低渗透气藏分层压裂难点及对策_王松
低渗透气藏分层压裂难点及对策
Ｗ ａ ｇ Ｓ ｎ Ｉ Ｃｈｕ ｎ Ｙａ ｎ ｏ ｇ ｎ Ｌａ ｎｇ Ｚｈａ ｚ ｎ ｏ ｈｏ ｇ
（ Ｓａ ｅ Ｋｅ ａ ｆＯｉ ａ ｄ Ｇａ ｓ ｒ ｏｒ Ｇｅ ｌｇ ｎ ｘ ｌｉ ｔ ｎ ｏ ｔ ｗ ｓ Ｐ ｔｏｅ ｍ ｉｅ ｓ ｙ ｈ ｎ ｄ １ ５ ０ ｈ ｎ ； Ｌ ｔｔ ｙ Ｌ ｂ ｏ ｌ ｎ ｓＲｅｅ ｖ ｉ ｏｏ ｙ ａ ｄ Ｅ ｐ ｏｔ ｉ ，Ｓ ｕ ｈ ｅ ｔ ｅｒ ｌｕ Ｕｎ ｖ ｒ ｉ ，Ｃ ｅ ｇ ｕ ６ ０ ０ ，Ｃ ｉａ ａｏ ｔ ２ ｎ ｒ ｙ Ｃｏ ａ ｙ ｏ ｉｈ ａ ｅｒ ｌｕ Ａ ｍｉ ｉ ｒ ｔ ｎ Ｂ ｒ ａ ， Ｉ ． ｅ ｇ ｍｐ ｎ ｆＳ ｃ ｕ ｎ Ｐ ｔ ｏｅ ｍ ｄ ｎｓ ａ ｉ ｕ ｅ ｕ Ｓ ＮＯＰ ， ｅ ｇ ｕ ６ ０ ０ ， ｉ ａ Ｅ ｔ ｏ ＥＣ Ｃｈ ｎ ｄ １ ０ ０ Ｃｈｎ ）
关键词 低 渗透 气藏 ； 层 压 裂 ； 艺优 化 ； 术 对 策 分 工 技 文 献标 识 码 ： Ａ
中 图 分 类 号 ：Ｅ ５ ． ３ Ｔ ３ ７１ ＋
Ｄｉｆｃ ｌｉ ｓｏ ｅ ｒ ｔ ａ ｅ ｒ ｃ ｕｒ ｎ ｅ ｈｎ ｌ ｇ ｏ ｏ ｐ ｒ ｅ ｂ ｌ ｙ ｇ ｓｒ ｓ ｒ ｏ ｒ ｆ ｕ ｔｅ ｆｓ ｐａ ａ ｅｌ ｙ ｒ ｆ ａ ｔ ｉ ｇ ｔ ｃ ｏ ｏ ｙ ｆ ｒｌ ｗ ｅ ｍ ａ ｉｉ ａ ｅ ｅ ｖ ｉ ｉ ｔ
特 点。 因此 ， 层 压 裂 工 艺 已成 为 此 类 油 气藏 投 产 、 产 的 主要 方 法 。 目前 分 层 压 裂存 在 着 改造 风 险性 高 、 度 大 、 产 效 分 增 但 难 增
果 不 明 显 等 难题 。结合 川 西 苏码 头构 造 的 气 藏 地质 实 际 ， 析 了 Ａ、 两 口典 型 施 工 井 在 分 层 压 裂 中存 在 的 问题 ， 地 质 资 分 Ｂ 从 料 分 析 、 高控 制 、 伤 害压 裂 液 优 选 及 分 层 压 裂 工 艺设 计 优 化 等 方 面 ， 出 了低 渗透 气藏 分层 改造 的关 键 技 术 对 策 。 缝 低 提
分层压裂工艺在低渗油藏中的应用
分层压裂工艺在低渗油藏中的应用摘要：低渗透多薄层油藏具有渗透率低、层多、层薄、自然产能低、层间地应力差异等特点，需要有针对性的油层改造来提高其采收率。
分层压裂技术可以实现一趟管柱对地层压裂改造来提高单井单层产量。
对分层压裂技术进行研究分析，在某区块的压裂改造中对投球分层及机械分层进行了现场应用，结果表明机械分层压裂优于投球分层，其压后效果好。
为低渗透多薄层的开采提供了新的方法。
关键词：低渗透；多薄层；分层压裂；现场应用1 多薄层油藏压裂改造特点低渗透多薄层油藏具有渗透率低、物性差、层多、层薄、自然产能低，层间地应力差异大等特点，在开采过程中表现出“采油速度低、采出程度低、单井产量低、稳产难度大”等特点。
在压裂改造过程中，单一小层压裂难以形成一定生产能力，且成本高。
而笼统压裂时经常出现部分压裂目的层打不开、支撑缝长短、缝窄、加砂困难等问题。
目前直井分层压裂技术可以达到节省成本、缩短作业周期[1]，提高了储层的改造程度达到增产目的。
该类储层物性差，要求压裂改造较长的裂缝以形成较大的泄油面积，达到提高油井产能的目的；泥质含量高，裂缝开启难度大，加砂困难；层多，跨度大，需要分层压裂改造措施。
例如**井9 个层，跨度在38m 左右，笼统压裂缝高控制难度大，很难实现每层都有较好的改造，层多、物性差异大，不能保证每层都能压开，分层压裂是此类储层改造的最佳选择。
当前井多为斜井，斜度大，封隔器座封难度较大，压裂改造过程中容易产生多裂缝[2]；隔层厚度小，机械分层难度大，需要优化射孔工艺以达到分层改造的目的。
2 分层压裂技术工艺原理及特点2.1 机械分层压裂技术机械分层压裂是借助封隔器将目的层与其上下层段分隔出来成为一个独立的压裂单元来实现单层改造。
其机械分层的原理[3]：多级封隔器各自具有不同的座封压力来完成层间密封；第一层压裂时，其它层压裂开关处于关闭状态，当第一层压裂结束后，打开第二层滑套开关，同时封闭下层通道，进行第二层压裂。
低渗透气藏水平井多段压裂优化设计方法概述
敬请各位领导、
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五、水平井分段压裂优化设计
四、压裂液
水平井分段压裂工艺对压裂液的性能要求比较高。一般应选用低残渣、低伤 害、悬浮性好的压裂液，进入现场作业前应做好室内评价工作，选取适合该地 质储层特征的压裂液组合。
五、工艺参数优选
施工参数是施工顺利进行和取得良好增产效果的保证，所以施工参数的选 择一定要根据油层的特点和裂缝的几何尺寸来确定。对于水平井压裂裂缝长度 及压裂规模设计应综合考虑油层物性及注水井位置等因素，尽可能的利用水平 井的特点和单井控制储量。
低渗透气藏水平井多段压裂 优化设计方法概述
答辩提纲
一、概况 二、水平井分段压裂工艺技术简介 三、水平井压裂新工艺 四、压裂水平井产能影响因素 五、水平井分段压裂优化设计
一、概述
随着勘探开发技术的发展及钻、完井工艺水平的提高，水平井、 多分支井、大位移井日渐成为国内外油气田开发的主要方向，广 泛应用于稠油、边底水、低渗、薄层等油藏。
四、压裂水平井产能影响因素
一、储层非均质性对产能的影响
储层渗透率非均质亦 是影响气井产能的主要 因素之一。对井外围渗 透性变差的气井，产能 试井测试时间应更长一 些，使气井流动达到拟 稳态，以真实反映气井 产能大小。
四、压裂水平井产能影响因素
二、地层系数和非达西流系数对产能的影响
以渗流理论为基础，结合动静态资料对气井产能的影响因素进行了分析， 地层系数是气井产能影响的主要因素，地层系数越大，气井产能越高;非达西流 系数越大，气井产能越低;储层含水部位与气井的关系较为密切，其中地层中部 含水对气井影响较大。
三、水平井压裂新工艺
一、体积压裂的提出及概念 随着低渗、超低渗油气藏的开发，由于受到储层条件、注采井
低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议重点
第３３卷第１期开发工程・１・低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议———以鄂尔多斯盆地为例余淑明１，２刘艳侠１武力超３贾增强４１．中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心２．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室３．中国石油长庆油田公司气田开发处４．中国石油长庆油田公司苏里格南作业分公司余淑明等．低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议———以鄂尔多斯盆地为例．天然气工业，２０１３，３３（１）：‐．摘要鄂尔多斯盆地蕴含上、下古生界两套气藏，地质复杂程度高，非均质性强，大规模运用水平井开发的实践虽然形成了相关的配套开发技术，基本上实现了低渗透气藏的高效开发，但未来提升单井产能的技术攻关方向仍不明确。
为此，将以苏里格气田为代表的上古生界气藏和以靖边气田为代表的下古生界气藏作为研究对象，对２８２口水平井从构造、沉积、储层、地震、钻井、改造等方面进行了整体研究。
结果表明：长庆气区已形成的储层预测及精细描述技术等５项特色水平井技术系列是有效、实用的，但仍面临着３项急需攻克的瓶颈难题，可以从储层定量表征、小幅度构造识别及描述、水平井开发井网优化及提高采收率、水平井改造技术攻关、降低开发成本新策略等５个方面共１７项技术措施入手进行攻关，以进一步降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。
关键词鄂尔多斯盆地低渗透气藏水平井砂岩碳酸盐岩开发技术现状攻关建议ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ．ｉｓｓｎ．１０００‐０９７６．２０１３．０１．００１ＸｕＳｈｕｍｉｎｇ，ＬｉｕＹａｎｘｉａ，ＷｕＬｉｃｈａｏ，ＪｉａＺｅｎｇｑｉａｎｇ（１．ＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄＲｅｓｅａｒｃｈＣｅｎｔｅｒｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｔａｔｅＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＬｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙＯｉｌ＆ＧａｓＦｉｅｌｄＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐ‐ｍｅｎｔ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；３．ＧａｓＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔＤｅｐａｒｔｍｅｎｔｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；４．ＳｏｕｔｈＳｕｌｉｇｅＯｐｅｒａｔｉｏｎＣｏｍｐａｎｙｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ）１，２１３４Ｔｅｃｈｎｉｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓａｎｄｐｒｏｐｏｓｅｄｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓｉｎｄｒｉｌｌｉｎｇｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ＡｃａｓｅｓｔｕｄｙｆｒｏｍｔｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎＮＡＴＵＲ．ＧＡＳＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ３３，ＩＳＳＵＥ１，ｐｐ．‐，１／２５／２０１３．（ＩＳＳＮ１０００‐０９７６；ＩｎＣｈｉｎｅｓｅ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎｃｏｎｔａｉｎｓｔｗｏｋｉｎｄｓｏｆｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｌｙｉｎｇｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙｉｎｔｈｅＵｐｐｅｒａｎｄＬｏｗｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ，ａｎｄｔｈｅｙａｒｅｂｏｔｈｆｅａｔｕｒｅｄｂｙｃｏｍｐｌｅｘｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｇｒｅａｔｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ．Ａｌｔｈｏｕｇｈｔｈｅｒｅｈａｖｅｂｅｅｎｔｅｃｈｎｉｃａｌｋｎｏｗ‐ｈｏｗｔｏｓｕｐｐｏｒｔｔｈｅｌａｒｇｅ‐ｓｃａｌｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｄｒｉｌｌｉｎｇｓｆｏｒｈｉｇｈｌｙｅｆｆｅｃｔｉｖｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｔｈｅｗａｙｏｆｉｍｐｒｏｖｉｎｇｓｉｎｇｌｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎａｎｄｐｏｓｓｉｂｌｅｆｕｒｔｈｅｒＥＯＲｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｔｒｅａｔｍｅｎｔｏｆ２８２ｗｅｌｌｓｌｏｃａｔｅｄｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙｏｎｔｈｅＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇｔｈｅＵｐｐｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｇａｓｔｈｒｅｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓｒｅｍａｉｎｅｄｕｎｓｅｔｔｌｅｄ，ｗｈｉｃｈ，ｈｏｗｅｖｅｒ，ｃａｎｂｅｔａｃｋｌｅｄｆｏｒｍｉｔｉｇａｔｉｎｇｔｈｅｒｉｓｋｉｎｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｍａｉｎｓｕｎｃｌｅａｒ．Ｉｎｖｉｅｗｏｆｔｈｉｓ，ａｎｏｖｅｒａｌｌｓｔｕｄｙｗａｓｍａｄｅｏｆｔｈｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｓ，ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎｓ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｔｒａｔａ，ｓｅｉｓｍｉｃｆｅａｔｕｒｅｓ，ｄｒｉｌｌｉｎｇｆｅａｔｕｒｅｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｏｎｔｈｅＪｉｎｇｂｉａｎＧａｓＦｉｅｌｄｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇｔｈｅＬｏｗｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｉｎｄｉｃａｔｅｓｔｈａｔｔｈｅ５ａｃｑｕｉｒｅｄｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｏｎｔｈｅＣｈａｎｇｑｉｎｇＧａｓＦｉｅｌｄｓｕｃｈａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎａｎｄｒｅｆｉｎｅｄｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎａｒｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｖｉａｂｌｅ，ｂｕｔｔｈｅｒｅａｒｅｓｔｉｌｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｉｍｐｒｏｖｉｎｇｓｉｎｇｌｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｂｙｕｔｉｌｉｚｉｎｇ１７ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｉｎｔｈｅｆｏｌｌｏｗｉｎｇａｓｐｅｃｔｓ：ｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎ，ｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓ，ｔｈｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，ａｎｄｔｈｅｎｅｗｓｔｒａｔｅｇｉｅｓｏｆｃｕｔｔｉｎｇｄｏｗｎｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｃｏｓｔ．ｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓ．ｔｈｅｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎａｎｄｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎｏｆｌｏｗ‐ａｍｐｌｉｔｕｄｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅ，ｔｈｅｍｅａｓｕｒｅｓｏｆｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇｔｈｅｐａｔｔｅｒｎａｎｄｅｎｈａｎｃｉｎｇｔｈｅｒｅｃｏｖｅｒｙｒａｔｅｏｆｈｏｒｉ‐Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ，ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌ，ｓａｎｄｓｔｏｎｅ，ｃａｒｂｏｎａｔｅｒｏｃｋ，ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｅｘｉｓｔｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，ａｄｖｉｃｅｓｏｎｔａｃｋｌｉｎｇｔｅｃｈｎｉ‐作者简介：余淑明，女，１９５９年生，高级工程师；主要从事油气田开发科研和管理工作。
低渗透油藏压裂注水机理工艺方法述论文
低渗透油藏压裂注水机理及工艺方法的论述摘要：我国是一个低渗透油藏资源十分丰富的国家，在未动用的油气地质储量中，低渗透油气藏占据很大的比例。
到目前为止，对于低渗透油藏主要采取注水开发，但是由于低渗透油藏中的特殊的孔隙结构、地质构造以及注水伤害等原因，导致了我国注水的困难，波及系数的降低，采收率的下降。
本文主要对我国低渗透油藏压裂注水机理以及工艺方法进行简要的分析。
关键词：低渗透油藏压裂注水机理工艺方法一、低渗透油藏注水现状我国的大部分低渗透油藏主要是以注水开发为主。
这是因为低渗透油田的渗透率较低、空隙度较小等特征，低渗透油层一般吸水能力较低，价值油层中的矿物遇到水会膨胀和注入水的水质与油层不配伍等因素导致的油层伤害，以及水质的原因，地层极易堵塞，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，致使注水井附近形成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量的迅速递减。
注水井注入压力的高低直接影响水井的注水效率，加大地层配注系统的负荷，使注水能耗增加，与此同时长期高压注水易导致套管损坏，水井欠注使储层产生应力敏感效应，降低了波及系数，导致低渗透油田采收率减小。
为了提高水驱效率，需要增强注水，目前增注工艺上主要采取酸化、补水、分层注水等常规措施方法，但是酸化有效期短，对进井地带受到二次伤害。
二、低渗透油藏的水力压裂注水井注入压力的高低直接影响水井的注水效率，加大地层配注系统的负荷，使得注水能耗不断增加。
长期采用高压注水容易导致套管的损坏，水井欠注使得储层产生应力敏感效应，降低了波及系数，导致低渗透油田采收率的减小。
为了提高水驱效率，必须增强注水，目前增强注水既有物理方法也有化学方法，主要包含常规压裂增注、震荡、酸化等增注技术，但是均存在有效期短、费用较高、二次伤害，因此研究压裂增注有重要的意义。
水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要的技术，在我国低渗透油气藏的开发中得到了广泛的应用，它主要是利用地面高压泵组，把高粘液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋起高压，当此高压大于井壁附近的地应力和地层岩石抗涨强度时，在井底附近地层就会产生裂缝。
《低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》
《低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》篇一一、引言随着油气资源的不断开发，低渗透砂岩气藏已成为重要的能源开采领域。
为了提高气藏的采收率和经济性，压裂技术得到了广泛应用。
然而，压裂液在注入过程中可能会对储层造成伤害，严重影响气藏的开发效果。
因此，研究低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理，对于优化压裂工艺、提高采收率具有重要意义。
二、低渗透砂岩气藏特点低渗透砂岩气藏具有渗透率低、非均质性强、储层敏感等特点。
由于砂岩的微小孔隙结构，其储集和渗流能力相对较弱。
此外，储层敏感性使得在开发过程中易受到外部因素的影响，导致储层物性的变化。
这些特点使得低渗透砂岩气藏在压裂过程中面临诸多挑战。
三、压裂液伤害机理压裂液在低渗透砂岩气藏中的伤害机理主要包括以下几个方面：1. 滤失伤害：压裂液在注入过程中会通过微小孔隙进入储层，造成滤失。
滤失过多会导致储层物性降低，影响气藏的采收率。
2. 岩石润湿性改变：压裂液中的化学成分可能改变岩石表面的润湿性，使得岩石表面的水湿性变差，进而影响油气的渗流能力。
3. 岩石微粒运移：在压裂过程中，部分岩石微粒可能被压裂液带入储层中，造成储层堵塞。
这些微粒在储层中运移、聚集，严重影响储层的渗流能力。
4. 化学反应伤害：压裂液中的某些化学成分可能与储层中的物质发生化学反应，生成不利于采收率的物质。
这些反应可能改变储层的物性，降低其采收能力。
四、研究方法为了深入研究低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理，可采用以下研究方法：1. 实验研究：通过室内实验，模拟低渗透砂岩气藏的压裂过程，观察压裂液在储层中的行为及对储层的影响。
2. 数值模拟：利用数值模拟软件，建立低渗透砂岩气藏的数学模型，研究压裂液在储层中的流动规律及对储层的伤害程度。
3. 现场试验：在现场进行压裂试验，收集实际数据，分析压裂液对储层的实际影响。
五、结论与建议通过研究低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理，可以得出以下结论：1. 滤失、岩石润湿性改变、岩石微粒运移和化学反应是导致压裂液对储层造成伤害的主要因素。
《低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》范文
《低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》篇一一、引言低渗透砂岩气藏是石油天然气领域重要的开发目标，然而在开采过程中常常会遇到渗透率低、采收率不高的问题。
压裂液是低渗透砂岩气藏开采过程中重要的工作液，但压裂液在注入过程中往往会对储层造成伤害，从而影响气藏的采收率和生产效率。
因此，对低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理的研究具有重要的理论意义和实际应用价值。
二、低渗透砂岩特性及储层伤害表现低渗透砂岩主要由小粒径的砂粒构成，孔隙度较小，导致流体在其中流动时会产生较高的流阻。
当压裂液进入低渗透砂岩气藏时，由于储层的高流阻和复杂的物理化学性质，容易发生以下伤害：1. 压裂液中的化学物质与储层岩石发生反应，导致岩石结构破坏和储层孔隙堵塞。
2. 压裂液中的固体颗粒在储层中滞留，形成堵塞物，降低储层的渗透率。
3. 压裂液在储层中形成滤饼，影响气体的流动和采收。
三、压裂液伤害机理研究为了研究压裂液对低渗透砂岩气藏的伤害机理，可以从以下几个方面进行：1. 化学伤害机理：压裂液中的化学物质与储层岩石的化学反应过程及产物对储层的影响。
研究这些反应的机理和动力学过程，有助于了解压裂液对储层的潜在损害。
2. 物理堵塞伤害机理：压裂液中的固体颗粒在储层中的滞留和堆积过程。
通过分析颗粒大小、形状和电荷性质等因素对堵塞的影响，可以揭示物理堵塞的机理。
3. 滤饼形成机理：压裂液在储层中形成的滤饼对气体流动的阻碍作用。
研究滤饼的组成、结构和形成过程，有助于了解其对采收率的影响。
四、实验方法与结果分析通过室内模拟实验和现场应用研究，可以对压裂液伤害机理进行深入分析。
实验方法包括：1. 配制不同成分的压裂液，模拟其在低渗透砂岩中的流动过程。
2. 观察和分析压裂液在储层中的化学反应、固体颗粒滞留和滤饼形成等过程。
3. 通过对比实验前后储层的渗透率、采收率等指标，评估压裂液对储层的伤害程度。
五、结论与建议根据实验结果和分析，可以得出以下结论：1. 压裂液中的化学物质与储层岩石发生反应，产生损害储层孔隙和结构的化学物质。
低渗透储层的压裂技术应用研究
低渗透储层的压裂技术应用研究在石油开采中，低渗透储层的开发一直是个难题。
由于低渗透性，使得石油无法通过天然孔隙流出，这就需要采用新的开采策略，以提高开采效率。
在这个领域，压裂技术无疑是最常用的方法之一。
该技术通过使用高压水、沙子和化学添加剂，强制推进压缩石油，从而破坏石油岩层中的裂缝，从而提高石油的流动性。
本文旨在探讨低渗透储层压裂技术的应用研究。
一、低渗透储层的特点低渗透储层，具有孔隙度低、渗透率低、含油饱和度低、脆性大、易于崩塌等特点。
由于其岩体结构紧密，难以破坏，导致石油无法充分流出；而使用传统的开采方法，效率十分低下。
通过分析其特点，可以得出如下结论：1、渗透率低渗透率低，即石油在储层中移动的难度大，需要额外的推力。
所以，需要采用某种方法，使石油在储层中流动更顺畅，以提高开采效率。
2、容易塌陷和崩塌容易塌陷和崩塌，这是因为低渗透性岩层多数为砂质岩石或泥岩石，含有很多孔隙、裂缝等，当石油被吸附在孔隙中时，就会使岩层变得不稳定，容易产生塌陷。
因此，需要采用一种有效的方法来控制岩石的稳定性，防止岩石崩塌。
3、含油饱和度低石油储层的含油饱和度越低，越难开采。
在低渗透储层中，石油往往因为孔隙的狭小、不连通等原因而难以流动，使得石油的含油饱和度低。
然而，这也是低渗透储层中使用压裂技术的必要性所在。
二、低渗透储层的压裂技术1、压裂技术的原理压裂技术利用高压水、沙子等物质，对储层进行超高压处理，使石油储层中的石头裂缝扩大或产生新的裂缝，从而增加岩石的渗透性，使石油可以更加顺畅地流出。
在低渗透储层中，使用压裂技术可以显著提高采收率。
2、压裂技术的种类（1）液态压裂液态压裂技术通常被视为压裂技术的一种传统方法。
某些特殊的岩层标本可以表明液态压裂技术是有效的，这种技术包括直接浸泡储层、高压水或组成具有高比重的压裂液品。
（2）断层法压裂从理论上讲，断层法压裂将在压力靠近冲破点之前阻止压裂裂缝增长。
换句话说，它就是指储层压力增加至裂缝扩大至一定程度之后，将石油注入储层中，并通过断层的作用、不同应力区域直接作用压力等方法，继续通过压力和集流另外的油气储层。
《2024年低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》范文
《低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》篇一一、引言随着油气勘探技术的不断发展，低渗透砂岩气藏逐渐成为全球油气开发的重要领域。
在低渗透砂岩气藏的开发过程中，水力压裂技术是提高油气采收率的关键技术之一。
然而，压裂液在使用过程中可能会对储层造成伤害，影响气藏的开采效果。
因此，研究低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理，对于优化压裂工艺、提高采收率具有重要意义。
二、低渗透砂岩气藏特点低渗透砂岩气藏具有孔隙度低、渗透率低、非均质性强等特点。
这些特点导致储层中流体流动困难，需要通过压裂等手段来提高采收率。
然而，压裂过程中压裂液的使用可能对储层造成不同程度的伤害。
三、压裂液伤害机理（一）滤失伤害压裂液在压裂过程中会与储层岩石发生作用，一部分压裂液可能因滤失作用进入储层岩石的微小孔隙中，导致储层孔隙度降低，渗透率下降。
此外，滤失的压裂液还可能改变储层流体的性质，影响气藏的开采效果。
（二）化学伤害压裂液中通常含有多种化学添加剂，这些添加剂在储层中可能发生化学反应，产生沉淀物或堵塞储层孔隙。
这些化学反应可能改变储层的物理性质和化学性质，对气藏开采产生负面影响。
（三）机械伤害在压裂过程中，高压力和高速流体会对储层岩石产生机械冲击和挤压作用，可能导致岩石结构破坏，产生裂缝并形成“微缝”等不利于采收的结构。
这些机械作用可能导致储层的有效渗透面积减少，影响气藏的开采效果。
四、研究方法与实验分析针对低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理的研究，可以通过以下方法进行：（一）实验室模拟实验通过模拟实际压裂过程中的物理和化学条件，观察和分析压裂液在储层中的滤失情况、化学变化以及机械作用等，以揭示压裂液对储层的伤害机理。
（二）现场应用监测在现场应用过程中，通过实时监测压裂液在储层中的变化情况，包括压力、流量、化学成分等参数的变化，分析压裂液对储层的实际影响程度。
（三）理论模型分析通过建立理论模型，对压裂过程中的物理和化学现象进行理论分析和模拟，以揭示压裂液伤害储层的内在机理。
低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究的开题报告
低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究的开题报告【摘要】近年来，低渗透砂岩气藏的开发难度逐渐加大，钻井技术和提高压裂技术也难以满足实际需求。
针对压裂液对低渗透砂岩气藏压裂伤害的研究，对于优化压裂工艺和提高气藏采收率具有重要的意义。
本文主要从低渗透砂岩的物性特征、压裂液的成份及压力等方面，探讨压裂液引起低渗透砂岩气藏压裂伤害的机理，旨在为压裂工艺的优化提供理论依据。
【关键词】低渗透砂岩；气藏；压裂液；压裂伤害机理；压裂工艺【研究背景和目的】低渗透砂岩气藏具有开发难度大、采收率低等特点。
压裂技术是开发低渗透砂岩气藏的重要手段之一，但目前常规压裂技术仍无法满足实际需求。
压裂液对砂岩的侵蚀和对孔隙结构的破坏是相互作用的结果，因此，探讨压裂液对低渗透砂岩气藏压裂伤害的机理，对于优化压裂工艺和提高气藏采收率具有重要意义。
【研究内容和方法】本研究将重点探讨低渗透砂岩的物性特征、压裂液中的成份及压力、温度等因素对低渗透砂岩气藏压裂伤害的影响机理。
研究方法主要包括实验室模拟、宏观观测和X射线衍射等手段。
实验将采用模拟压力、温度和压裂液的实验模拟装置进行模拟实验，并通过扫描电镜(SEM)、透射电镜(TEM)等技术对样品进行宏观和微观观察，结合X射线衍射实验结果，得出压裂液引起低渗透砂岩气藏压裂伤害的机理。
【预期成果和意义】本研究预计可以得到以下成果：1）探讨压裂液对低渗透砂岩气藏压裂伤害的机理以及影响因素；2）对压裂工艺的优化和低渗透砂岩气藏开发提出建议；3）相关研究成果可为其他类似岩石气藏的开发提供借鉴和参考。
【研究计划】本研究计划工期为两年，主要研究内容包括样品准备、实验分析及结果分析。
首先进行低渗透砂岩样品的采集、制备和预处理工作，然后制备不同成份的压裂液，进行实验，并通过宏观和微观观察以及X射线衍射结果分析数据。
最后，针对实验结果进行统计和综合分析，得出压裂液引起低渗透砂岩气藏压裂伤害的机理和规律，为优化压裂工艺提供理论基础和实践指导。
低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素重点
石油学报文章编号:025322697(1999 0420051255低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素张学文3(中国石油天然气集团公司方宏长裘怿楠章长钐(石油勘探开发科学研究院北京摘要:通过科学的抽象, 建立了大量的非均质地质模型, , 藏中的开发动态, 、K v K h 、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、:3条相对较优; ; , 存在相对较优的裂缝导流能力值; 两条最外边裂缝的; , 建议加大中间裂缝的长度或导流能力, 。
在对裂缝条数、长度和导流能力研究的基础上, 建立了增产倍数图版。
主题词:水平井; 水力裂缝; 裂缝条数; 裂缝长度; 裂缝导流能力; 裂缝间距1前言国内外油田开发实践证明[1～7], 水平井适用于低渗透油藏的开发 , 而且低渗透油藏水平井开采技术将成为水平井技术发展的一个重要方向。
由于低渗透率油藏的渗透率低, 渗流阻力大, 连通性差, 油井自然产能很低, 为了改善其开采经济效益, 通常要对水平井采用压裂试油和压裂投产工艺, 同时也对油藏工程提出了许多新的研究课题, 压裂水平井产能以及影响因素就是其中一个非常关键的问题。
本文将针对压裂水平井的产能及其影响因素问题进行油藏数值模拟研究。
2基本地质模型为了对压裂水平井产能及影响因素进行深入的研究, 建立了200多个非均质地质模型, 考虑到的因素包括; 人工裂缝条数、裂缝长度、储层渗透率、裂缝导流能力、裂缝间距、垂直渗透率与水平渗透率的比值和裂缝方向与水平段方向关系等因素(表1 。
表1地质模型中的影响因素Table 1Factors affect i n geolog ical m odels 项目数值地层渗透率(×10-3Λm 2 014、2、8、5、50裂缝条数0、1、2、3、4、5、6、7、8、9裂缝长度(m0、40、90、140、240、440裂缝导流能力(Λm 2・ c m 5、20、50、100裂缝间距(m112、168、224、280、336、392、448K v K h0105、011、0115、012、013、014、裂缝等效网格为015m , 水平段所在的网格也是015m 。
《低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》范文
《低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》篇一一、引言随着油气资源的不断开采，低渗透砂岩气藏已成为非常重要的资源。
为了提高其开采效率和经济效益，通常需要对储层进行压裂作业。
然而，在压裂液的应用过程中，储层可能会遭受不同程度的伤害，严重影响其开采效果。
因此，研究低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理，对于提高储层开采效率和保护储层具有重要意义。
二、低渗透砂岩气藏特点低渗透砂岩气藏具有渗透率低、非均质性强、储层敏感等特点。
由于砂岩颗粒间接触紧密，储层内流体流动阻力大，导致开采难度大。
同时，储层的敏感性强，易受外界因素影响而发生物理化学变化。
三、压裂液伤害机理压裂液在低渗透砂岩气藏的开采过程中起着至关重要的作用。
然而，由于压裂液的性质、配方以及使用方式等因素的影响，可能会对储层造成不同程度的伤害。
以下是压裂液伤害的主要机理：1. 物理伤害：压裂液在储层中流动时，可能携带砂粒等杂质进入储层微裂缝和孔隙中，造成堵塞，降低储层的渗透性。
此外，压裂液中的高分子物质也可能在储层中形成滤饼，阻碍流体的流动。
2. 化学伤害：压裂液中的化学成分可能与储层中的敏感矿物发生反应，生成不利于流体流动的沉淀物或胶结物。
这些物质可能堵塞孔隙和微裂缝，降低储层的渗透性。
此外，部分化学成分还可能对储层中的天然气产生吸附作用，降低其采收率。
3. 生物伤害：低渗透砂岩气藏中通常存在微生物群落。
压裂液中的某些成分可能对微生物产生抑制作用，破坏储层中的生物平衡，导致储层性能下降。
四、研究方法为了深入研究低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理，可以采用以下研究方法：1. 实验室研究：通过模拟低渗透砂岩气藏环境，研究压裂液在储层中的流动特性和对储层的伤害程度。
可以采用不同的压裂液配方和工艺参数进行对比实验，分析各因素对储层伤害的影响。
2. 现场试验：在低渗透砂岩气藏现场进行压裂作业，实时监测压裂液对储层的伤害情况。
通过收集现场数据和分析开采效果，为理论研究提供实践依据。
低渗透气藏开发难点与技术对策
·86·从我国目前已经发现和开采的天然气藏中，低渗以及特低渗藏所占据的比例是比较大的。
随着我国天然气资源的不断开采，一般将非常规天然气看成是比较有效的能源补充。
但是对于低渗气藏来说，其主要特点就是埋藏比较深、储物层的性能比较差，而且含水饱和度也是比较高的，所以目前的产能以及采收效率都比较低。
如何更好的实现对于低渗气藏的高效开发，对于解决我国在生产生活过程中对能源的需求具有非常重要的作用。
1 低渗气藏的地质特征以及开发特征1.1 低渗气藏的地质特征建南地区下叠统飞仙关组总体上是在大的海退背景下发育的一套碳酸盐岩沉积。
飞仙关组自下而上划分为飞一段至飞4段，其中飞1~飞2段厚度一般为220m 左右，其岩性表现为底部深灰色、灰色页岩夹薄层灰岩，向上为灰色、深灰色泥晶灰岩夹瘤状灰岩及蠕虫状灰岩，飞1段层薄，飞2段泥质条纹与缝合线较发育。
飞3段厚度一般在120~140m 间，岩性由浅灰色、灰色泥晶灰岩与砂屑、鲕粒灰岩构成，水平层理、砂屑条带及冲刷构造多见，局部可见丘状交错层理；纵向上常呈现泥晶灰岩-颗粒灰岩-泥晶灰岩的岩性组合特点。
飞4段岩性稳定，厚度一般为20.0~30.0m，岩性由黄灰色、紫红色（含）泥质云岩、含泥质灰岩、含云质灰岩和含灰云岩构成，该段层薄、色杂，发育水平层理，局部见有部分暴露标志，是工区良好对比标志层之一。
1.2 低渗气藏的开发特征在油井投产之前，一般都会经过酸化作业，各井酸化或酸压作业后产气量均得到了明显的增加。
因此对于低孔低渗碳酸盐储层，通过酸化酸压等措施可以获得工业气流。
并且在进行具体的分析之后有以下几点认识：1）在酸化、酸压前未获得自然产气量的气井，酸化、酸压后均获得了不同程度的天然气。
增加程度从0.36~9.55万m 3大小不等。
2）能够获得自然产能的气井，酸化后测试产量均有不同程度的增加。
所有气井经过酸化后产量都得到了提升，产量从1.34~3.01m 3提升到5.70~36.90m 3不等。
低渗透油藏开发存在问题、开发难点及开发新思路
低渗透油藏在勘探阶段就要依靠储层改造提高产能，几乎全部新井都需要压裂投产.结合胜利低渗油藏地特点和国内外低渗透油藏开发技术地新进展，科学规划近期乃至未来～年地技术发展方向，关系到低渗透油藏地有效动用，关系到胜利油田地稳定发展大局.国际上把渗透率在毫达西至毫达西之间地油藏界定为低渗透油藏.世纪年代，我国仅陕北地区就探明低渗透油藏储量数亿吨，其平均有效渗透率只有毫达西，而当时能够成功开发地只是渗透率为毫达西以上地油藏.此外，还有一种特殊地低渗透油藏——盐湖沉积低渗透油藏，它除了具有渗透率低地特点外，还常常因为结盐结垢导致油水井作业频繁、井况恶化等.但是，随着勘探开发程度地不断提高，老区稳产难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产地必经之路.在低渗透油藏开发方面，我国石油地质科技人员经过长期地探索与研究，形成了地层裂缝描述、全过程油层保护、高孔密射孔、整体压裂改造、小井距密井网等一系列技术.但在裂缝描述、渗流机理研究、开发技术政策界限研究、配套工艺技术研究等方面，还不能完全适应低渗透油藏高效开发地需要，低渗透油藏储量动用程度、水驱采收率还比较低.因此，进一步探索动用低渗透油藏，提高低渗透油藏采收率，依然任重而道远.一、低渗透油藏开发存在地问题任何一个油田，从发现到投入开发，人们对它地认识是有限地.但是，随着大规模开发地进行，为了便于管理，按初期对油藏地认识，人为地划分开发单元在所难免.而接下来地地质研究和油水井动静态研究，也随之按人为划分地单元展开.这就等于把一个局限性地认识关进一个特制地笼子里，进行局限性地研究.在勘探开发过程中，随着地质研究地逐步深入，人们发现这种人为划分地单元与油藏分布地实际状况存在很大差别.人为划分地单元，绝大部分情况下把本来连片地油藏割裂开来，使地质研究乃至地质认识出现局限性，直接导致油藏认识地不完整性，成为制约低渗透油藏开发地瓶颈之一.因此，加快开发低渗透油藏，就要重新按照油藏分布划分开发单元，继而进行整体地地质研究，使低渗透油藏开发成为老油田稳产地主战场.对于低渗透油藏地特殊性研究，直接关系到它地开发效果.近年来，国内外地质科研人员对低渗透油藏做了大量研究.通过实验，推导出了低渗透油层地渗流数学方程，总结了低渗透油层中油、水非线性渗流特征及其规律，这为低渗油藏开发提供了科学依据.胜利油田通过引入压力梯度函数改造达西定律，开发了“非线性渗流三维二相油藏数值模拟软件”，成为准确描述低渗透油藏渗流特殊性地利器.一方面，在油层认识上，其测井响应特征及解释标准与常规油层差异性大，随着低渗透油藏地不断开发和开发工艺地不断提高，逐渐发现有些井原本测井解释为干层，但经过压裂试油获得了工业油流甚至高产.因此有必要重新制定油层划分标准，进行储量复算，重新认识低渗透油藏地物质基础.另一方面，对开发配套工艺提出了更高要求.盐地强腐蚀作用、盐塑性流动作用造成套管损坏严重，可溶性盐类重结晶在储层孔隙中结盐结垢，钙芒硝矿物见水极易溶解析出石膏、结硫酸钙垢，造成地层伤害，导致井况恶化.采用掺水解盐地方法可以缓解井筒结盐，但不能从根本上解决盐卡盐堵等问题，油井作业频繁，势必增加作业维护费用，严重时造成油井大修，影响正常生产.二、低渗透油藏开发难点优化和完善注采井网，是提高低渗透油藏采收率地重要途径，而合理调整注采井网地首要前提是了解和掌握低渗透油藏开发现状.国内低渗透油田开发技术与国外相比，存在一定差距，这里列举了目前普遍存在地四个问题.一是注采井网部署未考虑沉积微相类型和分布特征.沉积微相研究是井网部署地地质依据.但由于初期人为划分开发单元，沉积微相研究也以人为划分地油田或开发单元展开，导致编制开发方案针对各开发单元主体部位，缺乏整体考虑.二是注采井网未考虑裂缝分布.由于目前对裂缝分布认识地局限性，对油田注入水流线推进规律认识不清，注采调整过程中，注采井网部署未考虑裂缝分布，油田注水开发后，注入水沿裂缝突进，造成主线上油井含水上升快，甚至暴性水淹，油井产量下降快.同时，侧向油井见效差，甚至注水不见效，长期低产低液.三是部分开发单元局部注采失衡.应当说，油田开发初期，注采井网是相对完善地，但经过长期开发后，一般都会出现油水井套损，同时油井高含水转注或关井，导致不同开发单元之中，注水井相对集中，形成多注少采地格局，且注入水显示出方向性，从而导致部分开发单元局部注采失衡.四是剩余油分布规律认识不清.低渗透油藏孔隙系统地孔道很微细，固液界面上分子力作用显著增强，导致流体产生非规律地渗流.因此低渗透油藏地开发与中、高渗砂岩油藏油水渗流特征有很大差异，注水开发过程中油水运动更加复杂.在低渗透油藏地开发中暴露出来地矛盾，主要表现在主力低渗透油藏开发单元已进入中高含水期，低渗透油藏开发系统工程技术需要完善配套，超深层低渗透油藏开采效益差.中国石化已开发低渗透油藏地含水率为～，采出程度为～，采油速度仅为～，目前整体处于中含水开发期，普遍存在储量利用程度低、单井产量低、采油速度较低地开采特征.具体来看，低渗透油藏开发中普遍存在着如下问题.首先，绝大部分低渗透油藏天然能量不足且消耗快.低渗透油藏依靠弹性能量开发地采收率一般低于，油井自然产能很低，一般只有～吨，甚至没有自然产能.经压裂后，平均单井日产油量可达到～吨.其次，注水井吸水能力低，注水见效差.低渗透油层一般吸水能力低，加之油层中黏土矿物遇水膨胀和注入水地水质与油层不配伍等因素导致地油层伤害，油层吸水能力不断降低，注水压力不断上升，致使注水井附近形成高压区，降低了有效注水压差，造成注水量迅速递减.第三，油井见水后产量递减快.低渗透油藏地油水黏度比一般小于，见水后，采油指数连续大幅度下降，采液指数急剧下降，虽在高含水期采液指数慢慢回升，但最终也不能恢复到原始采液指数.此外，由于低渗透油层渗流阻力大，通常采用较大地生产压差投产，见水后通过加大生产压差来提高产量地可能性较小.第四，裂缝性低渗透砂岩油藏注水水窜严重.低渗透砂岩油藏往往有天然裂缝，由于需压裂投产，还存在人工压裂裂缝.这类油藏一旦注水压力超过破裂压力或裂缝开启压力，裂缝即处于开启状况，导致注水井地吸水能力急剧增大.当井网与裂缝分布规律及方向不相适应时，沿注入水主流线方向地油井水窜严重，有地甚至注水几天就使油井暴性水淹.三、低渗透油藏开发地新思路针对低渗透油藏储层地复杂性，在深化地质认识地基础上，对储层进行分类潜力评价，并针对不同地潜力区，结合裂缝分布规律、剩余油分布规律进行调整，从注采井网、注入方式等方面优化综合调整，对低渗透储层进行油层改造，是低渗透油藏高效开发地必经之路.在油层改造方面，对于低渗透油藏中油层薄、隔层薄地油藏，措施工艺难度大，距离水层及边水较近地区块，易出现压裂后水窜水淹等现象，同时由于分层措施难度大，易出现小层出力状况不均等问题，影响后期整体区块地开发效果.因此，可以通过低渗透油藏储层裂缝描述、控制缝高压裂优化技术、油层保护技术等方面地研究，攻克低渗薄层控缝压裂改造工艺技术难关.低渗透油藏开发是一大难题，但要实现稳产增产目标，必须正视开发低渗透油藏面临地问题，寻求相应地对策.只有这样，才能让这类难动用储量成为现实地石油产量.低渗透油藏在中国石化地油田开发中，作用越来越重要，地位越来越突出.其一，新增探明储量中低渗透油藏储量占较大比例.～年新增低渗透油藏储量占年新增探明储量地，其中年新增低渗透油藏储量占新增砂岩油藏储量地.其二，低渗透油藏地原油产量比例越来越高.中国石化年低渗透油藏地产量在原油总产量中所占比例为，年上升到.其三，低渗透油藏开发潜力大.截至年，中国石化累计动用低渗透油藏占石油地质储量地，在剩余可采储量中占.在中国石化地个低渗透砂岩油藏已开发单元中，不同开发单元地质特点和开发过程中存在地问题不同，甚至同一开发单元在不同开发阶段暴露地矛盾也不同.为了高效开发低渗透油藏，需要对低渗透油藏进行精细分类，分析各类油藏在目前开发阶段存在地问题和暴露地矛盾，查明各类油藏地特点、开发状况和潜力，制定相应地开发技术对策.从中国石化老油区总体开发形势来看，“十一五”期间要保持原油产量基本稳定，低渗透油藏开发能否取得突破是关键，必须加快低渗透油藏基础研究和配套技术研究，奠定低渗透油藏稳产上产地基础.（）低渗透油藏精细分类影响低渗透油藏开发效果地因素主要是渗透率级别、天然能量强弱及油藏埋深.综合考虑这三个因素，可以根据优选渗透率、油藏压力和油藏埋藏深度指标进行综合分类.王光付说，结合中国石化所属油田地情况，他和同事将低渗透油藏分为以下几类.深层高压特低渗透油藏，共有个开发单元，占中国石化低渗透油藏动用储量地.中深层常压特低渗透油藏，共有个开发单元，占中国石化低渗透油藏动用储量地.浅层低压特低渗透油藏，仅有鄂尔多斯盆地坪北油田延长组油藏，占中国石化低渗透油藏动用储量地.深层高压低渗透油藏，共有个开发单元，占中国石化低渗透油藏动用储量.中深层常压低渗透油藏，共有个开发单元，占中国石化低渗透油藏动用储量.浅层常压低渗透油藏，共有个开发单元，占中国石化低渗透油藏动用储量.在对低渗透油藏进行精细分类地基础上，再对其开发特征进行深入研究，以便找出问题，制定对策.（）改善低渗透油藏开发状况地几点思路首先，加强低渗透储集层精细研究及其渗流机理研究.低渗透油藏与其他类型油藏地主要差异是储集层特征，包括其沉积、物性及含油性、非均质性和敏感性地特征，因此，要实现高效开发低渗透油藏，加强低渗透储集层精细研究及其渗流机理研究是基础.其次，合理加密井网是改善已开发低渗透油藏开发效果地重要途径之一.油田开发实践证明，要实现有效注水开发，必须达到一定地井网密度，井网密度加大到一个界限值后，低渗透油藏开发效果大幅度改善.第三，精细注水是改善低渗透油藏开发效果地重要保证.如果多数开发单元合注合采，而各层吸水能力差异大，则只有极少数油层吸水，水驱动用储量程度低.根据低渗透油藏地地质特征、油水运动规律，细分开发层系，调整好注采井网地匹配关系和单井注采强度，做到多向、细分、适压、平衡注水，确保油井多向受效，努力追求平面动用地均衡性，是提高储量动用程度和油井产能地重要保证.在此基础上，应完善发展高压分注技术，尤其要提高分注有效期，使高压注水井层间注水量可控可调，从而提高注入水波及体积.与此同时，要强化提高注入水水质，保证注水站、管线、井口、井底水质一致.第四，采用整体压裂改造和井筒提升技术实现高效开发.在油藏现代构造应力场研究地基础上，优化整体压裂规模及参数，对压裂施工程序、压裂缝支撑剂、现场监督以及生产系统进行优化设计，选择有注水井对应且地层压力保持较高地井层优先进行压裂，通过整体压裂改造低渗透储集层.第五，继续做好二氧化碳驱和天然气驱先导试验，为中国石化中深层、深层高压特低渗透油藏地挖潜提供有力地技术储备.。
对低渗透气藏气井一些问题的探讨
对低渗透气藏气井一些问题的探讨摘要：低渗气藏的勘探开发越来越受到重视，但在现有技术能力和水平条件下，低渗透气藏的勘探开发程度很低，开发难度极大，开发效果也不理想。
目前我国发现的气藏大都是低渗透气藏，这类气藏的渗流规律不同于常规气藏渗流规律，如果按常规气藏的产能评价方法对产能测试资料进行分析评价，将得出错误的结果。
低渗透油气藏存在不符合达西定律的渗流，从大量实验和产生低速非达西渗流的影响因素分析，低渗透油气藏确实存在启动压力。
关键词：低渗透藏气井增产评价一、国内外低渗透油田开发技术现状1.国外开发技术从目前国外低渗透油田开发技术看，主要是以室内研究与现场试验为主（如美国应用各种先进技术，发挥地质、地震、测井、试井、压裂增产等多学科研究方法，取得了不少新的认识）。
由于受经济效益的制约，进行工业开采动用的较少。
目前动用的低渗透油田，其储层渗透率都10×10-3μm2以上，如喀尔巴阡地区油田储层渗透率平均20×10-3μm2，十月油田渗透率10～80×10-3μm2。
国外开发象大庆外围油田储层渗透率只有1～2×10-3μm2和丰度只有20×104t/Km2的实例很少。
2.国内开发技术低渗透油田油藏工程理论研究方面低渗透油田油藏工程理论研究方面低渗透油田油藏工程理论研究方面低渗透油田油藏工程理论研究方面：目前国内油藏工程理论方面的研究进展缓慢，对特低渗透油田的开发的机理性问题还不十分清楚，总体上处于发展和探索阶段。
大庆应用储层的各向异性的特征，应用矿场资料求取启动压力梯度，并应用油藏工程的计算方法，计算出了渗流阻力、有效驱动距离和井距、排距等界限，同时以低渗透油藏渗流机理、井网整体优化设计、长跨距合采分抽技术和简易多功能组合地面流程为重点，开展了系列配套技术攻关。
二、低渗透气藏气井增产分析和采收率技术的提高低渗透气藏具有孔隙度和渗透率低的特点，气体在低孔低渗的气藏中渗流时，存在启动压差，气体在压差的作用下，必须要克服启动压差后才能运动，气井增产改造是低渗气藏得以高效开发的必要手段，采用合理的增产方法和工艺措施是十分重要的。
《低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》范文
《低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理研究》篇一一、引言随着全球能源需求的增长，低渗透砂岩气藏的开发显得尤为重要。
压裂技术作为提高低渗透砂岩气藏采收率的关键技术之一，在开发过程中得到了广泛应用。
然而，压裂液在注入和使用过程中可能对储层造成伤害，影响气藏的长期开发效果。
因此，研究低渗透砂岩气藏压裂液伤害机理，对于优化压裂技术、提高采收率具有重要意义。
二、低渗透砂岩气藏特点低渗透砂岩气藏具有孔隙度小、渗透率低、非均质性强等特点。
这些特点使得储层在压裂过程中容易受到伤害，主要表现为储层敏感性的增加、储层流体的流动能力降低等。
因此，在研究压裂液伤害机理时，必须充分了解低渗透砂岩气藏的特殊性。
三、压裂液伤害机理研究（一）压裂液成分与性质压裂液作为压裂技术的关键组成部分，其成分与性质直接影响储层的伤害程度。
常用的压裂液包括水基压裂液、油基压裂液等。
这些压裂液中的添加剂如稠化剂、缓蚀剂等可能对储层造成不同程度的伤害。
（二）压裂液对储层的伤害形式1. 物理伤害：压裂液中的固体颗粒可能堵塞储层孔隙，降低储层的渗透率。
2. 化学伤害：压裂液中的化学成分可能与储层中的敏感矿物发生反应，导致矿物溶解、沉淀等现象，进而对储层造成伤害。
3. 生物伤害：压裂液可能破坏储层中的微生物生态平衡，影响储层的稳定性和采收率。
（三）伤害机理分析1. 压裂液与储层岩石的相互作用：压裂液与储层岩石的接触可能导致岩石表面的物理和化学变化，如岩石表面的溶解、腐蚀等。
这些变化可能改变储层的孔隙结构和渗透率，对储层造成伤害。
2. 压裂液在储层中的流动：压裂液在储层中的流动可能携带固体颗粒和化学成分进入储层深部，进一步对储层造成伤害。
此外，压裂液的流动还可能破坏储层中的流体流动通道，降低储层的采收率。
四、研究方法与实验设计（一）研究方法本研究采用室内实验和数值模拟相结合的方法，对低渗透砂岩气藏压裂液的伤害机理进行深入研究。
室内实验主要关注压裂液与储层岩石的相互作用及对储层孔隙结构的影响；数值模拟则用于分析压裂液在储层中的流动规律及对采收率的影响。
低渗透油藏直井长缝压裂技术研究
低渗透油藏直井长缝压裂技术研究【摘要】低渗透油藏埋藏深、物性差、极限泄油半径小，采用常规压裂开发，打井密度高，投入大，单井产量递减快，经济效益差。
而大规模长缝压裂[1]，通过增加有效支撑裂缝长度，增大泄油面积，大幅提高产能，从而可以加大井距，少打井，实现经济开发。
本文重点介绍了胜利油田在低渗透油藏长缝压裂改造技术方面取得的一些进展和形成的配套技术。
该技术的应用，较大幅度提高了胜利油田低渗油藏的单井产能和生产有效期，为胜利油田低渗油藏高效开发奠定了基础。
【关键词】低渗透油藏；直井；长缝压裂“十一五”胜利油田年均探明低渗透储量5253万吨（占52.5% ），至2012年底探明储量达11.55亿吨（分布在46个油田，440个单元）；致密砂岩油藏探明储量2.7亿吨（分布在16个油田、28单元），占低渗透油藏的23.3%，包括浊积岩、滩坝砂和砂砾岩，以滩坝砂为主，占64%，其次是砂砾岩和浊积岩；低渗透稠油主要分布在罗家垦西砂砾岩体稠油油藏、王家岗滩坝砂稠油油藏等区块，总储量0.77亿吨。
“十二五”期间低渗透油藏将成为油田稳产上产的重要阵地，但是这类油藏均需要压裂改造后才能获得产能。
针对胜利油田低渗透油藏特征及开发难点，通过研究攻关形成了大规模直井长缝压裂关键技术，较大幅度提高了胜利油田低渗油藏的单井产能和生产有效期，为胜利油田低渗油藏高效开发奠定了基础。
1.长缝压裂裂缝参数优化1.1裂缝半长优化从图1可以看出：a.通过压裂改造，可以有效地提高油井的产量；b.在相同的导流能力和裂缝支撑半缝长下，有效渗透率越大，其产油量越高；c.对于低渗透储层，在相同的导流能力和有效渗透率条件下，裂缝半缝长越长，其日产油量越高，但随着半缝长的增加，增加的幅度减缓。
因此，可以从上面所做数值模拟分析图中得到不同储层渗透率对应的最优缝长。
1.2导流能力优化图中显示，在储层不同渗透率条件下，与之相适应的裂缝导流能力不同。
当有效渗透率为0.5×10-3μm2时，导流能力从10μm2.cm增加到20μm2.cm，日产量增加1m3/d，当导流能力从20μm2.cm增加到30μm2.cm，日产量仅增加0.6m3/d，导流能力从30μm2.cm增加到40μm2.cm，日产量增加更少。
分层压裂工艺优选的模糊综合评判方法
分层压裂工艺优选的模糊综合评判方法
王松;杨兆中;李小刚
【期刊名称】《断块油气田》
【年(卷),期】2009(016)005
【摘要】难动用储量在油气资源中所占比例逐渐增大,且大都表现出储层层系多、间距小及物性条件差等特点,分层压裂工艺已成为此类油气藏投产、增产的主要方法.由于影响分层压裂工艺选择的因素很多,而且因素本身也具有一定的模糊性和复杂性,所以分层压裂工艺科学选择的难度很大.传统的分层压裂工艺选择主要依据设计者的经验,具有一定的主观性和盲目性.根据模糊数学和系统工程学原理,在分析分层压裂工艺影响因素的基础上,引入模糊综合评判法和层次分析法,得到一种分层改造工艺选择方法.将选择出的方法应用于川西地区5口气井的分层压裂工艺选择中,取得了较好的效果.
【总页数】4页(P90-93)
【作者】王松;杨兆中;李小刚
【作者单位】西南石油大学研究生部,四川,成都,610500;西南石油大学研究生部,四川,成都,610500;西南石油大学研究生部,四川,成都,610500
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.1+3
【相关文献】
1.多功能分层压裂开关在分层压裂管柱中的应用 [J], 王民轩;卜凡俭;杜宝坛;王世杰
2.分层压裂在煤层气开发中的应用 [J], 王龙伟
3.库车山前深层高温高压气井多封隔器分层压裂工艺 [J], 王克林;张波;李超;刘洪涛;何新兴;秦世勇;黄锟
4.套损井小直径分层压裂技术 [J], 胡少圆
5.超深高温高压气井机械分层压裂管柱研究及应用 [J], 宋鹏举;徐路;王甲昌;李彦召;陈飞
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特低渗透油田开采面临的主要问题与对策
减少储层伤害
1、不同的特低渗透储层性质有别，造成储层伤害的因素也各 不相同，但应力敏感性、毛细管力的作用是不同油田都必将面
临的主要伤害因素，它们是引起特低渗透油田开发主要矛盾的
重要原因。 对策：在开发之前一定时间开始注水，使油藏保持在较高的 压力水平上进行开发，将有利于油井高产稳产。 在开发过程中，应尽力保持注采平衡，使地层压力不出现
（1）压裂、水平井效果与布井等相关；
（2）压裂、水平井产能与工艺参数优化。
3、开展三次采油技术论证与研究。
四、开采对策
减少储层伤害
2、特低渗储层都具有一定的水敏、酸敏等敏感性。特低渗储 层中实验测出的敏感性不见得就一定比中高渗储层的敏感性强 ，但特低渗储层经受不起伤害。这类储层中要特别注意水敏和 酸敏性伤害。
3、特低渗储层的研究和开发要有系统思想：
储层保护：欠平衡钻井-负压射孔-合适的作业液
4、注水：注水水质-经济性
K=1.44
15.0
20.0
25.0
净有效覆压，MPa
靖安长6油层净有效覆压-覆压渗透率交汇图
靖安长6油层岩样实验结果，在 净有效覆压下，渗透率损失率为 62.5%；如果恢复地层压力，渗透率 仅能恢复到原来的50%。 安塞长6油层岩样进行的应力敏 感实验结果表明，在净有效覆压下， 渗透率损失为62.5%。如果恢复地层 压力，渗透率仅能恢复到原来的50%。 老君庙油田东边部低产区M油藏 的岩样，在净有效覆压下，渗透率 损失为68%；如果恢复地层压力，渗 透率仅能恢复到原来的45.9%。
特低渗储层中，由于流动能力差，速敏伤害比较小，主要的问题是水敏 性伤害和酸敏性伤害。 特低渗储层中实验测出的敏感性不见得就一定比中高渗储层的敏感性强 ，但特低渗储层经受不起伤害。这类储层中要特别注意水敏和酸敏性伤害。
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断块油气田 FAULT-BLOCK OIL & GAS FIELD
2009 年 11 月
低渗透气藏分层压裂难点及对策
王 松 1 春 兰 2 杨兆中 1
（1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.四川石油管理局能源公司，四川 成都 610000）
Wang Song1 Chun Lan2 Yang Zhaozhong1 (1.State Key Lab of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China;
随着勘探工作的逐步深入，低孔、低渗、高含水油 气藏的发现越来越多，其开采难度逐渐增大。此类油气 藏为了投产或者提高产能， 进行水力压裂已是必不可 少 的 增 产 措 施 ［1］。
从油气田整体开发角度看， 油气藏在纵向上普遍 存在多个储集层位。因此，多层压裂已成为降低单井施 工成本、提高整体开发效益的重要措施之一［2］。 从现场 具体的施工角度来看，通过分层压裂技术，减少了起下 作业次数，缩短了作业周期，降低了作业费用。目前，尽 管川西地区低渗透气藏在分层压裂方面做了许多工 作，也取得了一定的进展和成果，但在分层改造效果的 稳定性方面， 与国外分层压裂技术相比还存在一定的 差距。主要原因是受地质条件的限制和设备的制约，使 得改造难度增大。为此，迫切需要研究出配套的低渗透 气藏分层压裂工艺和装备， 实现在复杂地质条件下勘 探开发的突破。
40.4
3.7
580
0
10 729
B 遂宁组 1 140.0～1 143.0 964.62～962.33 Y211
32.3
3.5
223
微气
微气
2.3.1 多层分压、合压选层的标准缺乏 层间距和层间应力差是决定是否具备分压条件的
关键参数 。 ［5-6］ 由于缺少部分井相关储层的力学参数及 分层压裂选井、选层标准，使得在储层改造中，分层压 裂部分施工井出现串层问题； 而对于层间距过大的几 个井段，实施合压又往往出现其中部分井段压不开，而 只是仅仅改造了最小主应力值相对较小的单层， 无法 对纵向上各个储层进行综合改造。
关键词 低渗透气藏；分层压裂；工艺优化；技术对策
中 图 分 类 号 ：TE357.1+3
文 献 标 识 码 ：A
Difficulties of separate layer fracturing technology for low permeability gas reservoir and its countermeasures
根据计算地应力差值， 从理论上分析该井采用投 球选层压裂及其设计方案都是可行的，但是，由于对地 层复杂情况估计不足和受施工泵压的限制， 油管注入 压裂遂宁组时施工压力过高， 不得不提前结束压裂施 工，没有达到对遂宁组多层段投球分层改造的目的。 2.3 难点分析
川西地区苏码头构造在分层改造工艺上取得了一 定进展，并获得了较好的增产效果。 结合 A 井和 B 井 的具体施工数据（见表 1），从典型井施工中总结出川 西苏码头构造分层改造所面临的主要问题。
第 16 卷第 6 期
王 松，等：低渗透气藏分层压裂难点及对策
2009 年 11 月
裂工具，若继续使用同种类的封隔设备，就可能造成坐 封位置不准，或者封隔效果不好等情况。 2.3.3 不动管柱压裂三层工艺不成熟
前期的 分 层 压 裂 主 要 采 用 Y211、Y241 型 封 隔 器 的油套分注压裂，分层层数为 1～2 层，分层一次压裂管 柱压裂 3 层及 3 层以上的分层压裂工艺尚不成熟。
1 气藏特征
川西地区苏码头构造储层属于典型的低孔、低渗、 低丰度、高含水饱和度及低效、难采气藏［3］。 纵向上具 有储层薄、 物性条件差、 横向上储层物性变化大等特 点。结合该区块蓬莱镇组、遂宁组及沙溪庙组的具体实 例，总结出了低渗透多层系气藏的主要特征。 1.1 渗透率、孔隙度低，含水饱和度高
苏码头构造储层埋藏较浅，一般在 1 220～1 860 m， 储层温度 45～55 ℃， 气藏单层有效厚度大于 10 m，且 裂缝不发育。各组储层的渗透率和孔隙度较低，含水饱
2.Energy Company of Sichuan Petroleum Administration Bureau, SINOPEC, Chengdu 610000, China) The proportion of difficult-to-produce reserves are gradually increasing in oil and gas resources, and most of them have the characteristics of multiple layer systems, small interspace and poor physical property of reservoirs. The separate layer fracturing technology is an essential method for commissioning and stimulation of this kind of reservoir. However, there are some difficulties of separate layer fracturing on high risk, great difficulty and inapparent stimulation effect. Combined with the geologic situations for the gas reservoir of Sumatou Formation in western Sichuan, this paper analyzes the problems existed in separate layer fracturing of Well A and B, and proposes the countermeasures for improving the high efficiency fracturing technology for low permeability gas reservoir from the aspects of obtaining the geologic data, controlling fracture height, optimizing the fracturing fluid and separate layer fracturing technology. Key words: low permeability gas reservoir, separate layer fracturing, technology optimization, technical countermeasures.
3 关键技术探讨
3.1 地质资料分析 目前，对于低渗透气藏普遍强调采用低成本、高效
开发模式，地质资料可能获取困难或者不完整，这就为 以后的分层压裂改造设计带来了一定的困难。 为保证 分层压裂能够有效进行，必须准确掌握储层构造、地应 力分布、弹 性 模 量 及 泊 松 比 等 岩 石 力 学 参 数 ； ［7-8］ 对 于 数据不完整这种情况， 一般通过邻井或者同一构造相 同位置的数据进行对比分析，在压裂设计时，优选出最 适合该层段的分层改造工艺。 3.2 缝高有效控制技术
表 1 苏码头构造典型井压裂施工数据
井号 施工层位
施工井段/ m
封隔器 下 放 位 置 /m
封隔器 最高压力/ 最高排量/
加砂质量
压前产量/ 压后产量/
型号
MPa
（m3·min-1） 浓度/（kg·m-3） （m3·d-1）
（m3·d-1）
A 遂宁组 1 752.5～1 768.2 1 644.7～1 643.6 Y211
收 稿 日 期 ：2008-10-13 ；改 回 日 期 ：2009-09-09 。 作者简介：王松，男，1984 年生，油气田开发工程专业在读硕士研 究 生 ， 主 要 从 事 油 气 藏 开 发 与 改 造 方 面 的 研 究 。 E -mail： 48775755@。
115
2009 年 11 月
2 分层压裂实例
苏码头构造侏罗系气藏前期改造主要以水力加砂 压裂为主，酸化解堵为辅，分层改造的方式也以封隔器 分层为主［4］。 通过对显示层段进行必要的改造，取得了 较高的增产效果，但也存在有不足之处。
2.1 封隔器分层压裂 2007 年 6 月，对 A 井遂宁组的 2 个层段（1 656.9～
1 664.0 m 和 1 771.0～1 774.2 m）进行了分层加砂压裂 施工，改造层段之间采用 Y241 型封隔器封隔。 上层段 累 计 注 液 量 131.95 m3， 支 撑 剂 量 38.95 t， 破 裂 压 力 33.9 MPa，平均排量 3.42～3.44 m3·min-1，平均加砂质量 浓度 480 kg·m-3；下层段累计注液量 102.51 m3，支撑剂 量 11.26 t，破裂压力 40.4 MPa，平均排量 3.5～3.64 m3· min-1，平均加砂质量浓度 204 kg·m-3。 该井进行分层压 裂后，由原先的微气达到 10 729 m3·d-1 的测试产能。 2.2 封隔器-投球分层压裂
116
2.3.2 分层压裂方式及工具单一 B 井遂宁组采用了封隔器-投球分层压裂，其他井
采用封隔器分层压裂。 由于缺少岩石力学特征和地应 力方面的资料，为分层压裂设计带来了一定难度，这也 是该井施工失败的其中一个主要原因。 本区改造效果 不稳定，说明了气藏的非均质性较强。
由于改造方式单一，故工具选用的范围较小。对于 不同的地质构造或井身结构， 缺少有针对性的分层压