底水砂岩油藏注水开发研究与实践

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底水砂岩油藏注水开发研究与实践

作者：蒋春艳汪国成吕毓刚吕秀芹杨松

来源：《中国科技博览》2017年第18期

[摘要]底水砂岩油藏开发到中高含水期，剩余油整体分散，局部富集，主要赋存于水锥（脊）间、夹层遮挡部等区域，常规手段不能实现效益动用和开发。充分利用夹层遮挡开展注水，可以实现井间驱，进而提高油藏采收率，为此开展了底水砂岩油藏注水开发可行性研究，并在塔河油田进行了矿场试验，取得了较好的效果。

[关键词]底水砂岩油藏；井间剩余油；注水开发；可行性研究；矿场试验

中图分类号：[TE122] 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）18-0003-01

1 油藏概况

塔河油田底水砂岩油藏是碎屑岩开发的主力油藏，储量和产量占比均在80%以上，其中塔河二区三叠系中油组，油藏埋深在4500m左右，砂体厚度30m，油层厚度13.8m，水油体积比大于10，属大底水、低幅断背斜、中孔、中高渗块状砂岩油藏。该油藏为典型的辫状河三角

洲沉积体系，受河道多期叠置、横向摆动频繁等因素影响；纵向上发育多套夹层，多以复合正韵律为主，平面上夹层整体分散，局部具有一定的展布范围，以泥质夹层及物性夹层为主。

2 注水开发可行性

利用数值模拟成果，结合检查井资料，证实水锥间存在大量剩余油[1]。为提高油藏采收率，开展注水开发可行性研究。

通过调研，认为注采井组产段下部是否发育隔夹层对底水砂岩油藏注水开发效果影响较大。通过数值模拟技术、流线模拟技术和虚拟示踪剂模拟技术，得出底水油藏注入水的主要驱替路径如下：对于无夹层遮挡的注采井组，大部分注入水直接进入底水区，未能有效实现井间驱[2]；对于有夹层遮挡的注采井组，注入水受到夹层的遮挡，沿夹层进行横向驱替，有效动

用水锥间剩余油，达到较好的平面驱替效果。因此对于大底水砂岩油藏发育夹层的区域建立注采井网，开展水驱可行。（图1）

3 矿场试验

通过可行性研究，制定了底水砂岩油藏注采井组的选井原则。一是注采井组的产段必须位于夹层之上；二是夹层以泥质夹层最好，若是钙质或物性夹层，其渗透率须小于10mD；三是注采井组间连通性较好。根据上述选井原则选取塔河二区三叠系TK202H井组开展注水先导试验。

SYT 5594—93水驱砂岩油田开发规则编制方法

中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5594—93水驱砂岩油田开发规划编制方法解读 1 主题内容与适用范围

本标准规定了水驱砂岩油田开发规划编制的方法、内容和要求。 本标准适用于大中型水驱砂岩油田开发规划的编制。小油田、复杂断块油田、其它类型的砂岩油田，可根据具体情况增减内容使用。 2 引用标准 GBn 269 石油储量规范 GBn 270 天然气储量规范 SY 5155 油气藏工程常用参数符号及计量单位 SY 5154 油气藏流体取样推荐作法 SY 5336 常规岩心分析推荐作法 SY 5367 油田可采储量标定方法 3 开发规划目标确定 3.1根据国家对原油产量的要求和技术政策确定。 3.2 根据油田地下资源状况，开发、开采工艺技术，客观生产规律和经济效益确定。 4油田开发状况分析 4.1 油田概况 4.1.1概述油田地理位置、交通状况、气候、水源及经济状况，地面海拔高度、油层埋藏深度及油田含油层位。 4.1.2 阐述油田投入开发时间、开采层位、开采方式、层系划分、井网密度、注水方式、产能建设情况，以及层系、井网调整情况。 正确统计油田目前的油、水井总数，开井数、日产油量、日产液量、日注水量、地层压力、采油指数、吸水指数、综合含水率、采油速度和采出程度，按可采储量计算的采油速度和采出程度、剩余可采储量采油速度、累积采油量、累积采水量、累积注水量等指标。 4.2 油田开发规划实施情况检查 4.2.1 原油生产任务完成情况的检查内容包括老井未进行措施的产量，老井压裂、转抽、下电泵、抽油井换泵换型增产油量，新井增产油量以及全区产量。 4.2.2 增产措施工作量实施检查内容包括已钻油、水井数，基建油、水井数及建成生产能力、自喷井转抽、下电泵井数，油井压裂井数和抽油井换泵换型井数。 4.2.3 各项开发指标检查内容包括油田产液量、注水量、含水、含水上升率、产量递减率、储采比，以及新井投产后增加的可采储量、单井产能、含水、老井措施后单井增产效果等。 中华人民共和国能源部1993－03－27批准1993－09－01实施 1

油藏开发方案设计说明

石油工程综合训练 XX油田MM断块油藏工程方案设计

学院：车辆与能源学院 专业：石油工程 姓名：龙振平 学号：100113040001 指导教师：马平华讲师 答辩日期：2014年1年17日 目录 1.开发原则 (5) 2.开发方式 (5) 2.1开发方式论证 (5) 2.2 注入方式和时机选择 (5) 3.开发层系与井网井距 (6) 3.1 开发层系 (6) 3.2 井型、井网与井距 (8) 3.2.1 井型的确定 (8)

4.开发井的生产和注入能力 (13) 4.1 开发井的生产能力 (13) 4.2注水井的注入能力 (14) 5.采收率及可采储量 (15) 5.1 采收率计算 (15) 5.2 可采储量计算 (18) 6.油藏工程方案比较与推荐 (18) 6.1方案比较论证 (18) 6.2推荐方案描述与推荐 (22) 7.开发潜力与风险分析 (26) 7.1 开发潜力 (26) 7.2 风险分析 (26) 8.方案实施要求 (27) 8.1钻井及完井 (27) 8.2油井投产要求 (27) 参考文献 (27)

油藏工程方案 1.开发原则 根据有关开发方针、政策，综合考虑以下因素，提出油田开发原则：（1）充分考虑油田的地质特点； （2）充分利用油气资源，保证油田有较高的经济采收率； （3) 采用合理的采油速度； (4) 合理利用油田的天然能量； (5) 充分吸收类似油田的开发经验； (6) 确保油田开发有较好的经济效益。 2.开发方式 2.1开发方式论证 试采分析表明，M1油井初期产量较高，这说明油藏具有一定的天然能量，利用借鉴高压物性资料及经验公式计算，该块油藏弹性采收率为13.35%，因此考虑到经济效益，在开发方式上初期采用天然能量开发，后期天然能量降低，产量下降，并且油藏具有边底水，由油水相渗曲线（图2.1）可得束缚水饱和度Swr为0.4，所以可采用注水方式开采。 M2井采用注水方式开采，产量逐渐升高然后保持一个较高的稳定状态。 综合M1井M2井实验室资料和生产资料分析，该地区应采用注 2.2 注入方式和时机选择

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0.1 μm 。该层流体不易参与流动,只有当驱替压差达到一定程度时,才能克服表 面分子作用力的影响参与流动。 低渗透储层孔隙孔道异常细小,吸附滞留层对流体流动的影响较大。一般情况下,低渗透储层渗 透率为10×10-3～50×10-3 μm 2,平均孔隙喉道半径为1.051 μm ;特低渗透储层渗透率在1×10-3～10×10-3μm 2,平均孔隙喉道半径仅为0.112μm ②。这种情况下,孔隙半径和吸附滞留层厚度在同一数 量级上,甚至更小,必须有足够的能量克服固液界面分子作用力,才能使吸附滞留层流体参与流动。因此,细小孔隙中的流体流动应具有启动压力。流体流动的阻力除了粘滞力,还有固液界面的分子作用力,这是低渗透储层与中、高渗储层流体流动的重要不同点,也是形成低渗透非达西渗流的主要机理。1.2.2　流动孔隙数低渗透储层由无数大小不等的细小孔隙孔道组成,其中的流动流体具有启动压力。孔径越大启动压力越小,反之越大。流动孔隙数与压力梯度有关。 收稿日期2002-01-08;改回日期2002-02-25。 作者简介:何秋轩,男,高级工程师,1965年毕业于北京石油学院油田开发系,现主要从事低渗透油田渗流机理及开发方式研究。联系电话:(029)8220294,通讯地址:(710065)陕西省西安市电子二路18号西安石油学院石油工程系。　①何秋轩,阮敏,王志伟.低渗透非达西渗流的视渗透率及对油田开发的影响.低渗透油藏开发技术研讨会论文,2001　②李道品.对经济有效开发低渗透油藏的认识和建议.低渗透油田开发配套技术座谈会议论文,1998 　油　气　地　质　与　采　收　率 　2002年4月 PETROL EUM GEOLO GY AND RECOV ER Y EFFICIENCY 第9卷　第2期

砂岩油藏水驱开发规律变化特点

砂岩油藏水驱开发规律变化特点 第一节、水驱特征曲线的基本关系式 (1) 第二节、实际的lgWp ——Np 关系曲线 (6) 第三节水驱特征曲线的应用......................................... 1..0..第四节、甲型水驱曲线直线段的校正方法.............................. 1..2第五节、利用水驱曲线推出的规律.................................... 1..4.第六节、水驱油藏开采过程中分段规律................................ 1 (6) 第七节、水驱油藏油井含水产油动态规律.............................. 1..8

-可编辑修改-

砂岩油藏水驱开发规律变化特点 第一节、水驱特征曲线的基本关系式 、甲型水驱特征曲线 1、甲型水驱特征曲线表述累积产水量与累积产油量成半对数线性关 系。 LgW p LgW p A i B i N P LgW P a 1 bR Lg 2N o B o w m 3S wi % 1 Bl 沁 g 3mn w B w o 1 S W i 4.606 4.606N A i b B i N 3mSzL 4.606 R 山一一采出程度； N Wp ---------------- 累积产水量，104t 或104m 3; N p ――累积产油量，104t 或104m 3; N ------ 油田的地质储量，104t 或104m 3; 分别为原油和地层水的粘度，mPa.s; Bo 、Bw ——分别为原油和地层水的体积系数; Wp ――累积产水量；Np ――累 积产油量 2.关系式 式中：A a 1

低渗透油藏注水开发效果的影响因素

54 注水是延长油田二次开发的主要技术之一，在未来很长的时间内，也将是油田开发的主要技术。 1　低渗透油藏注水开发效果的影响因素 通常认为，油田开发效果的好坏主要受地质因素和工艺因素的综合影响，低渗透油藏通常地层物性较差，因此很难建立有效的注采系统。因此在进行低渗透油藏开发效果评价前，必须了解影响低滲透油藏开发效果的影响因素。 1.1　地质因素 在分析地质因素时，孔隙对低渗透油藏的渗透率影响主要体现在几何形状、半径尺寸和连通情况几个方面。孔隙结构过于复杂也会使得注水开发效果下降，因此孔隙结构也逐渐被人们所重视。通常情况下，吸附滞留层中的流体处于相对静止的状态，要想使这些流体流到人工井底，必须人为施加足够的压力梯度。当该压力梯度高于储层流体的启动压力时，储层流体由相对静止状态转变为流动状态，才会产生流动力，进而产量增大，获得的开发效果较好。但是启动压力梯度也受孔径大小、储层孔厚等多种因素的影响（如图1所示）。如果孔厚与孔径相对较小，井间的压力梯度相对较低，导致流体的流动造成障碍，这时就需要相对较大的启动压力梯度。如果启动压力梯度过大，注水开发效果会有所下降，也给低渗透油藏的开发造成了不良影响。这是当前需重点攻克的问题。除此之外，孔隙的质量和砂体内部结构也会影响低渗透油藏注水开发效果。 图1 启动压力梯度与渗透率的关系曲线 低渗透油藏一般具有低渗透层、内部非渗透层以及河道砂体的切割界面，这些界面会使得渗透层中两侧砂体的连通性变差，进而阻碍流体的流动。在相同层次内，渗透隔层无法对纵向的单砂体产生效果，因此某些单砂体注采关系无法匹配。加上同一砂体内部沉积情况的变化，也阻碍低渗透油藏两相带的连通性，进而严重影响注水开发效果。 1.2　工艺技术因素 注水开发过程中，影响其开发效果的因素，除了地质因素，还有工艺技术因素。工艺技术措施主要包括井网密度和注采井网的合理部置等。其中注采井网的合理部署尤为重要。 注采井网的合理部署主要反映在水驱控制储量的多少和在该井网下建立起来的注采压力系统是否合理两个方面。合理的注采井网可以使得注水效果充分的发挥，最终实现良好的开发效果。而油田的注水量与油层的驱油量也有着一定的关系，注采井网的注入能力越强，对地层的能量补充越多，油田产量就越大。此外，在开发过程中，随着油井深度的增加，储层的渗透率会随着底部压力的减小而减小，当周围的压力大幅度增加，会导致储层的孔隙变形，进而渗透率降低，这些都会影响注水开发的效果。 2　改进措施 针对影响低渗透油藏注水开发效果的上述因素，通常有以下几种改进措施。 2.1　单砂体合注 目前针对低渗透油藏较多采用的是单砂体合注合采的方法，这种方法首先必须对低渗透油藏的开发层系进行小层划分，然后以各小层为单位，以单砂体为基本单元，在纵向上增加采出程度，逐层推进，进而实现开采方式的优化。 2.2　水平井开发 近年来，水平井逐渐成为各大油田比较流行的钻采方式之一。为了扩大控制面积，降低开发过程中的不良影响，水平井开发时需要将不渗透夹层及相互切割的河道砂体打穿。这种开发方式可以通过加大生产压差和减小启动压力梯度的方式，把油水井控制范围面积扩大，使得注水效果更佳。 2.3　缩短注采井距 在注水开发过程中，控制面积、增加流动孔隙也是常用的方法之一，但是由于成本费用的原因，该方法的实施必须结合施工情况和预算情况进行选择。随着注水开发深度的不断加大，压敏效应也会越来越明显，而早期注水可以有效避免这一现象的发生，进而提高低渗透油藏的开发效果。 3　结束语 为确保油田注水可以达到预期效果，解决注入压力高、产液量低、注采不平衡等问题。必须重新调整优化原有的注采井网，形成合理的注采井网系统，使得通过注水可以有效建立驱替压力系统，并发挥良好的开发效果。 低渗透油藏注水开发效果的影响因素 李桢1，2　郭丽欣1，2　高倩1，2 1.西安石油大学　陕西　西安　710000 2.延长油田股份有限公司　陕西　西安　716000 摘要：本文通过对影响低渗透油藏注水开发效果的因素进行分析，然后提出相应的改进方式。关键词：低渗透油田　注水效果评价　影响因素 Influence factors of water injection development effect in low permeability reservoir Li Zhen 1，2，Guo Lixin 1，2，Gao Qian 1，2 1. Xi ’an Shiyou University Xi'an ，Shanxi 710000 Abstract：In this paper，the factors affecting the effect of water flooding in low permeability reservoirs are analyzed. And then the corresponding improvement method is put forward. Keywords： Low permeability oil field；Evaluation of water injection effect；influence factor

碳酸盐岩油藏注水开采

早期注水试验必要性分析 注水开发试验之所以在没有完全查明油藏类型的情况下提上议事日程,是因为考虑到: 1.开发过程具有不可逆性,早试验可以早研究、早指导开发实践; 2.天然裂缝开度随地层压力释放而闭合的现象同样具有不可逆特性; 3.渗透率滞后效应虽然可逆,但渗透率无法也恢复不到原始水平; 4.油田开发到中、高含水期时再注水,注入水利用系数会降低,形成低效循环. 注水试验目的 通过注水试验可望解决以下3 个问题: 1.对比研究注水试验区与具有可比性的非注水区的开发动态,可了解此类碳酸盐岩油藏是否适宜注水开发; 2.提前了解注水开发全过程,了解该类油藏怎样进行注水采油,如何保持油田合理压力水平,总结认识该类油田注水开发的水驱油机理和开采规律; 3.利用取得的各种试验资料,进行油田地质、油藏工程、采油工程和提高原油采收率等方面的综合研究,把握油藏注水开发规律.

注水试验层位的选择 注水层位的选取必须满足复杂油田注水开发试验要求,所选层位适应性强.对于块状碳酸盐岩油藏,一般宜采用边缘底部注水方式.对于层状碳酸盐岩油藏,注水方式最好采用边部注水. 鉴于A 区碳酸岩油藏的复杂性(油藏类型还未完全搞清楚),所以目前只能做如下选择:①平面上,注水层位尽可能选择在试验区的边底部(或腰部);②剖面上,试注层位尽可能选择在缝洞储集体的底部. 特殊性及风险分析 国内外碳酸盐岩油藏注水开发实践证明,由于其储层结构和岩石性质与砂岩油田有着显著的差异,使碳酸盐岩油藏 注水工艺与砂岩油田相比,具有以下显著的特殊性: 1.储层具有明显的双重介质特征,渗透率级差大; 2.注水方式以底部、边部为主; 3.注水井井距大、注水压力低、吸水指数高; 4.注入水受重力影响明显. 关于注水方式 试验注水方式有以下3 种特征: 1.按注水井所处剖面位置是底部注水;

浅谈油田注水开发技术

浅谈油田注水开发技术 发表时间：2019-07-18T10:00:25.713Z 来源：《科技尚品》2019年第1期作者：王旭梅[导读] 现如今，我国的经济水平不断地在提高，因此油田企业也得到了很大的发展，产业规模也在不断的延伸。对于油田企业来说，注水系统在开发和提高采油效率上都有着十分重要的作用和地位，对能源的开采又着直接性的影响，怎样才能更好的提高注水系统效率的发展水平，是很多油田企业当前正在考虑的问题。对此，本文主要对当前注水效率的发展情况进行分析和研究，其目的在于提高我国石油企业 的注水开发技术。 工作单位:延长油田股份有限公司吴起采油厂前言：在经济发展的驱动下,油田开发程度不断深入,油层的动用程度也在不断提高；为进一步实现油田采收的可持续发展,需要在油井挖潜的同时利用注水设备把质量合乎要求的水从注水井注入油层为油田进行水驱,油田注水工艺是以保持油层压力的方式来避免造成地下亏空；注水井管理技术水平的高低决定着油田开发效果的好坏，同时也决定着油田开发寿命的长短。对于油田注水井来说,需要从"注好水"、"注够水"、"平稳注水"三个方面重点加强。 1. 采油工程中注水所存在的问题和原因1.1注水井的管道容易受到损坏在油田采油注水技术的过程中，往井内进行注水的主要管道是注水技术中重要的连接通道和运输通道，但是在开采的过程中注水管道很容易出现泄漏，变形以及会爆裂的现象出现，出现这种现象的原因有很多。首先，因为钻井的原故，在对油田进行钻井处理时，就是在钻井和打井处理时影响到主水管的正常运行，严重的时候会损坏到注水管；其次，井下的一矿物质由于具有腐蚀性的特征，因此也会对注水管道造成损坏。井下还含有很多地下水资源，由于地下水资源中含有很高的矿物质，这些矿物质也会给底下注水管道造成一定程度的腐蚀影响。 1.2注水的井在出砂方面的问题通过给油井进行注水处理，地下油井的油井层一般都不会出现出砂的现象，但还是由一些液体向井外冒出，由于有的油井开发的时间比较长，对其有防腐蚀以及防老化的设备都有会造成影响，会有注水的泵停止运转或者注水的管线都被穿孔等现象。如果出现这些现象，油田就会被迫被叫停，如果在半途中停下对油田的注水工作，但是注水泵因此会产生很大的波动，这样一来就会使注水的量出现很大程度的变化，因此也会存在注水的井出现出砂的现象。 1.3影响石油注水的外界因素随着油田开采时间的增长，注水水质的不断恶化，影响油田注入水水质达标的主要指标为粒径中值、悬浮物含量、油田注水管道腐蚀、总矿化度、二氧化碳和总铁含量。各油区影响其水质达标的指标各不相同；如：注水站处理过程中影响注入水水质的主要因素为来水含油量较高, 给后面的水处理流程和设备带来极大的压力和危害[1]；罐容量小, 则会缩短有效的沉降时间, 使悬浮物含量和粒径中值难以达到所要求的水处理效果; 同时不合理的清罐方式造成许多注水站的注水罐二次污染; 导致所使用的水处理剂效果较差或基本无效；油田井下管柱和输油管线的腐蚀、结垢、造成硫酸盐氧化还原菌不断增多，穿孔问题等都是一直困扰油气开采和输送的顽症，所造成的严重损失难以估量。 2. 有效的加强石油注水效果的优化措施2.1加强水质监测，优化罐体设计通过结合油田实际，运用现代自动化的网络科技加强油田注入水水质监测与管理工作，通过水质进行在线监测控制系统，对水源、注水站、配水间、注水井口、注水井场及注水管道进行水质监测, 快捷、全面、系统和层次分明的实现水质的实时检测和实时调控, 以加强对水质的科学管理, 切实保证注入水质量的提高[2]。同时做好注水地面系统整体规划建设、动态优化提效工作，围绕不同类型油藏对注水能力及压力的需求，进行科学合理的罐体等硬件的设计,并进一步强化地面工程配套，实施注水地面压力及负荷调整；强化技术集成推广应用，保障有效注水。 2.2针对注水的井出砂现象的处理2.2.1加大管理为了有效的保证注水管道的运行情况，就应该加强对注水管道的日常维护与管理，让相关的工作人员对注水井管道进行清洗管理，而且每桌要对管道的压力和注水的总量进行记录，并与同期的数量进行比较处理，总结注水管在吸水方面的变化，如果吸入水的量超过所定的标准值，那么就需要对管道的进行排除或者是检查处理[3]。 2.2.2确定情况通过对注水井中水管的纪录对比，并作出相应的对比测试，有效的结合管内部的压力的变化，分析注水水管是否有运行异常的情况。 2.2.3加深相关数据方面的分析与汇总报告影响注水井正常工作的因素有很多方面，如：井内的相关资源以及原始数据都会对其正常运行产生影响。工作人员在检测和维修的过程中，就要对这些数据做出相应的对比与汇总分析，将所有的情况都考虑进去，将会出现怎么样的后果以及危害的程度降到最低。 2.3加强人员培训及管理队伍建设针对新上岗技术人员和进行岗位培训，通过对注水井管理、注水井测调等方面知识的认识，使其尽快适应新岗位；针对基层技术人员进行进一步的技能培训，将分注工艺与测调技术紧密结合，使其更好的掌握测调一体化分层注水技术，实现井下多级细分，达到节约测调时间，提高分注可靠性的目标；建立科学、全面、有效的管理体系和规章制度，树立"管理就是责任,责任重于泰山"的思想，坚持理论、制度、机制、科技创新,提高企业整体管理水平；从"硬件"和"软件"两方面保障采收率[4]。 3.结束语作为一种战略性资源，石油行业关乎到国计民生。为了满足社会经济发展对石油用量的要求，使油田采收得到更好的开发，必须要在现有基础上对开采技术进行研究分析，在注水井生产运行、管理以及技术方面狠下工夫，通过不断的完善和创新，提高油田注水工艺。参考文献：

砂岩油藏水驱井网密度计算

水驱╱聚合物驱井网密度 当前国内外还没有直接给出普适性的聚合物驱合理井网密度的公式。相对较成熟的技术是预测聚合物驱的产油量及较水驱的增油量问题。因为水驱井网技术较成熟，所以本文尝试在水驱井网密度基础上推导出普适性的聚合物驱井网密度公式。 井网密度问题是油气田开发界长期讨论的一个热点问题，无论是投入开发之前还是正式投入开发之后，都必须对井网密度进行论证，井网密度直接关系到开发井网对油藏的水驱控制程度和油藏的水驱采收率，因而直接影响油藏的开发效果，同时它对油田的经济效益也至关重要。在对国内近年推导油气田水驱井网密度的有关文献进行了调研之后，现对近年水驱井网密度的确定进行初步的总结。 所谓井网密度，是指单位面积内的井口数。同样，也可以用一口井所控制的开发面积的大小开表示井网密度。国外油田常用后一种表示方法，而国内则沿用前一种表示方法。确定井网密度是油气田开发的一种投资决策行为，因为井网密度是油气田开发方案设计中的一个重要参数。一方面，井网越密，对提高原油采收率越有利;另一方面，却使得油气田开发总投资明显上升。因此，如何选择一个合理的井网密度，既可以提高原油的采收率又能获得较高的经济效益，这是当前研究的重要问题。在实际应用中，井网密度细分为合理井网密度（或称经济合理井网密度）和极限井网密度（或称经济极限井网密度）。通常，人们会用曲线交会法，迭代法，试算法等来求极限井网密度。求合理井网密度时，通常使用微分方法用公式中的利润对井网密度求导，然后使用与求极限井网密度相同的方法。他们的计算公式各有不同，结果准确度也不一样，原因在于各自针对的油气藏类型不同，开发时期不同或者是否考虑利息和税收等因素。 A．水驱极限井网密度 所谓极限井网密度是指在一定的开发及地质条件下，开发井网密度的设置使得油气田在主开发期内的总投入等于总产出，达到盈亏平衡，这时的井网密度就称为极限井网密度。经过文献调研，确定经济极限井网的公式较多，在80年代，张素芳提出了单井极限控制储量法，首先求出油藏面积下每一口生产井在盈亏平衡时，理论上能控制的最大储量，进而求出极限井网密度。但是该方法并不完善。单井极限控制储量法只考虑了开发投资的利息却忽略了逐年操作费用的利息和逐年销售收入的利息，经济评价参数显然并不完善。所以，97年凌建军等对该方法进行了修正并提出了“修正的单井极限控制储量法”。新的方法在原来理论的基础上考虑进了逐年操作费用的利息和逐年销售收入的利息，使得该理论在经济评价中更合理。以后有人在新方法中又考虑进了税金的问题加以完善。在1986年，北京勘探开发研究院的俞启泰首先把前苏联

砂岩油藏防砂适应性比较与应用实践

砂岩油藏防砂适应性比较与应用实践 发表时间：2014-09-15T09:34:02.153Z 来源：《科学与技术》2014年第4期下供稿作者：郁登朗 [导读] 通过作业发现，出砂属细砂（粒度中值106um），占总砂量的93%，充填砂与地层砂粒径不匹配，挡砂效果差。 中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院郁登朗 摘要：针对油田部分单元存在不同程度的出砂现象，结合出砂油藏地质特点，找出影响出砂的主要因素，开展防砂适应性研究与效果评价，通过完善防砂技术，攻关防砂工艺提高出砂油藏的开发水平。 关键词：防砂；应力状态；抗剪切应力；无因次采液指数前言砂岩油藏砂粒胶结物以泥质为主，胶结疏松，成岩性差，取出的岩芯多为散砂，平面上储层变化较快。构造简单，主力油层馆陶组大面积分布，构造内无明显断层，储层岩性主要为细-粉细砂岩和粉砂岩，粒度中值0.15mm。由于采取注水开发，水侵等作用影响，粘土遇到水后膨胀，砂砾之间胶结物破坏，尤其是开发中后期加上提液开采，流速加快，携砂能力增强，出砂加剧。为解决油井防砂与提液、增油之间的矛盾，创新防砂工艺思路，集成研究、应用防砂提液增产增效技术，从单纯治砂转变为进攻性的增产的防砂措施，由单独重视工艺到油藏和工艺并重；由单纯管内低压循环充填到与改造地层高压充填相结合；由全井防砂到选择性防砂；由单一防砂措施到与防砂配套技术相结合；配套解堵技术、射孔技术、压井技术、携砂液配制技术、入井液过滤技术等，大幅度提高新老井单井产量。 改善油藏开发效果。 1 防砂历程与存在问题开发初期：以单一绕丝筛管管内砾石充填防砂工艺作为主导。开发中期：引进并采用了涂料砂防砂和复合防砂工艺。目前以复合防砂工艺为主导工艺，同时采用高压充填、压裂防砂等新工艺。在应用复合防砂技术的同时，不断地进行改进和创新，包括解堵防砂一体化技术，分层射孔充填、采用高粘溶液作为携砂液等，有效地提高了充填砂量和加砂比，扩大了改造半径，提高防砂效果。与总体防砂效果相比，砾石充填防砂有效率高、有效期长，但平均单井液量低。传统的常规砾石充填防砂技术遵循防砂后采出流体含砂量小于0.03%的行业标准，以较彻底防止地层出砂为技术指导，形成了一整套以维护、防御为主要特点的防砂技术体系。受常规防砂技术限制，防砂与提液增油之间的矛盾越来越突出。部分油井，特别是高泥质、粉细砂区块油井防砂后低液低效，产量下降快；大厚层及多层合采井笼统防砂导致增液不增油等问题还普遍存在，影响开发效果。 2 防砂工艺改进针对常规防砂工艺存在的主要问题，在充分分析影响防砂效果因素的基础上，打破常规防砂技术桎梏，以充分解放油层为目的，创新防砂工艺思路，开展低液井防砂提液增产增效技术的研究与集成，强化防砂工艺由防御维护型到进攻增产型的转变。 2.1 采取高砂比充填压裂防砂提高渗流能力压裂防砂适用范围：地层深部堵塞井、地层渗透率相对较低、低产油井的防砂。加砂时，地面携砂比由15%提高到100%，导流能力可以达到2000md·m，平均铺砂浓10-15kg/m2，，提高了原油渗流能力。以某油田为例，采用压裂防砂工艺共施工7口井，有效率86%，初期单井平均日产液27.0 吨，日产油10.6吨，目前单井日产油5.6 吨，累计增油29211 吨，平均单井增油4173 吨。取得了良好的防砂、增油效果，解决了油井防砂有效率较低，防砂后产能较低的状况。 3 提液潜力3.1 提液机理分析油藏开发的目的是最大限度的提高采收率，而采收率＝平面波及系数×纵向波及系数×驱油效率。提高平面波及和纵向波及的有效手段是放大生产压差，扩大泄油面积和减少层间差异，而要想提高驱油效率，最有效的手段是有效增加过水倍数，提高单井液量，因此提液措施是有效提高油藏采收率的重要手段。 平面压力分布从径向流压力分布曲线上可以明显的看到，压降面呈现漏斗状曲面，习惯称为“压降漏斗”；平面上等压线呈现以井轴为中心的同心圆分布，平面径向流遵循从高压区流向低压区的规律。水锥或舌进形成后，有效放大生产压差，可有效扩大波及。油藏开发过程中不同的层段的渗透率对应的启动生产压差不同，在低含水到含水90%以上的过程中，启动压力变化规律为：低含水时期启动压差变大，高含水初期启动生产压差由小变大，待高含水后，低渗透层的启动压力变化不大，中高渗透层的启动生产压差变化减小。 3.2 分级砾石充填。为保持近井地带充填层较好的完整性和导流能力，达到“远防近排” 效果。调整传统的砾石充填防砂参数，实施地层、近井分级充填。通过不同粒径充填砾石优化组合，达到减少砂砾互混、增加环空、炮眼和近井地带导流和排砂能力的目的。设计遵循逐级挡砂原则，尽可能提高砾石排砂层渗透性，也就是要采用较大粒径的砾石。考虑油田地层情况，结合现场施工设备能力，确定四种组合。 表1 分级充填渗透率实验结果表组合方式0.3-0.6+0.4-0.8 0.4-0.8+0.6-1.0 0.3-0.6+0.6-1.0 0.6-1.0流量mL/s9.10 10.8 10.2 11.3压力MPa0.2 0.2 0.2 0.2出砂情况很少泥质砂较少泥质砂少量泥质砂少量泥质砂3.3 放大筛管缝隙。环填砾石尺寸由0.3-0.6mm、0.4-0.8mm增至0.4-0.8mm、0.6-1.0mm，对筛缝优化调整。根据公式计算，结合现场应用情况，将割缝管由0.3mm 放大到0.4mm，绕丝由0.2 放大到0.3～0.4mm；提高筛管的泄油面积，增强其导流能力，实现平稳流动。从试验结果看，在相同的条件下，0.4mm割缝流量明显较高，有利于提高液。 4 应用实例油井产量递减遵循无因次采液指数递减规律；为保证合理开发必须提液，提液幅度参考无因次采液指数，根据**油藏无因次采液曲线，含水<80%可以有杆泵小幅调参，80%<含水<90%可以有杆泵大幅调参，含水>90%可以电泵大幅提液。同时根据井型和开发状况优化防砂工艺：机械防砂，初期控制采液强度在8m3/（m.d）以内，尽可能低参数生产，待生产1 个月稳定后，再逐步放大生产参数；化学防砂，初期控制采液强度在6m3/（m.d）以内，待生产1 个月稳定后后，再逐步放大生产参数。但不要轻易洗井，对油田的高油气比井不

稳油控水技术在大庆油田中的应用

稳油控水技术在大庆油田中的应用 摘要：大庆油田目前已经进入高含水后期开发阶段。在油田综合含水率高、采出程度高和剩余可采储量采油速度高的情况下，油田开发稳产难度明显加大。针对这种状况，大庆油田在开发的实践中开创了“稳油控水”的采油模式。“稳油控水”是高含水后期控制油气生产成本，提高油田开发效益的必由之路。实现“稳油控水”的关键是深化油藏认识，明确调整挖潜方向，精细搞好油田开发调整。通过开展精细的地质研究，综合各种动态监测资料，提高了对油藏地质和开采特点的认识，有效地进行了油田精细开发调整，控制了产量递减的速度。 关键字：高含水；稳油控水；结构调整；水驱 0 前言 大庆油田进入高含水后期开采以后，随着含水升高、采出液体的液油比将迅速增大，要保持稳产就必须采取科学有效的调整措施，控制好含水上升速度，控制好液油比的增长，这就是提出“稳油控水”开发调整方案的基本思路。 1 大庆油田现在的状况 大庆油田多油层，油藏严重非均质性，不同油层的储量动用状况差异大；油田分区、分层系、分井开采不平衡；仅靠单一老井提液措施难以实现油田稳产；油田多次井网调整后单砂层的注采关系复杂化，形成新的剩余油分布；认识深化所挖潜的过渡带潜力，都是油田继续稳产的有利条件。因此，为了提高油层储量动用程度，改善油田水驱开发效果，实现油田高含水后期稳油控水目标，必须全面进行油田开发结构调整，通过注采结构的调整，协调油层的注采关系。 2 搞好油田注水结构调整，提高注入水利用率 注够水，注好水是改善油层水驱开发效果，控制油气生产成本上升的一项重要基础工作。由于油层非均质性的存在，油层水淹的不均匀性也始终存在。大庆油田稳油控水的实践表明，搞好油田注水，根据不同油层的水淹状况合理配置注水量，对稳油控水具有十分重要的作用。 2.1 笼统注水井改分层注水 油田开发初期，对注水井均采用笼统注水的方法。但为了解决主力油层与中、低渗透油层之间的矛盾，发展了主要以砂岩组或油层组来划分分层注水层段的分层注水技术。进入高含水期，为了适应油井提高液量的需要，部分注水井又由分层注水改为笼统注水。油田进入高含水后期以后，层间矛盾在新的压力系统条件下重新出现，因此，部分笼统注水井又重新开始进行分层注水。这一阶段的分层注水更加细化。对于特高含水层实行控制注水或平面调整；对于潜力层实行加强注水，以提高油井液量来实现油井产量的稳定。

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异

致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发的地质主控因素差异 随着世界油气工业勘探开发领域从常规油气向非常规油气延伸，非常规油气的勘探和研究日益受到重视。20 世纪90 年代以来，中国出现深盆气、根源气、深盆油、向斜油、非稳态成藏、致密油、致密气、页岩气、页岩油、源岩油气等概念。油气地质基础研究呈现出由常规油气向非常规油气发展的新趋向（图1）。 图1 中国陆上主要非常规油气有利区分布图（据邹才能等，2013C）致密油是一种重要的非常规资源，是指夹在或紧邻优质生油系的致密储层中，未经过大规模长距离运移而形成的石油聚集，是与生油岩系共生或紧邻的石油资源。储层致密、油气在运移、聚集、成藏等方面与常规砂岩油藏存在较大差异，导致致密砂岩油藏与常规砂岩油藏开发上地质主控因素存在较大差异，本文主要从储层特征、流体性质、边界条件进行简要分析。 一、储层特征 非常规油气储层以纳米、微米孔喉为主，微观孔喉结构复杂，决定了其低孔低渗的储集特征，控制了油气聚集机制、富集规律等基本地质特征。

（一）储层质量 1.宏观 致密砂岩储层以纳米级孔喉系统为主，导致其储层致密物性较差，一般孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD，而常规砂岩储层物性相对较好，如表1-1。 致密砂岩油藏储层总体致密是其与常规油气储层的最大区别。 表1-1 致密砂岩储层与常规砂岩储层宏观储层质量对比 2.微观 （1）孔隙结构 孔隙结构：岩石中所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通的关系。微米与纳米尺度是通过扫描电镜与微-纳米CT扫描可以识别的微观孔隙形态与空间特征，如图1-1。 图1-1微观孔隙形态与空间特征（据于清艳，2015）

砂岩油藏注水开发效果评价方法

一、砂岩油藏注水开发效果评价的目的 砂岩油藏注水开发效果评价的主要目的是研究砂岩油藏内油水运动规律，揭示油藏注水开发的主要矛盾和潜力，为编制油藏年度开发规划、长远开发规划和综合调整方案制定科学合理的技术方法和技术措施，确保砂岩油藏获得最高的、经济合理的水驱采收率。 二、砂岩油藏注水开发效果评价的主要内容 1、注水方式和注采井网的适应性评价 2、注采压力系统的适应性评价 3、综合含水率及耗水量大小的分析评价 4、注水利用率分析 5、注入水波及体积大小的评价 6、自然递减率和剩余可采储量采油速度评价 7、可采储量评价 8、注水开发效果综合评价 三、砂岩油藏注水开发效果评价的方法 1、注水方式和注采井网适应性评价 注水方式和注采井网适应性是衡量油藏所采取的技术方法和技术措施是否得当，油藏潜力是否得到充分发挥的一项重要内容。通常从以下几个方面进行分析评价： （1）从水驱储量控制程度和水驱储量动用程度高低分析评价注水方式和注采井网的适应性 水驱储量控制程度用现井网下和注水井连通的采油井射开有效厚度和采油井射开总有效厚度之比值来表示： H h R c 式中： R c —水驱储量控制程度，％； h —和注水井连通的采油井射开有效厚度，m ； H —采油井射开总有效厚度，m 。 水驱储量控制程度本质上是注入水体波及系数的反映。 水驱储量控制程度和井网密度的大小和注采系统的完善程度有关。 产液厚度和总的射开连通厚度之比值来表示：

i i P H h R = 或 o o P H h R = 式中：Rp —水驱储量动用程度，％； h i 、h o —注水井总吸水厚度、油井总产液厚度，m ； H i 、H o —注水井、油井总射开连通厚度，m 。 水驱储量动用程度还可以用丙型（西帕切夫）水驱特征曲线来确定： p p p BL A N L += B N mo 1= R mo mo NE N R = 式中：L p —累积产液量，104t ； N p —累积产油量，104t ； N mo —水驱动用储量（可动油储量），104t ； N —石油地质储量，104t ； E R —由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采收率，f 。 水驱储量动用程度直接反映注水开发油藏的水驱效果。一般情况下，水驱储量动用程度随着开发程度的加深而提高，其值越大，说明水驱油藏的注水开发效果越好；反之，则说明注水开发效果越差。 通常用丙型水驱曲线计算出来的水驱储量动用程度值应小于1。但有时也可能大于1，这除了反应水驱效果较好外，主要是地质储量偏小所至。 计算出油藏的水驱储量控制程度和水驱储量动用程度后，参照行业标准（SY/T 6219—1996）即可衡量该油田或区块的这两个指标在油田开发水平分级表中属于哪一类。 水驱储量控制程度和动用程度评价标准 a. 油井产能和注水井吸水能力变化规律 油井产能的变化主要指采油、采液指数的变化规律。通常用本油藏的实际资料作出无因次采油指数和无因次采液指数随含水而变化的关系曲线（用相对渗透率曲线作理论曲线，用单井的采出指数资料作实际曲线）。 当作出无因次采油指数和无因次采液指数随含水而变化的关系曲线后，应确定油藏有代表性的采油指数初始值。初始值确定后就可以确定不同含水条件下的采油指数、

注水开发油藏见水时间预测新方法

注水开发油藏见水时间预测新方法 注水开发油藏见水时间受到油藏边界、储层非均值性等因素的影响，预测结果一般误差较大，一直以来都是油藏工程的难点。目前见水时间预测研究成果主要集中在边底水水侵见水时间、面积井网见水时间预测方面，并没有一个比较通用的见水时间预测方法，很多现场研究人员仅通过物质平衡对见水时间进行粗略的估算。文章针对上述问题，将物质平衡方程中渗流截面面积考虑成与波及状况有关的函数，推导出等饱和度面移动规律，进而得出见水时间计算公式，并利用3口实际已见水井资料对该方法进行了检验。 标签：见水时间；面积井网；预测 1 油田概况 该油田位于形成于白垩纪～第三纪时期的西非盆地的区域构造转换带上，浊积水道-朵叶复合体、朵叶复合体沉积是该区主要的储层，断层多为晚期断层。属正常的温度、压力系统。油田地面原油密度0.780～0.817g/cm3，地层原油密度0.412～0.612g/cm3，气油比264～827m3/m3，体积系数1.729～4.053，地层原油粘度0.090～0.642，属轻质挥发边水油田。油田开发采用早期边部注水保持地层压力的开发方式进行油田开发，开采方式为自喷生产。油田单井产能高，投产后注水井注入效果好，地层压力保持良好。 在油田生产过程中，油井见水时间的早晚对油田的产量有着极大的影响，如何油井见水时间的预测对油田生产管理有重要的指导意义。本文针对该问题，将物质平衡方程中渗流截面面积考虑成与波及状况有关的函数，推导出等饱和度面移动规律，进而得出见水时间计算公式，并利用3口实际已见水井资料对该方法进行了检验。 2 见水时间预测公式理论推导 图2-1 注采井间渗流区域示意图 在两相渗流区中任取一微小单元体，厚度为dx。水相渗流速度可以表示为： （2-1） 流入微元体左侧面水相流量为 （2-2） 流出微元体右侧水相流量为 （2-3）

低渗透油藏注水开发中存在的问题及技术对策

针对低渗透油藏开发，虽然已经形成了一系列方法，如储层裂缝描述、储层改造、油层保护等，但在配套注水开发方面，许多环节不够精细，甚至没有得到重视，致使低渗透油藏难以实现高效长效开发。随着大部分中高渗油藏进入双高开发阶段，低渗透油藏开发所占的比例越来越大，所以有必要针对低渗透油藏注水开发中存在的问题进行系统的研究，提出相应的技术对策。 1?存在的问题 研究表明，在低渗透油藏注水开发的过程中，实际开发情况与油藏认识有较大的差距，不同情况导致的开发问题也问题，为了更好地解决问题，一定要找出具体的问题产生原因，才能对症下药。 1.1?水质问题 影响注水水质的主要有固体悬浮物、腐蚀产物、细菌等，当然，注入水与地层水之间的配伍性程度也是影响注水水质的重要因素。固体悬浮物主要包括硫化亚铁、硫酸盐以及残留的细沙等不溶性的杂质。如果注入水中杂质含量大会造成堵塞，注入水中溶解氧含量大会造成腐蚀、结垢，注入水中含油量大会造成液阻、乳化堵塞、水相渗漏率下降等现象，注入水中细菌含量大会造成腐蚀、菌体等。 1.2?储层敏感性问题 一般而言，储层的敏感性是由储层岩石中含有的敏感性矿物造成的。敏感性矿物与流体接触时，会发生物理反应或者化学反应，并导致储层的渗透性发生变化。常见的敏感性矿物可分为水敏性、酸敏性、碱敏性、盐敏性及速度敏性共五个主要类型。其中，速敏和水敏是低渗透油田注水开发中储层敏感性的主要问题。水敏主要表现与地层不配伍的流体使地层中粘土矿物水化、膨胀、分散、迁移，造成渗透率大幅降低。 1.3?注不进采不出的问题 低渗透油藏在注水开发过程中大多存在注不进采不出的问题。主要表现低渗透油藏注水量较低时地层不吸水，当注水压力提高到一定界限时才开始吸水，启动压力高，大大降低了注水井的注水压差和实际吸水的能力。 1.4?产量递减速度快的问题 低渗透油藏大多地层能力充足，初期靠天然能量自喷开采，但是产量递减一般呈指数递减趋势。在注水后，不像中高渗油藏那样很快见效，一般需要半年以上时间才能见效，油井见水后采液指数大幅下降，一般当含水60%时，产液指数只有原始值的40%，当含水进一步上升，原油产量会大幅下降。2?开发的技术对策 2.1?提高注入水质量 提高注入水质量，就是常说的注好水，主要从注水工艺系统考虑提高注入水质量，对储层具有较好的适应性，减少对储层的伤害，提高注水效果。总体上，注入水要稳定与油层水相混不产生沉淀，注入地层后不会造成粘土矿物产生膨胀、分散等现象，对注水设备不产生腐蚀，不携带大量悬浮物防止注水井渗滤端面堵塞等。 2.2?井网层系优化调整 低渗透油藏在注水开发过程中，原则上一套层系一套井网，同时考虑经济效益，设计一套合理的注采井网结构至关重要。针对低渗透整装砂岩油藏，推荐采用直井注水和水平井采油的混合井网结构。通过井间沿程压力及压力梯度公式分析不同井网系统注采井间压力和压力梯度变化规律，分析结果表明混合注采井网只需要较低的注采压差。另外，根据油藏启动压力梯度和注采压差，计算出极限井距和经济井距，结合实际开发需求，确定合理的注采井距。 2.3?多措并举控递减 在低渗透油藏开发初期，要提前部署注水井，先期注水，补充地层能量，然后部署采油井进行开采，能够延长稳产期。在工艺上，要对低渗透油藏进行整体压裂，改造储层裂缝和提高渗透率，提高单井产量。在注水开发后期，重点调整渗流场，提高开发效果。针对优势渗流区，要采取封、卡、堵、关井等措施，切断注水优势大通道，提高注水效果；针对主流区，要采取调剖、分注等措施进行控水降液，改善渗流场，控递减；针对次流区，要采取增注、提液等措施引导渗流方向，改变渗流场；针对滞留区，要部署新井构建渗流场，实现注水开发。通过以上做法，能够有效控制油藏递减。 3?结束语 制约低渗透油藏注水高效开发的因素是多方面的，只要把水质质量提上去，部署合理的注采井网，在不同注水开发阶段选择合理的渗流场调控方式，一般情况下，能够提高低渗透油藏注水开发水平。 参考文献 [1]林尚平.浅议低渗透油藏注水开发中存在的问题[J]中国石油和化工标准与质量，2012. [2]洪新林，徐海霞，王平贵，等.滨南油区低渗透油藏开发潜力及技术对策[J].承德石油高等专科学校学报，2008. 低渗透油藏注水开发中存在的问题及技术对策 章晓庆?孙琦 大港油田公司油气开发处 天津 300280 摘要：科技的发展促进了石油勘探技术的进步，在勘探阶段，低渗透油藏要依靠天然能量进行开采。从已开发低渗透油藏来看，注水开发依然是提高采收率的主要技术，但是这种开发方式基本上借鉴中高渗油藏，所以低渗透油藏注水开发方式还不够完善。以低渗油藏的特点为出发点，结合国内外低渗透油藏开发技术的新进展，对低渗透油藏注水开发中存在的问题提出了解决的技术对策。 关键词：低渗透油藏?注水开发?技术对策 161