低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素

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注水开发储层的动态变化特征及影响因素分析

高含一特高含水储层性质、预测油水运动规律和剩余油分布具有重要指导意义。关键词：注水开发；态变化；动储层性质；影响因素
中图分类号：Ｅ３１Ｔ３＿３文献标识码：Ａ
０引言
油田注水开发实践和注水驱替实验均表明。储层在注水开发后。属性与参数都会发生不同程度的
１２微观参数变化特征－
微观特征参数包括储层岩石颗粒骨架、喉网孔
收稿日期：００３１；回日期：０００ — ０２１—０ — ８修２１— ５２基金项目：家科技重大专项 “ 渗、低渗透油气田经济开发关键技术 ” 编号：０８Ｘ５１— ０）助。国低特（２０Ｚ００３０５资
即有时变大。时变小。与驱出液中的颗粒总数有这密切相关（质是由颗粒和孔喉的匹配关系及流动本
如：随着注入水程度加深，储层物性有些变好，有些变差：层的孔隙度变化不大，渗透率与孔喉网储而
第一作者简介：春梅，９８年生，，士，程师，要从事油田提高采收率工作。地址：７０１）西省西安市未央区明光路长庆油田徐１７女硕工主（１０８陕
２１００年１２月
岩性油气藏ＬＴＬＧＣＲＳＲＯＲＩＨＯＯＩＥＥＶＩＳ

低渗透油藏

低渗透均质油藏由于储层的低渗透性，使其内部的孔隙结构、孔隙分布等各方面因素都对流体的运移产生不利的制约。

在油田实际生产中，也会遇到常规油田所没有的问题。

低渗透油藏注水开发的基本生产特征是注水压力不断提高，油井供液不足，产量递减快，采油速度低。

在增产增注措施不理想的情况下，往往采用提高注水压力的方法来提高注水量和注采压差。

高压注水能在一定程度上增加注水量，但不能改变注水量降低和相应神产经产液量下降的问题。

当注水压力增加到地层破裂压力以上时，地层产生裂缝，裂缝可能扩展到泥岩层或盐岩层，注入水会使泥岩蠕变、盐岩溶蚀。

在地应力的作用下，地层会产生相对位移，使套管变形，甚至断裂。

实践表明，低渗透油田注水十分困难，通常采用如钻水平井、压裂、酸化等增产措施来解决注水问题。

与此同时，开发低渗透油田还必须考虑粘土矿物的运移和膨胀造成的油层伤害、套管变形、合理的完钻井液、合理的射孔方式、流固耦合、采油方式等油田开发工艺问题。

但是有许多油田甚至不能依靠注水开发，必须寻求其他的驱油体系，如气驱、聚合物驱等方式、低渗透非均质油藏一个油田地下的油层通常不是一个，而是有许多个，有的甚至是几十层，几百层。

而且每个油层的性质又是不同的。

有的油层渗透性好，油层压力高，含油饱和度高；有的油层渗透性差，压力低，含油饱和度也低。

在注水开发时就会出现层间干扰等问题。

对于渗透率高的油层，能量补充较快、压力高、抑制了低压低渗透性油层的生产。

而对于渗透性差的低渗透层，能量补充不上，难以形成有效的产能接替，这样就严重影响了低渗层水驱采收率。

而且每个油层内的岩石物性也不会均匀分布，不同区块内的孔隙度、渗透率、含油量等也不尽相同，储层的非均质性进一步加剧。

下寺湾油田长2低渗油藏超前注水开发效果分析

研究区域长２油层为岩性构造油藏，油层薄，丰
收稿日期：０１—１２１２—１０
②天然微裂缝发育，增加了注水难度。下寺湾
油田在测井及钻井过程中出现的井漏、芯有见到取
天然裂缝，然裂缝在地层条件下一般呈闭合状天态，但油层经压裂改造、注水开发，局部井区裂缝开启后造成平面及层内矛盾加剧，加大了注水开发
公式为：ｐｒｔ（，）＝
避免由于压力下降造成的原油性质变差。当流体的压力下降到饱和压力以下时，地层原油脱气可以致使原油粘度增加，随之流动性变差，井产单量降低，含水率上升Ｊ而采用超前注水可避免这。
一
现象。
Ｄ：０３６／．ＳＮ１０ —６２２２０．７ＯＩ１．９９ＪＩＳ．０４０Ｘ．０１．１０７
下寺湾油田长２低渗油藏超前注水开发效果分析
王聪娥，曹进，耿传林
（延长油田股份有限公司下寺湾采油厂开发科，陕西延安７６０）１００
期油井产能迅速递减，期的月递减可达１％以初５
上，年递减率最高可达５％左右。随后逐年递减，０趋于平缓。油藏可采储量得不到最大发挥，采收率
仅为１％左右。１
系数为０８。储层孔隙度平均约为１．％，．３３６孔隙度中值为１．％，要以粒间孔为主，５７主占总孔隙的７．％；４７渗透率最大值为２．１～Ｉ，４７× ０Ｉ最小值为ｌ２００１ｐ平均值为４４．２× ０，，ｍ．９×１ｐ渗透中０，，ｍ值为２７ × ０ｍＬ．８１～ｌｚ引。１３驱动类型．

低渗透油田开发难点及对策探析

低渗透油田开发难点及对策探析在我国油气开发领域中，低渗透油田已探明储量占据油气资源总储量的2/3以上，具有极大开发潜力，也是油气开发领域的未来主要发展趋势，其重要性不言而喻。

但是，低渗透油田具有储层渗透率低、单井产能低等特征，在开发过程中面临诸多难点，难以实现预期原油产量与经济效益。

为解决这一问题，充分挖掘油田开发潜力，本文对低渗透油田的主要开发难点进行简要分析，并提出问题解决对策，以供参考。

标签：低渗透油田;油田开发难点;解决对策一、低渗透油田的主要开发难点1.油层孔喉细小、渗透率过低低渗透油田的定义为，渗透率在（0.1-50）x10-3μm2的储层。

由于储层渗透率过低，从油田开发角度来看，绝大多数低渗透油田的开采难度过大，普遍存在比表面积过大、油层孔喉较为细小的问题，这也是储层渗透率过低问题的主要出现成因，常规油田开采技术体系与油田开采需求不符。

同时，油层渗透率越低，则油田开发难度越大。

例如，当油层渗透率保持在（0.1-1.0）x10-3μm2时，被称作为超低渗透油田，基本不具备自然产能与开发价值。

2.渗流不规律在常规油田开发过程中，油田渗流往往具备特定规律，工作人员在全面掌握油田渗流规律的基础之上，可以针对性制定开发方案，有效利用现有开发资源，将油田开采效率控制在较高标准。

但是，多数低渗透油田的渗流规律难以确定，与达西定律相违背，且油田的贾敏效应以及表面分子力极为明显，以此为诱因，产生压力梯度，为后续油田开发工作的开展造成负面影响。

3.弹性能量过小多数低渗透油田普遍存在储层连通性过差的问题，加之受到渗流阻力因素影响，导致这类油田的弹性能量相对较小，实际采收率往往在1%-2%区间范围内。

在油田开采过程中，不但实际产量会处于较低程度，同时，也将浪费一定量的天然气资源，难以实现预期经济效益。

4.注水效果不明显目前来看，受到工艺限制，在开发多数低渗透油田时，需提前对油田进行压裂改造处理，方可具备大规模开发的基础条件。

低渗透油田注水开发规律与调整对策

后注水２～６个月的油井，采油强度０．４～０．３２ｔ／（ｄ．ｍ），产量下降幅度达到４３．５％～５１．５％，与数值模拟计算结果基本一致。２．２初期采用高注采比注水，恢复地层压力和油井的生产能力
发以来，采取高水质注水。严格按水质标准进行注水，在水质处理上做了大量工作，不仅搞精细处理，使出站水质达标，而且还要搞好水质的全程保护，对地面
管线、井下管柱、下井工具做到全程防腐，使注入水进入油层之前，不再被污染。２６沿裂缝注水、向两侧驱油，开发好裂缝性油藏油田一类区块裂缝发育，裂缝近东西向分布，采用反九点井网开发，井排方
向与裂缝夹角大。注水开发后，水沿定向裂缝推进较快，开发过程中平面矛盾日趋严重。对于存在着裂缝的水驱油藏，注采井点同时布置在裂缝系统上时，注入
水将沿裂缝向生产井突进，造成油井过早见水或暴性水淹；注水井布置在裂缝
１开发动态特征
积小、卡距细、承压高的封隔器，提高密封率２５高水质注水，保持油层具有稳定的吸水能力油田储层渗透能力低，孔隙结构复杂，对注入水水质要求较高。油田投入开
１１受构造、断层与岩性因素综合影响的复合型油藏
一
是平面及纵向上油水分布错综复杂，试油井中油水同出现象较为普遍，

浅析低渗透油藏开发效果影响因素

浅析低渗透油藏开发效果影响因素低渗透油藏是指储量与渗透率较低的油藏，其开发难度较大，开发效果容易受到多种因素的影响。

下面就低渗透油藏开发效果的影响因素进行浅析。

1. 油藏特征：低渗透油藏的储量较低，且渗透率低，导致油藏中的原油流动性较差，难以有效开采。

油藏中的孔隙度、砂岩粒径、渗透率等特征也会直接影响油藏储量和开采效果。

2. 堆积相和岩性：低渗透油藏的堆积相和岩性对于油藏的有效开发也有重要影响。

对于低渗透砂岩油藏而言，粒度细、结构紧密的砂岩堆积相具有较高的渗透率和较好的流动性，因此对于开发的效果更好。

3. 开发方案：低渗透油藏的开发方案也是影响开发效果的重要因素之一。

合理的开发方案能够充分发挥油藏的潜力，提高开采率和开采效果。

常用的开发方案包括常规注水开发、采用人工增透剂技术、水平井开发、多级压裂技术等。

4. 采油压力：低渗透油藏的采油压力对于油藏开采效果具有重要影响。

过高或过低的采油压力都会导致油田开采效果不佳。

过高的采油压力容易引起水窜，导致大量的水进入油井，降低了采油效果；过低的采油压力则难以使原油从储层中流动到井筒中。

5. 技术手段：合理的技术手段对于低渗透油藏的开发效果也起到至关重要的作用。

合理应用水平井技术可以增加油井的产能；利用压裂技术可以提高油藏的渗透率，增加油井的产能。

6. 地质条件：地质条件对于低渗透油藏的开发效果也有较大的影响。

地质构造和背景地层会直接影响油井的产能和开发效果。

在选择开发区块时，需要综合考虑地质条件的优劣，选择有利的开发区域。

低渗透油藏的开发效果受多种因素的影响，包括油藏特征、堆积相和岩性、开发方案、采油压力、技术手段以及地质条件等。

在实际的开发过程中，需要根据具体情况采取合适的开发方案和技术手段，以提高低渗透油藏的开发效果。

低渗透油层渗流特征及对油田开发的影响

低渗透油层渗流特征及对油田开发的影响我国低渗透储层非常的丰富，但是低渗透储层的开采难度比较大，所以了解低渗透储层渗流特征对提高采收率非常有帮助，也是低渗透储层的开发重点，应该对开发中所出现的问题进行分析，然后得出相应的解决方法，改善我国现有的开采技术和方法，实现我国石油能源的重复利用。

标签：低渗透油层;渗流特征;油田开发目前，随着现代工业的快速发展，石油能源在社会中得到了非常广泛的应用功能，受到了世界上许多相关学者的高度关注，在实现油田企业发展的过程中，对低渗透储层的开发越来越重要，低渗透储层的开发水平对企业发展具有决定性的影响。

石油能源对促进我国经济发展也至关重要，想要增加石油的开采量，需要提高了石油开采的规模和强度，但是在实际开采的过程中需要了解渗流特征对油田开发的影响，提出合理的改进措施，才能提高开采效率，做好相关的维护工作，才能帮助企业可以更好的进行开采。

1低渗透储层的渗流特征低渗透储层具有非达西渗流特征，非达西渗流特征具有两种特征曲线，在低压力梯度范围内低渗透储层中的渗流量与压力梯度呈线性关系，在高压力梯度范围内低渗透储层中的流量与压力梯度呈拟线性关系。

1.1启动压力梯度在低渗透储层渗流会受到很多因素的影响，其中主要包含渗透率、孔隙度和流动速度等影响，但是在这其中还会有启动压力梯度的影响，这个影响因素是油田开发最主要的影响因素，因为当启动压力梯度比较低时会造成油田原油不流动的情况出现，因为原油不能克服这种阻力，导致原油不会出现流动，如果说启动压力梯度比较大，则说明该储层的自然产能比较低。

通过对启动压力梯度进行分析和测试可以发现，启动压力梯度的数值和渗透率有关，可以利用两者之间的关系来确定公式，利用不同的渗透率来决定启动压力梯度，该方式也是形成非达西渗流的主要机理。

1.2流动孔隙数在整个低渗透储层中存在无数个细小孔隙，其中流体的流动具有启动压力。

孔隙越大，则需要的启动压力越小，孔隙越小则需要的启动压力越大。

影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析及对策

影响低渗透油藏水驱开发效果的原因分析及对策摘要：南翼山油田为典型的低渗透油藏，经过近10年多的水驱开发，取得了较好的开发效果，但也存在注水井吸水能力低、启动压力和注水压力高、油井受效时间长、压力和产量变化不敏感等问题。

针对低渗透油田注水开发中存在的问题，分析影响水驱开发效果的主要因素，提出了有效开发低渗透油田的主要技术措施。

关键词：低渗透油田水驱开发存在问题影响因素技术措施一、油田概况南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区，行政隶属青海省海西州茫崖镇。

区域构造位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。

含油层段为新近系上新统的上、下油砂山组，是一种在缺乏陆源物供应、具有温暖清澈的浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑混积沉积，岩性主要为深色的泥岩类、灰岩类夹少量砂岩、粉砂岩及白云岩。

储层发育原生粒间孔、次生溶蚀孔，残余粒间孔、晶间孔和微裂缝。

储层平均孔隙度为14.6%，平均渗透率为2.98md，储层排驱压力、饱和中值压力低，孔喉半径小，储层渗流性能差，属于中高孔—低渗透储层[1]。

二、油田水驱开发存在问题南翼山油田于2002年开始进行注水开发，采用280m×280m的反九点法注采井网，辖区内采油井58口，注水井30口，注采井数比为1：2.8。

取得一定注水效果的同时，开发过程中的问题及矛盾也日益突出[2]。

1.采用消耗方式开发，产量递减快，压力下降快油田原始地层压力为17.2mpa，天然能量不充足，渗流阻力大，采用自然枯竭方式开发，产量递减快，地层压力下降快。

在依靠天然能量开采阶段，产油量的年递减率为40%，地层压力下降幅度很大，每采出1%地质储量，地层压力下降4.2mpa。

2.注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高油田注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，层间、层内矛盾日益加剧，甚至发展到注不进水的地步。

由于注采井距偏大、油层吸水能力低，注水井的能量（压力）难以传递、扩散出去，致使注水井井底附近产生蹩压，注水压力升高。

低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨

低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨低渗透油田是指地下储层渗透率较低的油田，其开发面临很多困难。

为了提高低渗透油田的开采效率和油藏的综合效益，需要采用合适的注水开发技术方法。

精细分层注水是一种常用的低渗透油田开发技术方法。

它通过将注入井用于注水的井与油层的渗透能力相匹配，实现了不同层位的注水平衡。

精细分层注水的主要原理是通过合理布置生产井和注入井，使注水渗入到低渗透油层的每个细小层位中，提高油层的有效注水率，增加油层的有效压力，从而提高采收率。

精细分层注水的关键技术包括注水井的布置和调整、井间距和排污比的确定、注水压力和注水量的控制等。

注水井的布置和调整应根据油层的地质特征和渗透性分布进行优化设计。

通过合理选择注水井的位置和注水井间距，可以实现不同层位的细分注水，提高注水效果。

井间距和排污比的确定是实现注水平衡的重要因素。

井间距过大会导致水在油层中过早聚集，导致部分层位注水不均，影响采油效果；排污比过小会导致水压过高，造成油层破裂，影响油层渗透性。

井间距和排污比的确定要综合考虑地层渗透率、岩性和油层厚度等因素。

注水压力和注水量的控制是实现有效注水的关键。

合理的注水压力和注水量能够提高注水效果，促进油层的增油作用。

低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨还包括了油层改造技术的应用。

油层改造技术是指通过改变油层的渗流路径和渗透性分布，提高油层的渗流能力。

常用的油层改造技术包括射孔加酸、水力压裂和化学改造等。

射孔加酸是通过在油井中射孔并注入酸液，使原本被堵塞或者渗透能力较差的油层重新打通，改善油层的渗透性。

水力压裂是利用高压水射流作用在油层上，使油层裂缝扩展，增加渗流路径，提高油层的渗透性。

化学改造是通过注入化学剂改变油层的渗透性和水油分离性，提高采收率。

低渗透油田精细分层注水开发技术方法的探讨涉及到注水井的布置和调整、井间距和排污比的确定、注水压力和注水量的控制以及油层改造技术的应用等方面。

这些技术的应用可以提高低渗透油田的开采效率和油藏的综合效益，对于保障能源供应和提高国家经济发展具有重要意义。

浅谈低渗透油藏的特点及注汽机理

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。

低渗透油藏超前注水单井产能影响因素

大
庆
石
油
学
院
学
报
第３２卷
Ｖｏ．３１２
第６期２００８年１２月
Ｎｏ６．Ｄｅ．ｃ２００８
ＪＯＵＲＮＡＩＯＦＤＡＱＩＮＧＰＥＴＲＯｌＥＵＭＮＳＴＵＴＥＩＴＩ
低渗透油藏超前注水单井产能影响因素
１模型
采用黑油模型计算，面上采用２平５ｍＸ２网格．５ｍ纵
向上有效厚度为１ｍ．针对注采平衡问题，用正方形五点采
Ｌ０雌
法井网，采井数比为１岩石压缩系数为１注．２× １一０ＭＰ，ａ原油密度为０８．６ｇ・ｃｍ，层原油黏度为５ｍＰ地ａ
摘
要：用数值模拟方法研究了注水时间、透率、应渗井距、层压力因数对低渗透油藏超前注水效果的影响．结果地
表明；前注水可提高驱动压差，小压敏效应对低渗透油藏开发的不利影响；前注水时渗透率低的油井产能下降幅超减超度小，有较好增油效果；前注水需选择合理注采井距，距过大、小均不能取得最佳驱油效果；常压力及异常低具超井过正压油藏适合超前注水，常高压低渗透油藏建议采用滞后注水开采．异关键词：前注水；注水时间；层压力因数；低渗透；压敏；井产能超地单

特低渗油田精细注水技术对策分析

特低渗油田精细注水技术对策分析【摘要】特低渗油田是油田开发中的一种特殊类型，其地质条件较为复杂，油层渗透率较低。

针对特低渗油田存在的开发难题，精细注水技术成为一种有效的解决方案。

本文通过对特低渗油田精细注水技术进行对策分析。

首先分析了目前特低渗油田开发的现状，指出存在的问题主要包括注水效率低、采收率不高等方面。

然后介绍了精细注水技术的原理和优势，包括了强化调剖、微型压裂等技术手段。

在对策建议中提出了采用先进技术和设备、优化注水方案、加大调剖剂浓度等建议。

最后展望了特低渗油田精细注水技术的应用前景，指出通过不断创新和完善，将有望为特低渗油田开发带来更好的效果和经济效益。

【关键词】特低渗油田、精细注水技术、对策分析、现状、存在问题、应用前景、结论1. 引言1.1 特低渗油田精细注水技术对策分析特低渗油田精细注水技术对策分析是针对特低渗透油田开发中存在的问题和挑战所提出的技术方案，旨在提高油田开采效率和产量。

随着油田的开采程度逐渐加深，传统注水技术已经无法满足开采需求，因此精细注水技术应运而生。

精细注水技术通过对油层渗透性、岩石孔隙结构等进行深入分析，并结合地质特征和地下水动力学，实现对注水区域、注水量、注水压力等参数的精确控制。

这种精细调控能够提高注水效率，降低开采成本，延长油田生产周期，实现最大程度的资源利用。

目前，特低渗油田精细注水技术在国内外得到了广泛应用和认可，但仍然存在着一些问题和挑战，如地质条件复杂、技术装备不足、经济效益不明显等。

有必要对特低渗油田精细注水技术进行深入研究和分析，提出针对性的对策建议，进一步完善和推广这项技术，实现油田可持续发展。

2. 正文2.1 现状分析特低渗油田是指油藏渗透率低于1×10^-3μm^2的油田，在我国石油开发中占有重要地位。

目前，特低渗油田的开发面临着一些挑战和困难。

特低渗油田储量大，但单井产量低，开发难度大。

由于其渗透率低，油藏对采收能力要求高，需要采用高效的注水技术提高采收率。

低渗、特低渗油气藏注水开发的认识

对低渗、特低渗油气藏注水开发的认识摘要：低渗透性油气田储量广泛，在油气田开发中起着举足轻重的作用。

注水开采是目前普遍采用的油气开采方式，它对保持油层压力，实现油田高产稳产、高效开发发挥着重要的作用。

注水过程中，由于注入水向地层推进，在储层内会发生物理的或化学的反应，从而导致储层中流体渗流阻力增加和渗透率下降，造成地层污染。

本文通过对注水过程中储层损害机理分析，提出了保护地层的方法和预防储层污染的措施，并总结了在注水开发低渗、特低渗油气田方面的几点认识。

关键词：注水；低渗、特低渗；地层损害；储层保护随着常规油气资源量的日益减少，低渗透油藏的勘探开发工作越来越受到石油工作者的关注。

随着勘探开发程度提高和技术进步，低渗油藏勘探开发地位越来越突出，主要表现在三个方面[1]：一是新增探明储量中低渗油藏占有较大比重；二是低渗油藏物质基础雄厚，开发潜力大；三是原油产量低渗油藏比例越来越高。

注水开发是一种常见的、经济的开发方式。

但是，低渗、特低渗油藏具有油藏渗透率低、孔隙喉道小、储集层物性差、敏感性矿物含量高、敏感性强等特点，容易造成油气层损害[2]。

因此，在低渗、特低渗油气藏注水开发中必须从技术、管理等方面入手，采取有效措施保护储层免受污染。

对于低渗、特低渗油气藏，室内研究发现，普遍存在着的储层损害，一种是水相的侵入造成的伤害，如水敏性、盐敏性、碱敏性损害和无机结垢、有机垢堵塞等；另一种则是固相颗粒的侵入造成的堵塞。

①水敏损害，入井流体与岩石不配伍时，就会使得一些粘土膨胀、分散、运移，从而堵塞油气有效的渗流通道。

通常认为影响水敏的因素有4种，一为粘土矿物类型和分布状况，二为储层孔渗性质和喉道大小及分布，三为外来液体矿化度、含盐度、pH的影响和外来液体阳离子成分，四为温度等环境的影响。

能引起水敏损害的岩石矿物有：蒙脱石、蒙脱石/伊利石混层矿物，伊利石、高岭石、绿泥石等。

水敏损害是低渗透油藏的主要损害因素。

一般情况下，渗透率越低，喉道越小，水敏损害也越强，储层粘土矿物含量越高，渗透率就越低[3]。

特低渗油藏不同注水时机开发效果的影响

理论探讨228产城特低渗油藏不同注水时机开发效果的影响黄维摘要：低渗、特低渗油田具有注水开发困难、油井见效缓慢、自然能量开采递减快，采收率低的特点，因此如何有效开发该油藏，提高地层能量，选择合理的注水时机十分重要。

关键词：特低渗油藏；超前注水；开发效果低渗、特低渗油田的开发已成为低渗透油田稳定发展的主要潜力。

由于低渗透油藏一般边底水都不活跃，天然能量不充足，再加渗流阻力大，能量消耗快，虽然初产较高，但是递减快，稳产难，一次采收率低，严重制约低渗透油田的高水平和经济效益，已成为油田持续发展的关键技术之一。

对于低渗透油藏的注水开发过程中，注水时机的选择是影响油井产量以及油田最终采收率的一个非常重要因素，因此摸索出适合低渗透油藏特点的注水开发时机，对今后未动用低渗透油藏储量的有效开发和油田持续发展具有重要的战略意义。

1 低渗油藏渗流特征1.1 孔喉狭小、物性差低渗油藏最主要的特点就是孔喉狭窄，这就决定了当连续性流体通过储层的孔喉时，在低喉道半径的作用下，毛细管力急剧增加，当毛细管力超过驱动压力时，连续性流体就会变成分散状液滴，造成渗透阻力增加、渗透率降低。

在低渗透速度下，渗流曲线呈现非线性关系，随着渗流速度的增加，曲线的非线性关系曲线逐渐变为线性关系。

1.2 不同相之间的相互作用在任何不混溶的两相体系中，界面存在于相之间，界面张力是由分子之间的相互作用引起的，并构成两相性质的差异，低渗油藏亦是如此，利用毛细管模型和单层模型，推导了低渗油藏固液界面分子力与多孔介质渗透率和孔径的近似关系，固液界面分子力作用随多孔介质的渗透率或孔隙半径增大而单调递减，这也决定了低渗油藏在实际的开采中存在很大难度。

1.3 有效应力对岩石的作用低渗储层的岩石孔隙系统主要由小孔道组成，而小孔道具有较高的比表面积，在大应力条件下，渗流的多孔通道变小，最小孔道失去渗流能力，有效应力对低渗透砂岩非达西渗流有很大影响，围压对低渗变形介质储层的渗透率变化具有很大的控制作用，同时低渗透储层对应力具有较高的敏感度，随着油气的排除，孔隙压力逐渐减小，岩石的有效应力也逐渐增大。

低渗油藏注水井欠注原因分析及增注措施

低渗油藏注水井欠注原因分析及增注措施1. 引言1.1 低渗油藏注水井欠注原因分析及增注措施在低渗油藏开发过程中，注水井的欠注现象是一个常见的问题。

注水井欠注的原因主要包括以下几个方面：1. 压力力不足：低渗油藏的渗透性较小，导致油井产能较低，注水压力不足无法有效推动油藏中的原油向生产井方向移动。

2. 水质问题：注水井的水质不能满足要求，水质不纯导致管道堵塞或者原油质量下降。

3. 缺乏有效调度：注水井的调度和管理不当，导致注水井水量不足或者不均匀。

1. 提高注水压力：通过增加注水井的数量或者升级注水设备，提高注水压力，增加原油驱替效率。

2. 优化水质管理：加强水质管理，确保注水井的水质符合要求，避免因水质问题导致的生产事故。

3. 调整注水井产量：根据油藏特性和生产需求，调整注水井的产量，确保注水井水量充足且均匀。

通过以上增注措施的实施，可以有效提高低渗油藏的开发效率，提高采收率，实现经济效益最大化。

增注对于提高低渗油藏的注水井是至关重要的。

2. 正文2.1 注水井欠注原因分析1. 井网布局不合理：注水井之间距离过大或者布局不均匀会导致油层无法充分被注水覆盖，导致欠注情况出现。

2. 井底流速过低：井底流速过低会导致注入液体无法有效地扩散到整个油层中，造成部分地区油层欠注现象。

3. 油藏岩性不均匀：油藏中存在岩性不均匀的情况，可能导致部分区域注水效果不佳，形成欠注现象。

5. 井筒堵塞：井筒内部可能存在漏浆、杂质等堵塞物，导致注水阻力增大，造成欠注情况。

需要针对以上因素进行分析，并采取相应的措施来解决注水井欠注的问题，确保注水效果达到最佳状态。

2.2 低渗油藏特点分析低渗油藏是指储层渗透率较低的油藏，通常指渗透率在0.1~50mD之间的油藏。

低渗油藏具有一些特点，这些特点对于注水井的设计与运营都有重要的影响。

低渗油藏的渗透率低，导致油水两相在地层中的流动速度较慢，油水提取困难。

注水井在低渗油藏中往往需要更多的压力来推动水驱动油的流动，增加了井下设备的负担。

低渗油藏注水吞吐采油机理及可行性分析

低渗油藏注水吞吐采油机理及可行性分析摘要：注水和抽油技术是近年来提高油田开发效率的重要措施，因为油层压力下降，产量下降，向地层内注水增加了地层压力，然后在一定时期内关闭油井油箱内的水和油在毛细力的影响下产生替代反应，孔皱褶部分的原油被水取代，然后与水一起通过开井开采，以减少压力。

目前，国内大部分油田都采用该方案实施油藏增产增效战略，分析注水井的地质条件，明确影响注水井的开采效率因素，成为提高注水开发工作的重要内容。

关键词：低渗储层；注水开发；提高采收率；注水机理引言注水开发的油藏，在开发早期注人水会优先向渗透性好的方向驱替，从而形成水驱优势方向。

在水驱优势方向上的油井也会优先见效，如果平面上非均质性比较强，注人水沿优势方向驱替速度就越快，形成突进，造成高渗带上的油井快速见水。

通过对试验区油井见水时间统计，该区水驱优势方向为主应力方向。

随着注水时间延长，加之水质配伍性较差，存在较为严重的结垢，储层伤害导致注水井近井端渗透率下降，形成注水壁垒，高压注不进，注采两端压力差值增大，长期高压注水导致应力均一化，多方向微裂缝开启，平面水驱由早期的主应力驱替转变为目前的多方向驱替，油井呈现多方向见水。

1注水吞吐机理注水能力在一口井中完成，但当油井地层压力下降不能自喷时，会通过向油井地层注水来提高地层压力，注水完成后关井，等待地层中原油和注入水的毛细作用。

注入的水进入地层后，在高部位和高渗部位起主导作用，然后逐渐进入低孔、低渗部位，并填充地层孔隙空间。

原原油在地层中重新置换、配置后，开井生产，由于地层压力升高，井恢复了自喷能力，流出的原油与水一起排出地面。

因此，整个注水过程包括:注水、关井、焖井三部分，形成周期性注水过程。

随着注水周期的延长，油藏含油率逐渐下降，复井采油时间缩短，开井生产过程含水率将越来越高。

注水期间深层井筒附近水饱和度逐渐升高，油藏边缘含油饱和度逐渐降低，反应油藏边缘原油向井筒流动的特征。

对于井眼和油藏结构部位，对注水影响很大，位于结构的高部位，则油水重力分异效果较好，水驱油效果较好，且最终采收率也较高。

低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施

低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施现阶段，低渗透油藏具有丰富的存储量，且具有广阔的分布区域以及油气含量比较多的特点，为此，进行勘探和开发低渗透油藏已经是石油业的重要研究方向。

其中低渗透油藏的一个主要的开采方式就是注水开发，为了使低渗油藏的开发质量体积开发效率能够得到更有效的提高，必然需要强化注水采油技术。

标签：注水工艺油井开发开采率引言低渗透油气资源属于战略资源，其储存量在油气资源中占有举足轻重的地位。

而石油资源作为我国经济发展的重要支撑产业之一，必须保证足够的开采数量才能促进相应产业的蓬勃发展。

然而，石油开采是一项极为复杂的工业生产活动，地理环境、生产设施等各种因素全方位地影响着油田开采的数量和质量。

此外，占我国石油储量一半的低渗透油层与中、高渗透油层相比，存在渗透机理复杂、开发难度大、采收效率低等问题。

为了解决上述存在的问题，技术人员寻找出一种通过向低渗透油层注水来提高油田采收效率的工艺，从而保证油田企业良好的经济效益。

但是，据相关调查发现，现有的油田注水工艺尚不成熟，需要进一步健全和完善。

总而言之，要从不同角度全面了解和分析现有的注水工艺的不足，只有这样才能促进油田企业保持良好的经济效益，保证油田行业的可持续健康发展。

综上所述，对于低渗透油层来说，提高油田采收率具有重大的意义，但同时也面临着巨大的挑战。

1 概述低渗透油田所谓低渗透油田是指油田储存层具有较低的渗透率和丰富度的油田，具体有以下几点分类。

其一，一般低渗透油田，这类油田所含有的油类标准可以供工业生产，然而具有较低的产量，需要通过压裂措施来提高油量生产;其二，特别低渗透油田，具有较高的饱和度油层，油质标准不能够满足工业的要求，需要使用大型压裂措施方可进行开发;其三，超级低渗透油田，具有非常缜密的油层，较高的饱和度，一般情况下不具备开发价值，然而的确具有油层厚和较好质量的油质以及较浅的埋藏深度，可以用作后备能源开发。

但是由于开采时间较长，低渗透油田将会遇到产量下降、设备老化、工作效率下降等情况，进而造成企业经济效益降低。

特低渗油藏水平井开发效果及影响因素分析

特低渗油藏水平井开发效果及影响因素分析摘要：本文主要论述了N油田V油层组水平井开发现状，利用模糊综合评判原理对水平井的开发效果进行了综合评价，并分析了储层物性，地层能量、井眼轨迹、压裂等参数对开发效果的影响，结论是V油层组水平井开发效果优于直井，整体开发效果较好，影响开发效果的根本因素是储层物性差，主要因素是地层能量不足。

关键词：水平井特低渗透油藏开发效果影响因素一、油田概况1.地质概况N油田位于青海省柴达木盆地西部北区，属于西部坳陷区茫崖凹陷区南翼山背斜带上的一个三级构造。

N油田自上而下分I+II、III+IV、V三套油组开发，其中V油组埋深1519 m，油藏高度242.5m，中部深度1640m，中部海拔1179m，含油面积14.1Km2，单油层厚度1.0m～4.7m，平均单层厚度2.0m，小层数53个，含油小层46个，属薄层油层。

储层平均孔隙度9.29%，平均渗透率1.45mD，属低孔特低渗储层. 原油密度0.835 g/cm3；初沸点73.57℃；50℃时的运动粘度8.25×10-6m2/s，折算成动力粘度为6.89mPa.s ，属常规原油[1]。

该油藏于2010年正式投入开发，共钻井69口，平均单井日产油2.35 t，注水井数19口，日注水量317 m3/d，月累计注采比0.64。

2.水平井开发概况V油层组共完钻水平井10口，水平井段长度270m，目的层V-10，埋深1535.0～1917.9m，小层厚度为3.5～5.1m，孔隙度12.53%，渗透率10.53mD，含油饱和度44.4%，数模拟合储量186×104t，在所设计井区范围内分布连片。

水平井水力喷砂压裂投产，由于低饱和度的含油性质，投产初期含水70.7%，单井日产油6.09t，2013年6月底含水57.8%，单井日产油 3.5t，表现出产量递减快，后期含水下降的趋势。

二、水平井开发效果综合评价1.水平井与直井产量对比由于生产时间较短，分别将2011年和2012年生产时间较长的直井、水平井产量作对比，水平井产量是直井的1.8～2.5倍，水平井开发效果明显优于直井。

低渗透油藏注水开发影响因素及对策研究

197我国部分油田属于低渗透油田，由于地层中的渗透率相对较低，且地层中的能量相对较低，依靠地层中的能量难以将能源开发出地面，因此，需要采取合理的措施提高地层中的能量。

注水开发属于提高地层能量的重要方式，也是我国油田常见的开发措施，该种措施在使用过程中的经济性相对较强，且不会对储层产生破坏[1]。

由于低渗透油田在我国所有油田类型中占据重要地位，低渗透油田的开发效率将会对我国社会的发展产生重要影响。

尽管注水开发在低渗透油田开发过程中的应用已经取得重要进展，但是如何进一步提高低渗透油田注水开发的效率仍然属于一项重要问题。

本次研究主要是对低渗透油田注水开发的影响因素以及对策分别进行研究，以此推动我国低渗透油田开发的发展。

1 低渗透油藏注水开发影响因素分析目前，众多的科研人员对低渗透油田的开发问题进行了研究，通过对已有的研究结果进行分析可以发现，地质因素和开发因素属于影响其注水开发效果的重要因素，对于地质因素而言，其主要包括孔隙结构因素、砂体因素、夹层因素等，对于开发因素而言，其主要包括压敏因素、贾敏因素以及渗流特性因素等。

为了充分了解各种因素对开发效果的影响，本次研究将会从地质因素和开发因素两个角度出发进行深入分析。

1.1 地质因素地质因素属于自然因素中的一种类型，该种类型的因素也属于外部因素，难以采取合理的措施解决该种类型因素对注水开发产生的影响，因此，对于地质因素而言，在进行低渗透油田开发作业的过程中，相关企业只能采取合理的措施对其进行控制，以此防止该种类型因素对于注水开发产生消极影响[2]。

通过对地质因素进行综合分析可以发现，孔隙结构因素对于注水开发产生的影响相对较为严重，所谓的孔隙结构因素主要包括孔隙的半径、孔隙的形态以及孔隙之间的连通情况等，对于吸附滞留层中的液体介质而言，这些类型的介质基本处于停滞状态，如果想将其转化为流动状态，则需要对地层采取合理的人为措施，同时，部分措施需要在合理的条件下应用，例如对储层施加梯度压力等，在储层中的压力梯低渗透油藏注水开发影响因素及对策研究张海燕延长油田股份有限公司吴起采油厂陕西延安 717600摘要：针对低渗透油藏注水开发问题，首先对注水开发的影响因素进行分析，在此基础上，对低渗透油藏注水开发的措施进行研究，为推动我国低渗透油藏注水开发的进一步发展奠定基础。

低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素

低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素摘要：21世纪，我国的工业发展水平快速提升，为了增加能源供应，保障国家能源安全，相关部门将目光转向低渗透油田，并试图通过提高开采技术来降低成本、提高油田采收率。

低渗透油田的埋藏地点和周围地质环境、岩石特性等都与普通油田不尽相同，开采的难度较大，本文立足于生产实际，分析低渗透油田注水开发的生产特征与影响因素。

关键词：低渗透油田；注水开发；生产特征1低渗透油田开发的生产特征在一般的情况下，低渗透油井的含水饱和率较高，残油中的含水饱和率往往偏低。

在两相相互流动的过程中，由于受到区域范围的限制，两相的融合度较低，对油井的开发效率产生非常大的影响。

在低渗透油井中，经常会出现水段塞和油段塞相互排列的情况，如果存在毛管力，流动阻力也会偏高，会对油和水的流动状态产生非常大的阻碍作用。

随着注水开采的不断进行，地层中的油会不断流出，地层中的压力就会下降，受到上覆层压力的影响，岩石骨架中的孔隙体积会形成拱结构，岩石颗粒之间的胶状颗粒就容易出现塑性变形，但岩石结构的强度会上升，不容易出现变形的情况。

和孔隙结构出现的现象相反，喉道的结构为反拱形，在岩石压力的作用下，胶状结构也会出现变形的情况，这会导致岩石颗粒之间逐渐疏松。

随着压力的不断增加，胶状结构的变形也就越大，部分喉道甚至会出现闭合的现象，严重影响到了油井的渗透率，使油田的开发效率受到非常大的影响。

为了保证油井的产量，我们会采用井底流压降低的方法，但其流压也不能过低，否则会对地层压力造成很大的影响，导致油层的敏感性受到影响。

因此，在进行低渗透油井注水开采的过程中，应该对井底流压进行控制，在早期注水的过程中，应该保持一定的压力，避免压力过大造成敏感性损伤。

2低渗透油田的注水开发技术特征分析2.1超前注水技术在正式开采之前，实施超前注水，也就是用压力泵向地层中大量注水，能够提升地层压力，促使其形成压力驱替机制，提高油藏内部的压力条件，使得原油在超大压力的驱使下通过岩石和土层的孔隙，在固定的区域集中，能够更方便地进行开采，并大幅提高油井出油率。