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摘要：随着我国科学技术水平的不断发展，对于低渗透砂岩油藏的开发已经得到了明确的研究成果，低渗透油藏的开发效果比预期效果较差的主要原因包括：第一，地层压力下降，净上覆压力相对增加，而导致的渗透率降低;第二，储集层流态由拟达西渗流变成了低速高阻非达西渗流特征。结合低渗透砂岩油藏的实际情况，定义了技术极限井距的概念;并结合渗流方式和渗流方程，制定了相应的计算公式，了解了低渗透砂岩油藏的井距安排。
关键词：低渗透砂岩油藏;矛盾机理;合理井距
低渗透砂岩油藏中的流动规律主要为达西渗流规律，随着科学技术的不断发展，以及对低渗透砂岩油藏中流体流动规律的充分研究，目前对于低渗透砂岩油藏中的渗流机理，已经取得了非常优秀的研究成果，在研究过程中已经充分认识到非达西渗流的规律特征，并且了解了低渗透砂岩油藏的启动压力梯度等方面的内容，并且已经将这些内容逐渐应用到油藏的技術政策界限研究过程中。
1低渗透砂岩油藏地质特征
低渗透砂岩油藏地质特征为非均质性严重，孔喉半径小，泥质含量比较高并且储层中存在高含水饱和度。
（1）非均质性严重。由于低渗透砂岩油藏的发育程度会随着沉积微相的不同而发生明显变化，因此就会造成储层的非均质性比较强。这种非均质性主要表现在砂体发育程度的空间变化。储层物性在纵向和横向上有明显变化。由于其厚度和岩性都不是特别稳定。因此需要依靠渗透率来对储层的非均质性进行描述。
（2）低渗透砂岩油藏由于构造应力和自由流体压力的作用，可能会产生很多裂缝，虽然这些裂缝的孔隙体积，所占的成分比较小，但是能够使储层的渗流状况很大的改变，从而形成高产储层带，因此裂缝在低渗透气藏勘探中有着非常重要的作用。
（3）泥质含量高，这是低渗透砂岩油藏的又一特征，低渗透砂岩油藏中的粘土主要可以分为两种：碎屑粘土和自生粘土。与自身与渗透率较高的砂土相比，低渗透砂岩油藏所含的自生粘土在进行开采的过程中，会发生迁移，堵塞，膨胀等情况，从而给储层带来伤害。
2低渗透砂岩油藏开发主要矛盾及机理分析
2.1开发矛盾
大部分低渗透砂岩油藏开发的主要矛盾包括以下几点内容：
（1）油井产量下降过快。依靠天然能量的开采阶段，由于生产井附近的压力下降过快，导致产量递减速度较高。
（2）注水压力不断升高。随着油井注水压力的延长，吸水指数变化程度不高，但是启动压力会不断升高，导致油井内的注水压力逐渐呈现出上升趋势。
（3）注水效果差。低渗透砂岩油藏的生产井在注水半年之后才开始见效，而且注水效果远远不如高渗透油藏效果好。
2.2开发矛盾的形成机理
（1）净上覆压力对储层渗透率的影响
储层净上覆压力的存在会导致岩石的骨架发生变形，导致储层中的孔隙喉道会变得更加狭窄，并且非均质性较差，渗透率降低。结合相应的实验研究结果表明，地层压力下降过快，会导致净上覆压力的增加，从而使储层内的空气渗透率呈现出幂函数规律。中高渗透储层的喉道半径较大，渗透率较高;而对于空气渗透率较小的储层，净上覆压力低，从而使储层基本上已经失去了渗流能力。
渗透率的降低必然会使采油指数大幅度下降，导致油井的产量降低，特别是当储层内存在微裂缝时，地层压力水平降低会直接影响到油井的产能，这是低渗透砂岩油藏在开发初期油井产量过快降低的主要原因。
（2）渗流规律的影响
结合相应的实验研究结果表明，当原油在喉道半径较小的储层内流动时，启动压力梯度可以忽略不计。渗流速度与压力梯度分别呈现出非线性段和拟线性段两个环节。原油流体在储层中发生渗流时，随着压力梯度的增加，会呈现出三种不同形式的渗流状态：当驱替压力梯度小于最小，启动驱替压力梯度时，流体不会发生流动;当驱替压力梯度大于临界驱替压力梯度时，流体处于易流状态;当驱替压力梯度介于两者之间时，流体处于低速高速不易流状态。
3确定合理井距的方法
在一定技术极限的条件下，油井周围会呈现出非达西渗流的特征，油水井周围会存在有效驱替或者接近有效驱替的状态，该径向距离称之为技术极限注水半径。将技术极限井距与经济合理井距进行有效结合，可以更加明确注采井距。如果技术极限井距大于经济合理井距，则可以按照经济合理井距进行布井;如果经济合理井距大于技术极限井距时，在实际应用过程中仍然采用经济合理井距会形成不易流动带，因此在这种情况下应当采用压裂工艺水平进行整体压力，从而弥补经济合理井距与技术极限井距之间的差距。
对于低渗透砂岩油藏的布井方式应该采用以下两种方式：
（1）非均匀高点密井布井方式。由于低渗透砂岩油藏气井的分布拥有不均衡性，因此可以采用高产带上的井采出低产带中的储量，因此就需要采取非均匀布井方式，根据渗透率来采取不同的经网密度，可以提升气井的开采量。对于底水不活跃的低渗透砂岩油藏，可以在构造高部位采用高井网密度进行开采。
（2）采用加密井网方式进行布井。对于气田布井很难一次性完成，通常情况下需要在主体井网中利用加密井网来完善，采用这种方式的主要原因是在主体井网完成以后，可以对地质测资料有更多地了解，能够加深对储层平面连续性的认识，由于低渗气藏气井的生产压差大，会造成产能减少的情况，因此需要加密井方式来稳定气田产能。再进行加密井的前提下，需要进行试采，才能够确定单井的生产能力和稳定产量。
4结束语
综上所述，由于低渗透砂岩游荡，在开采过程中存在启动压力梯度，油、水井之间所存在的低速高阻不易流动区，这是影响低渗透油井开发的主要原因，因此确定低渗透砂岩油藏的合理井距不能够直接套用经济合理井距的模式，应当综合考虑经济合理井距与技术极限井距之间的关系，根据压裂工艺水平进行合理确定。将技术极限井距与经济合理井距进行有效结合，从而为低渗透砂岩油藏的开采提供理论参数依据。
参考文献
[1]宋培基，秦保杰，徐霞.低渗透油藏渗流机理与合理井距[J].科技信息，2010：426-428.
[2]赵蓓.义34块特低渗油藏开发矛盾及潜力分析[J].内江科技，2013：157-158.
[3]崔青龙.低渗透油藏渗流机理及开发技术[J].中国石油和化工标准与质量，2017
关键词：低渗透砂岩油藏;矛盾机理;合理井距
低渗透砂岩油藏中的流动规律主要为达西渗流规律，随着科学技术的不断发展，以及对低渗透砂岩油藏中流体流动规律的充分研究，目前对于低渗透砂岩油藏中的渗流机理，已经取得了非常优秀的研究成果，在研究过程中已经充分认识到非达西渗流的规律特征，并且了解了低渗透砂岩油藏的启动压力梯度等方面的内容，并且已经将这些内容逐渐应用到油藏的技術政策界限研究过程中。
1低渗透砂岩油藏地质特征
低渗透砂岩油藏地质特征为非均质性严重，孔喉半径小，泥质含量比较高并且储层中存在高含水饱和度。
（1）非均质性严重。由于低渗透砂岩油藏的发育程度会随着沉积微相的不同而发生明显变化，因此就会造成储层的非均质性比较强。这种非均质性主要表现在砂体发育程度的空间变化。储层物性在纵向和横向上有明显变化。由于其厚度和岩性都不是特别稳定。因此需要依靠渗透率来对储层的非均质性进行描述。
（2）低渗透砂岩油藏由于构造应力和自由流体压力的作用，可能会产生很多裂缝，虽然这些裂缝的孔隙体积，所占的成分比较小，但是能够使储层的渗流状况很大的改变，从而形成高产储层带，因此裂缝在低渗透气藏勘探中有着非常重要的作用。
（3）泥质含量高，这是低渗透砂岩油藏的又一特征，低渗透砂岩油藏中的粘土主要可以分为两种：碎屑粘土和自生粘土。与自身与渗透率较高的砂土相比，低渗透砂岩油藏所含的自生粘土在进行开采的过程中，会发生迁移，堵塞，膨胀等情况，从而给储层带来伤害。
2低渗透砂岩油藏开发主要矛盾及机理分析
2.1开发矛盾
大部分低渗透砂岩油藏开发的主要矛盾包括以下几点内容：
（1）油井产量下降过快。依靠天然能量的开采阶段，由于生产井附近的压力下降过快，导致产量递减速度较高。
（2）注水压力不断升高。随着油井注水压力的延长，吸水指数变化程度不高，但是启动压力会不断升高，导致油井内的注水压力逐渐呈现出上升趋势。
（3）注水效果差。低渗透砂岩油藏的生产井在注水半年之后才开始见效，而且注水效果远远不如高渗透油藏效果好。
2.2开发矛盾的形成机理
（1）净上覆压力对储层渗透率的影响
储层净上覆压力的存在会导致岩石的骨架发生变形，导致储层中的孔隙喉道会变得更加狭窄，并且非均质性较差，渗透率降低。结合相应的实验研究结果表明，地层压力下降过快，会导致净上覆压力的增加，从而使储层内的空气渗透率呈现出幂函数规律。中高渗透储层的喉道半径较大，渗透率较高;而对于空气渗透率较小的储层，净上覆压力低，从而使储层基本上已经失去了渗流能力。
渗透率的降低必然会使采油指数大幅度下降，导致油井的产量降低，特别是当储层内存在微裂缝时，地层压力水平降低会直接影响到油井的产能，这是低渗透砂岩油藏在开发初期油井产量过快降低的主要原因。
（2）渗流规律的影响
结合相应的实验研究结果表明，当原油在喉道半径较小的储层内流动时，启动压力梯度可以忽略不计。渗流速度与压力梯度分别呈现出非线性段和拟线性段两个环节。原油流体在储层中发生渗流时，随着压力梯度的增加，会呈现出三种不同形式的渗流状态：当驱替压力梯度小于最小，启动驱替压力梯度时，流体不会发生流动;当驱替压力梯度大于临界驱替压力梯度时，流体处于易流状态;当驱替压力梯度介于两者之间时，流体处于低速高速不易流状态。
3确定合理井距的方法
在一定技术极限的条件下，油井周围会呈现出非达西渗流的特征，油水井周围会存在有效驱替或者接近有效驱替的状态，该径向距离称之为技术极限注水半径。将技术极限井距与经济合理井距进行有效结合，可以更加明确注采井距。如果技术极限井距大于经济合理井距，则可以按照经济合理井距进行布井;如果经济合理井距大于技术极限井距时，在实际应用过程中仍然采用经济合理井距会形成不易流动带，因此在这种情况下应当采用压裂工艺水平进行整体压力，从而弥补经济合理井距与技术极限井距之间的差距。
对于低渗透砂岩油藏的布井方式应该采用以下两种方式：
（1）非均匀高点密井布井方式。由于低渗透砂岩油藏气井的分布拥有不均衡性，因此可以采用高产带上的井采出低产带中的储量，因此就需要采取非均匀布井方式，根据渗透率来采取不同的经网密度，可以提升气井的开采量。对于底水不活跃的低渗透砂岩油藏，可以在构造高部位采用高井网密度进行开采。
（2）采用加密井网方式进行布井。对于气田布井很难一次性完成，通常情况下需要在主体井网中利用加密井网来完善，采用这种方式的主要原因是在主体井网完成以后，可以对地质测资料有更多地了解，能够加深对储层平面连续性的认识，由于低渗气藏气井的生产压差大，会造成产能减少的情况，因此需要加密井方式来稳定气田产能。再进行加密井的前提下，需要进行试采，才能够确定单井的生产能力和稳定产量。
4结束语
综上所述，由于低渗透砂岩游荡，在开采过程中存在启动压力梯度，油、水井之间所存在的低速高阻不易流动区，这是影响低渗透油井开发的主要原因，因此确定低渗透砂岩油藏的合理井距不能够直接套用经济合理井距的模式，应当综合考虑经济合理井距与技术极限井距之间的关系，根据压裂工艺水平进行合理确定。将技术极限井距与经济合理井距进行有效结合，从而为低渗透砂岩油藏的开采提供理论参数依据。
参考文献
[1]宋培基，秦保杰，徐霞.低渗透油藏渗流机理与合理井距[J].科技信息，2010：426-428.
[2]赵蓓.义34块特低渗油藏开发矛盾及潜力分析[J].内江科技，2013：157-158.
[3]崔青龙.低渗透油藏渗流机理及开发技术[J].中国石油和化工标准与质量，2017