低渗透油藏水驱采收率影响因素分析
井网系统设计在低渗透油田提高水驱采收率技术中的作用
井网系统设计在低渗透油田提高水驱采收率技术中的作用【摘要】低渗透油田所蕴含的丰富石油资源随着石油需求量的增加而逐渐受到重视。
但由于低渗透油田的地质特点，对该种油田的开采要综合考虑多种因素，采用合理的井网设计来提高采收率。
本文主要在低渗透油田地质特点的基础上，探讨注水方式来提高采收率及在井网设计时所应注意的一些问题【关键词】井网系统低渗透油田水驱采收率技术1 低渗透油田的特点低渗透油田一般指油层渗透率低、丰度较低、单井产能低的油田。
这种低渗透油田具有较为致密的岩层，并且对于渗流的阻力也相对较大，同时具有比较差的压力传导能力，所有这些使得油田本身的能量相对不足，其自身的产能也比较低。
如果仅依靠油田自身的能量来实现对低渗透油田的开发，当其投产后，因为油田的底层压力快速下降导致石油产量的迅速递减，采收率也较低，而该种地层压力和产量降低后恢复较为困难。
低渗透油田会随开采时间的增加而导致能量的消耗，从而使得油层的压力下降，原油脱气、粘度增加等现象的产生都会使得油井的产量大幅度降低，甚至会出现停喷的现象。
为了提高低渗透油田的采收率，保持开采油层的压力，便要对开采后的亏空进行填补，而注水是在低渗透油田常用的一种方法。
2 水驱采收率技术及其注意的问题水驱采收率技术和井网设计的使用，是以低渗透油田的地质特点以及储油层的地质结构、储油的面积、油田的渗透率以及油田中油、气体及水流的分布状况和相关的开发指标为依据设置注水井，在确定其位置的同时确定注水井和生产井的相互关系。
采用水驱采收率技术进行注水的方式主要有以下几种：一是外注水。
这种方法适用于存在活动的边水、低渗透油田的开采面积又比较小的情况，在这种油田中通过对油和水在一定区间内的传导性监测及科学计算来确定注水的具体位置；在一些水油区间的传导性比较好的油田，我们可以采用在油和水的边界位置来设置注水井的方式实现水驱采收率技术的应用，通过该种注水井的布置构造出环状注水的方式，从而提高低渗透油田的采油率，这就是边外注水。
低渗透油藏水驱提高采收率技术研究
低渗透油藏水驱提高采收率技术研究水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术。
但随着低渗透油藏开发程度不断加深，开发矛盾日益突出，如何不断改善开发效果、进一步提高水驱采收率将成为低渗透油藏产量稳定的关键。
本文针对低渗透油藏采用注水开采技术中存在的各种问题，总结归纳了一系列低渗透油藏水驱提高采收率的相关技术，对提高低渗油藏开发水平具有一定的借鉴意义。
标签：低渗油藏；水驱开发；采收率中国低渗透油藏经过长期的不懈探索和实践，在开发理论和开发技术方面都取得了很大的成就。
但随着低渗透油藏开发阶段的不断深入、开发对象和储层改造的日益复杂，将面临一系列新的问题。
水驱开发是低渗透油藏开发的主体技术，提高水驱采收率是改善低渗油田开发效果，有效动用低渗储量，对油田持续稳产、效益发展具有重要现实意义。
1 井网优化及加密调整技术2000年以后投入开发的特低渗透油藏，结合整体开发压裂，优化并采用了非常规的菱形和矩形井网。
这种井网的优点是井排距灵活可变，适应不同开发物性、不同裂缝发育程度的低渗透油藏。
并且在一定程度上抑制方向性水淹速度，提高侧向井见效程度及平均水驱均匀化程度。
缺点便是与基质物性匹配难度大，调整余地小，对于天然裂缝多向发育的油藏风险较大。
动态缝的延伸、沟通是低渗透油藏方向性见效、水窜的主要原因，天然裂缝方向和人工裂缝方向及相互影响决定了水窜、水淹方向。
裂缝侧向基质的有效驱替范围，主要取决于基质物性，是确定合理排距或注采井距的主要依据。
类块状油藏井网对河道砂体的控制和多层油藏井网对非主力层的控制是提高水驱动用的关键。
单砂体注采井网的合理性和完善程度是提高水驱波及的主要因素。
注采井网与砂体分布形态的合理配置，尽量避免沿河道方向注采，造成基质水驱沿主河道高渗条带突破。
井网与缝网的合理匹配是改善低渗透油藏开发效果的关键，针对不同类型油藏、不同井型、不同改造方式，优化并确定合理注采井网系统。
2 层系优化重组技术层间及层内非均质造成动用程度、水驱状况差异较大，层系优化重组技术，可以提高采油速度、水驱波及体积和采收率。
低渗透油藏产量递减规律及水驱特征曲线
低渗透油藏产量递减规律及水驱特征曲线低渗透油藏是指储层渗透率低于1mD的油藏，具有开发和开采难度较大的特点。
低渗透油藏产量递减规律是指在油田开采初期，随着单井单元产量的逐渐下降。
水驱特征曲线是指在低渗透油藏中，水驱过程中产量与时间的关系曲线。
下面将详细介绍低渗透油藏产量递减规律和水驱特征曲线。
1.初期产量高，递减速度快：油井开采初期，储层压力高，在储层中形成较大的压力差，使得油井产量较高。
然而，随着时间的推移，渗透率低的储层渗流速度较慢，油井产量递减速度较大。
2.初期产量递减快，后期递减缓慢：油井开采初期，油藏中的自然驱动力较大，油井产量递减较快。
但是，随着油藏压力的降低和水的渗入，后期油井产量递减逐渐缓慢。
3.在一定时期内产量基本稳定：低渗透油藏产量递减的初期非常快，但在一定时期内，油井产量会趋于稳定。
这是由于在此时期内，储层渗透率降低导致的压力差逐渐减小，产量逐渐稳定。
4.老化期产量进一步下降：随着时间的推移，储层中残存油饱和度降低，油井产量进一步下降，进入老化期。
在这个阶段，一般需要采取增产措施，如人工提高压缩气的注入量，进一步提高产能。
水驱特征曲线：水驱特征曲线是低渗透油藏中水驱过程中产量与时间的关系曲线。
水驱是一种常用的增产措施，通过注入水来推动油藏中的原油向油井移动，并提高油井产能。
水驱特征曲线的主要特点包括以下几个方面：1.初始阶段：在注入水的初期，随着水的压力向油藏传播，储层中的原油粘附在孔隙表面开始脱附，并随着水的流动进入油井，使得油井产量快速增加。
2.稳定阶段：随着水的继续注入和孔隙压力的增加，油藏中原油饱和度降低，使得油井产量逐渐稳定。
在这个阶段，注入水的效果逐渐减弱，产量增加缓慢。
3.饱和度降低阶段：随着时间的推移，油层中残存油饱和度降低，油井产量开始递减。
递减速度取决于油藏渗透率和水的渗透能力。
4.插曲阶段：在水驱过程中，由于储层渗透率和孔隙结构的复杂性，储层中可能存在一些非均质性，从而导致一些油井产量的插曲现象。
低渗透油藏稳产影响因素分析
低渗透油藏稳产影响因素分析发布时间：2021-09-08T07:50:57.034Z 来源：《科学与技术》2021年第29卷13期作者：张建辉[导读] 新民油田经过30年高效开发，目前已进入高含水期开发阶段，张建辉（吉林油田公司新民采油厂）摘要：新民油田经过30年高效开发，目前已进入高含水期开发阶段，开发老区主产层普遍高含水，接替层剩余油因层间矛盾突出无法有效动用，外围资源无法有效形成资源接替，严重影响油田持续稳产。
本文重点剖析影响稳产的四大影响因素：水驱效果影响、增产措施影响、产能建设效果影响和开发阶段矛盾等四个方面，辅助油田研究总结稳产技术对策。
关键词：新民油田；开发矛盾；影响因素1油田高含水期开发矛盾新民油田1990年投产，经过30年的高效开发，目前综合含水达到77.29%，已经进入高含水开发阶段。
自1997—2007年以来多次调整，实现了新民油田17年连续稳产40万吨水平，从2007年由于综合原因，导致产量开始大幅递减，至2017和2018年降产得到控制，油田实现20万吨以上总不递减。
但要在一定时期内稳定20万吨以上生产能力，应用构成法提高开发水平测算，仍存在较大缺口，且年产自然递减率逐年变大，稳产形势仍面临诸多难题，本文重点研究稳产影响因素，辅助研究综合稳产技术对策。
1.1剩余可采储量少，储采失衡应用月产差减法预测2018年油田剩余可采储量337.3万吨，储采比16.3，储采平衡系数仅0.5。
1.2井的利用率低，闲置资源量大油田开发逐渐深入，随着油田整体进入高含水开发阶段初期，油田老区主产层普遍高含水，同时在国际油价影响条件下，边际效益与无效益井多已停产，目前全厂油井开井利用率仅64.3%，水井开井利用率74.2%，测算井控地质储量1146万吨，未能充分动用。
2稳产影响因素分析2.1 注水影响注水驱油是仍是目前最经济有最有效的驱替开发方式，且油田整体能够见到注水驱替效果，因此重点剖面注水过程变化原因，对明确下步调控方向具有指导性意义。
低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术
低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术低渗透老油田是指石油开采已有一定历史的油田，由于多年来地层压力下降、渗透率降低等原因，使得开采效率受到很大影响。
在油田开采过程中，常常会出现堵塞现象，这会导致油井产能下降，进而影响整个油田的生产。
本文将对低渗透老油田堵塞成因进行分析，并综合介绍解堵技术，以期为相关领域的研究和应用提供参考。
一、低渗透老油田堵塞成因分析1. 油层物理结构因素低渗透老油田的石油储层渗透率低，常常经历长时间的开采，导致油层物理结构受到破坏，并且沉积物堆积在孔隙中，使油层渗透率变得更低。
由于长期水驱采油对孔隙结构的破坏，也会造成孔隙喉道的闭塞，降低渗透率。
2. 油井管柱堵塞在油田开采过程中，管柱内壁会积聚大量的沉积物，包括钙镁矿物、铁锈等，堵塞了管柱孔隙和孔隙喉道，造成油井产能下降。
3. 油井地层压力差引起油层混砂地层压力差大会造成油层混砂，导致管柱内积聚沉积物更加明显，影响油田正常开采。
4. 植物和微生物的作用植物和微生物在地下油藏中会形成沉积物和粘胶物，使得地下岩石表面产生胶层，从而引起了堵塞现象。
5. 油藏中的化学因素由于油藏中存在硫、铁等化学物质的影响，会引起沉积物的沉积和结晶，堵塞油井和管柱孔隙。
低渗透老油田堵塞成因是多方面的，并且通常是多种因素综合作用的结果。
针对堵塞问题的解决需要综合考虑多种因素，采取有效的技术手段进行解决。
二、综合解堵技术1. 酸化技术酸化技术是通过在油田中注入酸性溶液，对堵塞物进行溶解和破坏，从而清除管柱中的沉积物和胶层。
酸化技术可以有效地解决管柱堵塞问题，提高油井产能。
2. 压裂技术在低渗透老油田中，通过压裂技术可以将地层岩石进行压裂破碎，增加油层孔隙中的裂缝和孔隙度，提高渗透率，从而解决油层物理结构因素造成的堵塞问题。
3. 物理解堵技术包括超声波清洗、高压水射流清洗、热水冲洗等技术，可以有效地清除管柱和油井中的沉积物和堵塞物，恢复油井产能。
4. 生物酶技术通过在油井中注入生物酶溶液，可以有效地分解植物和微生物产生的胶层，清除堵塞物。
岳湘安-低渗、致密油藏提高采收率技术方向
岳湘安
13621210958 yxa@
中国石油大学（北京） 2016年11月3日
引言
主题 ——特低渗油藏提高采收率
●水驱后油藏 ●常规技术无法动用油藏
与中高渗油藏的本质差异？
引言
特低渗油藏
基质致密
异常的驱油和渗流现象
裂缝发育
开发中的突出矛盾： ●注水困难 ●致密基质中油难以驱替 ●产能产量低 ●水窜严重、油井暴性水淹 亟待解决的问题：适宜的开采技术？ ★窜流通道的治理——治水 ★致密基质中原油的启动——驱油
提高驱油效率的主要潜力
高速开采后提高驱油效率的主攻目标是提高微观波及效率。
不同类型的残余油，驱替机理和方法不同
高速水驱后的微观非均质残余油驱替对驱油剂性质要求与其他几类残余油不同 高速水驱后提高微观驱油效率的技术思路与常规水驱油藏不同
一、低渗油藏提高微观驱油效率的技术方向
1. 不同类型残余油对驱油剂性能要求不同
60
1m/D 5m/D 10m/D
驱油效率 /%
40 20 0 0 2 注入量/PV 4
v NC
毛管数理论？ 实验结果？
6
一、低渗油藏提高微观驱油效率的技术方向
1. 不同类型残余油对驱油剂性能要求不同
●毛管数理论的适应性问题
高
75 72 69 66 63 60 57 54 51 48 45 42 39 36 33 30 27 24 21 18 15 12 9 6
中高渗油藏封窜(深调)后
★ 水驱的临界驱动压力梯度低 ★ 水驱方向容易改变
★ 水驱的临界驱动压力梯度过高 ★ 除了原水窜方向，在其他方向上
难以建立起有效驱动压差
低渗透油藏水驱开发效果评价
低渗透油藏水驱开发效果评价方法研究摘要我国低渗透油藏的天然弹性能量普遍较小，所以基本上都先后采取了注水保持压力的开发方式。
因此，对注水开发低渗透油田的水驱开发效果进行科学的评价，对于进一步搞好油藏注水开发，为实施调整挖潜措施提供可靠依据以及提高油藏最终采收率都具有十分重要的意义。
本文在借鉴以往对中高渗透油藏注水开发效果评价的一些方法和原理的基础上，结合油藏工程、模糊数学原理等方法，首先给出了确定低渗透油藏启动压力梯度的简便方法，针对大庆外围油田推导出启动压力梯度的公式，最后针对低渗透油藏的水驱开发效果从含水率、存水率、可采储量等进行了科学的评价。
各个方面都建立了相应的评价标准及计算方法。
经过本文对低渗透油藏龙虎泡高台子油田水驱开发效果评价的实例分析，得到了和生产实际相符合的评价结果，证明本文提出的评价标准与计算方法切实可行。
关键词：低渗透；启动压力梯度；水驱开发效果；评价方法AbstractThe original elastic energy in low permeability reservoir is generally small,so all the oil fields early or late adopt water flooding to keep the pressure of the low permeability reservoir.Therefore,evaluating the water flooding effect of low permeability reservoir scientifically is of great importance to deepen the water flooding and offer reliable reference of carrying out the measures of exploring the potential reserves as well as increase the oil recovery.Drawing lessons from the evaluation methods and principles of water flooding in exploring the middle-high permeability reservoirs,taking the fact that all the low permeability reservoirs are of threshold pressure gradient (TPG) into account, with the methods of oil reservoir engineering,fuzzy mathematics and principle of hierarchy analysis,we firstly produce the simple method to determine the TPG of low permeability reservoir.With this method, we determined the formula of TPG of Daqing periphery developed oilfields. Finally,we evaluated the water flooding effect of low permeability reservoir scientifically in these ways:water cut,drain index,recoverable reserves etc.In each way,we created corresponding evaluation criteria and calculating methods.By analyzing the water flooding effect of Long hu pao gao tai zi oilfield,we got results that match produce,which proves that the evaluation criteria and the calculating methods produced by this paper are reliable and applicable.Key words:low permeability;threshold pressure gradient;effect of flooding; evaluation method目录第1章前言 (1)1.1研究的目的及意义 (1)1.2研究现状及局限性 (1)1.3低渗透油藏水驱开发效果评价研究的趋势 (3)1.4本文的主要研究工作 (3)第2章低渗透油藏水驱开发效果影响因素 (4)2.1油藏储层因素的影响 (4)2.2原油地下粘度的影响 (5)2.3开发技术指标的影响 (5)第3章低渗透油藏启动压力研究 (7)3.1启动压力梯度定义 (7)3.2启动压力梯度的确定方法 (7)3.3启动压力公式的建立及验证 (9)第4章低渗透油藏水驱开发效果评价 (13)4.1低渗透油藏水驱开发效果评价指标分析 (13)4.2低渗透油藏水驱开发效果评价指标的估算方法 (14)第5章水驱开发效果综合评价方法 (28)5.1模糊综合评判的基本数学原理 (28)5.2评判矩阵和权重集的确定 (29)5.3模糊综合评判的步骤 (30)第6章低渗透油藏水驱开发效果评价实例分析 (32)6.1外围已开发区块油藏地质特点 (32)6.2外围开发区块开发状况 (33)6.3低渗透油藏水驱开发效果评价结果 (34)结论 (38)参考文献 (39)致谢 (40)第1章前言1.1研究的目的及意义随着我国经济的快速发展，我国对石油的需求量也越来越大，但我国自己生产的石油并不能满足国民经济发展的需要，中国石油在未来的经济发展中将出现一个无法自给的石油缺口。
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。
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。
低渗透油藏渗吸作用及其影响因素的现代研究
低渗透油藏渗吸作用及其影响因素的现代研究摘要低渗透油藏孔隙度和渗透率低，孔隙半径小，毛细管力大，常规注水开发效果差。
研究表明渗吸作用受岩石性质和流体性质等因素的影响。
渗吸是导致压裂液滤失的重要原因，充分研究基质的渗吸能力及渗吸速率对确定压裂液体积、优化回流设计具有重要意义。
关键词低渗透油藏；渗吸；影响因素前言渗吸是指润湿相在毛细管力作用下进入孔隙喉道，驱替非润湿相的过程，毛细管力是渗吸过程的主要驱动力。
在低渗透油藏开采过程中，由于地层的非均质性，注水后期水窜现象十分严重，常规注水开发难以产生良好的效果。
低渗透油藏孔隙度和渗透率低，毛细管力大，而较大的毛细管力可作为驱油的动力，增加开发效果。
1 渗吸方式与研究方法1.1 渗吸方式裂缝—孔隙型双重介质的岩石中可存在顺向渗吸和逆向渗吸。
顺向渗吸指水或水溶液吸入的方向与油被排出的方向相同，逆向渗吸指水或水溶液吸入方向与油被排出的方向相反。
1.2 渗吸研究的实验方法诸多学者通过室内实验模拟研究渗吸现象，目前主要的实验方法有体积法和称重法。
（1）体积法：通过测量原油或渗吸体系溶液的体积来计算溶液与岩心之间的液体置换量。
该方法适用于岩心孔隙体积较大的渗吸，可以很好地观察渗吸结果。
但该方法易受温度影响，因为温度的变化会使渗吸体系溶液蒸发，给实验带来误差。
（2）称重法：通过测量岩心或渗吸体系溶液的重量变化情况来计算渗吸结果。
其中电子自动称重精度较高，可随时记录重量的变化。
两种方法都在常温常压下进行，都能取得较好的结果，且能观察到渗吸的动态[1]。
2 低渗透岩心渗吸驱油规律2.1 常压下的渗吸实验（1）实验条件及现象描述本实验所用人造亲水岩心尺寸为2.5cm×8cm，渗透率分别为0.2mD、4mD、10mD、20mD、100mD级别，实验温度为54℃。
在实验条件下，5组岩心都发生了原油的渗吸，0.5h后岩心表面上出现油珠，随着时间的延长，油珠会变大并上浮至细管液面。
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（小于1毫达西），导致原油在地层中难以流动和产出的油藏。
对于低渗透油藏的开发，其效果受到多种因素的影响，以下为对这些因素进行浅析。
地层特征是影响低渗透油藏开发效果的主要因素之一。
低渗透油藏通常具有高孔隙度和低渗透率的特点，其中孔隙度反映了储集岩的孔隙空间大小，而渗透率则反映了孔隙间的连通性和岩石渗流能力。
如果孔隙度较高、连通性好、渗透率较大的低渗透油藏，往往更易于产出油藏中的原油。
岩石物性参数是影响低渗透油藏开发效果的另一个重要因素。
岩石物性参数包括孔隙度、渗透率、饱和度、压力等，这些参数对原油的流动性和流动方式有着直接的影响。
渗透率较低的低渗透油藏，需通过施工增渗措施（如水力压裂）来提高渗透率，从而增加原油产量。
油藏开发方式对低渗透油藏开发效果的影响也非常显著。
常见的油藏开发方式包括自然驱动、水驱、气驱、辅助压裂等方法，每种方法都有其适用的油藏类型和开发效果。
对于低渗透油藏，水力压裂和辅助压裂是常用的增产措施，通过增加裂缝的孔隙度和渗透率，提高原油的流动性和产量。
油藏开发的技术手段和设备也对低渗透油藏的开发效果产生影响。
随着油藏开采技术的发展，各种先进的技术手段和设备被应用于低渗透油藏的开发中，例如水平井、多级压裂、地震勘探等。
这些技术手段和设备的应用可以提高低渗透油藏的开发效果，增加产量。
经济因素也是影响低渗透油藏开发效果的一个重要因素。
低渗透油藏的开发需要耗费大量的资金和人力资源，而且开发周期较长，回报周期也相对较长。
经济因素的考量对低渗透油藏的开发效果具有重要的影响。
一般来说，高油价环境下的低渗透油藏开发更具有经济效益，而低油价环境下的开发则可能难以获得满意的收益。
低渗透油藏的开发效果受到多种因素的影响，包括地层特征、岩石物性参数、油藏开发方式、技术手段和设备、经济因素等。
只有全面考虑这些因素，并采取合理的开发策略和措施，才能最大限度地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
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。
中低渗透储集层压驱提高采收率机理
中低渗透储集层压驱提高采收率机理1.导言随着能源开发技术的不断进步，石油、天然气等传统化石能源的储量在逐渐减少，而如页岩油、页岩气等非常规油气的开发则面临着更高的技术难度和成本。
因此，提高已有储集层的采收率，是目前油气领域中最为迫切和关键的问题之一。
中低渗透储集层压驱采收率提高机理的研究，为实现这一目标提供了重要的参考。
2.中低渗透储集层的特点中低渗透储集层指的是孔隙度低于20%、渗透率在1×10^-3~10×10^-3mD范围内的油气藏。
由于储层疏松度小，孔隙度低，油气分布不均匀，因此中低渗透储集层的采收率往往较低。
传统方法难以实现对这类储层的高效开采。
3.压驱技术的应用压驱技术是针对中低渗透储集层的一种开采方法。
其基本原理是通过压力差异促进日照油气向井口运移，以提高储层的采收率。
压驱技术包括水驱、气驱、聚驱、物化驱等多种方式。
其中，水驱是最为普遍和成功的应用。
4.压驱技术的机理4.1水驱水驱采收率提高机理主要包括以下三个方面：4.1.1渗透压差由于水的渗透压比石油的渗透压大，当油水界面出现时，水的渗透压会使油在储层中向水相渗透。
通过提高水的注入压力，可以增加渗透压差，促进油的流动和采集。
4.1.2重力驱动在油气储层中，由于油比水密度小，油会向上漂浮，形成油层。
通过在井口注入高压水，可以对储层进行加压，使油产生向下的重力作用，促进油的流动。
4.1.3相渗当高压水进入储层后，油和水会形成两相平衡相。
由于水的渗透性较高，水会在储层中形成一条条细小的水路径，而油则会沿着这些水路径向井口移动。
通过增加水的注入速度和压力，可以提高相渗的速率，从而加快油的流动和采集。
4.2其他压驱技术气驱、聚驱、物化驱等压驱技术的机理与水驱类似，都是通过在储层中施加外部压力，使油产生流动，从而实现采集的目的。
不同的压驱技术对储层的特性有不同的适应性，需要根据实际情况进行选择和应用。
5.结论压驱技术是提高中低渗透储集层采收率的重要手段。
石油工程中的低渗透油藏开发技术分析
石油工程中的低渗透油藏开发技术分析近年来，随着现代科技的发展，石油工程技术也在快速进步，低渗透油藏开发技术逐渐受到行业内的关注。
低渗透油藏的开发在石油开采过程中具有重要的意义，本文将从以下几个方面进行分析。
一、低渗透油藏的概念低渗透油藏是指孔隙度低、储层渗透率小于或等于0.1mD的油藏。
该类型的油藏的勘探难度大，储量较小，开发成本较高，但其也拥有一些优点，比如储量稳定、开采稳定、油藏物性好等。
因此，低渗透油藏的开发尤为重要。
二、低渗透油藏开发技术分析1.增透压驱油技术增透压驱油技术是现代低渗透油藏开发中的一项重要技术。
该技术是通过改变地下水的含盐量，使地下水中盐分浓度大于油藏水中盐浓度，从而形成外排水环境，促进油藏水的外溢，降低油藏渗透率，增加采收率。
增透压驱油技术的成功应用不仅有助于提高采收率，还可降低采油成本。
2.聚合物驱油技术聚合物驱油技术是一种能够调控油藏物理性质的高分子混合驱。
其通过加入聚合物调节水油相对渗透率，提高原油采出率，从而达到提高采收率的目的。
该技术应用广泛，具有高效、节能、环保等优点。
3.热采技术热采技术是低渗透油藏开发的重要方法之一。
渗透率低的油脂固结在储层孔隙中，难以开采。
热采技术可以通过人造热源将油脂加热，使其粘度降低，流动性增强，从而有利于提高采收率。
该技术应用广泛，并通过实践证明取得了成功。
4.增加有效堵水剂量油藏中可能存在多个阶段的开采，随着开采时间的延长，砂岩颗粒和化学物质的堵塞作用会减弱，孔隙度和渗透率逐渐增大，较低的渗透压势也可能使得油剂的强制排流失效，改变油藏压力分布。
因此，在低渗透油藏开采中，增加堵水剂量是提高采收率的一个重要手段。
三、低渗透油藏开发技术的应用范围低渗透油藏开发技术的应用范围广泛。
当新油田勘探遇到储层渗透率较低的情况时，低渗透油藏开发技术是实现该油田勘探与开发的重要保障。
同时，低渗透油藏开发技术也可以应用于老油田、特殊油藏（如稀油油藏等）等领域。
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我国目前已探明的石油储量当中，低渗透油藏占总储量的比例高达60%以上，成为最主要的油藏类型。
由于低渗透油藏的渗透率较低，储层易变形，开发难度较大，以往未能得到有效开发。
如何能够有效开发低渗透油藏，将成为未来我国石油行业的重要问题。
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。
标签：低渗透油藏;开发效果;注水替油石油是社会经济发展运行的一项重要资源，目前我国存在严重的石油供需矛盾问题。
我国目前已探明的石油储量当中，低渗透油藏占总储量的比例高达60%以上，成为最主要的油藏类型。
我国低渗透油藏在新疆地区储量最多，其次为东北地区。
由于低渗透油藏的渗透率较低，储层易变形，开发难度较大，以往未能得到有效开发。
当前我国已探明的可开采石油资源已经开采过半，如何能够有效开发低渗透油藏，将成为未来我国石油行业的重要问题。
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。
一、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。
二、影响低渗透油藏开发效果的主要因素目前低渗透油藏的开发主要使用水力压裂和注水替油的方法。
水力压裂技术从1947年开始在美国得到使用，至今已发展为高液量、高排放的整体压裂技术，相关技术已十分成熟。
低渗透有效开发效果影响因素及对策分析
低渗透有效开发效果影响因素及对策分析【摘要】低渗透油田在我国已探明油藏中占较大的比例，是我国石油工业的基础，同时世界各国也一直针对如何有效开发低渗透油田进行着理论研究和实践。
本文主要探讨了影响低渗透油藏有效开发的主要因素，并介绍了目前国外以及国内的相关开发对策。
【关键词】低渗透有效开发影响因素对策＜b＞ 1 引言＜/b＞低渗透油藏在我国石油工业中占据着很重要的位置，是我国石油工业可持续发展的重要物质基础。
因此如何对其进行有效开发便成为一个亟待解决的问题。
＜b＞ 2 影响低渗透油藏有效开发的影响因素＜/b＞低渗透油田因其自身特殊的性质导致开发存在许多难点，影响其有效开发的主要因素总结起来有：一、油层喉孔细小，比表面积大。
这是导致渗透率低的直接原因，也是影响到低渗透油田有效开发的根本原因；二、渗流不遵循达西定律。
低渗透油田具有非达西定律的渗流特征，渗流直线的延长线不通过坐标原点，而是与压力梯度轴相交，其交点为启动压力梯度，且渗透率越低，启动压力梯度便越大；三、弹性能量小。
因而采用天然能量方式开采，地层压力下降很快，从而导致油田的产量也相应急剧减少；四、油井见注水效果缓慢。
低渗透油田层渗流阻力较大，注水时大部分能力都消耗在注水井的周围，一般300米左右的井距，需要注水一年左右才可以见到注水效果；五、裂缝型低渗透砂岩油田沿着裂缝方向油井易发生水窜、水淹现象。
这类油田注水井的吸水能力高，有的在注水井投注几天甚至几小时之后，相邻油井就遭到了暴性水淹；六、地应力的作用。
地应力的大小与方向制约着裂缝的形状以及延伸方向，在油田开发中必须考虑到这个方面的因素。
＜b＞ 3 低渗透油藏开发对策研究＜/b＞3.1 国外低渗透油藏开发对策研究国外对低渗透油田的开发比较早，自1871年在美国发现了勃莱德福油田起，至今已有100多年的历史。
国外一般先利用弹性能量以及溶解气驱能量来开采，尽量延长无水以及滴汗水的开采期。
但是一次开采的采收率较低，只有10%左右。
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。
特低渗透油藏驱替及开采特征的影响因素
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第 13卷 第 6期 王文环 :特低渗透油藏驱替及开采特征的影响因素 ·75·
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在特低渗透油藏中 ,由于油藏弹塑性更强 ,随着 地层压力的下降 ,对油层渗透率伤害更强 ,将导致产 量快速递减 ,该过程的不可逆性也将严重影响开发 效果 。因此 ,在开发过程中 ,尤其是异常高压特低渗 透油藏应以保持地层压力为前提 ,才能取得较好的 开发效果 ,可见合理转注时机是特低渗透油藏开发 技术政策研究的另一重点内容 。
此 ,特低渗透油藏的驱替和开采特征不同于中高渗
透油藏的达西渗流 特征 [ 5 ] , 将呈 现非 达西 渗流 特
征。
驱替特征影响因素的研究思路是应用非达西渗
流理论 ,在建立非达西渗流数学模型的基础上 ,通过
求解不同条件下水驱前缘含水饱和度和驱替相压力
分布 ,分析影响特低渗透油藏驱替效果的主要因素 。
在弹性驱动的假设下 ,储层的弹性性质在压力 下降及压力恢复后都将保持不变 。但实际上 ,室内 试验和矿场生产动态都表明 ,油气储层随着地层压 力的变化具有明显的不可逆性或部分不可逆性 ,即 储层具有弹塑性特征 [ 10 - 11 ] 。某些岩石在地层压力 明显变化时仅发生弹性变形 ,流体在此类岩石中的 渗流符合弹性渗流理论 。而某些岩石在负荷变化 后 ,不能完全恢复本身的原始性质 ,发生弹塑性变 形 ,流体在此类岩石中的渗流符合非线性弹性渗流 理论 [ 12 ] ,非线性弹性渗流是弹塑性渗流中的一种特 殊情况 。
低渗致密油藏开发提高采收率渗流理论及方法
一、低渗致密油藏概述在我国低渗透油藏是指基质渗透率小于0.1mD的油藏。
而致密油藏一般是指在各种类型致密储集层中形成的石油，与石油岩层系的关系主要有吸附、共生或者游离等。
除此之外，致密油藏处于地层中，流动性较差，不能依据常规技术进行勘察和开发。
所以低渗致密油藏的基本概念为处于碳酸盐岩、致密砂岩或是致密灰岩中，且基质渗透率低于0.1mD的油藏。
低渗致密油藏的致密油一般集中在致密储集空间中，该空间多由各种微孔隙构成，同时这些微孔隙的微观形态和连通性影响着致密油的分布及储存状态。
与常规油藏相比低渗致密油藏的孔隙度小于0.1，同时单井产能低，不具备自然工业产能，所以开采方式主要是水平钻井、多段水力压裂等技术。
二、渗流理论与常规油田相比，低渗致密油藏的储层物性以及流体性质差异极大，所以决定着二者间的渗流机理与渗流规律大不相同，这种不同一般体现在低速非线性渗流中。
从渗流机理层面来说，低渗致密油藏的储层渗透率低于常规油藏，这是由其内部结构和环境决定的。
低渗致密油藏内部环境复杂且孔喉狭窄，使得石油经过的通道口径十分细微，所以在流动时液固界面互作用力以及渗流阻力较大。
从渗流规律层面上出发，低渗透多孔介质物性的参数由上覆有效应力控制，从因此低渗致密油藏的渗流规律会出现低速非线性渗流现象，与达西定律不相符。
根据上述分析，低渗致密油藏狭窄的孔喉直径使得该类油藏脆性矿物体积分数高于4/5，因此在开采时储集层很容易被压裂，同时与天然裂缝沟通形成网缝，所以自然产能较低。
在对低渗致密油藏的开采方式进行研究时，经验和理论来源多为低渗--超低渗透油藏，这是因为二者之间在开发时都会损失大量的地层能量。
经过借鉴同时结合大量的实际开采经验，目前我国开采低渗致密油藏时为扩大渗流面积，基本上使用的开发模式为水平多段压裂、体积压裂以及水汽注入补充地层能量等，可以大规模且高效地动用地质储量。
根据理论计算表明，水平井体积压裂前期产量可以大于10倍的直井单井产量，因此是最有效的开采手段。
注水吞吐提高致密低渗透油藏采收率技术研究
注水吞吐提高致密低渗透油藏采收率技术研究摘要：针对红河油田致密低渗透这一类油藏存在的注水开发困难，注不进采不出，主要依靠天然能量开发，采油井产量递减快、采收率低问题，开展了注水吞吐提高采收率技术研究，注水吞吐可以有效地保持地层能量，注入水优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位，闷井期间，利用油层的渗吸驱油机理，在毛细管力的作用下，注入水可以将基质中的原油驱替出来，从而提高油藏采收率。
关键词：注水吞吐；低渗透油藏；采收率；红河油田1注水吞吐采油背景及机理1.1注水吞吐采油背景（1）致密低渗透油藏衰竭式开采期极限泄油半径小，井间、缝间（天然缝及压力缝）剩余油富集。
通过水平井衰竭式开采理论模型图1分析可知，当储层有效渗透率K=0.4mD时，弹性开发的极限泄油半径为20m。
建立理论模型设定缝间距为100m，压裂半缝长90m；平均井距为479m，平均水平段长880m，折算单井弹性储量动用程度26.3%。
图1 水平井衰竭式开采理论模型（2）储层致密，喉道半径小，最小启动压力梯度高，同步强化注水难以建立有效驱替压差。
（3）天然裂缝发育，加上投产初期压裂改造，同步注水过程中水窜严重。
示踪剂显示水进速度7.8m/h-19.7m/h 。
（参考长庆安塞油田水窜速度0.43-4.35m/d），裂缝水淹特征明显。
为此必须进行注水开发思路转变：由注水建立孔隙驱替向缝网驱替转变，由连续的强化注水向异步注采、注水吞吐、油水井互换等灵活的渗吸采油方式转变。
并构建“压裂+缝网驱替+渗吸采油”开发方式模型。
1.2注水吞吐采油机理（1）三效合一：渗吸作用+补充能量+不稳定驱替作用压裂改造形成了复杂缝网，增加基质与裂缝之间的接触面积，两者之间的流体交换速度和数量发生了质变，渗吸作用急剧加强，注水吞吐同时还能起到有效补充地层能量及生产压差不断变化下的不稳定驱替作用。
（2）在1个周期内可分为注水期、闷井期和回抽期3个阶段。
其中注入阶段为压力恢复阶段；闷井阶段为压力扩散油水置换阶段，有包括能量扩散油水置换阶段、稳定阶段油水置换阶段；而回抽阶段为压力消耗阶段。
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低渗透油藏水驱采收率影响因素分析
摘要实验表明,低渗透油藏具有启动压力梯度,因此其渗流规律与中、高渗透油藏不同。
通过对低渗透油藏中注水井排和采油井排的定压水驱进行数值模拟,分析了低渗透油藏水驱采收率的影响因素,包括多孔介质孔隙结构、油水相对渗透率曲线、启动压力梯度、注入速度和注采井距。
分析表明,低渗透油藏的水驱采收率受到启动压力梯度的影响,启动压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越小,阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率越低;而增大生产压力梯度,可以有效地降低启动压力梯度的影响,生产压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越大,阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率越高;增大生产压力梯度的方法有增大注入量和减小注采井距两种,都可以提高低渗透油田的开发效果。
主题词低渗透储集层启动压力梯度两相渗流采收率水
驱数值模拟
对于低渗透油藏,由于渗流时存在启动压力梯度〔1、2〕(简称为TPG),因此这种介质中的单相及两相渗流规律不同于常规的中、高渗透油藏,对低渗透油藏中的单相渗流理论的研究渐渐趋于成熟,而相应的两相渗流理论的研究还处于探索阶段,因此需要更多的研究。
另外,有试验表明,低渗透油藏的压敏效应比较严重〔3、4〕,而且介质变形为弹塑性的,一旦地层能量损失,造成孔隙度和渗透率的下降后,无法再恢复,使低渗透油藏的开采难上加难,所以早期注水开发对于低渗透油藏显得非常必要,生产急需低渗透油藏的两相渗流理论来指导。
通过对定压注水井排和采油井排进行数值模拟,分析了影响低渗透油藏水驱采收率的影响因素。
一、数学方程及其简化
将注水井排和生产井排之间的油藏简化为一维直线油藏,考虑地层温度不变,
忽略重力和毛管力的作用,在油藏两端定压注水和定压采液。
考虑油水相启动压力梯度的影响。
二、产量、采收率影响因素分析
假设低渗透油藏中有一注采井排,注采井距为100m,油藏宽度和厚度分别为100m和10m,介质渗透率为0.01μm2,原始地层压力为12MPa,注入压力和采液压力为:pwi=15MPa,pwp=9MPa,油水粘度分别为:μw=1mPa·s,μo=5mPa·s。
油水相启动压力梯度为:Go=0.01MPam,Gw=0.1Go,油水相对渗透率曲线如图1所示。
用差分方程。
(8)和(9),对此油藏进行数值模拟。
1,多孔介质孔隙结构特征的影响
多孔介质的孔隙结构,包括孔隙和喉道的大小、分布等,均对水驱的效果产生影响,其影响效果最终归结为油水相对渗透率曲线的影响。
文献〔6〕中详细分析了低渗透油藏的介质结构特性对水驱采收率的影响。
2,油水相对渗透率曲线的影响
同中高渗透油藏相同,影响低渗透油藏的注水采收率的主要因素是油水相对渗透率曲线。
低渗透油藏相对渗透率曲线的特点是:束缚水饱和度大、共渗区域小和水相相对渗透率低,如图1所示。
这决定了低渗透注水开发时,产液量不可能随时间大幅度上升,产液量呈下凹状,且后期上升缓慢。
3,启动压力梯度的影响
低渗透油藏的特点是,油井见水后,含水率急剧上升;启动压力梯度越大,产油量
和产液量越小,阶段采出程度和水驱采收率(至含水率98%时)越低。
4,注水强度的影响
增大注水量,即为增大生产压力梯度,可以有效地降低启动压力梯度的影响,从表1可以看出,增大生产压力,产油量和产液量增大,阶段采出程度和水驱采收率提高。
因此开发低渗透油藏时,应尽可能大压差开采。
5,注采井距的影响
计算表明,注采井距越小,产油量越大。
这与增大注水量,改善水驱效果的原理相同,都是增大了生产压力梯度。
因此,适当减小注采井距,可以提高低渗透油田的开发效果。
6,前沿饱和度和见水时间的影响因素
生产压差和启动压力梯度对前沿饱和度、前沿含水率的影响很小,对见水时间、注水结束时间(fw=0.98)、无水采出程度和注水采收率影响较大;启动压力梯度越大,见水时间、注水结束时间越早,无水采出程度和注水采收率越小;生产压差越大,见水时间、注水结束时间越早,无水采出程度和注水采收率越大。
四、实例分析
大港油田许世宁①等人对长芦油田长25-21井岩心146块,选用57块样品进行了一维水驱油两相驱替实验,岩心的平均渗透率为K=0.0067μm2。
实验给出生产压力梯度与驱替效率的关系,渗透率越小,即启动压力梯度越大,水驱采收率越小;实验压力梯度增大,驱油效率提高。
大庆石油管理局宋芳屯油田②,从1993年开始进行增压注水试验,增压8口井,增压前8口井平均注水压力16.3MPa,平均单井日注水6.4m3;增压注水1a后,平均油压19.4MPa,平均单井日注水20m3,油井产液量、产油量上升,综合含水得到控制。
增压注水1a后,芳50-58井日产油由2.8t上升到3.6t,综合含水由78.6%降到76.2%,芳62-62井日产油由2.4t上升到3.1t,综合含水由46.7%降到40.4%,取得了较好的经济效益。
文献〔7〕给出了小井距开发低渗透油藏提高开发效果的例子。
华北油田留17断块沙三油藏,油层渗透率为K=0.043μm2,1987年,将井网由300m井距缩小至150～200m,单井产量提高1倍,注水量提高2倍,采油速度提高2.6倍。
类似的情况还有:大港的港中油藏(K=0.067μm2)、吉林新民油田的小井距试验(K=0.0054μm2)、中原文东油藏的小井距试验(K=0.0029μm2)、枣圆油田43断块、岔河集油田、渤南油田五区沙三9层等,都取得了较好的效果。
五、结论
(1)低渗透油藏注水开发时,启动压力梯度越大,见水时间越早,产油量和产液量越小,阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率越低。
(2)低渗透油藏注水开发时,增大生产压力梯度,产油量和产液量增大,阶段采出程度、无水采收率和水驱采收率提高。
(3)增大注入量和减小注采井距是增大生产压力梯度的途径,都可以提高低渗透油田的开发效果。
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