对特低渗透注水砂岩油藏采收率确定方法的相关分析

精细注水提高红河油田低渗透油藏采收率摘要：随着低渗透油气藏在我国油气产量中所占比重的持续增大，我国未来油气产量稳产增产将更多地依靠低渗透油气藏，低渗透油气藏正成为中国油气产量增长的主体和储量接替的重要贡献者。

红河油田作为中国石化低渗透油气田的典型代表其注水技术和水平的高低直接影响着原油采收率及低渗透油气藏开发效益。

注水作为红河油田低渗油藏开发的主要方式，近年来虽然减缓了产量递减,但还存在注水井注入压力高、欠注甚至注不进水的问题,地层能量无法得到有效补充。

因此，必须高度重视注水质量的提升，这也是当前形式下实现红河低渗透油藏原油采收率的最有效方式。

关键词：红河油田；低渗透油藏；精细注水；提高采收率0前言红河油田位于鄂尔多斯盆地西南部镇原-经川地区,具有多层系含油的特点,主要产油层为上三叠统延长组长6、长8油层组,其次为长7、长9油层组。

红河油田属于致密砂岩油藏,由于储层具有低孔、低渗,孔喉半径小,毛细管压力高等特点,通过注水开发已经成为红河油田的主要开发方式。

近年来，受多方面因素影响，注水出现了注水井注入压力高、欠注甚至注不进水的问题,地层能量无法得到有效补充。

甚至由于部分井区储层物性差，加之前期试验不够充分等原因导致注水不见效的问题出现，油井递减大、产量低的情况没有得到改善，严重影响了低渗油藏注水开发评价。

1精细注水模式产生的背景1.1特殊的地质条件要求必须进行精细注水管理一是红河油田是典型的低压低渗透油藏，需进行持续、高效注水，才能实现有效开发。

二是注水受沉积砂体展布影响，注入水易沿古河道方向快速推进，导致主向高压见水，侧向低压低产；三是储层天然裂缝发育，裂缝型见水矛盾突出；四是储层垂向叠置，多油层同时开发，层间非均质性严重，易引起注入水在层间的不均匀推进和产液剖面不均。

可见红河油田特殊的地质条件对注水工作要求苛刻，只有将注水管理做精做细，用宝贵的水资源趋利避害、调控自如，才能不断提高油藏开发效果。

低渗透油藏C02混相驱提高采收率试验很多低渗透油藏在开发注水效果方面都没有得到较好的效果，想要对CO2的混相驱在这一油藏中的适用性进行验证，促进其采收率不断提高，本文将以油田作为基础，分析原油细管试验和微观试验等，对CO2油田原油最小的混相压力进行确定，为我国石油企业的发展做好基础保障。

本文将对低渗透油藏CO2混相驱提高采收率试验进行分析。

标签：低渗透油藏；CO2混相驱；提高采收率我国在开发低渗透油藏的时候出现了很多问题，比如自然产能比较低和地层能量缺乏等导致的采收率较低的现象，想要对这些问题进行处理，就要通过混相气驱对其进行解决，就我国EOR技术的应用现状分析，CO2混相驱有助于渗透油藏的采收率提高。

一、对CO2和原油最小的混相压力进行确定的试验分析（一）实验中需要准备的设备就细管试验而言，这是指一维人造模型基础上的一种溶剂驱替物的理模拟试验，目的在于原油和CO2最小的混相压力的确定，该试验的开展是在长10m和内径是3.8mm的紧密中填充纯净石英砂，需要注意的是充填层孔隙度是39%，此时的温度为90℃，CO2的纯度是99.9%，选择的原油是油田地层的原油。

（二）试验开展的具体步骤这一装置在操作中的主要步骤是指，2h细管恒温，并且需要在试验压力基础上对原油进行饱和，之后通过RUSKA高压泵对CO2进行匀速注入，利用回压阀对系统压力有效控制，出口气液总是会在常压分离器当中出现闪蒸分离，平均每半个小时记录一次，还要在试验中对流出物的颜色进行观察，并对1.2PV的溶剂进行注入，之后结束，利用试验曲线的压力采收率改变折点，并对其进行全面观察。

（三）试验的结果压力不同，采收率的曲线也是不同的，折点位置的压力一般是20MPa，细管试验中需要对气体突破的瞬间图像进行观察，由17MPa未混相的图像中能够看出，对没有混相时进行驱替，如果气体突破的话，所流过的流体就是气液交替的两相流动，之后再将其改变成为气相中间边缘的原油流动，此时的原油颜色没有发生任何变化，可以从20MPa混相图像中观察到混相过程中的气体突破流过液体手电是从黑色向棕红色改变，然后再向浅黄色进行变化，和未混相存在很大的差异。

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。

低渗透砂岩油藏驱油用聚合物筛选评价实验方法伴随着国家经济发展，能源开发需求不断增加，开发采收率和利用效率也成为现代油探工程追求的目标。

砂岩油藏是国内外重要的油气资源基础，其含油面积巨大，可见其重要性。

其开发利用技术是目前油探工程中极其重要的课题之一。

随着科学技术的发展，砂岩油藏的具体开发方式一直在进步。

驱油技术是开发低渗透砂岩油藏的关键，用于提高采收率和减少污染。

聚合物驱油是砂岩油藏开发驱油技术中最新发展的方法之一，发挥了重要作用。

聚合物驱油用于提高低渗透砂岩油藏的采收率，是有效的技术手段，而且节约预算。

为了验证聚合物的驱油效果，必须进行实验性筛选，使用不同的条件来评估聚合物对油藏的驱油效果，以便确定最优的驱油方法，杜绝投资的浪费。

实验的实施应根据目标油藏的实际情况，按照试验条件，制定相应的实验方案。

首先，根据低渗透砂岩油藏的特点，从岩心取样，提取聚合物。

其次，常规装置分析岩心聚合物组成，确定素材结构特征。

接着，采用微孔膜技术将油藏岩石岩心处理后，进一步分析聚合物在油藏岩石中的快速流动特性。

最后，通过综合比较和优选，得出最佳聚合物驱油方案，从而提高采收率。

与常规驱油技术相比，聚合物驱油技术有着许多优势，能够在节约预算的同时提高采收率。

然而，聚合物的驱油效果不能仅因其本身的特性而定，实验为必要，以获得有效的实验结果。

这就要求有效的实验方法，即选择有利于油藏开发的驱油剂和技术。

明确评价实验方法，了解油藏反应机理，选择有效驱油方案，为驱油技术的应用奠定基础。

因此，从油藏的实际应用角度出发，研究低渗透砂岩油藏驱油用聚合物筛选和评价实验方法，不仅有助于提升油藏开发利用效率，而且可以最大限度地减少投资支出。

具体来说，可以采用催化剂、固定空气、改性液体等技术，对聚合物进行改性加工，使其具备强效的驱油性能，有效地提高油藏开发采收率，并有效减少污染。

总之，聚合物驱油技术是低渗透砂岩油藏开发的重要技术手段，能够在提高采收率的同时节约投资，减少污染。

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。

低渗透砂岩油藏水驱特征分析Ξ李　钢1,谢传礼1,刘德华2(1.石油大学石油天然气工程学院,北京昌平　102249;2.长江大学石油工程系,湖北荆州　434023) 摘　要:本文根据实际生产数据做出了两个低渗透砂岩油藏的甲型水驱特征曲线,通过分析对应曲线形成各个直线段的形态说明油藏开发的效果。

并通过不同直线段的线性回归分析得到油田的原始地质储量和可采储量,说明预测结果的可信性。

最后再结合油田背景和生产实际在分析对比的基础上总结出了低渗透砂岩油藏水驱特征曲线的特征。

关键词:低渗透砂岩油藏;水驱特征曲线;可采储量 水驱特征曲线法是在油藏投入开发含水率达到50%以后,利用油藏的累积产水量和累积产油量在半对数坐标上存在明显的直线关系外推到含水率为95%时求油藏可采储量的方法。

用该法求得的储量只反映油藏当前控制的可采储量,使用时应充分考虑开发调整、采油工艺对它的影响。

1　甲型水驱特征曲线对于一个固定的开发层系和注采系统,当油田的开采到达一定的程度之后,甲型水驱特征曲线便会出现直线段。

根据实际生产数据,经线性回归取得直线的斜率和截距之后,便可以对油田的可采储量、地质储量和未来的开发动态指标做出有效的测算。

所使用的甲型水驱特征曲线的计算公式为:N R =log (f W L1-f W L)-[A 1+log (2.303B 1)]B 1其中:B 1-甲型水驱曲线直线段斜率;A 1-甲型水驱曲线直线段截距[1]。

2　典型油藏水驱特征曲线图1　文13北块油藏水驱特征曲线根据储层的渗透性能,将平均渗透率小于50m d 的油藏称为低渗透油藏,其中小于10m d 时又称为特低渗油藏[2]。

本文中所研究文13北和文13西块油藏均属于低渗透砂岩油藏。

文13北块位于文13背斜构造的北翼,东以文5文3断层为界,西以文东大断层为界。

南北分别与文3西块和文6块相连接。

根据文13北块和文13西块油藏历年的累积产油和累积产水数据,做出油藏的水驱特征曲线,如图所示(图1、图2)。

低渗透油藏提高采收率评价作者：王昊方铁煜来源：《新疆地质》2020年第01期低中高渗透地区油藏资源储量丰富，开采难度高，提高油藏开采率已发展成低中高渗透地区油藏勘探开发的重点工作。

《聚合物驱提高采收率技术》一书研究了国内外不同技术开发方式下的提高低温浅渗透新型油藏采收率相关技术的最新进展、应用及现状，展望了国内提高低温浅渗透新型油藏采收率相关技术的未来发展。

本书专业知识理论丰富，具一定的实用性，能为我国油田气田开发领域的相关研究人员提供一定的参考。

目前，我国将低浓度渗透层按油藏质量分为3个标准，分别为低浓度渗透、超低浓度渗透和存储层。

我国低渗性石油气油资源分布广泛，东部有渤海湾、松辽、二连、海拉尔、苏北、江汉盆地等油藏;中部有鄂尔多斯和四川盆地等油藏;西部有准噶尔、柴达木、塔里木、三塘湖盆地砂油藏。

低滲透油藏提高采收率技术主要有：合理部署井网井距技术，低温高渗透水藏油田由于具储层的特殊性，注水口对开发后的井网相对配置敏感，注水井网与主钻井间结构配置合理，注水钻井效果得到显著改善。

目前，在低密度渗透水采油田，菱形点和反九点的方法井网综合配置注水技术应用效果显著，随着石油开采后期注水采油井已转变为前期注水采油井，菱形已由反九十五点的方法井网发展为矩形五点井网，提高石油采收率技术效果更加显着。

在实际石油开发中，必须根据各油田的实际使用情况，通过进行相关的油田地质物理软件设计模拟等来确定合理的油田井下管网结构布局设计方式。

超前注水开发技术，目前，国内低温高渗透油藏的主要技术开发方式仍是油脂注水技术开发，先进油脂注水、精细油脂注水开发技术已得到广泛应用。

超前温度注水方式是基于注水井在前期采油井投入生产前进行投注，形成有效的注水压力温度交换注水系统的一种辅助注水方式，合理安排补充油井基础注水能量，提高生产地层注水压力，降低生产地层注水压力温度下降对地层渗透率的直接伤害，达到不断提高我国原油勘探开采生产率的主要效果。

低渗透油田注水井视吸水指数曲线特征分析与应用摘要：随着油田的开发，地球能源逐渐消耗殆尽。

对油层的压力将进一步减小，大量石油被挖出来，粘度增加，油井开采急剧下降，甚至停止生产，导致地下石油大量流失。

特别是必须克服对石油流动阻力的低注入石油储量，以预防性注水的形式在许多低等级石油储量中预先增加了地球层的压力。

由于注入量低的石油储量复杂、流速低，水开发难度大，有必要研究浅水曲线的特征特征及其应用。

关键词：低渗透；油田注水井；视吸水指数；曲线特征分析；应用策略引言注入是提高溢油效率的重要措施之一，但一段时间后集水区的采油能力可能会下降，外部因素会影响采油能力，降低发展效果。

影响因素各不相同，只有采取相应措施才能提高吸收能力。

集水盆地的吸收率直接影响低生产率，通常基于湿度指标的大小。

1低渗油田注水能力下降原因分析1.1注水杂质颗粒直径大阻塞孔隙通道发展水处理效率低下是一种常见的发展方法，它有助于提高利润率，从而导致不同数量的流入人的水中，这些流入人的层在井壁发生扰动后被固定下来，或者在地面运输中导致大坝。

当部分圆直径达到一定程度时，可以在井壁上形成过滤规则，并在土体内部形成桥梁，从而进一步缩小间隙，降低充填能力。

当水中的人造物质强有力时，土壤会堵塞，导致水容量恶化。

1.2温度、压力影响胶质和蜡质的形成根据采油工程理论，油层钻井前原油胶体和蜡含量动态平衡。

油层启动后，地下流体和收集的原油会影响储油结构附近的温度和压力。

地层内部温度和压力相应变化，温度和压力变化，处于平衡阶段的胶体和蜡含量平衡被打破，建立了新的物质平衡。

胶体和蜡含量不平衡后，形成一系列物理和化学反应，形成新的动态平衡，在地层和油管壁中出现新的有机泥浆，有机依赖作用降低了低渗透油田的注水能力。

相反，如果地下温度下降到一定程度，也会出现蜡沉积，导致油管壁堵塞，注水能力下降。

2注水井视吸水指数曲线的分析2.1视吸水指数曲线类型注水井指示曲线表示稳定流动条件下，注水压力与注水量之间的关系。