砂岩底水油藏开采机理及开发策略
油田低渗透砂岩油藏开发技术
技术与信息油田低渗透砂岩油藏开发技术于雪（第一采油厂第一油矿117队，黑龙江大庆163000）摘要：随着经济社会的快速发展，人们物质生活的逐渐丰富起来了，越来越多的轿车进入了人们的视野，石油的使用范围也越来越广泛，除了车辆使用的汽油、机械使用的柴油，石油中的某些提取物还可以用来做香水。
石油属于非可再生资源，并不是取之不尽、用之不竭的，因此提升低渗透油田的生产率十分重要。
关键词：低渗透油田；砂岩油藏；开发技术低渗透油田是指油田油量低，石油的分子内部分散，因此虽然油田井较多但是石油的产出量却很少。
在石油开采的过程中开采深度过深或者在偏僻的地区进行开采，都会使油量达不到预期目标。
由于我国的低渗透油田数量很多，因此根据需求可以对不同的油田情况进行分析，针对性的提出开采的方案和计划。
石油开采需要时耗费大量的人力与财力，并且需要精确性较高的石油检测仪器来进行检测，因此要想开发低渗透油田就要具备相应的研发技术，所以本文对油田低渗透砂岩油藏开发技术进行了分析。
1砂岩油藏开发中存在的问题油藏储油层主要是砂岩颗粒，低渗透砂岩油藏中的水量较多，在进行开采时需要有蒸汽技术的支持，同时需注水压力泵来排除砂岩内多余的水分，为石油的开采效率提供保证。
由于油藏中含有砂岩颗粒，在开采的过程中会面临着很多不确定的危险，蒸汽压力如果过大就会使油层中的结构被破坏，进而发生油井出砂的状况。
另外，如果过度开采石油，油井的内部就会有一定程度的破坏，当破坏达到一定程度时，大量的砂岩颗粒就会掉落。
举个例子，在开采石油的时如果采用爆破的手段来打通隧道，就很可能造成塌方问题，塌方一旦发生会对开采造成相当大的难度，大量的砂岩颗粒掉落，石油产量就会大幅度减少。
石油中如果掺杂进了砂岩颗粒，不仅分离困难并且花费巨大，砂岩颗粒的大量聚集会对开采设备造成巨大的损害，影响机器的使用年限。
石油开采设备价格高昂，一旦发生损坏需要巨额费用进行维修。
砂岩颗粒聚集情况恶劣的，还会对管道进行掩埋。
巨厚层砂砾岩底水油藏注水开发研究
巨厚层砂砾岩底水油藏注水开发研究许 宁 张方礼 王占红(辽河油田分公司勘探开发研究院)摘 要 雷64块为块状砂砾岩底水油藏,油层巨厚,最厚可达200m,储量丰度大。
在油藏天然能量、储层特征分析和应用解析公式、数模方法对注水开发采收率变化、采液和采油指数变化趋势、注水方式、注采井网、见水时间研究的基础上,认为雷64块应该采用两套层系、人工注水开发。
下层系以注底水层为主,在局部底水与油层之间隔层较发育的部位,进行层内注水。
与潜山油藏不同,块状砂砾岩油藏仍具有层状特性,实际工作中需要认真分析隔层因素,在实施两套层系、正方形井网210m井距的情况下,注采井距成为影响注水开发效果的主要因素。
采用分采合注,将因部分注采井距达到150m而大大加速水淹水窜,影响开发效果。
关键词 砂砾岩油藏 注水开发 块状 底水1 地质特征与开发概况 雷64断块是辽河油区2002年发现的油层巨厚、储量较大的上产区块。
其主要目的层为沙三下莲花油层,地层厚度400～450m,砂体比较发育,砂砾岩厚度330～450m。
构造上为一向西北倾斜的背斜,构造高点在断块东南角,高点埋深1970m,闭合幅度260m,圈闭面积0.96km2。
储集层以砂砾岩为主,磨圆好,分选差,反映了长期搬运、快速堆积的特点。
平面上砂体呈扇状分布,自东向西砂体厚度逐渐变薄。
砂体展布方向为近北东向,揭示物源方向为东或北东向。
纵向上有单层厚度大的特点,最厚可达200m。
根据该块现有3口井的岩心分析,储层平均孔隙度15.4%,渗透率90×10-3μm2,属于中孔中低渗储层,非均质性较强,渗透率变异系数为0.79。
Ξ该块油层分布主要受构造控制,分布在构造高部位。
位于构造高部位的雷64、雷32-22井油层发育,厚度约150～200m,向西北、西南构造低部位油层厚度减薄。
油藏类型为巨厚块状砂砾岩边底水油藏,具有统一的油水界面。
该块原油物性较好,为低粘度(地下原油粘度0.5mPa・s)、中高凝固点(26℃)、中高含蜡量(11. 04%)、高胶质沥青质含量(16.2%)稀油。
砂岩底水油藏开采机理及开发策略
石油学报 1997年4月A CTA PETROL E I S I N I CA第18卷 第2期砂岩底水油藏开采机理及开发策略喻高明Ξ凌建军 蒋明煊 刘德华(江汉石油学院)提 要 利用数值模拟方法研究分析了采油速度、油层沉积韵律、垂直水平渗透率比、夹层大小及位置、边底水能量、不同油水粘度比、井距、射开程度、毛管压力等对砂岩底水油藏开采效果的影响,同时对有夹层存在时K v K h值对底水上升速度及形态的影响进行了精细模拟研究。
研究表明:影响底水锥进的主要因素是采油速度、垂直水平渗透率比、油水流度比、夹层;砂岩底水油藏底水推进一般以平托为主。
文中提出了相应的开发策略。
主题词 砂岩 底水油藏 锥进 机理 策略1 前 言近年来在我国西北某油区发现了大量的砂岩底水油藏,累计储量近两亿吨。
如何最优地开发这些超深砂岩底水油藏具有十分重要的意义。
人们对于灰岩底水油藏的开采特征的研究已经相当深入,形成了一个较完整的体系,对于临界速度、底水锥进、含水上升规律、打开程度、生产压差、压锥等问题都有了相当深刻的认识,并且成功地指导了华北和辽河的古潜山油藏的开发,而对砂岩底水油藏的开采特征的认识不够,往往按照灰岩底水油藏的规律去处理砂岩底水油藏问题,实际上,由于它们在沉积类型、孔隙介质、渗流通道等多个方面存在显著不同,因此它们的底水锥进规律、开发开采机理、开采特征有本质上的差别。
所以拿灰岩底水油藏开采特征去解释砂岩底水油藏生产现象就会遇到许多问题。
因此利用油藏数值模拟方法深入研究砂岩底水油藏的生产规律,并制定出相应的开发对策是十分必要的。
2 地质模型选用L油田2、3井区三叠系油藏 油组为原型油藏。
根据水锥问题研究的需要,我们选定的地质模型为中心一口生产井、上下及周界均为封闭边界、在r2Η2z 三个方向将油藏划分为11×1×15个网格,纵向(z方向)1～10格为油层,11～15层为水层。
211 网格数据r方向按几何级数进行网格划分,在井筒附近网格尺寸较小,远离井筒网格按几何级数递增(见表1)表1 径向网格距Table1 The rad ii of rad i a l gr ids网 格1234567891011半径(m)0.350.71.42.85.611.222.444.889.6179350Ξ喻高明,1988年毕业于西南石油学院研究生部,获硕士学位。
砂岩底水油藏开发技术探讨
界面逐渐上 托；另一种是在生产井井底 附近 向上锥进 ，形成
水锥 ，而在 井点附近以外油层上部仍然是纯油层 。 为充分 利用 明三 ５油层的天然能量 ，掌握其锥进规律 ， 有效地控制底水锥进 ，主要采 取 以下作法 。
（ １ ） 控 制 射 开 程 度 ，避 免底 水 过 早 水 锥
明三 ５油层为一块状边底水油藏 ， 开发初期单井产 能在 ５ ０ ｔ左右不 含水。随着采 出量的增加 ，地层压力 开始 下降，
当油藏形成一定的压力梯度后 ，地层压力开始稳 定。由于油 水 区之 间形成这样一个压力降，边水不断补充 ，并且 受储 层 正旋 回沉积 的影响，在油藏底部形成一个油水界面倾斜 的水
Ｄ ＯＩ ：１ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ６ ７ １ — ６ ３ ９ ６ ． ２ ０ １ ４ ． ０ ５ ． ０ ０ ４
１ 油 田概 况
ｚ油 田是一个被 断层切割 的逆牵 引背斜 构造。含油面积 ９ ． ７ ７ ｋ ｍ２ ，地质储量 ２ ４ ６ ８ ￣ １ ０ ４ ｔ ，可采储量 １ ０ ９ ３ ￣ ｌ Ｏ ４ ｔ 。主力油
砂岩油藏稳油控水技术1201NEWppt课件
（二）砂岩油藏稳油控水开发实例
1. 大庆油田稳油控水开发
“八五”期间，使用9项技术保证了稳油控水目标的实现： 以细分沉积相微重点的精细地质描述技术 以可采储量为重点的“稳油控水”指标预测及优化技术 以注采结构调整为重点的高含水综合调整技术 以薄层为重点的水淹层测井技术 以提高薄层固井质量为重点的防窜封窜技术 以高产液量机采井为重点的找水堵水技术 以薄差层改造挖潜为重点的压裂技术 以提高油水井利用率为重点的套管防护及大修技术 以注入水质深度处理和注采系统节能为重点的工程技术
降压半周期：由于高、低渗段压力传导速度不同，高渗段 压力下降快，低渗段压力下降慢，高、低渗段间形成一反向 的压力梯度，同时由于毛细管力和弹性力的作用，在两段交 界面出现低渗段中的部分水和油缓慢向高渗段的大孔道流动， 并在生产压差作用下随后来的驱替水流向生产井，高渗层段 能量下降越快，越有利于低渗层段较早地发挥其储备能
Handil油藏注气开始时气顶位置图
Handil主力油藏产油曲线
Handil油藏注气开发3年后气顶位置图21
提纲
一、国内外砂岩油藏稳油控水技术 二、砂岩油藏稳油控水开发实例 三、Kumkol South油田稳油控水对策
22
（二）Kumkol 油田稳油控水技术对策
1.Kumkol South油田概况
渗透率级差：控制在3以下 原油粘度： 差异小于1倍 同一组合层系的油层厚度：控制在12m以内 注采井距：主力层组合采取稀井网大井距，非主力采
取密井网小井距
地层压力保持水平：保持在原始压力0.75倍左右 采液强度：非主力层系采取提液生产
层系井网调整示意图
8
提纲
一、国内外砂岩油藏稳油控水技术 二、砂岩油藏稳油控水开发实例 三、Kumkol South油田稳油控水对策
底水砂岩油藏水平井开发机理研究
底水砂岩油藏水平井开发机理研究=摘要：对于底水油藏，在分析和预测水平井产量及出水动态时，重点考虑的影响因素包括：储层的非均质性、隔夹层发育程度及位置、储层渗透率、油水粘度、油井井眼轨迹、水平段位置及长度、单井配产、井网井距等因素对其影响，对于存在应力敏感的储层，还应当考虑应力敏感对产量及出水动态的影响。
关键词：底水；水平井；开发机理一、水平井出水特征研究1.水平井出水原因水平井出水的原因大致可以概括为以下四个方面：（1）地质因素。
裂缝性油藏水平井开采，地层水沿与水平段连通的裂缝进入油井是裂缝油藏常见的出水形式。
在开采初期裂缝是油的通道，后来油层压力降低，裂缝变成了水的通道，一个月甚至几天之内，产水急增，产油骤减。
（2）油水性质。
油水密度差对底水脊进生产压差的影响规律是随着油水密度差的减小，临界生产压差呈线性减小，油井容易出水。
由于稠油密度高，油水密度差小，因此稠油水平井越容易出水。
（3）井身结构。
底水油藏水平井位置越靠近油藏的底部，临界生产压差越小，产生水锥的临界速率很低，越容易“水淹”。
当水平井以较高速率生产时很易诱发水锥。
（4）工作制度及措施不当。
随着开采时间的延长，水平井的临界产量会越来越小，出于经济效益的考虑，水平井的产量不能始终控制在临界产量以下，到一定时候，其产量要大于临界产量，油井见水。
在进行增产作业或生产过程中易使油层与水层连通而造成油井含水上升。
2.水平井出水特点（1）水平井含水上升较快，容易造成油层过早“水淹”。
（2）水平井容易底水脊进，诱发水锥出现。
3.水平井出水类型（1）底水脊进。
根据出水区域在水平段上的分布，底水脊进又分为点状、线状和曲面状。
由于同一层位的垂向渗透率，或者水平段轨迹高低起伏，底水脊进的油藏早期底水首先从高垂向渗透率的区域，或者接近油水界面的拐点进入油井，所以初期以点状见水为主，在水平井生产上表现为含水率上升相对缓慢；如果油层纵向是均质的，井身轨迹呈直线，底水均匀脊进，就形成线状出水。
水驱砂岩油藏开发影响因素与挖潜措施
水驱砂岩油藏开发影响因素与挖潜措施摘要：油田进入高含水开发后期，剩余油分布非常复杂，措施挖潜难度越来越大，提高采收率是油田是油藏后期开发工作中的一项重要内容。
本文重点从分析水驱开发油藏采收率现状入手，找出制约因素并对水驱提高采收率方法进行调研，阐述了改善单元水驱开发效果的可行性措施。
实践表明，措施实施后单元的存水率和水驱指数明显好转,单元的综合含水下,动液面回升,单元的自然递减率也得到了有效控制，进一步提高了采收率。
关键词：高含水期；采收率；剩余油潜力；挖潜措施前言由于含油层系多、储层非均质严重，目前油田已进入高含水开发后期，只有在提高采收率上下功夫，把储量尽可能快、多地转化为产量，才能不断拓宽生存发展的空间。
在加强剩余油分析的基础上进行井网调整，进一步提高采收率，是高含水油田的必经之路。
目前单元状况突出表现在：（1）单元普遍高度水淹，高含水储量比重大，调整经济效益低。
（2）油水井井况复杂，由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低，套损井增多。
新增套损井较多，但由于储量品位低、工艺复杂，调整难度大，更新比例低，造成累积套损井增多。
（3）注水系统与开发稳产、提高采收率的形势不相适应。
为此作者对影响采收率的因素进行了详细分析,介绍了改善单元开发效果、提高原油采收率的一些行之有效的方法。
1 影响开发的因素注水开发中影响采收率的因素分动态因素和静态因素。
动态因素有采液强度、注水强度和井网等,主要表现为平面水驱控制程度较低;静态因素有构造特征、沉积特征和储层物性等,主要表现为层间层内水驱差异较大。
（1）沉积环境的影响。
由于各韵律层所处沉积环境不同,造成层间吸水差异较大。
（2）层内非均质性的影响,层内非均质性导致注水井层内差异加大,造成水驱油效率低。
（3）平面流线的影响。
强注强采的状况及平面非均质性导致油水井之间已形成固定的注水流线,致使低渗区、非主力层潜力得不到发挥。
（4）井网完善程度的影响。
单元井况变差,停产停注井增多,造成注采井网完善程度降低,注采对应率降低,造成单元有效注采比低。
分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识
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。
油田低渗透砂岩开发技术分析
油田低渗透砂岩开发技术分析
油田低渗透砂岩开发技术是指在油藏孔隙度低、渗透率小于0.1mD的条件下，有效地
开采和生产油气资源的技术措施和方法。
由于在油田低渗透砂岩中，油气的运移速度较慢，导致传统的开发技术难以实现高效生产。
研究和应用适合低渗透砂岩开发的技术是非常重
要的。
1. 水驱技术：在低渗透砂岩油藏中，由于石油黏度较大、孔隙度和渗透率较低，常
采用水驱技术，通过注入水来驱替油藏中的油资源。
还可以采用多点注水和多层注水等技术，以加大驱替效果，提高采收率。
2. 改造增渗技术：低渗透砂岩油田中，常采用改造增渗技术来提高油藏的渗透率和
孔隙度，以使油气更加容易流动。
常用的改造增渗技术包括酸化、水泥浆堵漏和增压等。
3. 气体驱替技术：在低渗透砂岩油田中，气体驱替技术被广泛应用。
通过注入气体（如天然气或二氧化碳）来驱替油藏中的油气。
气体的溶解度较低，能够降低油藏中的压力，从而提高采收率。
4. 水平井技术：在低渗透砂岩油藏中，水平井技术可以有效增加井底面积，提高有
效寻找面积，增加采收率。
通过水平井的布置，可以减小开发井与低渗透储层之间的距离，提高油气采集率。
5. 压裂技术：压裂技术是一种通过注入高压液体或气体来对低渗透砂岩进行裂缝处
理的方法。
通过创建人工裂缝，增加渗透率，改善油藏的产能。
油田低渗透砂岩开发技术是针对低渗透砂岩油田特点而研究和应用的技术措施和方法。
通过水驱、改造增渗、气体驱和压裂等技术，可以提高油田低渗透砂岩油藏的采收率和开
发效果。
油田低渗透砂岩开发技术分析
油田低渗透砂岩开发技术分析随着全球能源消耗的增加，对油田开发技术的需求也在不断增长。
在石油资源枯竭的情况下，对于低渗透砂岩的开发技术研究显得尤为重要。
低渗透砂岩是一种石油资源储量丰富但开发难度较大的油藏类型，其开发技术的研究对于提高石油产量、延长油田寿命具有重要意义。
本文将对低渗透砂岩的开发技术进行深入分析，探讨当前主流的开发技术以及面临的挑战与发展方向。
一、低渗透砂岩的特点低渗透砂岩是指孔隙度低、渗透率小的砂岩储层，其孔隙度一般在10%以下，渗透率在0.1md以下。
由于其孔隙度和渗透率较低，导致原油在砂岩储层中的储集和流动受到一定限制，从而增加了石油开发的难度和成本。
与常规砂岩油藏相比，低渗透砂岩在开发过程中面临着更高的技术挑战，需要更为先进的开发技术来解决石油开采的难题。
二、低渗透砂岩开发技术1. 水平井技术水平井技术是一种有效开发低渗透砂岩的方法，通过对井筒进行水平延伸，可以有效延长井底在储层中的接触长度，提高原油的采收率。
与常规垂直井相比，水平井具有更大的采油面积和更高的采收率。
水平井还可以减少油井的开采压降，提高油井的产量和稳产能力，降低开采成本。
2. 酸化改造技术低渗透砂岩往往存在着岩石孔隙度不均匀、渗透率差异较大的问题，酸化改造技术可以通过注入酸液来溶解岩石中的一些矿物质，减小孔隙度之间的差异，提高砂岩储层的渗透率，增加原油开采的效率。
酸化改造技术还可以改善岩石表面的亲水性，减小岩石孔隙中原油的黏附和凝结，提高原油的采收率。
3. 气体驱替技术气体驱替技术是一种通过注入气体（如天然气、二氧化碳等）来推动原油向井口移动的技术。
在低渗透砂岩储层中，原油的黏度较大，常规的水驱和压裂技术难以有效推动原油的产出，而气体驱替技术可以有效降低原油的黏度，提高原油的渗流性，增加原油的采收率。
气体驱替技术还可以减小油藏中原油和水的混合，提高原油的质量和净化度。
1. 高成本由于低渗透砂岩的特殊性，采用先进的开发技术需要更大的投入成本，包括井筒改造、酸化液的采购、气体注入设备的购置等。
油田低渗透砂岩开发技术分析
油田低渗透砂岩开发技术分析油田低渗透砂岩开发技术是指在保证油田开采效率的情况下，尽可能降低投资和运营成本。
低渗透砂岩油田开发相对于高渗透砂岩油田开发而言，面临更大的挑战，包括储层特点、油藏工程特点等。
因此，油田低渗透砂岩开发技术的难度也相对较大。
本文将结合实际案例，对油田低渗透砂岩开发技术进行分析。
一、储层特征和油藏工程特点低渗透砂岩储层渗透率低、含水饱和度高、粘土含量高等特点，使得其对油田开发提出了较高的技术要求。
低渗透储层开采难度大，采油压力要求更高，采油率低，采收油量小，钻井和完井难度大等问题都需要解决。
油田低渗透砂岩工程特点比高渗透砂岩更加突出，拥有一些特殊的性能和特征，这些特征阻碍了其开发的难度和复杂性。
比如宜人的油藏，低渗透，高含水，严格的区域和成本限制等等。
为了克服这些问题，降低投资和运营成本，需要选择适合的油田低渗透砂岩开发技术。
（一）水平井工艺技术水平井技术是一种较为成熟的低渗透油田开发技术。
在适当的情况下，水平井技术可以提高油井的采油效率和生产率，特别是对于低渗透油田。
水平井技术通过在储层中钻一条或多条水平或近水平井段，使得井眼和储层具有更高的接触面积和采油压力。
水平井的斜度可以达到4度到5度，长度可以超过500米，有效增加储量、提高生产效率，节约成本，有助于提高油井的生效时间和可采率。
水平井技术应用于低渗透储层开发中，可以达到更好的效果。
首先，水平井可以提高储层的管道通道，缓解储层的压力，降低油井的动态阻力。
其次，水平井能够增加油井水平部分的接触面积和采油压力，能够提高采收率，增加生产效率。
此外，水平井不仅能够提高采油效率，还可以节约成本和投资，降低运营成本。
（二）低渗透储层压裂技术低渗透砂岩油藏开发中，压裂技术是一种有效的提高采油率的措施。
压裂技术通过将压裂剂注入储层中，同时用压力将砂石裂开，使得井眼和油藏之间的接触面积增加，从而增加采油压力和采油强度，提高采收率。
低渗透储层压裂技术具有以下特点：第一，压裂技术有助于套管的封堵，防止污水和其他流体进入井眼，减少储层阻力，提高采收率。
分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识
分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识1. 引言1.1 砂岩油藏开发概述砂岩油藏是指油藏储集岩石主要为砂岩的油藏，砂岩具有较好的储集和渗透性，是油气富集和运移的重要地质工程岩石。
砂岩油藏开发是指通过一系列采油工艺技术手段，将地下砂岩岩石中的原油、天然气等地质资源有效地开采出来，实现资源的利用和价值的实现。
砂岩油藏开发是石油工程领域的一个重要研究方向，其开发过程涉及到地质勘探、资源评价、采油工艺设计、生产管理等多个领域。
开发砂岩油藏需要综合运用地质、地球物理、化学、力学等学科的知识，通过现代化的采油工艺技术，实现对砂岩油藏的高效开发，提高油气产量，增加地质储量，实现资源的可持续开发利用。
砂岩油藏开发具有重要的经济和社会价值，是国家能源发展战略的重要组成部分。
通过对砂岩油藏开发的深入研究和技术创新，可以提升国家石油产量，提高石油工业的发展水平，促进经济的可持续增长和社会的繁荣稳定。
砂岩油藏开发是一个具有重要意义和广阔前景的领域，对于推动石油工业的发展和国家能源安全具有重要意义。
1.2 低渗透砂岩油藏特点低渗透砂岩油藏是指储层渗透率较低的砂岩油藏，通常渗透率在0.1%以下。
这类油藏具有一些特点，首先是储层孔隙度低，孔隙度一般在10%以下，导致储集空间有限。
其次是储层中的油水相对渗透率差异大，油相对渗透率低，水相对渗透率高，容易形成水窜现象。
此外，由于地层压力低，油井产能通常较低，采收率也较低。
低渗透砂岩油藏采油难度大，开发成本高，生产周期长，是一个具有挑战性的开发领域。
解决低渗透砂岩油藏开发难题，需要运用先进的技术手段和管理理念，进行综合优化设计和精细化管理，以提高油田的开发效率和经济收益。
在面对低渗透砂岩油藏开发挑战的同时，也能带来新的机遇，如通过技术创新和管理创新，实现低渗透砂岩油藏的高效开发和利用，为油气行业的可持续发展贡献力量。
2. 正文2.1 低渗透砂岩油藏开发难点分析低渗透砂岩油藏的渗透率较低，使得原油开采难度增大。
油田低渗透砂岩开发技术分析
油田低渗透砂岩开发技术分析随着石油资源的逐渐枯竭，石油开发技术也在不断地发展和创新。
油田低渗透砂岩是一种开发难度较大的储油岩层，其开发技术一直是油田开发领域的难题之一。
本文将对油田低渗透砂岩开发技术进行分析，探讨其研究现状、存在的问题以及未来的发展趋势。
油田低渗透砂岩是指渗透率较低的砂岩层，通常渗透率在0.1~10mD之间。
由于其渗透率低，导致油田开发难度大、成本高。
研究和开发油田低渗透砂岩的技术一直是油田开发领域的热点之一。
目前，针对油田低渗透砂岩开发技术的研究已经取得了一定的进展。
在勘探方面，地震勘探技术和测井技术的发展为发现和评价低渗透砂岩储层提供了重要手段。
在油藏工程方面，先进的水平井、多级水平井、压裂技术等手段的应用有效提高了低渗透砂岩油田的开发效率。
研究人员还针对低渗透砂岩的地质特征、流体性质、岩石物理性质等进行了深入研究，为油田低渗透砂岩的开发技术提供了更加科学的理论依据。
二、油田低渗透砂岩开发技术存在的问题尽管油田低渗透砂岩开发技术取得了一定的进展，但仍然存在一些问题亟待解决。
由于低渗透砂岩对流体的渗透性较低，使得开采难度增大，产量降低。
低渗透砂岩油田往往受到地质构造的影响较大，导致储层非均质性较强，难以找到有效的开发方法。
低渗透砂岩油田的油层厚度通常较薄，难以形成经济开发规模。
对于低渗透砂岩油田的注水开发技术、油藏数值模拟等方面也存在一定的技术瓶颈。
在国内外一些油田实践中，一些新兴技术已经得到了一定的应用和推广，比如水平井和多级水平井技术、压裂技术、地震成像技术等，在低渗透砂岩油田开发中发挥了重要作用。
未来，这些技术有望进一步得到改进和提升，更好地满足低渗透砂岩油田开发的需要。
四、结语油田低渗透砂岩开发技术的进展对于我国石油资源的开发利用具有重要的意义。
随着科技的不断发展和创新，相信在不久的将来我们将能够找到更多更好的解决低渗透砂岩开发难题的新技术和新方法，从而更好地推动低渗透砂岩油田的开发和利用。
油田低渗透砂岩开发技术分析
油田低渗透砂岩开发技术分析油田开发是指通过各种技术手段将地下油藏中的石油开采到地面，并进行加工、运输和销售的过程。
而低渗透砂岩是一种油田储层的类型，其开发技术一直是油田开发中的难点之一。
本文将对油田低渗透砂岩开发技术进行深入分析。
一、低渗透砂岩概述低渗透砂岩是指渗透率较低的砂岩储层，通常渗透率小于0.1mD。
在这种储层中，石油被储存在岩石的微小孔隙中，导致油气的开采困难。
目前全球石油资源消耗加速，高品位储层资源已经逐渐枯竭，而低渗透砂岩储层由于其储量大、分布广、潜力大等特点，成为了石油勘探开发的重要目标之一。
二、低渗透砂岩开发技术分析1. 水平井技术水平井技术是一种通过在垂直井的基础上延伸出一定长度的水平井段，来增加油管与注水管的接触长度，提高油井的产量。
这种技术通过改变井眼的方向，使油管和注水管沿着低渗透砂岩层的方向延伸，增加了与油层接触的面积，从而提高了开采效率。
水平井技术还可以减少地面井口数，降低了生产成本，提高了油田的整体开发效益。
2. 酸化技术在低渗透砂岩储层中，孔隙度小、渗透率低，石油往往难以自行流出。
通过酸化技术可以改变岩石的孔隙度和渗透率，促使石油流出，提高了开采效率。
酸化技术主要通过向井下注入酸液，溶解岩石中的碳酸盐和铁笋等物质，扩大岩石的孔隙度，增加储层的渗透率，从而提高了石油的开采效率。
3. 气体驱替技术气体驱替技术是一种通过向储层注入气体，利用气体的压力和流动性来推动石油流向采油井口的一种开采方法。
对于低渗透砂岩储层而言，采用气体驱替技术可以有效地提高油藏的采收率。
通过注入CO2、天然气或氮气等气体，可以改变储层中油水界面的张力，并推动石油流向井口，从而提高了采油效率。
5. 植物根系渗透技术植物根系渗透技术是一种利用植物根系对地下水和土壤的渗透作用来改善地下水环境和土壤结构的一种技术。
在低渗透砂岩储层的开发中，通过向井下注入植物根系渗透液，可以促使石油流向井口，提高了采收率。
疏松砂岩油藏储层对比与注水开发对策
疏松砂岩油藏储层对比与注水开发对策摘要：砂岩油藏储层构造体系控制了成藏过程，还控制了油藏的富集程度，影响开发后期剩余油的分布，影响注水开发部署，决定了调整效果。
因此，对砂岩油藏的精细刻画是砂岩油藏注采调整首要工作。
关键词：构造油藏；储层分类刻画；评价；对策1、精细构造刻画1.1 低序级断层的测井识别（1）相控对比。
五、六断层落差较小，易与正常地层相变相混淆，因此在断层对比时，要与沉积相紧密结合，常用两种方法。
①如果小断层出现在标准层或标志层（多为湖相泥页岩）中间，可用“数韵律”和“厚度突变法”对比断层，这种情况可落实大于3米的断层；② 如果小断层出现在砂体中间，为了与相变区分，可通过研究砂体相变规律确认断层，在单井上突然缺失则要开断层。
（2）应用倾角和成像测井描述低序级断层。
倾角测井可以准确识别、落实小断层。
成像测井对小断层可以准确定位、定向。
1.2低序级断层的地震解释（1）断点标定。
在有井钻遇断点的情况下要以钻井资料为基础，井震结合，落实断层。
骨干剖面要进行多井标定，落实层位和断点。
在钻井较密的工区，可以用拟合速度准确落实井遇断层和井间断层。
（2）相控判识。
在无井钻遇断点的情况下，由于低序级断层在地震上多解性强，要充分与地震相相结合，综合判识断层，有以下三种情况。
①标准反射层一般是稳定泥页岩、灰质岩的反射，它的错动、扭动、产状变化多是小断层造成的。
②对于稳定地层，反射层多个相位错动、扭动、产状变化往往是小断层造成的。
③对于不稳定地层（如河流相），不好区分小断层同相轴的正常变化，只能解释为可疑断层，要经过后期钻井、生产动态资料进行验证。
（3）相干体和倾角方位角技术。
除以上方法外，还可通过相干体和倾角方位角技术识别、组合低序级断层。
2、选择合理注水时机研究发现，油藏开采需要早期注水，保持油层压力。
早期注水,有利于保持地层压力,可以获得较长时间的高产稳产,从而大大缩短开采的年限。
由于我国油藏透油层渗透率小，稠油粘度大，渗流阻力大,驱动能量消耗快。
砂岩油藏剩余油的挖潜对策
砂岩油藏剩余油的挖潜对策【摘要】本文介绍了我国油田砂岩油藏剩余油挖潜的一些常用技术，认为应主要从改善储层非均质性的地质角度和调整注采状况的开发角度入手，采用动态、静态结合和多学科结合的方法挖潜剩余油。
【关键词】剩余油技术挖潜剩余油是巨大的潜在资源，提高油田采收率正是以采出剩余油为目的。
因此必须加强剩余油的研究工作。
经过近几年的研究与实践，剩余油的挖潜对策主要有井网调整、层系划分、提液及配套的水动力学方法。
1 井网调整井网调整是油田后期开发调整经常采用的方法，油藏级别的剩余油、井组级别的剩余油都有很好的开发效果。
1.1 合理注采井网油田随着开发进度的加快，大部分已经进入高含水开发期，剩余油规模越来越小，平面上分布越发零散，挖潜难度越来越大，因此需要对现有开发的注采井网进行重新审视，以达到提高油田最终采收率的目的。
根据研究表明，注采系统相对完善的井区，应该通过压裂、酸化等措施改善油层物性，提高油层动用程度，挖掘剩余油潜力；注采关系不完善的井区，由于注采比不协调，导致剩余油的出现。
针对有采无注，应选择油井转注完善注采井网。
而对于注多采少，应采取油井补孔或打新井的方式完善注采井网，挖掘剩余油；井网控制不住的井区，应该进一步优化井网的加密调整，以达到提高储量动用程度。
1.2 井网演变对不同的油藏对不同的井网适应性不同。
油田的注水方式有边缘注水、切割注水、面积注水三种。
在由于面积注水的适应性强，注水效果好，油田经过一段时间后一般都会转成面积注水。
但是具体的布井方式要依据油田实际，合理调整。
井网演化岁油藏级别的剩余油和井组级别的剩余油都有比较好的开发效果。
如裂缝性油藏由于裂缝影响，注入水沿裂缝方向突进，造成水驱的不均匀，形成大量剩余油。
对这类剩余油应改善其井网形式，考虑裂缝的方向，以便得到更好的开发效果。
为此，进行数值模拟研究，建立同井网密度的五点法井网和排状注水井网，考虑裂缝方向的影响。
2 层系划分划分开发层系，就是在多油气层油田中，把地质特征相近的若干油气层组合在一起，单独用一套井网及注采系统进行开发，并以此为基础进行生产规划、动态研究和调整。
低渗透砂岩油藏开发中的几点认识
低渗透砂岩油藏开发中的几点认识在砂岩油藏的具体开采的过程中，可以根据不同的开采时期针对性的对油田进行策略性的调整，才可以使油田的开采过程呈现最大的经济化。
标签：低渗透;砂岩油藏;开发前言随着我国经济的飞速发展和国民日益增长的物质需求，我国对石油开发的挖掘量每年成直线性上升。
并且我国为了获得经济的产油量，在我国沿海的大部分油田大多都采取多层合采的石油开采方式。
而这种石油开采方式往往会因为多层合采砂岩油藏每层之间的干扰及注水量，影响对此油田储量动用程度的开发。
1多层合采砂岩油藏动态分析的目的和原理对多层合采砂岩油藏进行动态的分析过程中，主要是通过多层合采砂岩油藏的地下储存地质进行研究，并借此作为动态分析过程中的基础数据。
然后再提多层合采砂岩油藏中流体和优质进行分析，再借此来掌握油田中油藏的具体渗流特征。
然后再通过多层合采砂岩油藏开发过程中，每一口油井的准确局部地下数据分析，就可以对整片油田的动态规律进行一定的掌握。
并且在油田动态数据的分析过程中，通过测井和试井等一系列操作，还可以准确的对多层合采砂岩油藏的动态数据进行相互验证并提高提精度[4-6]。
通过对多层合采砂岩油藏的具体数据进行掌握，就可以了解这一块油田的渗流规律，然后就可以预测此块油田未来开发的趋势。
2动态渗吸影响因素分析2.1岩心渗透率当渗透率30mD后，渗吸采收率随着渗透率增大而增大。
主要原因是当渗透率30mD后，毛管力不再作为主要的驱动力，渗吸采收率会随着渗透率增大而增大。
2.2润湿性将实验岩心用化学药剂进行处理，将不同岩心的润湿性进行改变，进行动态实验，分析岩心润湿性对渗吸采收率的影响，可以得出，岩石润湿性对渗吸采收率影响较大。
强亲水的岩心的渗吸采收率比亲油岩心的渗吸采收率要高出26.1%。
这是因为，岩心越亲水，相同界面张力下，毛管力越大，水越容易被亲水岩心自发吸进去，岩心中的油越容易被水置换出来，尤其对于强亲水岩心。
2.3岩心长度取不同长度的岩心，进行动态渗吸实验，分析岩心长度对渗吸采收率的影响，可以得出，岩心长度与渗吸采收率成反比，岩心长度越长，渗吸采收率越低。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
砂岩底水油藏开采机理及开发策略
发表时间：2020-03-24T09:51:37.547Z 来源：《文化时代》2020年1期作者：聂亭亭闫国峰赵钢伊婷婷张璐[导读] 我国是油气需求大国，因此油藏开采工程对于我国意义重大，而砂岩底水油藏是一种典型的高开采难度油藏，需要通过科学研究对其进行深入分析。
本文针对各个因素如何影响砂岩底水油藏开采进行了研究，得出了多种因素的影响规律，并根据这些规律给出了相应的开发策略。
青海油田采油一厂青海省茫崖市 816499 摘要：我国是油气需求大国，因此油藏开采工程对于我国意义重大，而砂岩底水油藏是一种典型的高开采难度油藏，需要通过科学研究对其进行深入分析。
本文针对各个因素如何影响砂岩底水油藏开采进行了研究，得出了多种因素的影响规律，并根据这些规律给出了相应的开发策略。
关键词：油藏开采；砂岩底水油藏；参数影响；开发策略。
1引言
近些年来我国在西北地区发现了很多砂岩底水油藏，经过初步的勘察大约有两亿吨左右。
如何针对这些超深砂岩底水油藏进行有效的开发，是目前很多油藏开发研究人员所研究的一个问题。
目前我国对于灰岩底水油藏开发的研究已经非常完善，整个开发体系也非常的完整，对含水上升规律、临界速度、打开程度、底水锥进、压锥以及生产压差等问题都有了相当多的了解，同时也成功的开发了辽河以及华北地区的古潜山油藏。
但是目前对于砂岩底水油藏的开发认识很少，很多开发工程都是根据灰岩底水油藏开发进行的，可是两者不论是在孔隙介质，还是在沉积类型等方面都存在着较大的差异，所以其开发开采机理、底水锥进规律以及开采特征等方面都存在着很大的不同。
因此实际工程中通过灰岩底水油藏开采经验来对砂岩底水油藏所形成的现象进行解释就会存在着一定的问题。
所以需要通过油藏数值模拟方法来针对砂岩底水油藏所具有的生产规律进行了一个深入的研究，并进行开发对策的制定，只有这样才能够真正的了解砂岩底水油藏开发机理。
2数值模拟模型
在本文的模拟研究中，选择L油田2、3井区三叠系油藏Ⅲ油组来作为原型油藏。
在这里按照水锥问题的研究需求，本文所选择的模拟模型是中心一口生产井，上界、下届、周界都是封闭的，在r-θ-z三个方向对油藏进行划分处理，使其成为11×1×15个网格，其中纵向，也就是z方向上的1到10格是油层，11到15层是水层。
然后进行网格数据的设置：在这里r方向根据几何级数实施一种网格划分，对于井筒附近的网格而言，其尺寸相对来说不是很大，而与井筒距离较远的网格是根据几何级数来进行逐渐递增的。
网格1的半径是0.35m，后续每个网格半径大约是前一个网格的2倍，一直到11网格的半径大小是350m。
接下来对油层和流体参数、PVT数据等参数进行了设置，下面开始进行模拟计算。
3模拟计算
通常情况下想要针对每一种因素如何影响开采动态进行研究，那么要使用标准模型，通过这个标准模式来进行比较研究。
在本文所使用的标准模型中，对地质模型里面的全部参数进行了使用，然后对垂直水平渗透率比、采油速度、夹层大小和位置、油层沉积规律、井距、边底水能量、不同油水粘度以及射开程度这些因素如何影响开采效果进行了分析，同时还研究了存在夹层的时候KV/Kh值如何影响底水锥进行分析。
3.1采油速度
在这里首先针对六种采油速度所对应的情况进行了模拟计算，得出了含水和采出程度之间的一种数量关系：对于采油速度而言，其主要会对油井的含水上升规律进行影响，在具有较低采油速度的时候，油井具有较长的无水采油期，对于该阶段而言，所采出的量基本是占有地质储量总量的15%左右，当采出程度是25%的时候，含水就会出现加速增长的情况。
在采油速度增加至1.5%的时候，那么对于无水采油期而言，就会大幅度的缩短，所对应的采出程度仅仅在5%左右。
在采油速度继续增大之后，对于无水采油期而言，就会逐渐变短，在采油速度比3.0%大的时候，对于无水采油期而言，只有地质储量总量的1%左右，能够看得出来，对于采油速度而言，其数值高低不会对油田最终采收率造成影响。
3.2垂直水平渗透率比的影响
在本节的研究中，分别针对KV/Kh值在0.05-2.0之间的范围所对应的开采动态进行研究，能够得出结论：KV/Kh值会在很大程度上影响底水的锥进，当数值是0.05的时候，对于无水采油期而言，能够采出总量的12%，随着数值的不断增大，对于油井而言，见水时间就会出现提前，在数值处在0.3-1.0这个范围时，对于无水采油期而言，采出程度大小处在2%到1%这个范围内。
在数值超过1之后，对于油井而言，无水采油期就已经明显没有了。
3.3夹层大小和位置的影响
在本节的研究中，分别针对半径大小是5.6米，44.8米，89.6米，179.2米四种夹层处在油水界面、射孔段底部以及底水区域所对应的情况进行了模拟计算。
在半径大小是179.2米的夹层处在射孔段底部的时候，就可以将底水全部封死，这个尺寸的大小正好为一半泄油半径大小，对于半径大小是5.6米的夹层而言，其基本不会影响底水的锥进，在夹层半径大小超过44.8米的时候，那么就能够针对底水锥进形成一个很大的阻隔。
能够看得出来，对于射孔段底部的夹层而言，其能够起到最好的底水阻隔作用，然后是油水界面，作用最小的是水域的夹层。
3.4油水粘度比的影响
在本节的研究中，分别针对油水粘度比大小是1、2、4、10这4种情况所对应的开采动态进行了模拟计算，得出结论：对于油水粘度比这个因素而言，其能够显著的影响底水锥进，在采出程度是10%的时候，油水粘度比大小是1，对于含水率而言，不超过20%；粘度比大小是2，对于含水率而言，已经超过65%；粘度比大小是4，对于含水率而言，基本达到90%。
能够看得出来油水粘度会在很大程度上影响底水锥进。
所以假如底水油藏要实施注水开发的话，那么将增粘剂注入到水里面，可以对底水锥进进行一定程度的抑制。
3.5存在夹层的时候KV/Kh值如何影响底水锥进
在本节的研究中，研究了低KV/Kh值和高KV/Kh值这两种情况。
得出：在夹层延伸半径大小是11.2米时，处在射孔段底部下面5米处，因此KV/Kh值不单单会对底水推进造成影响，同时还会对推进所对应的形态造成影响。
在数值不大的时候，具有较慢的底水推进速度，数值较大的时候，那么具有较快的推进速度。
对于砂岩油藏而言，通常来说KV/Kh值不是很大，所以对于底水而言，其运动一般是以平托为主。
4结语
通过数值模拟分析，得出以下结论：
1）对于采油速度而言，其不但会对见水时间造成影响，同时还会对油井所具有的含水上升规律造成影响。
可以通过较快的速度开采砂岩底水油藏，可是最好速度不要超过3%。
2）油水流度比以及垂直水平渗透率比这两个参数会对底水锥进造成影响。
所以假如底水油藏要实施注水开发的话，那么将增粘剂注入到水里面，可以对底水锥进进行一定程度的抑制。
3）对于油井钻穿的地层而言，假如其内部存在着夹层，那么需要在油界面和射孔井段底部间进行一个夹层的保留，从而抑制水锥。
4）在存在着夹层的时候，KV/Kh值是影响底水推进的主要因素。
参考文献：
[1]潘岳，王凯，姚泽，李珂.海相稠油薄层底水油藏开发规律研究[J].广东石油化工学院学报，2019，29（03）：37-41.
[2]曲庆利，关月，张飙，王培.水平井控水完井技术在底水疏松砂岩油藏的应用[J].天津科技，2019，46（S1）：66-69.。