开采效果。

低渗透油田概念及我国储量分布状况石油是一个国家极其重要的战略资源其开采和采收率是当今社会讨论的焦点。

与发达国家相比，我国油气田的采收率并不高。

因此，为了提高油气田开发的采收率，有必要进行全面科学的研究并提出相应的建议。

本文对我国已勘探的低渗透油气田开发采收率低的问题进行了分析研究，并根据其特点提出了相应的开发采收率提高建议。

关键词：低渗透油气田；开发采收率；提升；建议引言随着经济的发展和人民生活水平的不断提高，对石油的需求逐渐增加，石油资源逐渐匮乏。

尤其是像中国这样人口众多的国家，对石油的需求更大，石油的不可再生性导致后续油气田开采难度越来越大，采收率越来越低。

我国已发现的石油资源有三分之二属于低渗透油气田，这表明低渗透油气田是目前我国石油资源的主要组成部分。

因此，有必要对其进行不断的研究，并提出相应的建议，以提高其开发和采收率，满足日益增长的石油需求。

介绍了油气田开发开采现状和技术，分析研究了低渗透油气田的特点和开发开采过程中存在的困难，提出了相应的开发采收率提高建议，希望能为今后低渗透油气田的开采提供切实可行的参考意见。

1油气田开发采收率提升现状1.1开采现状目前，我国已开发的油气田可分为六大类:老油气田、低渗透油气田、稠油砂岩油气田、深水油气田、天然气气田和非常规油气田，其中低渗透油气田数量最多。

对于不同的油气田，在开发和开采过程中，还需要根据不同地区油气田的实际情况，确定相应的开采技术和策略。

此外，油气田的生产和储存必须在开采和回收之前得到证实。

特别是对于低渗透油气田，更需要采取相应的策略来提高其开发和采收率。

此外，还要根据长期积累的开采技术和经验，不断提高油气田的开发采收率。

3.4加强技术和效益管理油气田开采过程中，要拓宽思路，整合资源评价和效益开发，加强早期和辅助开采技术的应用和调试。

根据不同油气田的实际情况，采取具体的方法进行开发和开采，同时不断加深对油气田地层的认识，选择合适的技术方法，不仅可以提高油田的开发采收率，还可以大大降低其成本和风险，进一步提高开采效率和效益。

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。

特低渗透油藏开发基本特征0 引言鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地，低渗透及特低渗透油气资源十分丰富。

为了研究特低渗透油藏开发基本特征，以鄂尔多斯盆地三叠系长6油藏为例，展开对特低渗透油藏的开发及地质特征分析。

1 储层的分类及特低渗储层的特征1.1 储层的分类不同国家和地区对储层的划分标准并统一。

我国一般将渗透率在50mD以下的油藏称为低渗透油藏。

按照不同的标准，油藏有以下几种分类方法【1~2】。

按渗透率按渗透率为标准划分低渗透率储层是目前国内外较为常用而且比让认同的方法。

以渗透率为基本标准，结合微观结构参数、驱动压差、排驱压力、储集层比表面积、相对分选系数、变异系数，将低渗透储层划分以下6类。

○1类（一般低渗透）：油层渗透率为10～50mD，这类储层的主要特点是，主流吼道半径较小，孔喉配位低，属中孔、中细组合型的油层，驱动压力低，流动能力较差，开采较容易。

○2类（特低渗透）：油层渗透率为1～10mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构较前者为差，相对分选系数好，孔喉配位低，属中孔微喉、细喉组合型的油层。

驱动压力大，难度指数大，比表面积大，储层参数低，不易开采。

○3类(超低渗透)：油层渗透率为0.1～1mD，这类储层的平均主流吼道半径小，孔隙几何结构差，相对分选系数好，孔喉配位低，属小孔微喉组合型的油层。

驱动压力大，流动能力差，比表面积大，吸附滞留多，水驱油效率低，开采难度大。

○4类（致密层）：油层渗透率为0.01～0.1mD，油层表面性质属亲水，驱油效率低。

○5类（非常致密层）：油层渗透率为0.0001～0.01mD，这类储层的显著特点是中值压力高，是非常差的储层。

○6类（裂缝-孔隙）：储层特征是在测试样品上肉眼是看不出裂缝的，岩石非常致密。

按启动压力分类基于启动压力梯度对低渗透砂岩储层进行分类的方法，是为了全面反映低渗透储层的渗透特征。

通过室内岩心实验表明，启动压力梯度与渗透率的变化有明显的相关性，不同储层渗透率的启动压力梯度变化熟料级别不同，具体划分如下：○1类：启动压力梯度变化率的数量级是10-4，渗透率范围是8～30mD。

浅谈低渗透油藏的特点及注汽机理分析国内外低渗透油藏，我们可得低渗透油藏的特点为：（1）低渗、低孔、自然产能低，常规投产甚至不出油，注水困难；（2）原油粘度低，密度小、性质较好；（3）储层物性差，粒细、分选差、胶结物含量高，后生作用强；（4）油层砂泥岩交互，砂层厚度不稳定，层间非均质性强；（5）油层受岩性控制、水动力联系差，边底水不活跃；（6）流体的不流动具有非达西流的特征。

低渗透储层的特征为：低渗透储层形成有其独特的沉积环境及沉积后的成岩作用和构造作用的影响，使其具有典型的特征，主要包括：储层物性差，沉积物成熟度低，但后生成岩作用往往经较强烈；孔隙度低，孔喉半径小、毛细管压力高，原始含油饱和度低；基质渗透率低；裂缝往往比较发育；非均质性强；粘土矿物含量高，水敏、酸敏、速敏严重。

正是由于这些特征，决定了低渗透储层研究的特殊性。

低渗透油藏开发特征为：（1）低产井多。

在开发过程中，油井自然产能低。

渗透率低，导压系数小，压力传递慢，油井供液不足，投产后产量递减很快，出现很多低产井。

（2）采收率低。

油层受岩性控制，水动力联系差，边水，底水驱动很低，自然能量补给不足，多数油藏主要靠弹性驱动和溶解气驱方式采油。

一次采收率很低，一般只能达到8%-12%，注水后，一般低渗透油田二次采收率提高到25%-30%，特低渗透油田则为20%-25%。

（3）采油速度低。

特低渗透油田，依靠天然能量开采，采油速度约在1%以下；注水开发，采油速度在1%左右；一般低渗透油田，注水开发，采油速度在短期能达到2%以上。

由于低渗透油质轻，又加之气易流动的特点，使注汽变得更具吸引力。

关于注汽机理的论述很多，总体上可分为一次接触混相、多次接触混相、非混相驱三种，而多次接触混相又分为蒸发气驱混相和凝析气驱混相两种。

一次接触混相驱：注入的驱替剂与原油一经接触就立即混相，称为一次接触混相。

最常用的一次接触混相驱的混相剂一般是中等分子量的烷烃，如丙烷、丁烷或液化石油气。

低渗透裂缝性油田注水开发的技术对策钦东科(大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆　163000) 摘　要:低渗透裂缝性油田,在注水开发过程中,由于裂缝发育水井压力上升迅速,油井见水快,调整效果不明显是一种极为普遍的现象,近两年,新肇油井见水有加剧的趋势,严重制约了油田的开发效果。

本文描述了新肇注水基本特征,并对裂缝油田注水开发进行了研究,提出了几点改善措施。

关键词:裂缝性油田;注水开发;合理注采比 中图分类号:T E357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0126—021　油田概况1.1　地质概况新肇油田位于黑龙江省大庆市肇源县新站镇北,在区域构造上位于松辽盆地中央坳陷区大庆长垣葡萄花构造西部的新肇鼻状构造。

该油田葡萄花层砂体和断层分布较复杂,地层原油粘度1.56mPa ・S,原油密度0.729t/m3,空气渗透率28.18mD,孔隙度19.5%,非均质性严重,天然裂缝比较发育,泥质含量高21.3%,粘土矿物以伊利石为主30～90%,储层强水敏,原始地层压力16.9M Pa,地层压力系数1.26,属异常高压类油藏。

1.2　开发现状新肇油田于2000年11月投入开发,共投产油水井398口,其中注水井105口,抽油井173口,捞油井120口。

截止目前新肇油田累积产油84.6346×104t,采出程度7.33%,累积注水296.6952×104m3,累积注采比1.86,综合含水41.13%,油田地层压力11. 15M Pa。

2　问题的提出及分析2.1　开发过程中亟待解决的问题由于及时的进行了注采系统调整,有效的控制了油田的自然递减,转注较早的古634区块自然递减率由2003年的25.06%下降到目前的17.69%,下降了7个百分点,随着油田大面积转注,水线沟通后仍保持高注采比开采,表现出三方面的矛盾:一是新肇地区葡萄花油层油藏类型主要为受断层复杂化的岩性,新肇油田存在着天然裂缝,而且极为发育,发育的裂缝,使注水方案调整更加的困难。

低渗透油田开发中的问题及措施作者：徐晓栋杨倩倩来源：《中国科技博览》2018年第34期[摘要]目前，在我国的油气田的开发工作中，工作人员加大了对低渗透油田的开发力度，相较而言，低渗透油田的开发工作要更有难度一些。

[关键词]低渗透；油田开发；问题中图分类号：TD647 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）34-0054-011 低渗透油田的概况解析低渗透油田是指石油的储层渗透率较低，单井含油量不足，产油量较少的油田，但低渗透油田分布较广，总含油量巨大，约占全国石油储备量的一半以上，同时，低渗透油田的产能建设规模已占到油田产能建设规模总量的70%以上，并具备“上汽下油，油气兼具”的特点，开发潜力不可小觑，因此，在石油需求日益增大的今天，低渗透油田的开发有着重要意义。

目前，我国已发现的低渗透油田大多分布在偏远地区，地质条件较差，例如：山脉地带、断裂层、盆地等，较难架设器材和设备，人力也难以到达，这都给石油的开采带来了巨大困难，因此，我国投入了大量资金和科研人员对低渗透油田的开采进行探索，低渗透油田现已成为石油能源开发、建设的主战场。

2 低渗透油田地质特征相较于高、中渗透油田，低渗透油田的渗透率一直是困扰油藏开采业的开发难题。

低渗透油田地质的渗透能力较弱，并且它的油层孔隙度也比较低，因而导致低渗透油田的产能非常低下。

如何保障低渗透地质油田也能有较高的开采率，对于现代社会的经济发展非常关键。

为了确保低渗透油田在开采过程中能够正常生产，必须将低渗透油田的地质类型和油藏区域的岩石类型弄清。

低渗透油藏中，最具特色的岩石类型莫过于致密砂岩，另外粉砂岩与白云岩等也是低渗透油藏中常见的地质类型。

此外还包含大量的长石和岩屑，矿物和结构成熟度相对较低，有更多的微孔喉和喉咙的结构较差，往往伴随着次生溶孔的形成和主要的粒间孔隙和孔隙的大小很小。

具有较强的非均质储层，含油量差异。

在开采过程中，由于低渗透油田的孔隙过小，因此油藏储层在开采过程中将面临更加敏感的压力。

我国将渗透率低于50×10-3平方微米的油藏统称为低渗透油藏。

其中，渗透率小于10×10-3平方微米的称为特低渗透油藏。

这类油藏的开采有其突出的特征。

1．自然产能低，需经压裂改造才有工业开采价值低渗透油藏油井自然产能很低，根据国内9个油田的统计，单井自然日产油量一般只有1--8t，有的井甚至无自然产能。

经过压裂以后，平均单井日产油量可达到3.6—27.7 t例如大庆的榆树林油田，油井自然产能只有0.86t／d，压裂后增加到9--lOt／d，基本具有工业开采价值。

2．注水井吸水能力低、地层和注水压力上升快低渗透油藏注水开发普遍存在一个突出问题，就是注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，矛盾加剧，甚至发展到注不进水。

造成这种状况的原因主要有两个方面：一是受地层中粘土矿物膨胀和水质等因素影响，油层遭到伤害，吸水指数下降；另一方面是低渗透油藏渗流阻力大，传导能力差，再加上井距往往偏大，注水能量很难传导扩散，致使注水井压力很快上升，在注水井附近憋成高压区，降低了有效注水压差，造成吸水量的递减。

3．生产井注水见效差，低压、低产根据我国主要低渗透油田注水开发的资料统计，在井距250--300m的条件下，油井一般在注水6个月后才开始见效。

有些低渗透油藏由于储集层性质太差，非均质性又比较严重，虽然注水时间长，但油井见效率仍然很低。

4、油井见水后采液指数大幅度下降，产油量加速递减低渗透油藏含水60%时，产液指数一般只有原始值的40%左右，再加上地层压力水平低，产液量很难提高，这样就造成了低渗透油井见水后产油量的加速递减。

大量实践证明，低渗透油藏注水开发的主要矛盾就是注水井的地层压力和注水压力上升快，生产井压力和产量下降快，注水量、产油量、开采速度和采收率都非常低，正如人们所形容的，是“注不进；采不出”。

5．注采井距适当缩小，开发效果明显改善为了探索低渗透油藏经济有效的开发途径，各油用开展了一些很有意义的矿场试验。

214低渗透油田地质类天然能量比较少，且能量消耗比较快，这种情况导致油田内部的原油在渗流过程中会遇到较大的阻力。

同时，低渗透油田在开发过程中具有较大的难度[1]，前后期产能相差甚远，即前期较高而后期则严重下降，稳定性极差，进而导致所投入的成本相对较高，而实际开发效果并不好。

为了提高低渗透油田的开发及应用效率，保证其开发效果，技术人员通过应用超前注水开发技术保持低渗透油田的地层压力，以保证此类油田的合理开发。

1　低渗透油田概述最近几年，我国在石油的勘探及开发过程中，大多油田都属于低渗透油田，其存在以下几方面主要问题：1.1　孔道狭窄低渗透油田的内部孔道一般都比较狭窄，低渗透油田内部的原油经由孔道完成渗流，当流经孔喉位置的时候，其阻力会有所增加[2]。

这样一来，低渗透油田内部的大量原油极易在孔喉处出现停留的情况，致使孔喉的直径变小，继而导致原油的渗透率降低，最终发生水锁效应。

低渗透油田内部一旦出现水锁效应，其开发工程就会出现较多危险因素，进一步增大开发难度。

因此，低渗透油田的孔道狭窄，会给油田的具体开发带来难度。

1.2　压力较低压力较低是低渗透油田的主要弱点之一。

低渗透油田的压力是由油井的深浅程度来决定的[3]，油井的埋藏深度越浅，钻井液的自身压力就越小。

低压情况下，油田地层的压力会呈现出不平衡的状态，造成油气上窜。

发生油气上窜时，如果油井没有下入符合标准的技术套管，就很容易导致井喷事故的发生。

2　针对低渗透油田的超前注水开发技术的具体应用在低渗透油田的开发过程中，超前注水开发技术的具体应用及效果有以下几点：2.1　提升驱油效率在低渗透油田的开发工作中，传统工艺中通常使用的注水方式为同步注水或滞后注水，以这两种方式注水时施工人员需要对油层阻力小、渗透率较好的层段予以快速开采。

但是这种开采方式会使层段所受的压力增大，继而加速高渗透层的突进，使注入水的平面波及系数出现降低现象，水驱油的效果并不理想。

而以超前注水开发技术驱油时，施工人员要在注水井进行投注，先行注入油田内部的水会下沉到油层底部，然后向周边的地层缓缓推进，最终流入渗透率高而渗流阻力小的地层，地层的压力与注水压力都会不断提升，导致高、低两个渗透层之间出现一定程度的压力差。