低渗透油藏超前注水单井产能影响因素_图文.
低渗透油藏超前注水理论研究
过外界补充能量来稳 定甚 至提 高低渗透油藏产能。而传统 的三次采油技术并不能适应低渗透 油藏 的储层特征 ， 针 对低渗储层弹 塑性 突出、应 力敏 感性强 等特点 ， 超 前注水技 术能够 弥补常规注水技术的不足 ，有效保护低渗储层、提 高单井产量 。
一
、
超前 注水技术 的提 出
我 国 目前 已发 现 和投 入开 发 的低 渗 透 油藏 大 部分 都伴 生 着 裂缝 。 这些 裂缝在 原始 的地 层 条件 下绝 大多 数为 隐性 裂缝 ，不 能成 为油气 渗 流通 道 。但 是经 过 人工 压裂 措施 改造 后 ，原始 的与 主应 力方 向一 致 的 隐性 裂缝将 成 为具 备渗 流能 力 的显性 裂缝 ，能够 增 大储 层 的有效 渗流 面积 ，提 高渗 流能 力 。但是 当压 裂强 度过 大或 者常 规注 水压 力过 高 时 这些 裂缝 就会 引起 水窜 。所 以低 渗透 油藏 中裂 缝在 注水 过程 中具 有双 重影 响作 用 ，一方 面能 够提 高储 层 的吸水 能 力 ，而 另一 方面 也容 易形
到 及时 的补 充 ，地层压 力就 会 大幅 度下 降 ，引起 油井 产量 和采 油指 数 迅 速减 小 。而低 渗储 层强 应力敏 感性 使 得 即使在 后期 通过 常规 注水 提 高了地 层压 力后 油井 的产 量和 采油 指数 也难 以恢 复 ，这就 是造 成常 规 注 水开发 不能适 用于低 渗透 油气藏 的一个 主要 原 因。 为 了解 决常 规注 水开发 对 低渗透 储 层造 成伤 害的 问题 ，超 前注 水 技术 已经成 为开 发低 渗透 油藏 的 一种有 效方 法 ，它是 注水 井在 采 油井 投产之 前投 注 ，并且 要求 地 层压 力达 到一 定水平 后再 建 立起 有效 驱替 压力 系统的 一种注采 方式 。
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开发是一项技术难度较高的工程，其开发效果受到很多因素的影响。
本文将从地质、物理、化学和工程四个方面分析低渗透油藏开发效果的影响因素。
地质因素1.储层砂体：低渗透油藏常常是由细粒度沉积物（如页岩）和少量的高渗透率砂岩组成的，砂体的厚度、连续性和孔隙度对于油藏有效厚度和渗透率的影响非常大。
2.构造和断层：构造和断层是地质应力的表现，其影响储层的物理性质，油、水分布和运移规律。
构造和断层的特征、排列方式和空间分布直接影响到油藏的采收率和经济效益。
物理因素1.孔隙度和渗透率：低渗透油藏的孔隙度和渗透率通常很低，因此在开发时，需要采用一系列增渗措施来提高渗透率和产量。
2.粘度和密度：油的粘度和密度对于油藏的开发效果有很大的影响。
高粘度和高密度的油会影响采油率和注水效果，需要采用增渗技术来解决问题。
化学因素1.油的组成：低渗透油藏中的原油组成复杂，其中含有多种不同的化学成分。
这些成分会影响油的流动性和处理技术，因此需要对其进行精细的化学分析和处理。
2.水质和矿物质：地下水的矿化度和溶液型态对于油藏的开发效果也有很大的影响。
过高的水矿化度和过多的矿物质会导致孔隙和裂缝的堵塞，降低油藏的产量。
工程因素1.采收工艺和设备：低渗透油藏的开发需要采用一系列先进的工艺和设备。
例如，增强油藏压力、注水、压裂等工艺能够提高油藏的渗透率，而井控、油藏连通性监测和数据采集装置则有效地提高了采收率。
2.经济和政策环境：开发低渗透油藏需要巨大的投资，同时需要满足政策和环境的要求。
因此，政策和经济环境的稳定和可预期性，对于开发低渗透油藏效果有着重要的影响。
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地下储存油气的岩石层，其中的渗透率较低，使得油气开采难度增加。
如何提高低渗透油藏的开发效果，是石油行业一直关注的问题。
本文将从地质条件、开发技术、环境因素等方面探讨低渗透油藏开发效果的影响因素。
一、地质条件1.岩石渗透性低渗透油藏的开发效果受到岩石渗透性等地质条件的影响。
岩石的渗透性影响着油气在地下的运移和储存，决定了油层的动态性和静态性能。
若渗透率太低，油气难于在岩石层中流动和聚集，开采难度相应增加。
2.岩石孔隙度岩石孔隙度指地下岩石中空间的占有率。
低渗透油藏常常以砂岩、石灰岩等多孔介质形式储存，因此孔隙度的大小直接影响着油气储存的空间和容量。
若孔隙度太小，则储油体积受到限制。
3.油藏成型时期油藏成型时期对开发效果也有很大影响。
一般认为，若油藏成型时间越早，地质条件较好，那么油藏中的油气数量和含气率相对较高，储层性能也优良。
若油藏成型时间越晚，则开发难度也相应增加。
二、开发技术1.开采模式低渗透油藏的开采模式直接影响着储层的动态变化和开发效果。
常见的开采模式有常规开采、大型注水开采、水平井开采等多种形式。
选择合适的开采模式需要充分考虑储层特征、产能及成本等方面因素。
如采用大型注水开采可增加地下水压力，提高油气的运移速度；水平井开采则可提高开采效率。
2.注水量适量注水对于提高低渗透油藏的开发效果有积极作用。
注水可以增加井底压力，改善渗透性，促进油气聚集。
但是注水过多则会导致水分压削弱地下油气的压力，使得开采效果减弱。
3.提高采收率的技术手段提高采收率的技术手段包括增加原油驱动力、改善渗透性、改变孔隙结构等。
其中，增加原油驱动力可通过注水、气体驱动等方式实现，改善渗透性则可通过钻井、压裂等方式实现。
三、环境因素1.油品质量低渗透油藏的开发效果也受到油品质量的影响。
一般来说，油品质量越好，其可开采的范围和开采速度相对较高，也能够保证采收率。
而质量不好的油品则需采取更多的开采手段，增加成本，同时开采效果也会相应减弱。
低渗透油藏注水开发的生产特征及影响因素
低渗透油藏注水开发的生产特征及影响因素何秋轩 阮 敏 王志伟西安石油学院摘要:低渗透油藏注水困难的原因有低渗透非达西渗流视渗透率的变化、油水两相渗流的有效渗透率降低、地层压力降低所引起的压力敏感性伤害和注入水质不合格所引起的不配伍性伤害等。
针对这些影响因素,阐明了改善低渗透油田注水开发效果的途径。
关键词:低渗透非达西渗流;视渗透率;有效渗透率;压力敏感性伤害中图分类号:TE 348 文献标识码:A文章编号:1009-9603(2002)02-0006-04引言力不断升高,油井供液不足,产量递减快,采油速度低。
在增产增注措施效果不理想的情况下,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生产井产液量下降的问题。
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。
据统计,注水井套管损坏远比油井严重。
因此,注水压力以不大于地层破裂压力为宜。
事实上,为增加注水量,许多油田的注水压力已经超过地层破裂压力。
油田注水状况和生产形势十分严峻。
1 低渗透非达西渗流视渗透率对油藏开发的影响1.1 非达西渗流特征低渗透储层中的流体流动是非达西渗流中的一种,称为低渗透非达西渗流。
其特征曲线分为两部分,在低压力梯度范围内渗流量与压力梯度呈非线性,在高压力梯度范围呈拟线性。
拟线性段的反向延长线不通过坐标原点,而与压力梯度轴有一正值交点,称为拟启动压力梯度。
由非线性段过渡到拟线性段的点称为临界点,该点界定了两种不同的流态,两种流态反映了两种不同的渗流规律[1]①。
1.2 非达西渗流机理1.2.1 启动压力梯度流体通过多孔介质时,固液界面存在固体分子和流体分子之间作用力。
在其作用下,多孔介质孔隙的表面形成一个流体吸附滞留层。
层厚度因流体性质不同而不同,约为0.1μm 。
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。
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摘要：随着我国油气勘测开发理论与开发技术的不断完善与发展，使得国内油气开发领域的建设规模不断拓展。
现阶段，以低渗透油藏为代表的油田已经大范围地分布在全国各个油田地区当中。
低渗透油藏主要是指油层储层渗透率较低且丰度低的油田，一般来说，这种类型的油田具备的单井产能也相对较低。
最重要的是，随着开采时间的延长，这类油藏往往普遍存在着综合含水上升的情况，使得原油产量明显降低，不利于油田企业经济效益的长远发展。
本文首先分析低渗透油藏的基本特征，然后探讨影响低渗透油藏开发效果的主要因素。
关键词：低渗透油藏;开发效果;注水替油1、低渗透油藏的基本特征低渗透油藏的储层性质和储层流体的渗流特性都不同于常规油田，地应力系统的变化也容易导致岩石结构产生变形，这导致低渗透油藏的开发特征和规律不同于常规油田。
低渗透油田的储集体大部分为砂岩储集体，由于成岩作用的影响，岩石中的孔隙和喉道比较细小，束缚水的饱和度高，表现出显著的非均匀性，裂缝发育较多，体现双重介质特点。
在开发过程中，储层压力快速下降，导致部分天然微裂缝被封闭，造成储层渗透率降低，油井的产业量和产油量都出现降低。
此时即使将地层压力重新恢复至原始压力，已经闭合的裂缝也无法重新打开，储层渗透率也不可能恢复至初始水平。
因此低渗透油藏的后期开发效果相对较差。
[1]此外，低渗透油田所在地区自然环境普遍比较脆弱，开采过程中的环境保护问题也必须得到重视。
2、影响低渗透油藏开发效果的主要因素2.1孔隙结构孔隙结构指的是岩石内部的孔隙与喉道大小、类型、分布与相互之间的连通关系，孔隙和喉道的半径直接影响到储层渗透率的大小。
低渗透油藏的储层孔径与孔隙和喉道壁上流体的吸附滞留层厚度相差不大，因此，吸附滞留层中的流体会流入孔隙和喉道当中。
吸附滞留层中的流体一般处于静止状态，只有当压力梯度形成时，这类流体才会进行流动。
若压力梯度未能达到储层流体流动所需要的梯度值，就会导致压力不能驱动流体。
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指的是油藏孔渗性较低的油藏，其渗透率一般小于1mD。
由于渗透率低，低渗透油藏的开发难度较大，开采效果也常常不理想。
研究低渗透油藏开发效果的影响因素对于有效开发低渗透油藏具有重要意义。
本文将从地质条件、油藏特征、原油性质和开发技术等方面对低渗透油藏开发效果的影响因素进行浅析。
地质条件是影响低渗透油藏开发效果的重要因素之一。
低渗透油藏的储集岩石通常为砂岩或碳酸盐岩，其孔隙度和渗透率较低。
地质构造是决定油藏形态和油气运移的关键因素，不同的地质构造会对低渗透油藏的开发效果产生重要影响。
构造斜坡的油藏往往存在水体倾倒、产能脉冲等问题，开发难度较大。
储层含油饱和度、构造裂缝和天然裂缝发育程度等地质因素也会影响低渗透油藏的开发效果。
油藏特征是影响低渗透油藏开发效果的另一个重要因素。
低渗透油藏的孔隙结构复杂，孔隙度低，孔隙连通性差，导致原油流动困难。
低渗透油藏的岩石强度高，岩石力学参数较大，使得岩石破裂和孔隙扩展困难，对开发技术提出了更高的要求。
油藏物性参数如孔隙度、渗透率、渗透率分布、油藏压力、剪切应力等，以及油藏物性随时间和地域的变化，也是影响低渗透油藏开发效果的重要因素。
原油性质对低渗透油藏开发效果也有一定影响。
原油的粘度是其流动性的关键参数，低渗透油藏中的原油粘度通常较高，因此在开发过程中需要加大注水量或采用其他措施来改善原油的流动性。
原油中的胶质、沥青质、杂质等也会对原油的流动性产生影响，进而影响低渗透油藏的开发效果。
开发技术是影响低渗透油藏开发效果的关键因素之一。
目前，常用的低渗透油藏开发技术包括水驱、聚合物驱、CO2驱和常规采油等。
不同的开采技术具有不同的适用范围和效果。
对于渗透率较低的低渗透油藏，通常采用水驱或聚合物驱等方法来提高原油采收率；对于孔隙度较小、渗透率分布不均的低渗透油藏，则需要采用水平井、酸化压裂等技术来改善油藏渗透性。
开采压力、注采比、井网布置等开发参数的选择也会对开发效果产生重要影响。
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
低渗透油藏开发效果受到多种因素的影响，主要包括油藏特征、开发工艺和技术、油
藏管理等。
低渗透油藏的特征对开发效果有很大影响。
低渗透油藏的渗透率低，储量分布不均匀，孔隙结构复杂，导致油藏对流和展开性差。
低渗透油藏中的原油黏度大，地层温度高，使
得原油流动性差，采油困难。
低渗透油藏的特征决定了该类油藏的开发难度和开发效果。
开发工艺和技术对低渗透油藏开发效果的影响也很大。
低渗透油藏的开发主要采用压裂、水驱、气驱等增产技术，通过改善油藏的渗透性和流动性来提高采收率。
压裂是最常
用的增产技术之一，通过注入高压液体使岩石裂缝扩展，增加流通路径，改善储层渗透性。
水驱和气驱则通过注入水或气体来增加油藏的压力，推动原油向井口流动。
还可以采用
CO2驱、聚合物驱等技术来增加原油的流动性。
开发工艺和技术的选择和应用对提高低渗
透油藏的采收率和开发效果有重要影响。
油藏管理对低渗透油藏开发效果的影响也不容忽视。
油藏管理包括注水、注气、注聚
合物等措施，旨在维护油藏的压力和温度，提高原油的流动性。
合理的油藏管理可以延缓
油藏压力下降速度，提高采收率。
油藏管理还包括合理的井网布置、注采关系的调整、拟
定合理的开发方案等。
通过科学的油藏管理，可以最大限度地利用油藏资源，提高低渗透
油藏的开发效果。
低渗透油藏开发效果受到油藏特征、开发工艺和技术、油藏管理等多种因素的影响。
只有综合考虑这些因素，采取相应的开发策略和措施，才能提高低渗透油藏的采收率和开
发效果。
低渗透油藏超前注水单井产能影响因素
庆
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报
第 ３ ２卷
Ｖｏ ．３ １ ２
第 ６期 ２ ０ ０ ８年 １ ２月
Ｎｏ ６ ． Ｄｅ ． ｃ ２ ０ ０８
Ｊ ＯＵ ＲＮＡＩ ＯＦ ＤＡＱＩ ＮＧ ＰＥＴＲＯｌＥＵ Ｍ ＮＳ ＴＵＴＥ Ｉ ＴＩ
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 ５ｍＸ ２ 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
Ｌ ０ 雌
法井 网， 采 井 数 比为 １ 岩 石 压 缩 系 数 为 １ 注 ． ２× １ 一 ０ ＭＰ ， ａ 原油密 度 为 ０ ８ ． ６ｇ・ｃ ｍ ， 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
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地下储层的渗透率在1×10^-3mD以下的油气藏，是石油勘探与开发中的重要资源。
由于低渗透油藏的地质条件复杂，油藏开发效果受到多种因素的影响。
深入研究低渗透油藏开发效果的影响因素，对于指导和优化低渗透油藏的开发具有重要意义。
1. 地质条件地质条件是影响低渗透油藏开发效果的主要因素之一。
首先是储层的渗透率和孔隙度，低渗透油藏的储层渗透率较低，使得油气开采难度增加。
其次是储层构造，低渗透油藏常常伴随着复杂的储层构造，构造对于原油的运移和富集起着至关重要的作用。
还有储层中地层流体的性质，如粘度、饱和度等，这些地质条件都会对低渗透油藏的开发产生影响。
2. 成本投入成本投入是影响低渗透油藏开发效果的关键因素之一。
由于低渗透油藏的复杂地质条件和采油技术要求高，使得其开发成本较高。
如何合理控制成本，提高开采效率，对于低渗透油藏的可持续开发至关重要。
降低成本投入、提高开采效率是一项重要的工作。
3. 注水技术注水技术是提高低渗透油藏开发效果的重要手段。
由于低渗透油藏的地层渗透率较低，油水比较大，单纯依靠自然产能难以达到预期的开采效果。
通过注水技术，可以提高储层的有效渗透率，促进原油的流动，从而提高采收率。
合理的注水技术对于低渗透油藏的开发效果具有重要的影响。
4. 压裂技术5. 采油工艺6. 环境因素环境因素也是影响低渗透油藏开发效果的重要因素之一。
由于低渗透油藏的开采过程需要耗费大量的能源和水资源，对于环境造成了一定的影响。
合理控制环境污染，降低环境影响，对于低渗透油藏的可持续开发具有重要的意义。
低渗透油藏的开发效果受到多种因素的影响，其中地质条件、成本投入、注水技术、压裂技术、采油工艺和环境因素是影响开发效果的主要因素。
在低渗透油藏的开发过程中，需要综合考虑各种因素，制定合理的开发方案，以提高开发效果，实现可持续开发。
低渗透油藏超前注水理论研究
低渗透油藏超前注水理论研究摘要：低渗透油藏由于岩性致密、渗流阻力大、单井产量低、压力传导能力差等因素，导致油井的自然产能极低且产量递减速度快，必须通过外界补充能量来稳定甚至提高低渗透油藏产能。
而传统的三次采油技术并不能适应低渗透油藏的储层特征，针对低渗储层弹塑性突出、应力敏感性强等特点，超前注水技术能够弥补常规注水技术的不足，有效保护低渗储层、提高单井产量。
一、超前注水技术的提出我国目前已发现和投入开发的低渗透油藏大部分都伴生着裂缝。
这些裂缝在原始的地层条件下绝大多数为隐性裂缝，不能成为油气渗流通道。
但是经过人工压裂措施改造后，原始的与主应力方向一致的隐性裂缝将成为具备渗流能力的显性裂缝，能够增大储层的有效渗流面积，提高渗流能力。
但是当压裂强度过大或者常规注水压力过高时这些裂缝就会引起水窜。
所以低渗透油藏中裂缝在注水过程中具有双重影响作用，一方面能够提高储层的吸水能力，而另一方面也容易形成水窜，引起过早见水和水淹。
此外低渗透储层强应力敏感也对常规的注水开发技术提出了挑战。
大量的生产实践表明在低渗透储层投入开发生产后如果地层能量得不到及时的补充，地层压力就会大幅度下降，引起油井产量和采油指数迅速减小。
而低渗储层强应力敏感性使得即使在后期通过常规注水提高了地层压力后油井的产量和采油指数也难以恢复，这就是造成常规注水开发不能适用于低渗透油气藏的一个主要原因。
为了解决常规注水开发对低渗透储层造成伤害的问题，超前注水技术已经成为开发低渗透油藏的一种有效方法，它是注水井在采油井投产之前投注，并且要求地层压力达到一定水平后再建立起有效驱替压力系统的一种注采方式。
二、超前注水对低渗透储层的影响利用超前注水开发低渗透油藏，可以合理地补充地层能量，提高地层压力，降低因地层压力下降引起的孔隙度和渗透率伤害，使生产井在开井生产后能够建立较大的生产压差，以克服启动压力梯度，从而使油井能够较长时间地保持较高产量生产。
同时通过超前注水防止原油物性变差，有效地保证原油渗流通道的畅通，提高注入水波及体积并最终提高原油采收率。
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渗透率较低，且储层孔隙连通度差的油藏。
由于储层孔隙连通度差，低渗透油藏的开发效果往往受到多方面因素的影响。
本文将从地质因素、物理因素和化学因素三个方面对低渗透油藏开发效果影响因素进行浅析。
地质因素是低渗透油藏开发效果影响的重要因素之一。
首先是储层孔隙结构的影响。
低渗透油藏的孔隙结构往往复杂多样，孔隙体积小且分布不均匀，这使得油藏中的原油难以流动和聚集，从而影响了油藏的有效储量和开发效果。
其次是储层含油饱和度的影响。
低渗透油藏的含油饱和度一般较低，而且分布不均匀，这对开发效果产生了一定的影响。
低渗透油藏的岩石力学性质也是影响开发效果的重要因素。
低渗透油藏的岩石力学性质一般较差，强度较低，易于破坏和塌陷，这会导致油井产能下降和油藏开发困难。
化学因素也是影响低渗透油藏开发效果的重要因素之一。
首先是水和岩矿反应的影响。
低渗透油藏中的水与岩矿之间会发生一系列的化学反应，如溶解、沉淀等，这会导致储层孔隙的改变，从而影响原油的流动和聚集，降低了开发效果。
其次是水和油之间的相互作用影响。
低渗透油藏中的水和原油之间会发生一系列的物理和化学反应，如乳化、溶解等，这对原油的流动和采集产生了一定的影响。
低渗透油藏的开发效果受到地质因素、物理因素和化学因素的影响。
地质因素包括储层孔隙结构、含油饱和度和岩石力学性质；物理因素包括渗透率、孔隙连通度和孔隙压力；化学因素包括水和岩矿反应以及水和油之间的相互作用。
在实际的低渗透油藏开发中，需要充分考虑这些影响因素，采取相应的措施和技术手段，以提高开发效果。
影响低渗透油藏注水开发效果的因素及改善措施
现如今，我国可探明油藏资源十分丰富，其中低渗透储藏量占了绝大多数。
随着石油勘探开发事业的蓬勃发展，开发低渗透油田成了一个重要的环节。
目前注水开发是低渗透油田主要的一种开采方式，在吉林、大庆、新疆等北部油田开发中广泛运用。
不过低渗透油藏注水开发还存在一些问题，影响注水开发的效果。
基于这些影响注水开发的因素，本文展开讨论总结，分析其原因并提出相应的改善措施。
1 影响注水开发的因素影响低渗透油藏注水开发的因素分为内部因素和外部因素。
既有地质本身存在的问题，也有开发时技术细节等方面的问题影响。
地质影响因素中有砂体内部结构影响、孔隙影响以及夹层频率影响等。
开发技术方面包括渗流特点影响、贾敏效应、水质影响、压敏效应等。
1.1 内部因素1.1.1 砂体结构影响砂体结构影响低渗透油藏开发效果明显并且十分容易被忽略。
低渗透油藏不同于其他油藏，在物质性质一有变化即可明显影响渗透场，因此，在低渗透油藏河道中砂体形成的结构对流体的阻拦作用要比其他油藏更加强烈。
例如对其他油藏影响并不大的砂体切割界面，会严重影响低渗透储层中砂岩的连通性甚至造成两侧砂体不连通[1]。
1.1.2 孔隙影响孔隙影响主要是孔隙结构中孔喉大小、孔隙形状及其连通状态对低渗透油藏注水开发的影响。
相关报告显示，孔喉孔隙尺寸大小将会直接影响到启动压力梯度，两者成负相关的关系。
而实践表明，压力梯度越大注水开发越受影响。
与此同时，孔隙连通状态等结构越复杂，开发效果也会越差。
1.1.3 夹层影响研究数据得到，在低渗透油藏储层中大多数夹层都是斜交式的，这些倾角在低渗透情况下将会影响砂体连通性从而造成开发效果不佳。
同时，如果在低渗透油藏中存在太多夹层，将会大大降低储层流动性，使得注水开发受阻，水淹难度大大增加。
1.2 外部因素1.2.1 渗流特点影响低渗透油藏渗流不同于其他油藏，要使得开发效果更好需要的生产梯度就要越大。
不过，在低渗透环境下，孔隙中全部参与流动的流体具有的区域太小，导致油井间的压力梯度降低，大多数流体并不参与孔隙间的流动，这样就会大大影响开发的效果。
超低渗透油藏超前注水开发效果分析及对策
Hale Waihona Puke ２ 超前注 水开发初期水驱效果分析
图 １ Ｂ５ 为 １３区 由 ２ ０ ０ ９年 １月至 ２ １ ０ ０年 ５月
基金项 目： 教育部博士点基金“ 三维大 变化尺度缝洞型碳酸盐岩油藏复杂油水两相 流动规律研究” ２ １５ ２ １ ００ ） （０ ０ １ １ １０ ６ 作者简 介： 胡书勇（ ９ ３ ， ， １７ 一） 男 副教授 ， 博士，０６年毕业于西南石油大学石油工程专业 ， ２０ 主要从事油气藏数值模拟 、 油气藏工程 、 特殊油气 田开发等领 域 的基础理论及应用技术研究与教学工作 。 参加研究工作的还有 王明瑜 。
压 力恢 复测试 和 １ 井次 的压力 降落 测试 。根 据 ３个
测 试 结 果 计 算 出 ， 井 平 均 地 层 压 力 为 １．７ 油 ３９ ＭＰ ， ａ 注水 井平 均地层 压力 为 ２ ． ４ＭＰ 。 ３ ９ ａ
２７口， 投 产 注 水 井 ８ ２ 新 １口。注 采 井 数 比逐渐 下 降， 月产 油 量 迅 速 上升 ， ４７７ｔ月增 至 １ ７ 由 ２ ／ ５６９ ｔ月 ， 采 比保 持 在 ２ ５左 右 ， 水 率 逐 渐 下 降 至 ／ 注 ． 含 ２． ％ ， 均单 井 日产 油量 基本 稳 定在 １７ｔｄ 平 １９ 平 ． ， ／
基本 上完 成超前 注水 的要求 后 ， 大量投 产新 井 。至 ２０ ０ ９年 １ １月 ， 投 产 ３ ８ 口井 ， 中新 投 产 油 井 共 ０ 其
稳定 ， 油井产能 较低 ， 含水 率基 本 保持 稳定 ， 目前需
要及 时对开发 初期 的水 驱开 发效 果进 行分 析 ， 已 对 实施 的井 网及 超前 注水 技术 政策 进行 评 价 ， 出今 提 后 科学 、 合理 的井 网类型及超前注水 开发技术政策 。
低渗透油藏超前注水单井产能影响因素(1)
0 引言
我国低渗透油气田主要依靠注水开发 ,其特点是油层吸水能力差 ,油藏压力衰减快 ,产量递减率高. 形成这种现象的主要原因有 2 个 :一是储层致密 ,渗透率低 ,渗流阻力大 ;二是低渗透油藏还普遍存在压敏 现象 ,压力衰减时渗透率也跟着降低. 我国文东油田 、榆树林油田 、安塞油田等都存在明显的压敏特征[1] . 安塞油田是国内比较典型的低渗透油藏 ,地层压力下降时 ,渗透率也跟着下降 ;通过注水恢复地层压力 ,渗 透率只能恢复到原来的 60 %～87 %[2] . 压敏现象与渗透率大小有关 ,渗透率越低 ,压敏现象越明显 ;当渗 透率小于 1 ×10 - 3 μm2 时 ,应力敏感性急剧增加[3 ] .
图 2 不同注水时间单井产能变化曲线
图 3 不同注水时机时井间压力分布曲线
3 渗透率
通常把渗透率界于 0. 1 ×10 - 3 μm2 到 50 ×10 - 3 μm2 之间的油藏定义为低渗透油藏[5] ,选择 5 个渗透 率级别进行计算 ,不同渗透率级别单井产能变化见表 1. 由表 1 可知 ,当渗透率小于 1 ×10 - 3 μm2 时 ,单井 产能较低 ,随着渗透率增加采油强度和单井产能增加 ;渗透率高于 1 ×10 - 3 μm2 时 ,10 a 后其产能仅为初 始产能的 20 %左右 ,而渗透率为 1 ×10 - 3 μm2 ,开采 10 a 的产能约为初期的 65 % , 说明渗透率越低 ,超前 注水效果越好 ,特低 、超低渗透率油层适合超前注水.
投产 3 a 后 ,地层压力因数为 1. 2 的地层增油比例为 10. 24 % ,比正常地层压力因数低 5. 2 % ,这说明低地
低渗透油藏注水开发影响因素分析与措施
255目前，国际大型油田都进入了开采后期，我国也不例外，例如大庆油田和胜利油田，从另一方面分析，世界经济快速发展，世界各国对能源的需求量都不断增加，各国都在加快对新能源的研究，例如可燃冰，但是在新能源达不到量产之前，石油仍是最可靠、最清洁的能源，因此必须想办法开采难度较大的油田，低渗透油藏就是一个新方向。
低渗透油藏数量很多，地下原油含量丰富，但是开采工作难以进行，开采难度极大。
国内外专家对低渗透油藏的开采工作进行了深入研究，但是仍然无法实现克服所有困难达到量产的要求[1]。
通过注水的方式进行低渗透油藏开发是一个新的开发方向，但是注水开采方式虽然较为成熟，但是影响因素较多，如果无法克服所有影响因素，就无法实现安全、可靠的开采目标。
本文首先对影响注水开采的影响因素进行系统的研究和分类，将其分为地质因素和开采因素两个大类，然后针对性的提出五种改善措施，希望能为我国低渗透油藏的开采提供相关建议，促进石油领域的发展。
1 低渗透油藏注水开发影响因素分析在对低渗透油藏开发进行深入研究后，发现影响因素主要分为两个大类，分别是地质因素和开采因素。
1.1 地质因素①孔隙因素。
孔隙因素主要是指地层中孔隙的直径、形状以及连通性能等因素，一般情况下，孔隙因素影响的是地层渗透率，从而间接影响低渗透油藏的开采。
通过研究发现，孔隙的直径越小、形状越复杂、连通性越差，则开发难度越大[2]。
②砂体结构因素。
一般情况下，砂体结构是最容易忽略的影响因素，但是砂体结构却会对油藏开发产生直接影响。
砂体结构主要是指砂体的物性，例如粘附性，研究表明：当砂体的粘附性越强，则开发难度越大。
③夹层因素。
对地层夹层进行深入研究后发现，夹层并不是平行的，很多夹层呈现出斜交的形状，例如在三角洲地带，这种形状的夹层有利于中高渗透油藏的开发，但是会增加低渗透油藏的开发难度，这主要是因为低渗透油藏本身渗透性能就比较差，复杂的夹层不但不会增加渗透性能，还会对渗透起到一定的屏蔽作用，从而增加开采难度。
影响特低渗透油藏超前注水效果的因素
176特低渗透油藏由于油藏岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差，启动压力梯度和介质变形特征成为特低渗透油藏最显著的特征。
同时天然能量不足、油井自然产能低，造成了油井投产后地层压力下降快，产量递减大，采收率很低。
超前注水是指注水井在采油井投产前投注，注水一段时间后使地层压力高于原始地层压力，然后油井再投产的开发方式。
由于超前注水具有能够建立有效压力系统，降低应力敏感性损害，抑制原油物性变差，提高波及效率等特点，因此被广泛运用到特低渗透油藏的开发中。
1 实验与分析1.1 合理压力保持水平的确定由于油层的平均渗透率低，因此长岩心超前注水合理压力保持水平的实验采用此渗透率的岩心进行。
从采收率随开采时间的变化看，采收率随时间的增加而逐渐增加，增速先快后慢，采收率增速减缓。
超前注水压力保持水平为135％时，由于岩心孔隙压力较高，更容易克服油相流动的启动压力，同时减弱了应力敏感效应的影响，因此实验初期采收率最高。
在初期的采收率与孔隙压力直接相关，且超强注水压力水平越高效果越好。
随着时间的推进，到实验中前期，采收率受到含水率的影响较大，使得压力保持水平较高的岩心的采收率逐渐减缓。
到实验中后期，采收率的变化已经不大，累计采收率产生差异的原因为前期和前中期采收率变化累计的结果。
1.2 不同渗透率岩心的分析低渗透油藏不同渗透率同步注入和超前注水对比表明，超前注水的效果与渗透率有关，渗透率越低超前注水的效果越好。
不同渗透率的采收率随时间的变化表明，越低渗透的岩心超前注水的效果越好。
超前注水对不同渗透率的低渗透岩心均有提升。
渗透率越小，使用超前注水措施的效果越好。
不同渗透率岩心的含水率随时间的变化表明，超前注水措施实施后见水时间普遍早于同步注水的岩心，但是含水率达到经济极限含水率的时间大致相当，因此认为超前注水措施对含水率上升具有一定的抑制作用。
1.3 不同渗透率岩心的启动压力梯度启动压力梯度的影响是低渗透储层开发异于中、高渗透储层的重要原因。
低渗透油田注水开发的生产特征及影响因素
3 低渗透油田注水开发影响因素3.1 孔隙特征的影响目前针对于低渗透油田进行注水开发过程当中存在诸多的影响因素，其中孔隙特征对于低渗透油田开发造成影响，对于低渗透储层当中孔喉半径进行分析，通常情况下是在2.48μm以上，同时孔道半径需要在0.06～1μm之间。
3.2 附加渗流阻力在细小的孔道之中主要压力达到启动压力，液体则会参与流动，如果孔洞减小，附加渗流阻力会相应的增加。
相反，孔洞变大，则相应的阻力变小。
二者之间是一种反比例的关系。
另外。
非线性段，每个点切线以及压力轴当中，不同孔隙以及孔径会附加渗流的阻力，同时渗流的阻力还是会由于压力梯度增加逐步增加。
另外，随着压力逐渐增加会出现一定程度上空隙参与到流动阻力当中，渗流能力大幅度增加，3.3 渗透率变化的影响低渗透油田注水开发过程当中，如果注水井附近存在着一定程度地层压力，由于压力大幅度增加附近压力会降低，另外压力梯度比较大，采油井和注水井之间存在着较远的距离，压力比较小，同时储存层渗透能力会大幅度增强，如果将临界压力作为一种界线，地层当中压力超过临界压力之外，半径范围以内流体流动性相对比较强。
在这个半径范围之内也被称之为易流动半径。
反之，注水井和油井相对而言距离越远，渗透率相对越少，流动能力会大幅度的减弱。
4 注水开发技术对策4.1 注水和采油同步进行针对目前低渗透油田的特点进行分析，大部分的地渗透油田都不存在较大天然能量，同时低渗透油田之中导压性能比较差，因此，相关人员在实际采油的过程之中应当使用注水的方式，这样的方式具有诸多的优点，一方面能够促使地层压力得到有效保障，另一方面，这样的方式还可以避免渗透率过大而导致损失。
4.2 早期分层注水目前，针对于低渗透油田进行开发过程之中应当在早期采取注水的方式，一方面能够帮助含水量上升速度得到充分控制，另一方面还可以提升油层动用水平，进而能够明显促使低渗透油田实际开采效益得到大幅度提升。
其中，减缓含水速度主要方式包括下列几种类型：第一，应当针对于新投注井以及注采调转井采取科学合理注水方式，一般来讲针对于新投注井0 引言在目前低渗透油田开发的过程当中还依然存在着诸多方面影响因素，直接影响到油田开发的效果和水平。
低渗稠油油藏热采效果影响因素分析及水平井优化
低渗稠油油藏热采效果影响因素分析及水平井优化低渗稠油是一种比较特殊的油藏类型，这种油藏的开发难度较大，相比于传统的直井，水平井更加适用于低渗稠油的开采。
因此，文章以低渗稠油油藏的特点为研究基础，分析能够对其热采效果产生影响的相关因素，研究水平井这种开采方式能够有效适用于低渗稠油油藏开发，并找到更加科学合理的水平井优化方案。
标签：低渗稠油油藏；热采效果；影响因素；水平井；优化前言在过去的研究中，在对高深稠油油藏进行开发的过程中，如果运用水平井技术，在其跟端很容易产生末端效应，所以，研究领域普遍认为在运用该技术时，需要对水平段进行有效控制。
文章以此为基础，通过数值模拟法，构建起油藏模型，通过对油藏模型的相关指标进行对比，来探究水平井的优化，确定最适合低渗稠油油藏开发的水平段长度。
1 低渗稠油油藏的特点文章所研究的油藏属于低渗稠油油藏，灰岩岩性，其储层具有非常严重的非均质性质，在日常开发过程中，主要面临的问题包括以下方面：第一，原油黏度较大，如果只运用直井开采，无法获得良好的开采产能，尤其是投产初期[1]。
第二，油藏储量很难控制，开采后期容易出现产量降低、速度较慢的现象。
第三，如果采用常规开发的方式，很难获得较高的采收率，开采效果不好。
这已经成为世界范围内油藏开发领域中面临的主要问题。
文章中的样本油藏，其渗透率为50×10-3μm2，原油密度为0.9553g/cm3，黏度为170mPa·s，可以通过蒸汽吞吐的方式来完成油藏开采。
2 热采效果的影响因素地质因素是对热采效果产生影响的主要因素，其中影响程度较大的有以下几个方面：2.1 原油渗透率与黏度关系运用数值模拟的方式，可以得出原油渗透率与黏度之间的关系：模拟原油渗透率为5×10-3μm2时，渗透率约为100mPa·s；模拟原油渗透率为25×10-3μm2时，渗透率约为200mPa·s；模拟原油渗透率为50×10-3μm2时，渗透率约为350mPa·s[2]。
影响低渗透油藏注水开发效果主要因素分析
影响低渗透油藏注水开发效果主要因素分析摘要：低渗透油藏大多采用注水开发，低渗油藏受储层物性及渗透率的限制，注入水推进速度相对较慢，含水上升慢，在同等井距的情况下的，采取压裂改造扩大易流区半径，增大注水流线与最大主应力方向夹角，合理注采比等措施将有效改善和提高低渗油藏的注水开发效果。
本文以牛庄油田NW68块沙三中低渗油藏注水开发为例，选取典型注水井组，对影响其注水开发效果的主要因素进行剖析。
关键词：低渗透注水影响因素低渗透油藏因储层视渗透率变化产生的易流区半径大小，最大主应力方向与注水主流线方向夹角及水井单井累计注采比均会对其对应油井的受效情况产生不同程度的影响，从而使对应受效油井表现出不同的动态变化特点。
一、NW68块注水效果实例分析1.区块地质及开发现状NW68块位于牛庄洼陷南缘，为一个被断层复杂化了的东高西低的单斜构造，沉积类型主要为深水湖相浊积扇沉积，石油地质储量485×104t。
该块沙三中孔隙度平均为17.96%，渗透率最平均为7.0×10-3μm2，泥质含量10.2%，原始含油饱和度58.3%。
地面原油密度0.88g/cm3，地面原油粘度20MPa.s，地下原油粘度 4.3MPa.s，原始地层压力43MPa.s，饱和压力10.1MPa.s，目前地层压力25.6MPa.s，为典型的低渗透岩性油藏。
2.注水效果及影响因素实例分析对应已受效油井7口，其中4口井获得明显增油效果，2口井获得一定的稳产效果，1口井因高含水改层，7口井注水受效前日产液52.4t，日产油39.7t，含水24.2%，受效后日产液85.1t，日产油57.5t，含水32.4%，日增油17.8t，18个月累计增油3560t。
2.1易流区半径大小对注水效果的影响T68-40井2006年2月份投产，初期日产液5.1t，日产油4.6t，含水8%，2007年9月份转注距离该井235米对应水井T68-35转注，日注水量30m3，该井未见到明显注水效果。
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大庆石油学院学报第32卷第6期2008年12月J OU RNAL OF DAQ IN G PETROL EUM INSTITU TEVol.32No.6Dec.2008收稿日期:2008-04-25;审稿人:陈涛平;编辑:关开澄基金项目:国家自然科学基金重点项目(50634020作者简介:罗晓义(1962-,男,博士生,高级工程师,主要从事油气藏开发、提高采收率方面的研究.低渗透油藏超前注水单井产能影响因素罗晓义1,杨钊2,宋考平2,崔香花2,刘凤贤2(1.中国地质大学能源学院,北京100083; 2.大庆石油学院提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆163318摘要:应用数值模拟方法研究了注水时间、渗透率、井距、地层压力因数对低渗透油藏超前注水效果的影响.结果表明:超前注水可提高驱动压差,减小压敏效应对低渗透油藏开发的不利影响;超前注水时渗透率低的油井产能下降幅度小,具有较好增油效果;超前注水需选择合理注采井距,井距过大、过小均不能取得最佳驱油效果;正常压力及异常低压油藏适合超前注水,异常高压低渗透油藏建议采用滞后注水开采.关键词:超前注水;注水时间;地层压力因数;低渗透;压敏;单井产能中图分类号:TE348文献标识码:A 文章编号:1000-1891(200806-0043-030引言我国低渗透油气田主要依靠注水开发,其特点是油层吸水能力差,油藏压力衰减快,产量递减率高.形成这种现象的主要原因有2个:一是储层致密,渗透率低,渗流阻力大;二是低渗透油藏还普遍存在压敏现象,压力衰减时渗透率也跟着降低.我国文东油田、榆树林油田、安塞油田等都存在明显的压敏特征[1].安塞油田是国内比较典型的低渗透油藏,地层压力下降时,渗透率也跟着下降;通过注水恢复地层压力,渗透率只能恢复到原来的60%~87%[2].压敏现象与渗透率大小有关,渗透率越低,压敏现象越明显;当渗透率小于1×10-3μm 2时,应力敏感性急剧增加[3].超前注水是指在油田未投产前注水,油井投产时,其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度,地层压力高于原始地层压力并建立起有效驱替系统的一种注采方式[2].通过超前注水可使地层压力高于原始地层压力,渗透率也有一定幅度的提高,改善了储层渗透性,减弱了压敏效应对开发效果的不利影响[4].笔者在前人研究的基础上,用数值模拟方法研究了不同因素对低渗透油藏开发效果的影响,定量给出超前注水产能指标,对超前注水对低渗透油藏开发具有一定指导作用.1模型图1油水相对渗透率曲线采用黑油模型计算,平面上采用25m ×25m 网格,纵向上有效厚度为1m.针对注采平衡问题,采用正方形五点法井网,注采井数比为1.岩石压缩系数为12×10-5M Pa -1,原油密度为0.86g ・cm -3,地层原油黏度为5mPa ・s ,原油体积因数为1.02,孔隙度取0.1,原始地层压力为12M Pa ,束缚水饱和度为0.4,油水相对渗透率曲线见图1.2注水时间不同注水时间单井产能变化曲线和不同注水时机井间压力分布曲线分别见图2和图3.由图2可知,从单井产能指标上来看,油井初期产能随超前注水时间的增大而提高,超前6个月的产能最大.单井产能的提高主要受2个因素影响:一是地层压力提高,储层的有效围压减小,渗透率有一定幅度的提高,渗流阻力降低;二是由图3可知,超前注水提高了地层压力,即放大了生产压差,提高了驱动压力梯度.两方面的综合作用是超前注水取得良好效果的保证.超前注水时渗透率的增大幅度有限,起主要作用的还是压力梯度的增大.低渗透油藏孔隙半径小,毛管压力对渗流的影响显著,微小孔隙中的原油流动时要克服启动压力梯度,这使相当一部分原油难以动用.提高压力梯度相当于提高了可动油的比例,因此保持一定的压力梯度是超前注水的关键.图2不同注水时间单井产能变化曲线图3不同注水时机时井间压力分布曲线3渗透率通常把渗透率界于0.1×10-3μm2到50×10-3μm2之间的油藏定义为低渗透油藏[5],选择5个渗透率级别进行计算,不同渗透率级别单井产能变化见表1.由表1可知,当渗透率小于1×10-3μm2时,单井产能较低,随着渗透率增加采油强度和单井产能增加;渗透率高于1×10-3μm2时,10a后其产能仅为初始产能的20%左右,而渗透率为1×10-3μm2,开采10a的产能约为初期的65%,说明渗透率越低,超前注水效果越好,特低、超低渗透率油层适合超前注水.表1不同渗透率级别单井产能变化渗透率/ 10-3μm2初期单井产能/(m3・d-1初期采油强度/(m3・d-1・m-1第10a单井产能/(m3・d-1第10a采油强度/(m3・d-1・m-10.50.720.240.490.161.0 1.160.380.760.255.0 3.98 1.320.570.1910.0 4.79 1.590.420.1430.013.61 4.540.520.604井距不同井距单井产能变化见表2.由表2可知,井距为250m时,投产初期产能最大,井距大于250m 时,产能随着井距增加变小,这主要是因为井距过大时难以形成有效的驱动压力梯度,生产压差小,产能相应的要低;井距小于250m时,在人工裂缝穿透比为0.5的情况下,注水前缘突进速度快,降低了水驱波及表2不同井距单井产能变化井距/m 初期单井产能/(m3・d-1初期采油强度/(m3・d-1・m-1第10a单井产能/(m3・d-1第10a采油强度/(m3・d-1・m-1200 1.150.380.220.07250 1.680.560.550.18300 1.500.500.660.22350 1.160.380.760.254000.800.260.800.27大庆石油学院学报第32卷2008年面积,其产能也相应降低.5地层压力因数地层压力因数是指地层压力与对应深度静水压力的比值,反映了油层原始压力的大小.不同地层压力因数单井产能变化见表3,由表3可知,投产初期,油井产能随地层压力因数的增大而提高,超前注水效果比同步注水效果要好,地层压力因数为0.6时增油为50.53%,随地层压力因数的增大增油比例降低.投产3a后,地层压力因数为1.2的地层增油比例为10.24%,比正常地层压力因数低5.2%,这说明低地层压力因数油藏更适合超前注水.表3不同地层压力因数单井产能变化地层压力因数投产初期产能/(m3・d-1超前6个月注采同步增油比例/%投产3a产能/(m3・d-1超前6个月注采同步增油比例/%0.60.540.2750.530.780.6319.210.80.800.4937.950.820.6817.211.0 1.120.7235.610.910.7715.441.2 1.69 1.1134.38 1.100.9910.241.42.08 1.5724.54 1.13 1.029.466结论(1低渗透储层渗透率随油层压力的变化是一个不可逆过程,采用超前注水保持地层压力,可以降低压敏现象对油田开发的不利影响.(2渗透率是影响超前注水效果的关键因素.渗透率越低的储层压敏效应越显著,特低、超低渗透率油层超前注水时,油井产能下降幅度小,具有较好增油效果.(3井距是影响超前注水效果的重要因素.在人工裂缝和驱动压力梯度的双重作用下,超前注水存在合理注采井距的选择问题,井距过大、过小均不能取得最佳驱油效果.(4地层压力因数越小,超前注水效果越显著.正常压力及异常低压油藏超前注水可取得较好增油效果,异常高压低渗透油藏建议采用滞后注水开采.参考文献:[1]曾大乾,李淑贞.中国低渗透砂岩储层类型及地质特征[J].石油学报,1994,15(1:38-45.[2]王瑞飞,宋子齐.利用超前注水技术开发低渗透油田[J].断块油气田,2003,10(3:43-45.[3]李中锋.安塞油田王窑地区储层压力敏感性研究[J].河南石油,2005,19(2:42-43.[4]王道富,李忠兴,赵继勇.低渗透油藏超前注水理论及其应用[J].石油学报,2007,28(6:79-81.[5]李道品.低渗透油田开发[M].北京:石油工业出版社,1999:2-3.第6期罗晓义等:低渗透油藏超前注水单井产能影响因素Abstract s Journal of Daqing Pet roleum Instit uteVol.32No.6Dec.2008(1.S chool of Pet roleum Engineering in China Universit y of Pet roleum,Dong ying,S handong257061,China;2.I nstit ute of Porous Flow and F1ui d Mechanics,CA S,L ang f ang,Hebei065007,China;3.Geological S cienti f ic Research I nstit ute of S hengli Oil f iel d Co. L t d.,Dong ying,S handong257015,ChinaAbstract:The dependence of low permeable reservoir permeability on effective pressure is present,and t he sensitiveness coefficient is intro2 duced to evaluate t he permeability decrease as effective pressure increases.The result s show t hat,wit h t he effective pressure increase,t he permeability decreases quickly at t he earlystage,predicating t he high sensitiveness,but t he permeability behaves more slowly during later process.After t he effective pressure is released,t he permeability is still low,showing t he pores geometry of t he core distorted forever.Re2 lationship between permeability and effective pressure is scaled and t he effect of effective pressure ontwo2phase porous flow during reservoir development is analyzed.K ey w ords:effective pressure;sensitiveness coefficient;water saturation;two phase porous flow;low permeability reservoirDifferent permeability grade double2tube model on foam floodingeffect/2008,32(6:39-42WAN G Qi2wei1,2,GUO Ping2,L I Xue2song2,L I Mei2,L I Shu2ping3(1.School of Chemist ry and Chemical Engineering of Chi na Universit y of Pet roleum,Dongying,S handong257062,China;2.Geosci2 ences I nstit ute of S hengli Oil f iel d,Dongying,S handong257015,China;3.S hengli Plant of S hengli Oil f iel d,S inopec.Dong ying, S handong257051,Chi naAbstract:Through physical simulation test we have carried out t he study of t he ability of difference permeability grade wit h foam flooding en2 hance oil recovery.The experimentation proves t hat foam has t he ability of block up and injection profile adjusting,but t he ability get limit, on t he condition of little permeability gradeunder11.4∶1,t he foam possess well ability of profile adjusting.It can greatly enhance hetero2 geneous reservoir oil recovery.When t he value was bigger t han11.4∶1,t he ability of enhancing oil recovery gradually reduces.When t he permeability grade reaches to17∶1,t he ability to enhance oil recovery is poor,injecting enhance foam can enhance high permeable forma2 tion oil recovery,but t he low permeable formation oil recovery is very little.K ey w ords:foam flooding;recovery;permeability grade;profile adjusting;ability to block up;pressure differenceAffecting factors of single w ell production with leading injection in the low permeability reservoir/2008,32(6:43-45L UO Xiao2yi1,YAN G Zhao2,SON G Kao2ping2,CU I Xiang2hua2,L IUFeng2xian2(1.Energ y I nstit ute,China Universit y of Geosciences,Bei j ing100083,China;2.L aboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery of Ed2 ucation Minist ry,Daqi ng Pet roleum I nstit ute,Daqing,Heilong j iang163318,ChinaAbstract:In t his paper,t he research was made about t he effect of injectiontime,permeability,injector producer distance and pressure coeffi2 cient on t he leadinginjection in t he low permeability reservoir.The result showed t hat leading injection could enhance t he driving pressure differential and decrease t he adverse effect of pressure sensitivity on t he development of t he low permeability reservoir.Leading injection showed a good effect on enhancing oil production.Proper injector producer intervals are inportant.Optimum displacement result could not be achieved when t he distance was too big or too small.G ood result of leading injection could be achieved in t he normal and subnormal pressure reservoir,while in t he surer pressure and low permeability reservoir,delayed injection should be adopted.K ey w ords:leading injection;water2flooding time;reservoir pressure factor;low permeability;pressure sensitivity;single well production Numerical simulation for the pow er2la w in annulus b ased on PH OENICS and PIV/2008,32(6:46-49HAN Hong2sheng,YAO Hong2ying,XIN G J un,FU Jin2hui,MEN G Ling2li(Key L aboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery of Minist ry of Education,Daqing Pet roleum I nstit ute,Daqing,Heilongj iang 163318,ChinaAbstract:Support has been provided for t hat annulus fluid instances were numerical simulated wit h P HO ENICS,P HO ENICS is used to set up a numerical model of power2law fluid in a concentric annulus flow,by comparing t he numerical simulation result s for t he axis velocity of t he power2law fluid in a concentric annulus flow wit h two dimensional PIV experimental result s.It simulation result s proves t hat when t he inner pipes in t he concentric annulus pipes stand still,t he turbulent flow nucleus area approaches inner pipes;and when inner pipes circum2 volve,t he turbulent flow nucleus area approaches outer pipes.The shearing velocity near t he inner pipes is t he biggest,and t he shearing ve2 locity increases wit h t he velocity of t he inner pipes increasing.It validates t he feasibility of t he application of P HO EN ICS and PIV in Non2 Newtonian fluids in concentric annulus,and t he maximum relative average toleranceis5.925%,besides,t he numerical simulation makes well wit h t he experimental data.K ey w ords:PIV technology;P HO ENICS;power law fluid;annulus flow;velocity distribution;numerical simulationWell bore stability analysis b ased on TH M/2008,32(6:50-55MA Hai2Jia1,2,ZA HN G Hai2jun1,ZHAN G Ye3(1.Key laboratory of Enhanced Oil Recovery of Minist ry of Education,Daqing Pet roleum I nstit ute,Daqing,Heilong j iang163318, China;2.Production Engineering Research I nstit ute of Daqing Oil f iel d Corp.L t d.,Daqing,Heilong jiang163712,China;3.Oil Re2 covery Plant of Daqi ng Oil f iel d Corp.L td.,Daqing,Heilong j iang163314,ChinaAbstract:Using more mature T HM equations,according to t he object of study on well bore stability,simplifying t he equations and combi2 ning wit h t he boundary conditions adjust to t he studies on it,using t he finite element met hod to solving t he equations,exploring t he well bore stability problem based on T HM,wit h a view to provide t he necessary t heory for resolving t he well bore stability problem of t he oil and gas wells.The result s show t hat considering coupling conditions t he degree of t he temperature impacting t he stability of t he well bore de2 pends largely on t he coefficient of t hermal expansion of t he rock skeleton and t he fluid,and t he temperature difference between drilling fluid and t he well bore,t he greater t he difference,t he well bore tends to become unstable.K ey w ords:porous medium;well bore stability;fully coupled thermal2hydrological2mechanical processes;T HM;numerical simulation。