低渗凝析气藏提高单井措施有效率研究
低渗透油藏注气提高采收率评价
低渗透油藏注气提高采收率评价【摘要】随着油气田勘察工作的不断深入，低渗透难采储量在原油中所占的比重越来越大。
因为渗透率较低，使得注水提高采收率受到一定的限制，由于发现了大量的气源，这就为注气提高采收率的方式提供了便利的物质基础，并且能够充分显示出注气技术的优势。
本文将针对低渗透油藏的基本特点进行详细的分析，并结合我国的具体情况，提出合理的建议。
【关键词】低渗透油藏；注气；采收率近年来，我国发现的大部分油藏，都属于低渗透的油藏。
这种油藏在开采的时候非常困难，现在基本上采用注水以及衰竭式的开采方式，但是对于低渗透油藏来说，在注水方面，存在着一定的困难，对于低渗透油藏如何进行合理的开发已经成为社会越来越关注的问题。
随着科技的发展和时代的进步，注气技术逐渐的被研发出来，利用注气技术可以降低低渗透油藏的开发难度，提升开采率。
1.低渗透油藏的基本特点和注气机理1.1基本特点（1）低孔、低渗、自然产能较低，注水困难，无法进行常规投产。
（2）原有的密度小，粘度较低，基本性质好。
（3）储层的物理性质较差，拥有大量的胶结物，分选差、颗粒较小，后生作用强。
（4）油层内混合着一定的砂泥岩，且砂层的厚度不够稳定，砂层间的非均质性较强。
（5）油层受到岩性的控制，与水动力缺乏较强的联系，边底水也非常不活跃。
流体流动的时候包含非达西流动的特点。
1.2注气机理虽然注气机理存在着诸多的论述，但是大体上基本分为三种，即非混相驱、多次接触混相和以此接触混相。
多次接触混相又可以分为凝析气驱混相和蒸发气驱混相。
总体来说，注气开采可以降低界面的张力，从而在驱油的时候能够达到更高的效率，最终提高整体的经济效益。
2.低渗透油藏注气方面的问题2.1注气压力高，能力低低渗透油藏由于渗透率过低，导致对于气的质量就有非常高的要求，在注气的时候一定要注意注气对于底层产生的影响和危害。
因为注入的压力过高，对于压缩机的基本压力等级的要求就会很好。
2.2低渗透油藏注气方式在我国众多的低渗透油藏中，大部分都存在着裂缝现象，例如青海的南翼山油田、吐哈的丘陵油田、克拉玛依油田的乌尔禾油层、新疆的火烧山油田、辽河的雷家油田、大庆的朝阳沟油田、吉林的大安油田、扶余油田、新民油田、新立油田等，对于这些具有裂缝性质的低渗透油藏，选择何种注气方式，怎样能够更好的进行注气工作，对于开采工作者来说是一个巨大的问题。
低渗油藏注水井欠注原因分析及增注措施
低渗油藏注水井欠注原因分析及增注措施随着我国的经济在快速的发展，社会在不断的进步，针对某区块存在的高压注水井欠注问题，从区块地层、注入水水质以及地面注水系统三个方面进行综合分析，制定科学的整改措施。
通过实施地层有效治理，对欠注井平均注水压力降低和单井日均增注效果明显。
对地面注水系统实施改造，会大幅降低管网末端管损和欠注率，有效解决区块高压欠注问题。
标签：低渗透油田;注水井;高压欠注;注水系统引言注水是油藏开发中后期重要提高采收率措施之一，对于低渗油藏而言，由于储层物性较差，注水过程容易产生储层堵塞等问题，造成地面注入压力过高，管线注水困难，影响油田整体的开发效果。
因此，低渗油藏在开发中后期注水过程，不可避免地需要采取技术手段来应对注水困难造成的影响。
目前主要的技术措施有：振动解堵技术，利用井下振动源产生脉冲水流，从而消除地层内贾敏及堵塞效果;脉冲解堵技术，利用脉冲仪器对地层造成脉冲波，从而达到储层解堵的目的;超声波地层解堵技术，利用超声波产生的机械作业，造成地层内蜡堵、粘土颗粒等堵塞，并降低地层内原油黏度，改善原油流度比;注入表面活性剂，降低地层内油水界面张力、提高储层内油水相对渗透率，从而改善注水效果。
对于低渗储层增注技术研究，国内外诸多学者已做了大量的研究，例如陈东升等分析了油藏注水井欠注原因，概括了酸化增注技术应用现状，分析了多种解堵酸的增注应用效果，提出了增注技术的发展趋势;等研制了一种低伤害、缓速酸液体系，应用于欠注井中有效的改善了储层渗流能力，提高了注水效果;等针对油藏欠注的问题，分析了储层物性、筛选了酸液体系，利用氟化氢铵解堵进行地层解堵，取得了良好的效果;分析了各种酸液增注技术的应用效果，重点介绍了活性降压增注、分子膜复合增注、径向钻井增注等技术的应用效果，为低渗储层增注技术提供借鉴;针对低渗油藏欠注及注水压力较高的问题，分析了目前常见酸液体系的应用情况，筛选出适合胜利油田的增注酸液，并提出了未来增注技术的发展方向。
低效井渗析剂增能技术实验的研究
低效井渗析剂增能技术实验的研究作者：刘伟翔来源：《中国化工贸易·中旬刊》2019年第07期摘要：低渗透油田地层敏感性强，能量补充不足，随着油田开发年限的延长，地层亏空越来越严重，已成为阻碍油田开发的疑难问题。
过去采取的酸化解堵技术虽然取得很好的解堵效果，但是也存在导致油层二次污染、地层亏空严重等问题。
因此，开展低效井增能技术试验的研究，通过优化渗吸剂吞吐工艺的施工参数，在油井端以较高的压力泵注增能物质，提高油层压力，形成适合低渗透油田低效井及缝网压裂失效井增能技术体系。
关键词：外围采油厂;渗吸剂;增能1 前言低渗透油田开发早期采取的是酸化解堵技术，主要存在入井液使用的热污水中，机械杂质含量高，影响解堵效果等一系列问题。
本研究通过在油井端以较高的压力泵注增能物质，提高油层压力，补充油层能量，恢复低效井产能[1]。
2 增能吞吐技术试验针对缝网压裂产量下降的油井，采取滑溜水增能技术，补充地层能量，提高单井产能，开展渗吸剂增能吞吐技术试验。
2.1 技术原理增加地层能量：通过向地层注入高剂量的渗吸剂，借此来连通地层有效孔道，提高局部地层压力，驱逐原生孔道流体，诱导非动用区流体流出[2]。
置换作用：渗吸剂体系与地层原油发生快速置换作用，排出地层剩余油，使油井含水率降低，有效提高油井采出程度。
润湿作用：改变岩石润湿性，提高岩石整体的浸透性，降低岩石界面抗剪张力。
防膨作用：防止微膨胀土运移堵塞岩芯，造成孔道的二次污染。
2.2 性能指標渗吸药剂体系主要由表面活性剂和防膨剂组成。
2.2.1 表面活性剂优选对比多种常用表面活性剂，优选CY阴--非离子型表面活性剂，界面张力可达9-2数量级。
2.2.2 防膨剂优选及性能评价优选复配的防膨药剂体系，防膨率达到80.7%，破碎率≤1.18%。
2.2.3 综合性能评价渗吸剂具有良好的破乳性、防膨性和洗油性。
2.2.4工艺参数设计根据渗吸增能机理，在试验区优选2口代表性的试验井，在综合考虑缝网压裂返排量和累计产液量的参数下，分别设计注入渗吸剂3500m3和2800m3。
SPE-99739-MS-P在凝析气藏中通过润湿反转成气润湿来提高产量——重点
在凝析气藏中，通过润湿反转成气润湿来提高产量摘要随着井眼附近压力降低到露点以下时，许多凝析气藏的产能会由于气体在井眼凝结而大幅下降。
润湿反转方法已在实验条件下被证明是成功的。
然而在真实的低渗岩石中进行实验的却很少。
通常这些在井眼附近凝结而使产量降低的凝析气藏渗透率是很低的。
在本文中，我们用东濮凝析天然气藏0.1 mD的渗透率的岩石样品进行试验。
首先，我们制备了一个新的、更便宜的化学物质，它在使岩石从水润湿变化到气润湿方面非常有效。
这个化学品在温度为170℃时热稳定性很好。
实验结果还表明，这种化学品在很高矿化度下也是有效的。
其次，自发吸水作用实验也显示了润湿性反转对采收率的影响。
再者，在润湿反转成良好的亲气性前后，我们测量了气、水的相对渗透率。
实验结果表明，在润湿反转后，气、水两相的相对渗透率都显著的增加了。
残余水饱和度降低了，气体产量也由于润湿性改变而大大提高了。
引言东濮凝析气藏位于中国河南。
这个气藏渗透率非常低，约为0.1 mD，温度很高，160 ℃左右。
天然气产量低，这是因为由于反凝析作用造成了井筒附近渗透率低和液体封锁。
在东濮凝析气藏进行了不同类型的施工措施，包括大规模压裂。
然而，天然气产量没有增加显着。
对于大多数油藏或气藏，降低井底压力是提高产能的一个常规方法。
但是这对于凝析气藏来说在技术上是并不可行的。
在许多低渗透凝析气藏中，压力降低到露点压力以下时，天然气产量可能会由于井筒附近的反凝析现象而下降。
已有的例子表明，液体的凝析可能会使天然气井停产。
Boom et al.说，即使低凝析的贫气藏，当大量天然气涌入井口时，也会在井眼附近形成相对较高的液体凝析饱和度。
润湿性反转（气相润湿）方法已经在理论上和实验研究方面被证明是可行的。
Li和Firoozabadi已经通过一个简单的网络模拟出了凝析气藏天然气和流体的相对渗透率。
他们的研究结果表明，当多孔介质的润湿性由很好的亲液性转变成良好的亲气性时，气井的产能大大的增加了。
浅析凝析气藏的开发特征及技术措施
地层边底水不活跃
●地层边底水的含水量是影响凝析气藏开发的重要因素之一
●地层边底水的压力变化对凝析气藏的开发也有一定影响
●地层边底水的温度变化可能也会对凝析气藏的开发产生影响
地层边底水不活跃
●地层边底水的不活跃性会增加凝析气藏的开发难度
●底层边底水的不活跃性会导致开发成本的增加
●底层边底水的不活跃性会影响到凝析气藏的产量
含凝析油较多
●凝析气藏与凝析油藏的区别：1、凝析气藏与凝析油藏在含油量 上有所不同，2、凝析气藏与凝析油藏的开发方式有所不同。
●凝析气藏中含凝析油的特点：1、凝析气藏中含有一定量的凝析 油，2、凝析气藏中的凝析油可以提供额外收益，3、凝析气藏 含凝析油会对开发产生影响。
含凝析油较多
● 凝析气藏的开发需要考虑凝析油的处理方式，可以采用凝析油回注技术， 需要合理的处理凝析油资源。
浅析凝析气藏的开发特征 及技术措施
凝析气藏
凝析气藏，在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象：在地 下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后，由于温度和压 力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油， 这种气藏就是凝析气藏。凝析气藏相态变化存在一定的特殊性, 比 一般的气藏资源更加复杂, 其含有凝析油的特点决定了特殊的开发 特征, 要求运用特殊开发方式进行开发, 特别是要结合气藏资源的 天然气、凝析油和原油性质特点以及整体开发特征, 科学选择开发 方式, 提升整体油气采收率。
●凝析气藏开发中, 纯凝析气藏多采用衰竭式开发、保持压力开发等方式, 而 带有油环的凝汽气藏可先对气藏进行衰竭式开发, 对油环暂时不动;也可以 同步开发油气藏;还可以先进行油环开发, 对凝析气区域进行保压。对岩性、 构造双重控制下的凝析气藏, 原始凝析油含量多在400克/立方米以上, 存在 较多油环和原油资源。作为凝析气藏开发最常用的方式, 衰竭式开发中气 藏所处地层压力不断下降,井筒流体受压降后反凝析作用会析出原油, 进一 步加快了压降进程, 造成采收率下降。因此, 对该类气藏资源的开发要特别 注意生产压差的控制。
渤海低渗油气田开发钻完井技术研究
渤海低渗油气田开发钻完井技术研究摘要：我国渤海油田石油储量巨大，经过数十年的勘探开发，未来产量增长重点逐步聚焦在低渗油气田，其具有开采难度大、投入成本高的特点。
单井产能需达到一定程度才可有效保证经济效益，这对钻完井技术提出了较高的要求。
关键词：渤海；低渗油气田；开发1 渤海低渗油气田开发生产特征及存在问题1.1 层间干扰我国渤海低渗油气田的物性差、油层薄，并且多为砂泥岩互层。
例如渤海某油气田中储层多达15个小层，储层厚度为0.8～4.4 m，平均单层厚度为2.0 m。
另外，海上油井少，为了能够有效确保油井的产能，一般情况下会对多个油层进行射开进行共同开采，由于储层间物性差异较大，层间干扰严重，会严重影响到小层产能的发挥，导致油气井的产量有所降低。
1.2 井网不完善海上油田的井网多为不规则井网，井网不完善、井距大，低渗透油气储层的连通性较差，渗流阻力大很难建立有效的驱动体系。
在实际开采过程中，注水井的能量无法得到有效扩散，导致注水井的压力增加，同时会面临注不进、采不出的困难。
1.3 底层压力和产量下降块目前渤海低渗透油气田主要是依靠天然能量衰竭或者是后期注水的方式进行开采，由于储层中岩性复杂，单砂体规模小，储层内的连通差，导致地层中的压力会呈现出下降趋势，油气田产量急剧递减。
目前我国渤海油气田每采出1%的地质储量，地层内的压力下降为2～3 MPa产油量逐年递减，高达25%～45%，并且油气田的采出程度较低。
2 渤海低渗油气田开发钻完井技术渤海低渗油气田开发难点归根结底是经济性和技术制约的问题，当前作业思路主要有两个，即钻完井提速降本技术和增产与储层改造技术。
2.1 钻完井提速降本技术钻井速度提升的主要技术包括优快钻井技术，压力控制钻井技术等，结合海上低渗透油田中储存的实际情况，选择合适的钻井技术，能够有效减少成本的支出，从而有效提高海上油田的经济效益。
钻完井提速技术的有效应用能够有效增强我国渤海钻完井作业效率，大幅度节约开发成本，提高低渗油气田开发经济性。
低渗透气藏近井地带凝析油饱和度分布研究
天然气技术与经济 ／ ２３
第５ 卷
邓琪 ，等 ：低渗透气藏近井地带凝析油饱和度分布研究
第５ 期
以及相态变化规律等微观现象的共 同作用下 ，地层
中 的凝 析 油 饱 和度 最 终 会 达 到 一个 动态 的平 衡 饱 和
见 表 １ 。
表 １ 计算 结果对 比分析表
度 。因此近井地带 的凝析油饱 和度 随着生产时间的 推移会表现出一定的稳定性。
参考文献 ［ ］姜贻伟 ，戚志林 ，郭平 ，等． １ 低渗凝析气藏凝析油 临界流 动 饱 和 度 实 验 研 究 ［］天 然 气 工 业 ，２ ０ ，２ ９ ： Ｊ． ０ ６ ６（ ）
９ － ９ ６ ９．
度初值压力乘 上一 系数后 ，两者几乎相等。且在径
向上 ，若该 区域 的地层压力一旦降低到稳定饱和度 初值压力后 ，其凝析油饱和度将趋于稳定。
Ｉ 。— ｎ 。 。 —
２ １ 年 ３ ，理论计算结果 与实 际产量相 当。其原 ００ 月
因是 由于计算采用 数值较高 的稳定凝 析油饱和度 ，
式 中 为 地 层 压 力 ，ＭＰ ；ｐｌ 井 底 流 压 ，ＭＰ ； ａ ｗ 为 ａ
为供给边界半径 ，ｍ； 为气井半径 ，ｍ；ｒ 为径 向距
一
轻舟“７ 一 钿
轻冉ｓｓ 一 ．钿＇
径冉６＇ ——轻向８３ ～ 一 ￣ ｓｏｍ ． ．辄 ＠ｆ ． ｌ ４
ａ４ ０
０ ３ ５
＿ ＾ — — 、 ＝ ｑ ’
ｎ３ ０
２ ５ ２ ０
／
／
／
一 一 …一 一 …
蜷 ｎ１ ５
０ １ ．０ ｎ惦
／
／
收 稿 日期 ：２ １ — ５—１ 修 订 日期 ：２ １ —０ —１ ０１ ０ ７ ０１ ９ ４ 作 者简 介 ：邓琪 （ ９ ８ ，预 Ｌ研 究 １ ，研 究 厅 为 油喊 １８ 一） １
《2024年低渗-致密油藏分段压裂水平井补充能量研究》范文
《低渗-致密油藏分段压裂水平井补充能量研究》篇一低渗-致密油藏分段压裂水平井补充能量研究一、引言在油气开发过程中，低渗和致密油藏因其特殊的储层特性，常常面临开发难度大、采收率低等问题。
为了有效开发这类油藏，分段压裂水平井技术应运而生。
本文将探讨如何通过分段压裂水平井的方式为低渗/致密油藏补充能量，旨在为油气田开发提供新的技术方法和理论依据。
二、低渗/致密油藏的特殊性低渗/致密油藏指的是具有低渗透率和致密结构的储层。
其特性主要表现在储层物性差、油品黏度高、流动性差、采收率低等方面。
这些特性使得传统的垂直井开发方式难以有效开发这类油藏，因此需要寻求新的技术手段。
三、分段压裂水平井技术概述分段压裂水平井技术是一种针对低渗/致密油藏的开采技术。
该技术通过在水平井段进行分段压裂，形成多条裂缝，扩大储层的接触面积，从而提高采收率。
该技术具有以下优点：一是能够显著提高油藏的开采效率；二是可以降低开发成本；三是能够适应各种复杂的储层条件。
四、分段压裂水平井的补充能量机制为低渗/致密油藏采用分段压裂水平井技术进行补充能量的机制主要包括以下几个方面：1. 扩大储层接触面积：通过分段压裂形成多条裂缝，增加储层与井筒的接触面积，提高储层的开发效率。
2. 降低流体流动阻力：裂缝的形成降低了流体在储层中的流动阻力，提高了油气的采收率。
3. 补充地层能量：通过分段压裂，可以沟通更多的地层能量，使油气藏保持较高的压力，有利于油气的开采。
五、研究方法与实验结果本研究采用数值模拟和实验室模拟相结合的方法，对低渗/致密油藏分段压裂水平井的补充能量效果进行研究。
数值模拟主要关注分段压裂过程中裂缝的形成与扩展、流体的流动规律等方面；实验室模拟则通过模拟实际油藏条件下的实验，验证数值模拟结果的准确性。
实验结果表明，采用分段压裂水平井技术能够有效提高低渗/致密油藏的采收率，并显著降低开发成本。
六、结论与展望本研究表明，低渗/致密油藏采用分段压裂水平井技术进行补充能量是可行的，且具有显著的效果。
白9块凝析气藏提高采收率协同储气库建设可行性研究
白 9块凝析气藏提高采收率协同储气库建设可行性研究摘要：白庙气藏白9块属于低渗凝析气藏，开发方式以衰竭式开发为主，经过三十多年的开发，目前进入低压开发阶段，单井产能低，采出程度低。
所以针对目前的开发现状，气田开发急需转变开发方式，提高采收率。
本次研究通过分别对注气提高采收率和白9块建设储气库两方面开展可行性研究，结果表明白9块凝析气藏提高采收率协同储气库建设是可行的。
利用凝析气藏建设储气库，具有改善气藏开发效果和储气调峰的双重意义。
关键词：凝析气藏储气库可行性一、气藏基本概况1、地质概况白 9块位于白庙气田中部，为白庙气田的主要含气断块。
含气层位：沙三中、下；气藏埋深：3350-4200m；原始压力系数：1.48-1.67；储层平均孔隙度：12.2%；渗透率：1.75mD；凝析油含量：420mg/l。
属于低孔低渗高压凝析气藏。
2、开发特征白9块开发具有“一高一快”的特征：“一高”是指气藏产能高。
全井段投产初期日产气量为3.1-12.6万方/天，累产油气当量在0.035-0.437亿方，平均为0.219亿方，单井无阻流量在21-33万方/天。
“图1 白9块沙三下1顶构造井位图一快”是指产能下降快。
该区块采用衰竭式开发，目前处于低压生产阶段，井口油压平均只有0.8MPa，平均日产气361方，目前地层压力平均24.5-27.3MPa，低于露点压力，反凝析现象严重，井筒普遍积液，采出程度只有12.6%。
三、可行性研究内容1、注天然气提高采收率的可行性研究1.1气井反凝析污染状况评价我们利用以凝析油聚集理论为基础，建立了三区渗流模型，采用近井筒加密数值模拟技术开展气井反凝析状况研究。
数值模拟结果表明：气井反凝析严重区为近井地带30m左右；近井地带气相相对渗透率下降幅度达47.15%，油量最大相对渗透率仅有0.043mD，流动能力差。
1.2注天然气解除反凝析污染开展了室内PVT物模实验、微观注气实验，实验表明注气能够反蒸发凝析油，注入气量越多，凝析油量越少；注气改变凝析油赋存状态，形成气流通道；注气可以恢复地层压力，降低油气界面张力，从而提高凝析油采收率。
濮67块低渗凝析气藏挖潜技术研究
岩性 控制 的层 状 凝 析 气 藏 ，９ ５年 评 价 含 气 面 积 １９
３ ４ｋ ， 然 气 地 质储 量 １ ．８×１ ， 析 油 ． 天 １１ ０ ｍ３ 凝 储量 ６ ８×１ Ｌ天 然 气可 采 储 量 ５ ９ ． ０ ， ６×１ ｍ３ ０ 。
该块 从 １９ ９ ５年 开 始 滚 动 开 发 ， 署 天 然 气 开 发 和 部 滚 动井 ８口， 由于 濮 ６ 但 ７块 埋 藏 深 ， 层 物 性 差 ． 储
主题 词 （ ６ 块 ） 凝析 濮 ７ 气藏 剃 余储 量 挖潜 采 收 率
前
言
剩 余储 量 分布 规 律 研 究
１濮 ６ ７块 各砂组 剩余 夭然气 分布 规律研 究
溃 ６ 位 于濮 城 油 田构造 的 东 区 ， 藏 埋探 ７块 气 ３ ０ ～３ ０ 含气 层 位 沙 三下 ～沙 四段 ， 构 造 ４ ０ ６ ０ｍ， 为
表 １ ｊ ７块 天 然 气储 量 动 用状 况袁 睦６
Ｉ 轩 ｔ ｔ 革 井 采 女 量 书 掉 气 鲁 培 詹 盾 秉 坫 ｉ斯 甘 ｔ 量 量 井 甘 甘 气 量 量 地 盾 采 ％ 质
亍 甘 量 甘 ｔ 甘 量
２ ０ ／ 自然 伽 马 比值 大 于 ０ ５ 感 应 幅度 差值 ３ ｓｍ， ．；
大 于 １０ｍｆ／ 电阻增 大率 （ ） 于 ３ ９ ０ ￣ｍ； 倍 大 ．。
由于濮 城油 田开 发已进 人 中后 期 ， 备储 量严 后 重不 足 ， 而寻 找 新 资源 难 度很 大 ， 了满 足 日益 增 为 长的天 然气 资 源 的需 求 ， 须立 足 于 老 区挖 潜 ， 必 应 用 新工 艺 ， 新技 术 ， 以适 应气 藏开 发的需 要 。
・ 崔太 睫 ： ， ９９年 生 工程 师 ．９ ２年 毕业 于江 汉 石 油 学 院 石 油 地 质 专 业 ， 发 表 论 文多 篇 ． 局 科 技 成 果 羹 多 项 教 成 果 羹 男 １６ １９ 曾 获 部
低渗低压气藏排水采气工艺技术研究
在 气 田开发 的 中后期 ， 由于气 井本 身 的能量 不足 以 实 现连 续 自喷 携液排 水 ， 时可 以利用 气举 排水 采气 工 此
艺 技术 ［将 高压气 体 通过气 举 阀注 入井 中， 注气 点 以 ３ ］ 使 上 的气 液 比增高 ， 力 梯 度大 幅度 减 小 ， 立 较 大 的生 压 建 产压 差 ， 液可 连续 从 地层 流人 井 底 ， 以 自喷 方式 流 气 并 至井 口， 以恢 复水 淹井 的 自喷 生产 。
２ １ 年 第 ４期 ０２
西部 探矿 工程
９ ９
低 渗 低 压 气 藏 排水 采气 工 艺 技 术研 究
范庆雄 ， 黄春梅
（． １ 西安石油大学， 陕西 西安 ７０ ６ ； ． １０５ ２ 延长油 田股份有限公司， 陕西 延安 ７ ６Ｏ ） １０ １
摘 要 ： 于气藏 存在 地层 水 等原 因 ， 由 可能造 成 井筒积 液 ， 而长 时 间 的积 液 浸 泡往 往 会 对 气层 造 成极 大的污染和伤 害。所以快速有效地排液复产是保持气井产能、 高效开发 气藏的关键 。因此排水采气 是 气田开发 所 面 临的 一项 重 大课题 。 简要 介 绍 国 内外 常规排 水 采 气工 艺。 通过这 些 新工 艺和 新技 术 的应 用 ， 定 了气田 生产 、 高 了采收 率 、 稳 提 促进 了油 气田的发 展 。 关 键词 ： 渗低 压 ； 然 气； 水 采 气 ； 低 天 排 实际应 用 中图分 类号 ： ３ 文献 标 识码 ： 文 章编 号 ：０ ４ ５ １ （ ０ ２ Ｏ 一Ｏ ９ —０ ＴＥ ４ Ａ １０ － ７６ ２ １）４ ０ ９ ３
天然气藏在开发过程中由于边 、 底水的推进以及压 裂 、 化等 作业 措施 的影 响 ， 且 随 着 井 底 压 力 的逐 步 酸 并 降低 ， 致使气藏 中的产出水或凝析液不能随天然气流携 带 出井 筒 ， 井筒 内不 断积 水 ， 造成 “ 筒积 液” 导致 产量 井 ， 下 降 ， 至 停产 检修 。 甚 排 水采 气是 解决 “ 筒 积液 ” 井 的有 效方 法 ， 也是水 驱 气 田生 产 中常见 的采 气工 艺 。 目前 现 场应 用 多年 的 常 规采 气 工艺 技术 包 括 ： 塞 气举 排水 采 气 工 艺 技 术 、 柱 优 选管 柱 排水 采气 工艺 技 术 、 沫排 水 采 气 工 艺 技 术 、 泡 机 抽排 水 采气 工艺 技术 等 ， 年来 ， 内外 石 油科 技 工 作 近 国 者针 对现 有 积液 气井 排水 采气 工 艺 的不足 和缺 陷 ， 过 通 多年 努 力研 制开 发 出 了一 系列 新 型适 用 的排 水 采 气 工
低渗油藏注水开发存在的问题及改善措施研究
低渗油藏注水开发存在的问题及改善措施研究摘要：本文结合低渗油藏的特点，分析了低渗透油藏注水开发中存在的问题，提出了低渗油藏以小层为单位按单砂体合注合采，使用水平井开发，适当增大生产压差，尽量减小注采井距等措施，通过在现场应用，效果明显。
关键词：低渗注水开发改善措施低渗透油田由于流体渗透能力差、产能低，在开发过程中需要进行注水开发或储层改造才能正常生产。
低渗透油藏在注水开发过程中都会遇到一些问题，部分低渗油藏极为严重，使油藏生产处于瘫痪状态。
因此，急需开展这方面的研究，以提高低渗油藏的开发效率。
一、低渗油藏的特点低渗透油藏通常具有储层渗透率低、单井产能低，与中高渗油藏相比，具有如下特点：低渗透油藏油层连通性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低；储层渗透率低，流度低，孔隙吼道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大；低渗油藏见水后，采液和采气指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁；储量丰度低，含油饱和度低，自然产能低，压裂投产后产量递减较快，无稳产期。
二、低渗储层注水开发存在的问题1.注水井启动压力高，地层和注水压力上升快低渗透油藏注水井在注水较低时不能吸水，只有当注水压力提高到一定界限（启动压力）后才开始吸水。
低渗透油藏容易在注水井周围憋成高压区，致使注水压力很快上升，达到地层破裂压力，不能正常工作。
长庆油田某区块这种矛盾十分突出，该区块1987年投产，到1995年，单井日注水量从74m3降至46m3，减少28m3，井口注水压力由8.2mpa升到12.2mpa，提高了4.0mpa，启动压力从7.7mpa升至10.8mpa，增加3.5mpa。
视吸水指数由9m3/d·mpa 降低为3.8m3/d·mpa，降低了58%。
注水井地层压力升高，有效注水压差减少，使注水量满足不了油藏开发需要。
注水压力升高，超过界限，还会造成油、水井套管变形损害。
2.生产井的注水效果差，地层压力和产量下降快低渗透油藏生产井一般在注水半年后才会见到注水效果，而且注水效果远不如中高渗透油藏那样明显，压力和产量只能稳定不降或小幅度恢复，大大低于投产初期水平。
致密低渗气藏开发配套技术气藏工程研究
致密低渗气藏开发配套技术气藏工程研究一、引言1.1 研究背景和意义1.2 国内外研究现状1.3 研究目的和重要性二、致密低渗气藏的特征和开发难点2.1 气藏特征分析2.2 开发难点分析2.3 常用开发方法对比分析三、致密低渗气藏开发配套技术3.1 井网布置优化技术3.2 压裂技术3.3 增产技术3.4 其他开发配套技术四、案例分析4.1 典型致密低渗气藏开发案例介绍4.2 案例分析及评估五、结论与展望5.1 结论及贡献5.2 发展趋势及展望一、引言随着现代社会经济的发展和人们生活水平的提高，对能源需求的不断增加，天然气已经成为全球最重要的能源之一。
然而，在我国天然气开采过程中，遇到了一个难题，那就是致密低渗气藏的开发。
致密低渗气藏是指孔隙度低、渗透率低、岩石储气能力弱的气藏，利用常规方式开发较为困难。
常规油气开采技术无法对其进行高效、经济的开发。
本文将围绕致密低渗气藏的开发配套技术展开研究，从特征、开发难点、配套技术和案例等几个方面进行探讨分析，旨在全面了解致密低渗气藏的开发问题，并提出可操作性的解决方案。
1.1 研究背景和意义致密低渗气藏开发技术是当前石油天然气工业面临的一个重要技术难题。
在开发过程中普遍存在的难题包括难以预测储量、生产难度大、勘探难度大、高投资风险等。
因此，探索高效、经济、安全、环保的致密低渗气藏开发技术和配套技术，对于我国油气产业的可持续发展和能源供给的满足具有十分重要的意义。
1.2 国内外研究现状国际上，针对致密低渗气藏开发技术的研究始于上世纪80年代，目前主要集中于加拿大、美国、澳大利亚等地。
美国已经在利用致密低渗石油和天然气方面取得了一定的成果。
澳大利亚的库利宾盆地致密低估计气藏储量达2.31万亿立方米。
加拿大的蒙大拿省夏延地区致密低渗气藏的储量也很大。
除此之外，其他国家也在针对致密低渗储层进行研究和开发。
国内致密低渗气藏的研究起步较晚，但近年来取得了长足进展。
2011年，我国石油天然气勘探开发先期研究项目启动，推动致密低渗油气藏勘探开发研究。
低渗凝析气藏提高单井措施有效率研究
实际 日 产 油（ ｔ ） 气（ ） ｍ
Ｏ １５ ． ｌ ８ ４ ０４ ． １ ３ ０２ ． Ｏ５ ． 少许 ８０ ０ ６ Ｏ０ Ｏｏ ２ ｏ０ ００ 微量 微量 ５ ｏ ００
小 喉道 （ ． ５ ｍ ～３ ７ ｕ 、 ０２ｕ ． ５ ｍ） 低渗 透 率（ 空气 ５ ０ ５Ｘ１ ～ ｌ ６×１ －ｕ ）低 孔 隙度 （ ％ ～ ２ ０ ３ｍ 、 ９ １ ％ ） 强酸 敏 、 水 等特 征 ， 层非 均 质性 ８ 、 亲 储 严 重 、 通 性 差 、 内 低 渗 透 率 带 交 叉 分 连 层 布 ， 成单 井有效控制 储量小 、 量低 、 形 产 地 层 压 力下 降快 的 特 点 。
测井解释 平均 电阻率（） 【）
ｌ ． ０２
解释结 果 含水 饱和度（ ％）
４ ７ ９． 气 层
２
Ｋ２ ０ ４
Ｘ４ ２
３ ８ ６ — ３５．ｏ ２ ４．０ ３ ｌ ｏ
２ ． １８
¨ ． ９
１ 低渗 凝析气藏基本地 质特征
目前 探 明６ 柯 克 亚 凝 析 气 田油 气 藏 个 中， 五二 、 七二油环凝析气藏储层为 中 西 西 等孔 隙度、 中等 渗 透 率 的 细 砂 岩 ， 岩 厚 度 砂 大 ， 层平 面 展 布 及 连 通 性 相 对 较 好 ， 发 储 开 效 果 较 好 ； 四一 、 四 二 ～西 五 一 边 水 凝 西 西 析 气 藏 则相 对 较 差 ， 集 层 以 细 砂 岩 为 主 ， 储 砂 岩 碎 屑成 份 以 石 英 为 主 ， 次 为 长 石 和 其 岩 屑 ， 集 空 间 以 次 生 孔 隙 为 主 ， 层具 有 储 储
低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨
低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨陈献翠,赵宇新,张贵芳,张莉英(中原油田采油工程技术研究院,河南濮阳 457001) 摘 要:东濮凹陷低渗致密气藏储层物性差,非均质性强,气层自然产能低,为了有效地开发好低渗透气藏,在研究和开发实践基础上形成了储层改造、排液采气、储层保护等配套工艺技术。
针对特殊地质状况和开发中难以解决的技术问题,提出适用于东濮凹陷低渗致密储层的采气配套工艺技术对策,以延长气田稳产期。
关键词:水平井;储层改造;排液;不压井 中图分类号:T E37 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0131—011 概述东濮凹陷开发主力气田文23、户部寨、白庙气田,为低孔低渗致密砂岩气藏,在开发过程中均受到地质构造、储层物性、气藏类型、流体性质、井况变化等因素的影响。
通过认识和掌握低渗致密气藏的地质、开发特征,在确定合理的开发模式和工作制度的基础上,采用适用于东濮凹陷低渗致密储层先进实用的采气配套工艺技术,保证低渗透储量的有效动用,延长气田稳产期和提高采收率。
2 气藏开发配套技术应用对策与建议文23气田采出程度高,地层压力低,挖潜难度大,气井维护困难;白庙凝析气井深,工艺复杂,措施效果有效期短,压裂液快速返排困难,储层易被污染。
针对整装气藏、凝析气藏的开发以及存在的技术难点,通过采气工艺技术攻关,在气藏储层改造技术、排液采气技术、凝析气藏治理技术及清防盐等方面形成了系列化、配套化的实用技术,并提出低渗透致密砂岩气藏开发配套技术对策如下:2.1 完善低渗致密气藏储层改造技术,改善产气剖面根据低渗致密气藏不同气井特征,对长井段应优选应用填砂分层、暂堵分层、投球分层、卡封分层等多种分层压裂方式,改善气井的产出剖面,提高压裂效果。
2.2 优化低压低产气藏气井排液采气工艺,实现气井稳定携液生产对文23气田结盐、积液、低压低产气井,建议进行小直径管排液采气先导试验,提高排液、洗盐效果;对白庙深层凝析气井,在 88.9m m油管内应用空心杆气举管柱,实现深井闭式气举;开展复杂特殊结构井气举先导试验,优化设计小直径气举阀管柱及工艺参数。
低渗油藏注水井欠注原因分析及增注措施
低渗油藏注水井欠注原因分析及增注措施1. 引言1.1 低渗油藏注水井欠注原因分析及增注措施在低渗油藏开发过程中，注水井的欠注现象是一个常见的问题。
注水井欠注的原因主要包括以下几个方面：1. 压力力不足：低渗油藏的渗透性较小，导致油井产能较低，注水压力不足无法有效推动油藏中的原油向生产井方向移动。
2. 水质问题：注水井的水质不能满足要求，水质不纯导致管道堵塞或者原油质量下降。
3. 缺乏有效调度：注水井的调度和管理不当，导致注水井水量不足或者不均匀。
1. 提高注水压力：通过增加注水井的数量或者升级注水设备，提高注水压力，增加原油驱替效率。
2. 优化水质管理：加强水质管理，确保注水井的水质符合要求，避免因水质问题导致的生产事故。
3. 调整注水井产量：根据油藏特性和生产需求，调整注水井的产量，确保注水井水量充足且均匀。
通过以上增注措施的实施，可以有效提高低渗油藏的开发效率，提高采收率，实现经济效益最大化。
增注对于提高低渗油藏的注水井是至关重要的。
2. 正文2.1 注水井欠注原因分析1. 井网布局不合理：注水井之间距离过大或者布局不均匀会导致油层无法充分被注水覆盖，导致欠注情况出现。
2. 井底流速过低：井底流速过低会导致注入液体无法有效地扩散到整个油层中，造成部分地区油层欠注现象。
3. 油藏岩性不均匀：油藏中存在岩性不均匀的情况，可能导致部分区域注水效果不佳，形成欠注现象。
5. 井筒堵塞：井筒内部可能存在漏浆、杂质等堵塞物，导致注水阻力增大，造成欠注情况。
需要针对以上因素进行分析，并采取相应的措施来解决注水井欠注的问题，确保注水效果达到最佳状态。
2.2 低渗油藏特点分析低渗油藏是指储层渗透率较低的油藏，通常指渗透率在0.1~50mD之间的油藏。
低渗油藏具有一些特点，这些特点对于注水井的设计与运营都有重要的影响。
低渗油藏的渗透率低，导致油水两相在地层中的流动速度较慢，油水提取困难。
注水井在低渗油藏中往往需要更多的压力来推动水驱动油的流动，增加了井下设备的负担。
深部低渗致密气藏凝析气藏开发的难点及其对策1
总57页第25页
（2）压裂液及支撑剂的优选
由于储层敏感，所以对液体配方、药品采购、 配液用水及配液过程严格把关。经反复筛选评价， 选定万庄分院的瓜尔胶压裂液配方，压裂液添加 剂均在国内选购，严把采购质量关。适当降低粉 剂浓度，进一步降低液体对储层的伤害。最后选 定美国Carbo公司的高强度陶粒作支撑剂。
总57页第10页
4）一般不出现分离的气水接触面，大多产水不大， 但储层的含水饱和度很高，一般为30 ～ 70%，通常 以40%作为估算储量的下限。因此井筒积液严重，常 给生产带来影响。 5）气井生产压差大，气藏单位地层压降产气量小。 由于生产压降大，井口压力就较低，所以，可供利 用的压力资源就有限。 6）孔隙结构特征差异大，毛管压力曲线都为细歪 度型，细喉峰非常突出，喉道半径均值很小，排驱 压力很高，这些特征对于气体渗流规律产生很大的 影响。而在低渗致密储层中气体渗流特征与油藏油 的渗流特征有相似之处，存在着“启动压力”现象。
总57页第9页
2、低渗致密气藏的开发特征
1)单井控制储量和可采储量小，产量低，递减 快，气井稳产条件差。 2）大多数气井需经加砂压裂和酸化才能获得较 高的产量或接近工业气井的标准。但随之而来的 是投产后的递减率高。 3）主力气层储量动用充分，而非主力气层，储 量基本未动用，多为长井段多层合采，因此层间 矛盾更加突出。
总57页第18页
二、几项具体建议技术
总57页第19页
1
深度压裂改造技术
没有压裂改造，绝大部分低渗气井就没有工业产 量，它是开发低渗气藏凝析气藏的关键性技术。 美国前安然公司虽已爆发丑闻而倒闭，但在四川 八角场气田低渗致密香四气藏的深度压裂改造仍给 我们很多的启示，它帮助我们开阔思路，增强我们 对低渗致密气藏开发的信心。（参见中国石油对外 合作经理部四川潘正富文章，2000.7）。
低渗致密凝析气藏压裂难点及对策
低渗致密凝析气藏压裂难点及对策刘斌;尹琅【摘要】Shaximiao gas reservoirs in Gaomiao block are low porosity and permeability tight reservoirs with a depth of 2,300 m to 3,100 m,an average porosity of 8.24%,and an average permeability of 0.22 ×10 -3μm2 .Due to the reservoir damages caused by strong stress -sensitive,sand production and gas condensate,there are rapid drop of wellhead pressure, low flowback rate,and the fast production decline during flowback after fracturing.Aiming at the problems,it was proposed out that optimizing the fracturing fluid and proppant combination,and pressure control during flowback.The optimized frac-turing fluid consists of a 0.1% of the demulsifier,the anti -swelling agent composition,0.5%WD -5 +0.5%BM-B10+1%KCl,and the proppant combination with 80% of 30 /50 mesh +20% of 40 /70 mesh ceramisites.And the pressure is controlled to be more than 15MPa.Finally,it was formed that the fracturing technology suitable for the Shaximiao reservoir. The field applications in 18 wells have achieved good results,with the average single well test production increased by 129%.%GM区块沙溪庙组气藏埋深2300～3100 m，平均孔隙度8.24％，渗透率0.22×10－3μm2，为低孔低渗致密储层。
低渗透气藏低压低产气井解水锁技术研究及应用
直 到岩 样 吸入水 的质量 是 所要建 立 含水饱 和 度 的水
２ 实验结果 与分析
２ １ 水锁 伤 害实 验结 果 பைடு நூலகம்．
质 量 ； 将岩 样快 速放 入保 持湿 润 的密 闭器 皿 中 ， ④ 以 保证 岩 心 中地 层 水均 匀分 布 。
０ Ｏ ａ的围压泵 、 积分 别 为 ２ ，０和 ５ Ｌ的 ．１ＭＰ 体 Ｏ３ ０ｍ 皂 沫流 量计各 一支 、 精度 为 ０ １ 的压力 传 感 器 、 ．％ 承
压 能力 大于 ２ ａ的中间容 器 、 压 能力 为 ７ ＭＰ ５ＭＰ 减 ａ 的减压 阀 、 气瓶及 承压 管线 。 氮 １ ３ 解 水锁 实验 方法 ．
锁评 价实 验方法 ， 行 了水 锁 伤害实 验评 价 ， 进 优选 了
１ ２ 水锁 伤 害评价 方法 ．
在 常规储 层 伤害 评 价方 法 的基 础 上 ， 以氮 气 为驱 替介 质 ， 立 水 锁 伤 害实 验 评 价 方法 。实 验 建
装置 包 括承压 能力 达 ３ ａ的岩 心夹 持器 、 ０ＭＰ 精度 为
１ 实验方法
１ １ 初 始 含水饱 和 度建 立方 法 ．
地层 水 驱替岩 心 ， 用减 压 阀缓 慢 调 整输 入 的氮 气 利 压力 （ 加压 ０ ５ＭＰ 察 ５ｒｉ） 直 到 液 体 流 量 每 ． ａ观 ｎ ， ａ 计 中有地 层水 流 出 ， 时 的氮 气 驱 替压 差 即为 解 水 此 锁后 岩 心启 动压力 ， 录地层 水 流量 ， 记 测定 岩心气 测 渗 透率 ， 计算解 水 锁前后 实验 岩心 的含 水饱 和度 、 气 测 渗透 率和天 然 气启 动 压 力 ， 析 解 水锁 剂在 模 拟 分
- 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)。
低渗凝析气藏提高单井措施有效率研究
摘要:柯克亚凝析气田在勘探初期,遭受三口井无控井喷破坏,使得压力变化和流体分布复杂,开发调整与控制困难;尤其近年来,随着油气田的不断开采,主力油气藏已进入快速递减阶段,低产、低压、低效井大量产生,针对这种情况,柯克亚作业区对部分低产、低效井实施措施作业,但效果欠佳;为此,柯克亚作业区科研、技术人员在总结前期措施作业效果的基础上,重新对低产、低效及部分躺井进行了再分析、研究,以其动、静态资料为基础,将储层物性、平面连通性以及生产动态资料有机结合的方法,确定增产措施作业井,实施后取得了显著的效果。
关键词:凝析实施措施措施效果评价
1 低渗凝析气藏基本地质特征
目前探明6个柯克亚凝析气田油气藏中,西五二、西七二油环凝析气藏储层为中等孔隙度、中等渗透率的细砂岩,砂岩厚度大,储层平面展布及连通性相对较好,开发效果较好;西四一、西四二～西五一边水凝析气藏则相对较差,储集层以细砂岩为主,砂岩碎屑成份以石英为主,其次为长石和岩屑,储集空间以次生孔隙为主,储层具有小喉道(0.25um～3.75um)、低渗透率(空气55×10-3～126×10-3um2)、低孔隙度(9％～18％)、强酸敏、亲水等特征,储层非均质性严重、连通性差、层内低渗透率带交叉分布,形成单井有效控制储量小、产量低、地层
压力下降快的特点。
2 前期措施效果分析
柯克亚凝析气田经过近30年的开发,主力采油层系能量衰减,含水上升,产量大幅度递减;主力采气层系因采取衰竭式开采,地层反凝析严重,凝析油含量急剧下降;约占生产井数20％～30%的井成为低产、低效井,严重制约了气田的稳产、上产。
针对这种情况,近几年先后对西四一、西四二～西五一7口低产、低效井实施了措施作业,效果分析如下。
以上措施井除柯224、401、221井措施效果较好或有效外,其余各井均无效,而储层物性较好的5口井中(柯221、401、51、502、7008井),只有2口井有效,储层物性较差的3口井中(柯224、240、503井),也有1口井见效,由此可见储层物性不是决定措施有效的唯一因素;而物性较好、初始产量较高的柯401、221井也先后于2000年1月、2001年6月停喷,累计产油分别为:6011t、550t,经济效益较差,分析原因:两口井平面连通性较差,缺乏能量补充,造成油气产量迅速下降,直至枯竭。
3 措施技术研究
针对前期低渗油气藏措施效果不理想的情况,作业区科研、技术
人员对油气井的储层物性、平面连通性以及邻井生产动态等方面做了全面、深入的研究、总结,在正确认识的基础上,确定、形成了一系列科学的措施技术对策。
3.1 措施井分类生产特征
(1)储层物性相对较好、平面连通性较差,同层邻井生产良好;该类油气井投产初期油气产量、地层压力较高,开采较短时间,因能量补充缺乏,井内地层压力急剧下降,井底附近严重脱气,油层孔隙中很快形成混合流动,相应的含油饱和度和相对渗透率则不断减少,造成油气产量迅速下降,直至枯竭,措施效果较差,如图1。
(2)储层物性相对较差、平面连通性较好,同层邻井生产良好。
该类油气井投产初期地层压力略高于同层邻井,油气产量较低,开采一定时间后,油气产量、地层压力同等程度下降较快,关井一段时间,产量、压力有一定恢复,需进行间歇开井生产,措施效果较差,如图2。
柯224、240井表现出此类开采特征。
(3)储层物性相对较差、平面连通性较差,同层邻井生产良好。
该类油气井措施作业后,关井地层压力较高,开井生产压差较大,油气产量很低,基本不具备工业油气产能,无开采价值,措施效果差,如图3。
柯503井表现出此类开采特征。
(4)储层物性相对较好、平面连通性较好,同层邻井生产良好。
该类油气井投产初期地层压力与同层邻井基本相同,油气产量较高,随着开采时间推移,地层压力、油气产量缓慢下降,措施效果较好,如图4。
柯212、312、412井皆表现出此类开采特征。
3.2 提高措施有效率技术条件
(1)储层物性相对较好。
(2)平面连通性较好。
(3)同层邻井生产良好。
4 目前措施效果评价
由于一系列措施技术新对策的实施,在西四一、西四二～西五一边水凝析气藏实施措施作业5口,有效5口,措施有效率100%,获得了显著的效果。
4.1 措施有效率大幅度提高
在采用措施新对策后,目前措施有效率高达100%,比前期措施有
效率33.33%大幅度提高,有效率增加66.67%。
4.2 经济效益显著
在措施有效率大幅度提高的基础上,经济效益显著增加,目前措施5口井(柯51、212、312、412、2井)年增油4169t,年增气2953×104m3,以原油4000元/吨、天然气0.5元/方计算,将产生3144余万元的经济效益。
4.3 为明年措施增产作业提供了技术储备
根据研究成果及实施效果分析,将对部分低产、低效井(K300、342、102、7008井)的下步措施制定提供技术指导。
5 经验与教训
通过低渗凝析气藏措施技术新对策的研究、实施,起到了提高措施有效率,增加经济效益的作用,但同时以下几个方面的问题又给今后的工作留下了启迪与警示。
(1)柯克亚凝析气田是一个油气藏类型多、地下地质条件及流体的空间分布复杂,在措施制定过程中必须进一步加大科研力度,确保获取更高的措施有效率;(2)在地质储层物性、平面连通性都相对较好,流体空间分布清楚的油气藏,措施效果显著,否则措施效果不明显;(3)储层物性不是决定措施有效率的唯一因素。