土的主要工程性质有什么？

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土的工程性质是在设计和建造各种工程建筑物时所必须掌握的天然土体或填筑土料的工程特性。

不同类别的工程，对土的物理和力学性质的研究重点和深度都各自不同。对沉降限制严格的建筑物，需要详细掌握土和土层的压缩固结特性；天然斜坡或人工边坡工程，需要有可靠的土抗剪强度指标；土作为填筑材料时，其粒径级配和压密击实性质是主要参数。

土的形成年代和成因对土的工程性质有很大影响，不同成因类型的土，其力学性质会有很大差别（见土和土体）。各种特殊土（黄土、软土、膨胀土、多年冻土、盐渍土和红粘土等）又各有其独特的工程性质。除土的粒径级配外，土中各个组成部分（固相、液相、气相）之间的比例，将影响到土的物理性质，如单位体积重，含水量，孔隙比，饱和度和孔隙度等。?

粘性土中含水量的变化，还能使土的状态发生改变，阿太堡最早提出将土的状态分为坚硬、可塑和流动三种，并提出了测定区分三种状态的界限含水量的方法。从流动转到可塑状态的界限含水量称液性界限；从可塑转到坚硬状态时的界限含水量称塑性界限。两者之间的差值称土的塑性指数，它反映了土的可塑状态的范围。

土的界限含水量和土中粘粒含量、粘土矿物的种类有密切关系。为反映天然粘性土的状态,常用液性指数,它等于天然含水量和塑性界限的差值（-）与其塑性指数的比值。≤0时，土处于坚硬状态；>1时，为流动状态，0≤≤1时，为可塑状态。?

砂土的密实状态是决定砂土力学性质的重要因素之一，用相对密度表示:=( －)/( － )。为天然状态时孔隙比, 为砂土最松状态时的孔隙比，则为最密状态时的孔隙比。≈1时,最密实；≈0时，最松散。

土的压缩和固结性质土在荷载作用下其体积将发生压缩，测定土的压缩特性可分析工程建筑物的地基沉降和土体变形。饱和粘土的压缩时间决定于土中孔隙水排出的快慢。逐渐完成土压缩的过程，即土中孔隙水受压而排出土体之外，同时导致孔隙压力消失的过程称土的固结或渗压。

K.泰尔扎吉最早提出计算土固结过程的一维固结理论，并指出某些粘土中超静孔隙水压力完全消失后，土还可能继续压缩，称次固结。产生次固结的原因一般认为是土的结构变形。反映土固结快慢的指标是固结系数，土层的水平向固结系数和垂直向的不一定相同。

土的压缩量还和它的应力历史有关。土层在其堆积历史上曾受过的最大有效固结压力称先期固结压力。它与现今作用的有效覆盖压力相同时，土层为正常固结土；若先期固结压力大于现今的覆盖压力，则为超固结土；反之则为欠固结土。对于超固结土，外加荷载小于其先期固结压力时，土层的压缩很微小，外加荷载一旦超过先期固结压力，土的变形将显著增大。

土的强度性质通常指土体抵抗剪切破坏的能力，它是土基承载力、土压和边坡稳定计算中的重要指标之一。它和土的类型、密度、含水量和受力条件等因素有关。饱和或干砂或砂砾的强度表现为颗粒接触面上的摩阻力，它与作用在接触面的上法向有效应力?σ和砂的内摩擦角有关，即=σtg。纯粘性土的不排水抗剪强度仅表现为内聚力，而与法向应力无关，即=。

一般土则既有内聚力又有摩阻力，即=+σtg。式中的和不是常量而是变量，不仅决定于土的基本状态，还和外加荷载速率、外加荷载条件、应力路线等有关。饱和土中的孔隙为水充满，受外加荷载作用时，控制土体强度的不是其所受的总应力σ，而是有效应力σ′(即总应力与孔隙压力μ之差)：σ′=σ－μ。

因而强度试验的条件不同，所得的强度指标亦异。试验时，不允许土样排水所得到的是土的总强度指标；如允许完全排水则得到的是土的有效强度指标。理论上用有效应力和有效强度指标进行工程计算较为合适，但正确判别实际工程土体中的孔隙水压水较困难，因而目前生产上仍多用总强度原理和总强度指标。

土体的强度还因其沉积条件的影响而存在各向异性。土的?流变性质?土工建筑物的变形和稳定是时间的函数。有些人工边坡在建成后数年甚至数十年才发生坍滑，挡土墙后的土压力也会随时间而增大等，都与土的流变性质有关。

土的流变特性主要表现为：①常荷载下变形随时间而逐渐增长的蠕变特性；②应变一定时，应力随时间而逐渐减小的应力松弛现象；③强度随时间而逐渐降低的现象，即长期强度问题。三者是互相联系的。作用在土体上的荷载超过某一限值时，土体的变形速率将从等速转变至加速而导致蠕变破坏,作用应力愈大,变形速率愈大，达到破坏的时间愈短。通过试验可确定变形速率与达到破坏的时间的经验关系，并用以预估滑坡的破坏时间。

产生蠕变破坏的限界荷载小于常规试验时土的破坏强度。从长期稳定性要求，采用的土体强度应小于室内试验值。土体强度随时间而降低的原因，当然不只限于蠕变的影响。土的蠕变变形因修建挡土墙或其他建筑物而被阻止时，作用在建筑物上的土压力就随时间逐渐增大。

土的压实性质对土进行人工压实可提高强度、降低压缩性和渗透性。土的压实程度与压实功能、压实方法和含水量有关。当压实方法和功能不变时，土的干容重随含水量的增加而增加，达到最大值后，再增加含水量，其干容重将逐渐下降。

对应于最大干容重时的含水量称最佳含水量。压实功能不增大而仅增加压实次数或碾压次数所能提高土的压实度有一定限度，超过该限度再增加压实或碾压次数则无效果。填筑土堤，在最佳含水量附近可用最小的功能达到最大的干容重，因而要在室内通过压实试验确定填料的最佳含水量和最大干容重(见路基填土压实)。

但压实的方法也影响压实效果，对非粘性土,振动捣实的效果优于碾压;对粘土则反之。研究土的压实性能，可选择最合适的压实机具。为改善土的压实性能，可铺撒少量添加剂。中国古代已盛行掺加?生石灰来改善土的压实性能。

此外，人工控制填料的级配，也可达到改善压实性能的目的。土的应力-应变关系土的变形和强度是土的最重要的工程性质。60年代以前，在工程上通常分别确定土的变形和强度指标，不考虑强度与变形间的相互影响。因为土的应力-应变关系是非线性的并具有弹塑性、甚至粘弹塑性特征，而当时的计算技术，尚无法进行分析。

随着计算机和数值分析法的普及,已可能把土的应力-应变关系纳入土工建筑物的分析计算中。正常固结粘土和松砂的剪应力和轴向应变的曲线呈双曲线型，在整个剪切过程中，土的体积发生收缩，这类土具有应变硬化的特性。超固结粘土和密实砂的应力-应变曲线则有峰值，其后应变再增大时,则土的强度下降,最后达稳定值。

剪切过程中,土的体积先有轻微压缩,随后即不断膨胀，这类土具有应变软化的特征。为了使用数学方程描述各类土的应力-应变特性,现已有各种非线性弹性、弹塑性和粘弹塑性模型。利用这些模型和数值分析法，可以分析一些复杂边界条件和不均质土体的变形和稳定问题。但是这些模型中所对应的土的参数,目前尚难正确测定,土体的原始应力状态也难确定，因而还难于在工程中普遍应用。土的动力性质土在岩爆、动力基础或地震等动力作用下的变形和强度特性与静荷载下有明显不同。

土的动力性质主要指模量、阻尼、振动压密、动强度等，它与应变幅度的大小有关。应变幅度增大(<10)，土的动剪切模量减小，而阻尼比例则增大。土的动模量和阻尼是动力机器基础和抗震设计的重要参数，可在室内或现场测试。1964年日本新潟大地震，大面积砂土液化造成大量建筑物的破坏，推动了对饱和砂土液化特性的研究。

液化的主要机理是土的有效强度在动荷载作用下瞬时消失，导致土体结构失稳。一般松的粉细砂最容易发生液化，但砂的结构和地层的应力历史也有一定的影响。具有内聚力的粘性土一般不发生液化现象。黄土的工程性质一般分为新黄土和老黄土两大类，其性质也有显著差异（见黄土地区筑路、路基设计）。?

软土的工程性质软土一般指压缩性大和强度低的饱和粘性土，多分布在江、河、海洋沿岸、内陆湖、塘、盆地和多雨的山间洼地。软土的孔隙比一般大于1.0,天然含水量常高出其液限，不排水抗剪强度很低，压缩性很高，因而常需加固处理。最简单的方法是预压加固法（见预压法）。软土强度的增加有赖于孔隙压力的消失，因而在地基中设置砂井以加快软土中水的排出，这是最常用的加固方法之一。

预压加固过程中通过观测地基中孔隙水压力的消失来控制加压，这是保证施工安全和效率的有效方法。此外，也可用碎石桩（见振冲法）和生石灰桩等加固软土地基。膨胀土的工程性质粘土中的粘土矿物（主要是蒙脱石），当遇水或失水时，将发生膨胀或收缩，引起整个土体的大量胀缩变形，给建筑物带来损害（见膨胀土地基）。

多年冻土的工程性质高纬度或高海拔地区，气温寒冷，土中水分全年处于冻结状态且延续三年以上不融化冻土称多年冻土。冻土地带表层土随季节气温变化有冻融交替的变化，季节冻融层的下限即为多年冻土的上限，上限的变化对建筑物的变形和稳定有重大影响（见冻土地基、多年冻土地区筑路）。

盐渍土的工程性质见盐渍土地区筑路。红粘土的工程性质热带和亚热带温湿气候条件下由石灰岩、白云石、玄武岩等类岩石风化形成的残积粘性土。粘土矿物主要是高岭石，其活动性低。中国红粘土的特点一般是天然含水量高、孔隙比大，液限和塑性指数高，但抗水性强,压缩性较低,抗剪强度也较高，可用作土坝填料。

参考资料：

土的工程性质网页链接

福建南部沿海地区地质灾害发育特点及孕灾环境分析

张世明　孙业恒　宋道万　戴涛　王成峰

摘要　纯化油田西区沙四段上亚段纯化镇组为典型的低渗透断块油藏，经过30多年的开发，区块暴露出部分油井含水上升快和区域开采不平衡的矛盾，剩余油分布规律也纷繁复杂。文章应用油藏数值模拟技术，从精细地质模型建立、历史拟合认识、开发效果分析、剩余油分布规律描述、开发方案调整等方面开展研究，深入分析低渗透断块油藏开发中后期的潜力方向，提出切实可行的开发调整措施，现场实施表明效果明显。该研究方法对其他开发中后期低渗透断块油藏的开发措施调整有所借鉴。

关键词　低渗透　断块油藏　数值模拟　剩余油　开发调整　纯化油田

一、引言

纯化油田西区属于高压、低饱和、岩性复杂、层多且薄的层状低渗透断块油藏，主力开发单元纯2断块及纯69断块，含油面积8.2km2，石油地质储量978×104t，其中数值模拟研究的10个主力小层石油地质储量为616×104t，占77.2%。该区于1965年试采投产，1987年注水采油，1988年进行加密调整，1990年细分层系开发；截止1998年末，油井综合含水73.3%，区块采出程度20.1%。受构造、断层、岩性以及油水井井网和井况的影响，开采过程中暴露出平面原油动用不均衡，局部油井含水上升快，整体开发效果变差的矛盾，导致该区剩余油分布零散，后期的开发调整难度很大。本文应用油藏数值模拟手段，建立精确描述油藏复杂断裂系统的地质模型，通过精细历史拟合加深并修正对区块动、静资料的认识；深入分析复杂断块油藏的剩余油分布特征及影响因素，综合多侧面、多指标剩余油分布的定量描述，寻找后期开发最佳潜力点；结合区块开采矛盾和地质特点，采用顺序优化法进行措施调整的诸因素分析，优化出最佳开发方案。现场实施效果证明，该研究方法对于开发中后期低渗透断块油藏的开发措施调整具有较好的借鉴作用。

二、三维精细地质模型描述

复杂断块油藏的最大特点是断层多，断裂系统复杂。各种纵横交错的断层将整个区块切割成多个相互独立的油藏，从而造成区块内各断块油藏间含油气富集程度的差异及油水关系的复杂变化[1]。另外，受平面岩性及纵向夹层的影响，储集层空间非均质变化严重。因此，精确描述油藏地质特征，建立三维精细地质模型是开展油藏数值模拟的基础。

1.断裂系统描述

油藏数值模拟区纯2断块及纯69断块沙四段上亚段纯化镇组油藏是一个被四周断层切割遮挡的封闭型、多油组、多油水系统的低渗透、低饱和压力断块油藏，含油区呈东西长、南北窄的条带状。封闭油藏内部发育12条走向各异、规模不同的断层，其中各主要断层要素情况见表1。数值模拟建模过程中，为了精确描述该区复杂的断裂系统和起伏多变的构造形态，采用了非常规的角点坐标技术，即用不规则多边形单元网格块的8个顶点的坐标取代常规的矩形网格块中心点坐标，实现网格线沿任意走向的断层线划分，从而合理描述油藏微构造形态及断层[2]。由于各断层上下盘存在10～100m不等的落差，利用沿断层线的节点劈分技术，先劈分后插值，精确刻画断层两侧构造的突变。地质研究表明，受构造运动和沉积的影响，各断层对流体的运移存在不同程度的封堵作用。为反映断层的这种特征，采用方向传导系数描述断层封堵性，并结合动态历史拟合修正其封堵程度。

表1　纯西区断层要素表

2.储集层非均质性描述

沙四段上亚段岩性由砂岩、碳酸盐岩和泥（页）岩组成，且10个主力小层均由多种岩性混合组成，这就决定了该区储集层空间上的严重非均质性。另外，由于10个主力砂体沉积岩性组合的不同，导致砂体平面展布的差别，部分砂体的部分井区存在不同程度的尖灭。建模中对储集层非均质性的精细描述体现在：①根据沉积与断裂的年代关系，依据100多口井的井点二次测井解释分层结果，在不考虑断层影响的情况下插值形成孔隙度、渗透率储集层参数场；②各层砂体尖灭线与有效厚度零线之间视是否存在油水井的注入与产出情况区别对待。有则将该区井点周围网格节点激活，否则置死；③根据纵向隔夹层发育状况，利用其垂向传导系数进行描述，同时通过单井开发指标的拟合进行其局部修正。

3.油藏油水系统描述

受断层及岩性的影响，沙四段上亚段油藏油水关系复杂。同一开发单元的不同砂体和同一砂体的不同区块，其油水界面均不相同[1]。根据地质认识，研究区共有23个独立的油水分布系统，为此，模型描述应做到：采用对油藏分区的方法，分别指定各平衡区的压力系数、油层深度、油水界面位置等平衡参数，合理反映流体空间分布状态；运用多油藏整体模拟技术，对纵向10个砂体的23个油藏整体建模，精确模拟油藏、井筒、高低压层间流体的流动，定量描述流体交换。

三、开发历史拟合及认识

纯西区沙四段上亚段油藏生产历史长，油水井工作制度变换频繁。根据断块油藏复杂地质特征及后期开发综合调整要求，本次模拟采用三维三相数值模拟软件，建立100×50×10共50000个节点的网格模型。在该区分层、分区及总地质储量重新核算的基础上，对全区及119口油井的开发指标进行了历史拟合，拟合时间从1965年9月到1998年12月。由区块综合指标拟合结果（图1）可以看出，拟合精度较高，119口井含水量拟合符合率达87%。通过历史拟合过程中动、静资料的综合修改调整，结合拟合后对油、水产出及分布的定量分析，得到如下认识。

图1　区块含水量和累积产油变化曲线拟合对比图

1.动态资料的认识

按照物质平衡原理，封闭油藏油水两相流动条件下的物质平衡公式为[3]：

胜利油区勘探开发论文集

式中：Np——累积产油量，104m3；

Wp——累积采水量，104m3；

Wi——累积注水量，104m3；

△P——总压差，MPa；

Co——油压缩系数，1/MPa；

Ct——总压缩系数，1/MPa；

Vp——总孔隙体积，104m3；

Boi——原油初始体积系数；

Bw——水体积系数。

由物质平衡分析可以看出，在物质平衡中累积产油、累积产水和累积注水量起主要作用，而弹性项所占比例很小。实际的动态资料显示，区块累积注水 465.8×104m3，累积产油266.4×104m3，累积产水165.1×104m3，模型按封闭油藏计算目前地层压力比原始压力高近4MPa（区块超注101.5×104m3），与地层总压降为8～9MPa的实际压力相差甚远。通过油井的含水拟合结合实际的水井注水状况，发现纯69断块水体边缘的注水井存在注水漏失，纯2断块的纯2-3及纯35井区也存在注入水漏失。为此，对相关水井进行了注入水量修正（表2）。

2.流体性质的认识[4]

油藏数值模拟软件对流体性质变化的刻画通常只考虑压力的影响，而忽略了注水开发中温度对流体性质的影响。通过纯西区单井的含水拟合结合动态分析发现，实际含水变化曲线与计算曲线具有明显的规律，即区域水淹初期投产的油井其投产初期含水计算偏高，而区域水淹中后期投产的油井其投产初期计算含水偏低，且整个区块含水后期系统偏低。上述现象通过系统调整岩石相渗曲线发现不敏感，而调整油水粘度比则反映明显。这说明该区原油粘度随水淹时间的延长逐渐增大，而模型所用原油粘度为整个开发期的平均值，其高于水淹初期值、低于水淹后期值。该区实际地层温度测试表明，随注水进行，目前地层温度比投产初期下降5～15℃，温度和压力的下降导致原油轻质成分减少，原油密度、粘度增大。如纯36-15井流物化验分析，CH4含量由91.31%下降到77.21%,C4Hn由0.47%上升到3.37%。实际资料与拟合基本一致。

表2　水井注水修正情况表

3.断层封闭性的认识

断层的封隔状况是断块油藏描述的重要内容之一，单纯的静态参数或动态参数分析很难准确判断，尤其是部分封闭的断层。通过动、静结合的数值模拟综合模型结合历史拟合，可以较准确地判定断层的封闭性，即：①根据断层两侧实际的油水井注采对应关系曲线，分析油井产水来源；②大幅度调整油井所对应的断层另一侧的水井注水量，进行灵敏度实验；③修改断层方向传导系数，拟合油井含水，确定断层封闭性。

如位于区块边水区34号断层北部的纯69-1井，其对应的注水井为34号断层以南的纯71-4、纯71井。按原始地质模型（34号断层不封闭）计算该井含水量居高不下，实际含水量却很低。大幅度减小纯71-4及纯71井注水量后纯69-1井含水量明显降低，因此判断34号断层封闭。

4.天然能量的认识

油藏西部具有面积较大的边水，准确描述水体能量大小可为开发方案部署及预测奠定可靠的基础。数值模拟研究可通过水体能量大小与生产动态关系试算法确定水体大小。当历史拟合工作结束后，改变边水体积甚至去掉边水再计算，发现水体的存在与否对区块整体压力状况及边部油井的含水影响不大。即使水体存在，30多年的开采水线推进距离不到50m，可见该区边水能量较小，对开发影响很小。

对于数值模拟区这样一个被断层封闭的圈闭，在区块注水开发前完全依靠弹性能量开采，其累积产油量与压降呈线性变化。根据纯2断块及纯69断块的累积采油与压降动态关系曲线（图2）计算两区块弹性产率分别为3.83×104t/MPa和1.45×104t/MPa。观察注水前两曲线形态发现，纯2断块直线末端上弯，纯69断块直线末端下弯，由弹性产率定义式分析认为，弹性开采期纯69断块流体向纯2断块渗流，两断块间断层不完全封闭，从而修改了以往认为两断块间完全封闭的认识。

图2　纯2断块、纯69断块累积采油与压降变化关系曲线图

四、油藏开发潜力分析

建立在历史拟合基础上的油藏剩余油分布定量描述是油藏数值模拟研究的重点。纯西区沙四段上亚段油藏储集层非均质严重，没有形成规则的注采井网，加上30多年的开采部分油水井井况老化，因而平面及纵向剩余油分布零散而复杂。为此，从储集层油水运动规律分析入手，由面到点描述剩余油分布特点，寻找油藏开发潜力点。

1.油水动态运移规律

由于平面断层封堵性和储集层非均质性，以及砂层组内纵向各小层间连通部位的影响，生产过程中发生层间及断块间油水的交换，导致采出程度与动用程度的差异。纵向上，在注水开发过程中连通的油层，因重力的分异作用会发生水沉油浮的现象，这是引起流体交换的主要原因；另外，纯一砂层组各小层渗透率高，砂层组内储集层渗透率呈正韵律分布，而纯三砂层组渗透率低，砂层组内储集层渗透率呈复合韵律分布，因而纯一砂层组内的油水交换程度较纯三砂层组小。平面上，复杂的断裂系统及储集层岩性非均质的影响，削弱了油井的注水受效程度；由于注采对应关系的不完善，使得注入的水并没有起到完全驱替原油的作用，而是绕流或窜流至生产井底被产出，导致实际的存水率低，驱替效果差（表3）。

2.剩余油分布规律

纵向及平面油水运移规律分析表明，动用程度差的区域剩余油相对富集，是后期开发的潜力区域；存水率低的区域注水受效程度差，是后期调整的重点区域。综合分析该区剩余油富集区具有以下分布规律。

（1）动用中等或动用较差的剩余油层

首先是因纵向连通油层间的油水交换，导致上部油层采出程度高但动用程度低，剩余油相对丰富，如、层。其次是原始地质储量丰富的油层如，虽然其相对采出程度大于1，但其剩余储量占总剩余储量的43.33%，仍是主要的潜力层。另外，因层间非均质性的干扰，低渗透层水驱启动压力高，合注井的注入水沿高渗透层窜流，导致低渗透层水驱程度弱，剩余油饱和度高，如、。这些层往往砂层厚度薄，剩余储量丰度较小，但也是挖潜的主要后备阵地。

表3　纯2断块、纯69断块油水运移情况表

（2）动用程度较大油层的平面剩余油滞留区

该类剩余油滞留区可分为以下几种。一是注采系统不完善造成的剩余油区，如纯63-10、纯2-22、纯36-10等井区。二是封闭断层附近的水动力滞留区，如纯63-X8、纯96-3、纯2-X21、纯2-39等井区。三是构造高部位水动力滞留区，如纯71-8井西部区域。四是平面水窜造成的剩余油区，主要表现为两种方式，即高低渗透的渗透带共存区，水沿高渗带窜流或绕流，如纯71-26、纯71-3等井区；平面注水失调，形成注水“通道”，如纯36-1与纯36井区等。

通过以上剩余油分布规律的分析，结合分层剩余含油饱和度、剩余储量丰度的定量指标场，圈定最有利的潜力区，为方案调整指明方向。

五、方案优化调整及预测

影响纯西沙四段上亚段油藏剩余油分布的主要地质因素是油藏构造、断层、岩性，主要开发因素是井网及油水井制度。因此，方案设计从层系挖潜、井网完善、注采平衡调整及油井提液四方面入手，优化最佳开发措施。

1.方案设计思路

常规的数值模拟方案优化设计往往只注重对单因素的评价分析，孤立的讨论每一个因素的影响，然后把各单因素分析的最佳结果组合在一起构成最佳方案。这样忽略了各因素间的相互联系，脱离了实际，操作性差。本次研究采用顺序优化法，按照分步讨论、逐步优化的思想，把上一因素的优化结果方案作为下一因素对比优化的基础，不仅科学实际，而且可操作性强。

2.调整措施研究

（1）基础方案（图3）

图3　各预测方案含水量与采出程度对比曲线图

保持现有井网和油水井生产制度不变，定液生产，限定单井最大经济极限含水 98%，计算 12年。结果表明，12年末区块采出程度为23.0%，含水93.5%，压力上升到49.85MPa。基础方案暴露的最大问题是开发井网不完善，对剩余储量控制程度差。

（2）井网调整

针对基础方案的突出问题，结合剩余油分布，进行井网调整，主要措施有：油井开发层系调整，即卡堵合采井的高含水层，对单采或分层系开采的油井依据井点剩余油状况实施补孔上返；老井侧钻，即对目前水淹程度高的高含水井或产能低的井依据井周围剩余油的分布实施侧钻；补充新井，即对油井控制不到的剩余油富集区钻新井。措施共涉及19井次，其中补孔7井次，卡封3井次，老井恢复生产2井次，老井侧钻4井次，新钻井3井次。计算表明，井网调整增加采出程度1.53%，净增油14.89×104t，效果明显；但区块整体注采比偏大，且区域不平衡。

（3）注采平衡

针对井网调整中的注采不平衡矛盾，对区块不同井区进行注采关系调整，主要措施有：油井转注和水井恢复注水；加强欠注井区的注水强度，提高油井产能；减小超注井区的注水量，防止暴性水淹；适当加强区块水体边缘注水井注水量，保持断块的平稳开采。措施共涉及22井次，其中油井转注3井次，水井恢复注水2井次，加强注水15井次，减小注水2井次。经计算表明，注采平衡调整后，区块再次增加采出程度1.62%，含水降低5.65%，净增油15.93×104t。可见，区块注采不平衡矛盾突出，调整潜力大。

（4）油井提液

根据低渗、稀油油藏的特点，结合岩石流体性质分析，当含水超过70%以后，依据相对渗透率曲线测算的无因次采液指数逐渐上升。而区块目前综合含水已至70%，因此数模开展高含水油井提液增油可行性研究。在以上注采平衡的基础上对部分油井提液，主要措施方向有：对注采较完善且注水状况好的区域的高含水油井实施提液；对注水充足区域的中低含水油井视油井产能适当提液，但幅度较小；新钻井、侧钻井及恢复生产的老油井不提液；地质条件差、井况差的油井不提液。措施共涉及油井33口，其中高含水油井22口，中低含水油井11口。提液后保持区块注采比为1.0。计算表明，提液可增加采出程度0.7%，含水提高1.69%，可见区块有一定的提液潜力。

（5）注采比优化

在综合调整的基础上整体提高水井注水量，保持区块注采比为1.1。通过计算表明，加强注水后并没有增加采油量，相反采出程度降低0.65%，含水上升1.85%，开采效果变差。因为加强注水会加剧水的突破，加速油井含水上升。

3.措施效果综合评价

由图3可以看出，在井网调整及注采平衡基础上的油井提液方案开发效果最好。通过方案优化计算，发现目前区块注采关系不平衡的矛盾最突出，调整潜力最大；其次为井网调整，油井提液可在一定程度上提高产油量，提液后的加强注水对区块开发不利。

六、应用效果分析

1.根据剩余油调整老区井网

利用井网调整措施结果，在剩余油富集区的构造高部位及井网控制程度差的区域钻新井、侧钻井、更新老井，投产6口井，平均单井日产油8.6t，初期增油能力51.6t/d，含水49.1%，效果较好。

2.局部完善注采井网、平衡注采关系

对局部井网不完善的区域进行注采调整，新钻注水井一口，转注油井3口（纯63-6、纯71-31、纯69-19），使周围9口油井见效，初期日增油18.6t。加强注水3口，周围对应7口井受效，初期日增油15t。调配水井45井次，见效井15口，其中纯69断块8口，日增油12.4t，纯2断块7口，日增油18.4t。

七、结论

应用精细油藏数值模拟建模技术描述纯西区低渗透复杂断块油藏的断裂系统和储集层非均质分布，通过历史拟合加深了对油藏生产动态、流体性质、断层封闭性、边水能量等多方面的认识，合理反映区块实际地质特征。

通过油水运移定量分析及剩余油分布规律的研究，由点及面地描述了纯化油田西区沙四段上亚段低渗透断块油藏的开发调整潜力方向。

措施调整综合研究表明，目前区块注采关系不平衡的矛盾最突出，调整潜力最大；其次为井网调整，油井提液可在一定程度上提高产油量，提液后的加强注水对区块后期开发不利。

主要参考文献

[1]程世铭，张福仁等.东辛复杂断块油藏.北京：石油工业出版社，1997.

[2]谭保国，戴涛等.精细油藏数值模拟建模技术.见：杜贤樾，孙焕泉，郑和荣主编.胜利油区勘探开发论文集（第二辑）.北京：地质出版社，1999.

[3]苏云行，艾广平等.杏树岗油田杏四－六面积西块油藏模拟研究.大庆石油地质与开发，19,18(4）:28～32.

[4]陈永生著.油藏流场.北京：石油工业出版社，1998.

特低渗透砂岩油藏开发技术政策研究

施文耀

（福建省地质工程勘察院，福州350002）

摘要：本文通过对福建南部沿海地区的地质灾害的现状调查与分析，阐述该地区地质灾害的发育特点，分析各种地质灾害的成灾因素，并从自然地理气候条件、地质环境条件、人类工程经济活动三方面对区域孕灾环境进行分析，提出地貌单元、地质单元的形态、结构、功能不同，区域气候环境的特征，对区域地质灾害的形成产生明显的影响。

关键词：地质灾害；特点；成灾因素；孕灾环境

地质灾害是岩石圈表部在内力作用和外力作用相互影响下，或地壳内部动力地质作用下，使地质环境产生变化，出现的对人类生命财产和精神遭受损害的地质现象和事件，地质灾害的孕育与发展受区域自然条件、区域地质环境条件、人类活动等的支配。

1 地质灾害的现状与区域特征

区域的自然地理条件、地质环境条件和人类工程活动的程度的特征，使得测区局部地区地质灾害比较发育，目前已有资料表明测区主要的地质灾害有4类，共206处，包括崩塌、滑坡、泥石流、地面沉降。其中崩塌95处，占地质灾害总数的46.12％；滑坡76处，占地质灾害总数的36.89％；泥石流2处，占地质灾害总数的0.97％；地面沉降33处，占地质灾害总数的16.02％。测区地质灾害详见附表，从地质灾害的统计资料看，测区地质灾害具有福建省地质灾害的普遍特征，即点多、面广、规模小、频率高、危害较大，受人类活动和降雨影响大［1］。

2 地质灾害的分布规模、特征与成灾因素

区内地质灾害具有明显的分布规律，崩塌、滑坡、泥石流分布于测区中西、西北部的低山、丘陵地带，崩塌、滑坡多沿公路、房前屋后的人工开挖形成的高陡斜坡分布；地面沉降分布于沿海的冲海积平原中，也有少量分布于未压实的松散素填土区；泥石流分布于丘陵沟尾斜坡地带，各类地质灾害又有其自身的特点与成灾因素。

2.1 滑坡与崩塌

2.1.1 滑坡［2］

滑坡为斜坡变形破坏的一种形式，是指斜坡上岩土体在河流冲刷、降雨等因素影响下，沿着一定的软弱结构面（带），整体或分散地、顺坡向下滑移的自然地质现象，滑坡体通常被分割成块体，滑坡经滑移后处于相对稳定阶段后，在降雨等其他因素的作用下有可能再次激活而滑动［3］。

根据滑坡物质组成、滑体厚度，形成原因，规模对测区滑坡进行划分统计，并对滑坡前斜坡坡度进行统计，统计结果分别见图1和表1。

图1 形成滑坡坡度百分比图

表1 滑坡类型划分统计表

发生于岩石内部的滑坡没有发现，这表明测区滑坡是由残积土和强风化岩控制，岩体内部的结构面并非控制测区滑坡的主要因素。

2.1.2 崩塌

崩塌是斜坡变形破坏的一种形式，是在一定条件下的斜坡，由于受到人工切坡、震动等因素的影响，使斜坡部分岩土体在重力作用下，沿一定的软弱面松动、脱离，突然从陡峻的斜坡上崩落下来，崩落于坡脚，形成具有一定天然休止角的岩土堆。测区目前发现有崩塌95处，根据崩塌物质组成、形成原因、规模对测区崩塌进行划分统计。表2为测区类型统计及特点表。

对有坡度记录的崩塌的统计表明，坡度大于40°形成的崩塌占64.55％；30°～40°形成的崩塌占15.19％；20°～30°形成的崩塌占16.46％；＜20°形成的崩塌占3.80％。坡度＜20°形成的崩塌其规模仅为＜200m3，表明坡度越大越易形成崩塌地质灾害。

表2 崩塌类型统计及特点表

2.1.3 滑坡、崩塌成因分析

滑坡、崩塌产生是受多种内在和外在因素综合影响的，地形地貌、岩土体性质、地质构造等是内因，降雨和人类工程活动是外因，而其中降雨是最关键的主导因素。爆破震动也是崩塌产生的另一外因。

2.1.3.1 地形地貌

测区所有滑坡均分布于低山、丘陵地带。统计分析表明，绝大多数滑坡所处的微地貌单元为凸形坡。且随着坡度的增大，诱发滑坡几率也增大，当坡度超过一定角度时，斜坡变形破坏的形式产生变化，由滑坡演变成斜坡变形破坏另一种模式——崩塌。影响崩塌的因素主要是斜坡的坡型、坡度和坡高，其中又以坡度和坡高为主。坡度越高、坡度越大越易产生崩塌。坡度越大，坡面附近张应力范围也随之增大和增强，坡脚应力集中带最大剪应力也随之增大；而随着坡高增大，斜坡内各处的应力值也随之呈线性增大，这也就应证了公路开挖边坡和房屋后边坡形成高陡的斜坡易产生崩塌。

2.1.3.2 岩土体的性质

岩土体的性质是控制斜坡产生变形破坏的重要内在因素，测区滑坡主要受残坡积层及强风化岩厚度决定。残坡积层虽然薄不一，但普遍较厚。残积层与风化基岩，风化基岩与新鲜基岩之间是相对软弱带，地下水等活动比较活跃，滑坡主要受该带所控制，而残积层本身较为松散，在降雨驱使下，具有良好临空面的斜坡易产生滑移。从表中可看出，侵入岩残积层较易产生滑坡，而强风化岩中，侵入岩、火山岩、沉积岩均会产生较多滑坡。见表3。

表3 滑坡与岩土体类型关系统计表

松动、粘性差、易崩解的土体易产生崩塌，节理裂隙发育的斜坡也易产生崩塌。测区土质崩塌中，全为残积土型崩塌，且多为侵入岩类地区，主要由于侵入岩风化的残积土粘土粒含量低，粘聚力差，含砾高，土质结构松散，易湿化崩解，在遭雨降水作用下，也就易产生崩塌。而节理裂隙发育给地下水的入渗，径流提供了良好通道，加之破碎岩体块体间的结合力差，降雨入渗作用下也就易诱发崩塌。

2.1.3.3 地质构造

地质构造对斜坡产生滑坡的影响表现为强烈的改变岩土体的结构构造，使岩土体变形破碎，岩土体风化程度加大，在岩土体中形成良好的构造软弱面，岩土体力学强度下降。构造运动也使斜坡坡度、坡形了产生变化，对斜坡变形破坏起间接作用。地质构造在斜坡岩土体中形成的软弱结构面为滑坡产生提供了良好的基础条件。一旦的外界因素触发，斜坡极易沿构造的软弱面产生滑移、崩落，形成滑坡、崩塌。测区76处滑坡中有8处与断裂构造密切相关，占滑坡数的10.53％。

2.1.3.4 降雨

降雨是滑坡、崩塌的成灾因素中最为敏感、最为积极的因素，几乎所有的崩塌均与降雨密切相关。降雨通过改变斜坡岩土体的力学性质，降低抗变能力，改变斜坡岩土体的应力状况的途经来诱发斜坡产生灾害。在高强度降雨作用下，部分汇水条件较好的滑坡还有可能进一步转化为滑坡—泥石流型的地质灾害。

另外，滑坡的产生与降雨量密切相关，几乎所有滑坡其产生均与降雨有关。大部分滑坡分布于多年均降雨量＞1200mm的地区。资料显示，过程降雨时大于100mm的地区可能诱发产生滑坡，但经过长期阴雨，土体基本饱和后，又经过程降雨量大于50mm，也可能产生滑坡，当过程降雨量超过200mm时，则会普遍产生滑坡灾害现象。

2.1.3.5 人类工程活动

在区内滑坡中与人类工程活动有关的滑坡达64处占85.53％。人类工程活动对斜坡的影响表现为切坡、填方等。切坡使斜坡的坡高和坡度产生改变，极大地改变了坡形，使原来处于应力相对平衡的斜坡失去支撑而临空，斜坡应力平衡遭受破坏，坡高增大，斜坡内应力随之呈线性增加，坡度变大，坡面附近张应力随之增强。范围随之扩大，而坡脚应力集中带的最大剪力也随之增强，因此，随着切坡坡度增大，坡高增大，斜坡变形产生滑坡的条件越充分，产生滑坡的机会也随之增大。另一方面，人类工程活动又使斜坡岩土体结构遭受扰动破坏，降低局部岩土体的强度，又为产生滑坡提供了条件。人类工程活动中又有不合理的堆填方，形成高陡斜坡，原本填方岩土体结构已遭受破坏，加之堆填成高陡斜坡，极易诱发产生滑坡。

人类工程活动是崩塌成灾因素中较为积极的因素。人类工程活动表现为改变斜坡的外形，实际上是改变了斜坡的临空状况及应力场，强烈的切坡活动，使处于应力平衡的斜坡失去临空支撑，形成临空面，相应地斜坡应力均随之改变。切坡坡度越陡，坡顶拉张力越强，在重力作用下也越能促进崩塌的产生，统计表明，由孕灾环境为人类工程活动引起的崩塌达71.58％

测区调查表明，区内由爆破震动引起的崩塌仅3处，分布于采石场区域，主要由于爆破使部分岩土体开裂松动，其斜坡已开挖成陡坡悬崖状，爆破产生的弹性波使松动岩土体产生附加应力，松动斜坡岩土体的结构，造成破裂面，反复作用造成累积，促使岩土体变形破坏而崩落。

2.2 地面沉降

区内地面沉降表现为在软土区的建筑物不均匀沉降。软土区地面沉降分布于泉州、厦门、漳州冲海积平原区，共有32处。

由于组成软土的粘土矿物为高岭石、伊利石、绿泥石，其化学成分为SiO2、Al2O3、Fe2O3等。其物理力学性质指标主要有以下特征，天然含水量大（W＞36％），呈软塑－流塑状，仅局部为可塑状；孔隙比大（e＞1），高液限（W1＞45.9％），低渗透性，高饱和度，高压缩性（a1－2＞0.7MPa－1），强度低（fk＝100kPa），抗剪强度低（C＝2～4kPa，φ＝0～14.5°）。大部分呈欠固结状态，具有流变性和触变性的特点。当建筑基坑排水抽取地下水后，随着地下水位的下降，土层有效应力增加，促使软土固结而产生沉降。而建筑物置于软土区，土层中的附加应力大增，引起高压缩性的软土由于压缩固结而产生沉降，测区软土沉降多分布于全新统的海积软土中，建筑物常由于软土不均匀压缩固结而出现不均匀沉降现象，致使建筑物产生倾斜、开裂、破坏。

2.3 泥石流

区内目前仅发现有2处泥石流，其规模均很小，土方量＜1.0万m3，均为暴雨型、沟坡型泥石流。其实际模式为滑坡－泥石流。泥石流的物质组成以残坡积粘性土为主，夹含少量的强风化岩体。物源区处于坡度30°～35°的凹形斜坡。泥石流的流通距离比较短促。物源区也没有常年性沟谷水流，均为自然状态下产生的泥石流。

区内泥石流物源区处于凹形斜坡，有利于地表水的汇积。地表汇水的冲蚀能力较强。物源区处于残坡地层较厚，残坡积土遇水易饱和，易崩解。而散体状的强风化岩强度较低，这为泥石流的形成提供了良好的物质来源条件，两处均由于长历时高强度的降水引起。斜坡岩土体首先出现崩滑现象，而后崩滑体在地表水流的携带下向坡下方向流动而形成。两处泥石流均处于人类活动微弱区域，对人类的影响不大。

3 区域孕灾环境分析［4］

地质灾害的分布、发生与发展与自然地理条件、地质环境条件和人类工程经济活动密切相关，测区地处南亚热带海洋性季风湿润气候区，地处福建东南沿海地区地质环境条件较为复杂，人类工程经济活动强烈。由于地貌单元、地质单元的形态、结构、功能不同，区域气候环境的特征，导致测区孕灾环境对区域灾害的形成产生明显的影响。

3.1 自然地理气候条件

区内虽然均处于南亚热带海洋性季风湿润气候区，但测区地貌形态却多种多样，从滨海的平原、台地到中西北部的丘陵、山地，使得测区的降雨量分布不均。滨海平原、台地的多年平均降雨量900～1100mm，而丘陵，山地的多年平均降雨量却可达1500～1700mm，而沿海岛屿、半岛处局部蒸发量与降雨量大致相当，并且测区地处太平洋沿岸，受热带暖湿气流的影响，每年均会遭遇不同次数和强度的台风暴雨的影响，台风过程降雨量在200～350mm之间。充沛而分布不均的降雨量与短时间的台风暴雨的降雨量，强烈地促进测区地质灾害的发育。温暖湿润的气候条件使测区岩石的风化过程加快，给地质灾害的产生与发展提供了良好的自然环境孕灾条件。从测区前述地质灾害的成因分析中，过程降雨量和暴雨对测区地质灾害的发育影响异常明显，几乎所有的斜坡变形破坏均与降雨相关。这说明测区区域气候环境条件是地质灾害分布、产生与发展最为直接，最为敏感的影响因素。

3.2 地质环境条件

从地貌上看，区内沿海海岸附近，遭受海潮、风暴潮的影响，局部土质海岸蚀退明显，如厦门岛东海岸，而区内大部分地区为山地丘陵地带，河谷冲沟发育，地形形态不一，地形坡度20°～40°不等，局部更陡，高程100～1000m，变化较大，有利的地形条件给地质灾害的发育提供了良好的孕灾环境。

从地质构造上看，区内处于闽东南滨海断隆带和闽东火山断拗带之间，整体处于间歇性上升地区，地质构造活跃，断裂构造发育，深受长乐－南澳等活动断裂构造影响，地质构造较为复杂，岩石较为破碎；地震设防烈度为Ⅶ、Ⅷ度地区。地质构造的复杂性为测区地质灾害的发育又提供了良好的孕灾环境。

从地质条件上看，滨海地区的平原区分布广泛和厚度不同的高压缩性、低强度的软土和饱和液化砂土，从而使这些区域易产生软土沉降、震陷和饱和砂土液化现象。而台地、丘陵、山地却分布有厚薄不一的残坡积土以及各种母岩，地层岩性复杂，强度不一，复杂的岩土体条件又为地质灾害的发育提供了较好的孕灾环境，特别是测区丘陵台地残坡积土层较为深厚，却又深受降雨影响，使得测区地质灾害较发育。

3.3 人类工程经济活动

测区为厦－漳－泉闽南金三角地区，区域经济异常活跃，人口密度大，工程活动强烈，各级别的公路星罗密布，在测区范围分布有泉厦高速公路、厦漳高速公路、漳诏高速公路、漳龙高速公路、鹰厦铁路、漳泉铁路、324国道以及九龙江引水、晋江引水工程、后石电厂、集杏海堤、高集海堤等。各重大工程、各种省道、县道工程建设对地质环境的改变程度较大。测区经济活动强烈，人均国民生产总值多在10000元以上。而且测区人口密度大，沿海地区人口密度800～1800人/km2，山区也有200～700人/km2。山区可利用土地少，造成人多地少的局面，进行房屋建设中迫使居民挖山切坡，从而形成大量的房屋高陡后边坡。密集的人口分布，强烈的工程经济活动，极大地改变了局部的地质环境，森林植被覆盖率下降，局部水土流失加剧，地质灾害频繁发生，测区活跃而强烈的人类工程经济活动对地质灾害的发育又提供了一个很好的孕灾环境。

4 结束语

区内地质灾害类型主要有崩塌、滑坡、泥石流、地面沉降等几种，具有点多、面广、规模小、频率高、危害较大、受人类活动和降雨影响大的普遍特征。由于区内的区域地理位置，也就有测区地质灾害的孕灾环境。充沛的降水、台风影响强烈、不利的地形条件、地质构造的复杂性、复杂的岩土体条件、活跃而强烈的人类工程经济活动都在加剧着地质灾害的发育。

参考文献

［1］何永金.福建地质灾害的特点、成因及其对策.福建地质，1995（4）

［2］晏同珍，杨顺安，方云.滑坡学.武汉：中国地质大学出版社，2003

［3］高天钧，何永金.福建沿海及海域地质灾害与防治.福建地质，2000（2）

［4］陈亚宁.新亚欧大陆桥新疆段环境地质研究.北京：地质出版社，2001

The Development Characteristic and Formation Principle of Geologic Hazards in the Coast of Southern Fujian

Shi Wenyao

(Geological Engineering Exploration Faculty of Fujian Province, Fuzhou 350002)

Abstract: According to the investigation and analysis of geologic hazards, the paper expatiates the characters of geologic hazards and analyses formation factors of geologic hazards from three aspects, geographic and climatic condition, geologic environment condition. The conclusion is that geologic cell, the modality, structure and function of physiognomy cell and the characteristic of climate clearly influence the formation of geologic hazards.

Key words: Geologic hazards; Characteristic formation factors of geologic hazards; Environment of formation geologic hazards

王文环袁向春王光付

（中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）

摘要本文针对特低渗透砂岩油藏裂缝发育、压力敏感性强、非达西渗流以及开采特征具有较大差异等特点，在对特低渗透砂岩油藏体系特征参数进行系统分析的基础上，通过对特低渗透砂岩油藏驱替及开采特征影响因素的研究，确定了分类参数，并对特低渗透砂岩油藏进行了分类；在分类的基础上，通过对不同类型特低渗透砂岩油藏特殊的油藏工程技术——最佳匹配井网形式、合理注采井距以及合理注水时机等进行研究，形成了不同类型特低渗透砂岩油藏的油藏工程技术，对提高我国特低渗透砂岩油藏开发效果具有重要的指导意义。

关键词特低渗透砂岩油藏油藏分类启动压力梯度最佳匹配井网合理井网密度合理注水时机

Study of Classifying and Development Techniques of Ultra-Low Permeable Sandstone Reservoirs

WANG Wen-huan，YUAN Xiang-chun，WANG Guang-fu

（Exploration and Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing 100083）

Abstract The ultra-low permeability sandstone reservoirs should possess some unique characteristics that are different from the high-permeability reservoirs as they have the characteristics of fractures，pressure sensibility and nonlinearity percolation.In this paper，with the respect to the unique characteristics of ultra-low permeability sandstone reservoirs，firstly the classifying parameters have been confirmed and ultra-low permeability reservoirs have been classified through the study of influence factors to displacement and development characteristics，based on systemic analyzing characteristics parameter of ultra-low permeability sandstone reservoirs.And then the development techniques，such as best fit pattern，optimum well density and proper injection time，have been researched.According to that，a series of corresponding reservoir engineering techniques have been presented：The optimum pattern that best fit to fractures is rectangular pattern of five-spot and the direction of injection wells row is in the same with fracture；the optimum well density to different type of ultra-low permeability reservoir has been resulted；and the proper injection time to different type of ultra-low permeability reservoir has been pointed out.To sum up，the development techno-policies to different types of ultra-low permeability reservoir have been formed，which has very important directing action to effectively developing different types of ultra-low permeability reservoir.

Key words Ultra-low permeability sandstone reservoirs Reservoir classify Start-up pressure gradientBest fit pattern optimum well density proper injection time

低渗透砂岩油藏是一个相对的概念，目前世界上没有统一的标准和界限，由各国不同时期的资源状况及技术经济条件而定。我国将空气渗透率小于或等于50×10-3μm2的油藏定为低渗透油藏，又进一步将其划分为3种类型：渗透率为（50～10）×10-3μm2的称为一般低渗透油藏，渗透率为（10～1）×10-3μm2称为特低渗透油藏，渗透率为（1～0.1）×10-3μm2称为超低渗透油藏［1］。目前，我国探明特低渗透砂岩油藏地质储量所占比例越来越大，2004年探明特低渗透砂岩油藏新增地质储量占新增砂岩储量的29%。但由于特低渗透砂岩油藏的裂缝发育、压力敏感性高及非达西渗流等特性，造成特低渗透砂岩油藏开发难度大，动用程度低，仅动用40%左右，开发效果差；且各开发单元开采特征差异较大，存在问题和暴露的矛盾亦不同。如何开发好特低渗透砂岩油藏，形成有效开发技术，已成为石油界人士所关注的问题，亦是富有挑战性的研究难题。针对以上难题，以80多个特低渗开发单元的现场实践为依托，以计算机数值模拟为手段，综合利用油藏工程、高等渗流力学理论，在对油藏进行分类的基础上，针对其裂缝发育、压力敏感性强、非达西渗流等特性，开展与其相适应的最佳匹配井网形式、利用合理注采井距以及合理注水时机等油藏工程技术研究，以形成适合不同类型特低渗透砂岩油藏有效开发的油藏工程技术。

1 特低渗透砂岩油藏分类

1.1 特征指标体系分类及分析

油藏开发过程，实际上是流体在多孔介质中的渗流过程，其渗流特征取决于渗流三大要素：①渗流的环境（即多孔介质），主要是多孔介质的孔隙结构和物理化学性质；②流体，主要是流体的组成和物理化学性质；③流动的状态，主要是流动的环境、条件和流固体之间的相互作用。这三大因素决定着流体渗流规律和油藏开发效果［1～6］。因此，影响油藏开发效果分类体系的指标亦可相应地概括为三大类：一是油藏评价特征指标体系（如储层的沉积成因特征、储层的孔喉结构特征、裂缝发育特征等）；二是油藏开发特征指标体系（主要包括油田流体系统、地层压力系统、驱替能量等特征）；三是流固耦合特征指标体系（即润湿性特征和压力敏感性特征）。

1.1.1 评价特征指标体系

特低渗透砂岩储层的形成与沉积作用、成岩作用和构造作用密切相关［2］。根据上述不同地质因素在特低渗透砂岩储层形成过程中控制作用的大小，可将特低渗透砂岩储层分为原生（沉积型）特低渗透砂岩储层、次生（成岩型）特低渗透砂岩储层和裂缝性特低渗透砂岩储层。但原生和次生特低渗透砂岩储层对开发效果的影响主要通过渗透率指标参数和裂缝发育情况来体现。

1.1.2 油藏开发特征指标体系

我国特低渗透砂岩油藏流体性质和驱替能量差异不大，原油性质一般都比较好，其特点是密度比较小、黏度低、含胶质和沥青少，另外凝固点比较高、含蜡量比较多。油藏基本上都为低饱和油藏，驱替能量主要为弹性驱动。但地层压力系统差异较大，压力系数在0.61～2.22之间。

1.1.3 流固耦合特征指标体系

流固耦合特征主要表现为流体与流动环境之间的关系。首先是流体与岩石之间的亲和性，即润湿性，统计表明，我国特低渗透砂岩油层润湿性以亲水为主［2］；其次是在油藏开采过程中，由于地层压力的改变引起储层结构的变化，而这种变化又必然反作用于储层内流体的渗流，影响到油藏的开发，这是一种流固耦合过程［7］。由此可见：储层的变形是一种被动的变化，其变化程度和类型取决于主动因素（主要是地层压力）的变化情况，即压力系统是影响储层压力敏感性的重要因素。异常高压油藏的储层变形比常压油藏储层变化明显得多［7～9］。因此，影响特低渗透砂岩油藏开发效果的流固耦合特征指标也主要为地层的压力系数。

综合以上分析可见：影响特低渗透砂岩油藏开发效果的特征指标主要是储层渗透率、裂缝的发育、压力系统及储层敏感程度等。

1.2 特征指标对开发效果的影响

1.2.1 特低渗透砂岩油藏驱替特征影响因素

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的分布情况，来分析影响特低渗透砂岩油藏驱替特征的主要因素及影响。

考虑毛细管压力的两相驱替前缘含水饱和度方程为［10］：

油气成藏理论与勘探开发技术

式中：?为孔隙度；t为某一时刻，s；x为距离点源的位置，cm；A为过水断面面积，cm2；q（t）为体积流量，cm3/s；λo为油的流度，μm2/MPa·s；Sw为水相饱和度；pc为毛管压力，MPa；fw为含水率。

水相压力分布方程为［10］：

油气成藏理论与勘探开发技术

式中：λ为油、水相流度之和，10-3μm2/（MPa·s）；pw为井底压力，MPa；qv为油、水总流量，cm3/s；

方程（1）和（2）均为非线性方程，解析求解已不可能，数值计算采用IMPES分别进行差分，隐式求解压力，显式求解饱和度。

求解结果表明：启动压力梯度和毛细管压力是影响特低渗透砂岩油藏驱替特征的主要指标。首先，启动压力梯度的存在造成了见水前缘平均含水饱和度的降低和驱替相压力的升高（图1）。同时，毛细管压力的存在能使含水饱和度前缘超前，水淹区内的含水饱和度趋于均匀，同样亦造成驱替相压力的增加（图2）。总之，启动压力梯度和毛细管压力的存在使特低渗透砂岩油藏油井见水早，含水上升快；水井注水困难，驱替效果变差。而储层的启动压力梯度和毛细管压力是由储层渗透率决定的，即渗透率是决定油藏开发效果的主要因素之一。

1.2.2 特低渗透砂岩油藏开采特征影响因素

应用非线性弹性渗流理论，在建立非线性弹性渗流数学模型的基础上，通过求解不同渗透率变化系数（压力敏感程度）条件下地层压力的分布情况，来研究影响特低渗透砂岩油藏（变形介质油藏）开发特征的主要因素。

图1 启动压力梯度对前缘含水饱和度、驱替相压力分布的影响

图2 毛管压力对前缘饱和度、驱替相压力分布的影响

非线性弹性渗流的泛定方程为［10］：

油气成藏理论与勘探开发技术

对非线性方程（3）进行有限差分求解，从而求出地层压力和井底流压的分布。

求解结果表明：①在定产条件下，地层渗透率变化系数越大，地层压力降低越急剧；②当井底流压一定时，变形越严重的油藏产量越低；③当产量一定时，变形越严重的油藏井底流压越低，即生产压差越大（图3）。由此可见：油藏的产量和产量递减快慢是受油藏弹塑性影响的，弹塑性越大，产量递减越快。而油藏的弹塑性除了与储层的孔喉大小和裂缝有关外，还与油藏的压力系统有着直接的关系，即高压、常压、低压系统在一定程度上反映油藏的弹塑性［7］。因此，油藏压力系数及裂缝是影响油藏开发效果的另一重要因素。

图3 不同渗透率变化系数条件下地层压力分布及生产井指示曲线

1.3 特低渗透砂岩油藏分类指标确定及分类

1.3.1 特低渗透砂岩油藏分类指标确定

综合特征指标分析和影响规律研究，影响油藏开发效果的主要因素主要为裂缝和压力系数（压力系统类型）。

另外，特低渗透砂岩油藏埋深变化范围较大，在1300～4000m之间，是影响油藏经济效益的主要参数。

因此，特低渗透砂岩油藏主要的分类参数为压力系数、油藏埋深以及裂缝是否发育。

1.3.2 特低渗透砂岩油藏分类

综合油藏原始地层压力系数和油藏埋深可将油藏划分为16种类型，再考虑裂缝是否发育，则特低渗砂岩油藏总共可细分为32种类型。

根据中石化81个开发单元的实际情况看，主要存在裂缝性浅层低压特低渗砂岩油藏、裂缝性中深层常压特低渗砂岩油藏和裂缝性深层高压特低渗砂岩油藏3种类型（表1）。

表1 中石化油藏分类及油藏储量分布状况

2 三种不同类型特低渗砂岩油藏开采特征分析

2.1 产量递减规律异同

图4 不同类型油藏产量递减规律曲线

通过对中石化81个开发单元、3种不同类型特低渗砂岩油藏产量递减规律分析可见，不同类型特低渗砂岩油藏产量递减均符合指数递减规律，但不同类型特低渗砂岩油藏初始递减产量和递减率差异较大。深层高压特低渗砂岩油藏初始产量高，递减快，初始递减产量为17.6t/d，初始年递减率为21.9%；中深层常压特低渗砂岩油藏初始产量较之高压特低渗透砂岩油藏低，递减慢，初始递减产量为10.5t/d，初始年递减率为12.8%；浅层低压特低渗砂岩油藏初始递减产量最低，递减最慢，初始递减产量为2.1t/d，初始年递减率为8.5%（图4）。

2.2 含水上升规律异同

通过对中石化81个开发单元、3种不同类特低渗透砂岩油藏含水上升规律分析可见，不同类型特低渗透砂岩油藏普遍具有见水早、无水采油期短的规律，但不同类型特低渗透砂岩油藏含水上升率差异较大。深层高压特低渗透砂岩油藏含水上升快；中深层常压特低渗透砂岩油藏和浅层低压特低渗透砂岩油藏含水相对深层高压特低渗透砂岩油藏上升较慢（图5）。

图5 不同类型油藏含水与采出程度关系曲线

2.3 注水井注水特征异同

不同类型特低渗透砂岩油藏普遍具有吸水能力低、启动压力和注水压力高且上升快的特点。特低渗透砂岩油层渗流阻力大，传导能力差，注水能量很难传导扩散，导致特低渗透油层吸水的启动压力一般较高。再加地层中粘土矿物膨胀和水质不配伍等因素引起的油层伤害使吸水指数下降，致使注水井压力上升很快，在注水井附近憋成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量的递减。

由此可见，不同类型特低渗透砂岩油藏具有明显不同的开采特征，这表明分类参数能够反映油藏的基本特性，具有很好的代表性。

3 特低渗透砂岩油藏有效开发油藏工程技术研究

3.1 裂缝性特低渗透砂岩油藏最佳匹配井网研究

裂缝性特低渗透砂岩油藏天然裂缝和人工裂缝系统的存在对油藏注水开发起到了双重作用，改善了油层的吸水能力，弥补了储层渗透率的不足，有利于注水补充地层能量。另一方面，注入水在进入裂缝单向突进、形成高压水线、然后向两侧扩散时，如果驱替方向合适，将有利于提高开发效果；若驱替方向不当，将导致油井过早水淹、水窜，严重影响油藏最终采收率。因此，特低渗透砂岩油藏开发井网的研究必须考虑井网与裂缝的最佳匹配形式。井网与裂缝的最佳匹配主要包括两方面内容：①不同井网形式与裂缝的最佳匹配角度；②最佳的井网形式。特别是井排方向的部署是否合理是裂缝性特低渗透砂岩油藏注水开发成败的关键。

3.1.1 不同井网形式与裂缝的最佳匹配角度研究

由于多数特低渗透砂岩油藏具有储集层物性差、天然裂缝比较发育、渗透率各向异性明显、基质渗透率低、注水开发所需驱动压力梯度大等特点，行列注水、边缘注水及切割注水等注采井数比低、注采井距偏大的注采方式都不能适应特低渗透砂岩油藏的特性，因此多采用面积注水方式进行开发，如五点法、七点法及九点法等。不同类型井网形式如何部署才能取得好的驱替效果，即注水井排与裂缝方向呈何角度时驱替效果最好？

建立五点法、七点法及九点法概念模型，由注水井排与最大渗透率呈不同角度波及系数和见水时间计算结果对比可见，五点法矩形井网注水井排与裂缝方向一致时，波及系数最高、见水时间最迟，因此五点法矩形井网注水井排与裂缝的最佳匹配角度为0（图6）。同理，斜七点法面积注采井网注水井排与裂缝的最佳匹配角度为22.5°（图7）。反九点法面积注采井网注水井排与裂缝的最佳匹配角度为45°（图8）。

图6 五点法矩形井网不同角度条件下波及系数、见水时间变化曲线

图7 斜七点法井网不同角度条件下波及系数、见水时间变化曲线

3.1.2 最佳匹配井网形式研究

不同类型井网与裂缝具有不同的最佳匹配角度，但哪一种井网形式更适合裂缝性油藏开发，开发效果最好？3种不同井网形式（正方形反九点、菱形反九点、矩形井网）数值模拟结果对比表明，面积注水井网中，矩形井网含水上升最慢，开发效果最好，菱形反九点井网次之，正方形反九点井网最差（图9）。

图8 反九点法井网不同角度条件下波及系数、见水时间变化曲线

图9 不同类型注采井网开发效果对比图

因此，裂缝性砂岩油藏注采井网与裂缝的最佳匹配井网形式为：五点法矩形井网，注水井排与裂缝方向一致。

3.2 三种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距研究

在对特低渗透砂岩油藏的研究中，存在着一个长期困扰的矛盾：这就是注采井距的经济适应性和技术适应性。从地质和开发的需要看，特低渗透砂岩油藏由于存在启动压力梯度，当井距过大、驱替压力梯度小于最小启动压力梯度时，不能建立有效的驱替压力系统，流体将处于不流动状态，即注采井距影响流体流态分布。因此，应采用较小的注采井距、较大的井网密度，才能建立有效的驱替压力系统，取得好的开发效果。但由于低渗透油藏单井产量低，经济上又不允许。因此，特低渗透油藏注采井距的确定不同于中高渗透油藏，不仅要考虑经济是否合理，还要考虑技术是否可行。

3.2.1 三种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距经济适应性研究

经济最佳井网密度是指总产出减去总投入达到最大时，亦即经济效益最大时的井网密度。应用北京石油勘探开发研究俞启泰推导的经济最佳井网密度预测公式［2］，对3种不同类型特低渗透砂岩油藏经济合理井网密度进行了预测（图10）。浅层低压特低渗透砂岩油藏的经济合理井网密度为20口/km2，对应的经济合理注采井距为158m；中深层常压特低渗透砂岩油藏的经济合理井网密度为12.5口/km2，对应的经济合理注采井距为200m；深层高压特低渗透砂岩油藏的经济合理井网密度为10 口/km2，对应的经济合理注采井距为224m。

图10 不同类型特低渗透砂岩油藏经济合理井网密度测算曲线

3.2.2 3 种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距技术适应性研究

由于特低渗透砂岩油藏存在启动压力梯度，流体渗流遵循非达西渗流规律。随着驱替压力梯度的变化，存在多种渗流状态，即当驱替压力梯度小于最小启动压力梯度时，流体处于不流动状态；当驱替压力梯度大于最小启动压力梯度而小于临界驱替压力梯度时，流体将处于低速非线性流动状态；当驱替压力梯度大于临界驱替压力梯度时，流体处于拟线性渗流状态（图11）。因此，对于特低渗透油藏存在技术极限泄油半径（驱替压力梯度等于最小启动压力梯度处对应的泄油半径），即存在技术极限注采井距。当实际的注采井距大于技术极限注采井距时，将不能建立连通有效的驱替压力系统，井间存在不流动区，导致水井附近蹩压，注不进水；油井形成低压区，采不出油。所以，特低渗透砂岩油藏合理注采井距的确定，除考虑经济因素外，必须考虑技术可行性。

图11 流态分布示意图

应用岩心实验获得的最小启动压力梯度公式与产量公式推导出的技术极限注采井距计算公式［11，12］，对3种不同类型特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距进行了计算。浅层低压特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距为90m；中深层常压特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距为80m；深层高压特低渗透砂岩油藏的技术极限注采井距为160m。

3.2.3 3 种不同类型特低渗透砂岩油藏合理注采井距的确定

特低渗透砂岩油藏合理注采井距的确定，应综合考虑经济合理注采井距和技术极限注采井距而定，即技术可行与经济相对合理相结合。因此，特低渗透砂岩油藏合理注采井距确定的原则是：当技术极限注采井距大于经济合理井距时，取经济合理注采井距；当技术极限注采井距小于经济合理注采井距时，考虑压裂作用，看压裂工艺水平能否补偿经济合理注采井距与技术极限注采井距之差，如能补偿就采用经济合理注采井距；如压裂无法弥补经济合理注采井距与技术极限注采井距之差，就考虑与经济极限注采井距的关系，如果技术极限注采小于经济极限注采井距，考虑压裂的作用，合理注采井距取经济极限井距加三分之一经济合理注采井距与经济极限注采井距之差。但如果压裂工艺水平无法弥补经济合理注采井距和技术极限注采井距之差时，那么该油藏就暂时无法经济有效地动用。

根据以上原则，综合经济合理注采井距和技术极限注采井距计算结果，在考虑压裂的情况下，合理注采井距可采用经济合理注采井距。因此，浅层低压特低渗透砂岩油藏、中深层常压特低渗透砂岩油藏、深层高压特低渗透砂岩油藏的合理注采井距可分别取值为其经济合理注采井距：158m，200m，224m。

3.3 3 种不同类型特低渗透砂岩油藏合理开采方式研究

由于特低渗透砂岩储层压力敏感性强，在降压开采过程中，孔渗伤害很大，裂缝系统更为显著。即使压力再升高后，渗透率恢复也很小，远低于原始水平。储层压力敏感的不可逆性对特低渗透砂岩油藏开发造成严重不利的影响。因此，研究注水时机，适时注水，对保证特低渗透油田的开发效果具有重要的意义。

特低渗透油田原则上应保证早期同步注水，最好争取提前注水。但对于不同类型的特低渗透砂岩油藏应采用不同的注水时机：

（1）异常低压特低渗透砂岩油藏：可考虑超前注水。因为异常低压特低渗透砂岩油藏可建立的驱替压力梯度小（在相同注采井距条件下），提前注水将有利于建立有效的压力系统。实践证实超前注水时机以3～6个月为好，而超前注水压力应保持在原始地层压力的110%左右。

（2）常压特低渗透砂岩油藏：可考虑同步注水。同步注水可避免因降压造成的储层伤害。

（3）异常高压特低渗透砂岩油藏：对于欠压实型异常高压特低渗透砂岩油藏，注水时机可以适当推迟一些。因为地层压力本来就高，再加上油层渗透率特别低，如果早期注水，则需要的注水压力很高。一般主张地层压力降至静水柱压力时开始注水。

4 结论

（1）本文从分析控制渗流特征的三大要素出发，应用非达西及非线性弹性渗流理论研究了影响特低渗砂岩油藏驱替及开采特征因素。研究表明，启动压力梯度（储层渗透率）、储层的弹塑性（油藏埋深、裂缝和油藏的压力系统）是影响特低渗砂岩油藏驱替及开采特征的决定因素。因此，油藏埋深、原始压力系数和裂缝可作为油藏的分类参数，形成了特低渗透砂岩油藏分类新的表征指标和方法。

（2）不同类型特低渗砂岩油藏的开采特征研究表明：不同类型特低渗砂岩油藏具有明显差异，从而说明特低渗砂岩油藏分类新的表征指标和方法具有很好的适应性，用其进行分类具有很好的代表性。

（3）针对特低渗透砂岩油藏的裂缝发育、非达西渗流、压力敏感性强等特性，通过井网与裂缝最佳匹配、合理注采井距和合理注水时机等研究，形成了不同类型特低渗透砂岩油藏有效开发的油藏工程技术：①裂缝性特低渗透砂岩油藏最佳匹配井网形式为五点法矩形井网、注水井排与裂缝方向一致；②不同类型特低渗透砂岩油藏应采用不同的井网密度，研究认为浅层低压特低渗透砂岩油藏、中深层常压特低渗透砂岩油藏、深层高压特低渗透砂岩油藏的合理注采井距分别取158m，200m，224m；③不同类型特低渗透砂岩油藏应采用不同的注水时机，浅层低压特低渗透砂岩油藏应提前注水，超前注水时机以3～6个月为好，而超前注水压力应保持在原始地层压力的110%左右；中深层常压特低渗透砂岩油藏应同步注水；深层高压特低渗透砂岩油藏应在地层压力降至静水柱压力左右时开始注水。

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