低渗凝析气藏高效开发系统理论与方法研究共88页文档
低渗致密气藏和凝析气藏的压裂技术研究
套保护技术系列对致密砂岩气层损害的特殊关键问题 ，如黏土矿 物微结构稳定性 、应力敏感性评价标准 、水相 圈闭损害 、裂缝屏 蔽暂堵数学和物理模型等方面认识得到深化 ，揭示了定向钻井致
密 气 层 损 害特 性 。形 成 了原 地 裂缝 宽 度 预 测与 评 价技 术 系 列 、 裂缝 性 储 集层 敏 感性 评价 方 法 、裂 缝性 应 力敏 感 储集 层 损 害矿场
井 、完井 保 护技 术 方案 ” 。 经过 “ 八 五 ” 以来 的３ 轮 国 家项 目攻关 ，深 井 钻井 和 钻 井 液
（ ２） 透镜体 。透镜体在低渗致密砂岩 中占相当大的比重。
如 何准 确 确 定透 镜状 砂 层 的大小 ，形态 ，方 位和 分布 是 能 否成 功 开 发这 类气 藏 的 关键 。
评价技术 、系列裂缝性储集层保护处理剂 、裂缝性储集层屏蔽暂 堵技术 、裂缝性储集层优化射孔技术 、保护裂缝性储集层射孔液
２ 致 密气 藏 压裂 的 技术 现 状
２ ． １ 裂缝 性 致 密砂岩 气藏屏 蔽 暂堵 钻 井及 完井保 护 配套技 术
在钻井 、完井 中采取有效措施保护天然裂缝 ，以屏蔽式 暂 堵技术思想作指导 ，研究地下裂缝参数变化规律 ，评价裂缝性致 密砂岩的敏感性和损害规律 ，建立适用于裂缝性储集层特点的钻
（ １ ） 单井控制储 量和可采储 量小 ，供气范 围小 ，产量低 ，
递 减快 ，气 井 稳产 条 件差 。
（ ２） 气井的 自然产能低 ，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 。投产后的递减率
高。
的５ ７ ％陆上主要集中在 中西部松辽 、渤海湾、四川 、塔里木 、吐
分 析 、室 内评价 、矿场 评 价 、工 作液 制备 和钻 井 、固井 、完井 配
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏是一种重要的能源资源，其开发利用具有重要的经济和战略意义。
然而，凝析气藏的开发难度大，其核心问题在于气液变相态渗流过程的研究。
因此，本文旨在探讨凝析气藏气液变相态渗流理论，以期为凝析气藏的开发提供理论支持。
二、凝析气藏概述凝析气藏是指在地层条件下，天然气中的轻质组分在压力降低时发生凝析，形成液态烃类物质的气藏。
凝析气藏具有复杂的物理性质和化学性质，其开发过程涉及多种相态变化和渗流过程。
因此，研究凝析气藏的气液变相态渗流理论对于提高采收率和经济效益具有重要意义。
三、气液变相态渗流理论1. 相态变化理论凝析气藏的相态变化是指在压力、温度等条件变化时，气藏中的气体和液体发生相互转化。
在开发过程中，随着压力的降低，天然气中的轻质组分逐渐凝析为液态烃类物质，形成气液两相共存的状态。
因此，研究相态变化理论是理解凝析气藏渗流机制的基础。
2. 渗流理论凝析气藏的渗流过程涉及多种物理和化学过程，包括气体扩散、液体流动、相态变化等。
在渗流过程中，气体的流动受到多种因素的影响，如孔隙结构、流体性质、温度压力等。
因此，研究渗流理论需要综合考虑这些因素的影响，建立合适的数学模型和物理模型。
四、凝析气藏开发过程中的问题及挑战在凝析气藏的开发过程中，存在许多问题和挑战。
首先，凝析气藏的物理性质和化学性质复杂，需要深入研究其相态变化和渗流机制。
其次，凝析气藏的采收率受到多种因素的影响，如储层性质、采收技术等。
此外，凝析气藏的开发过程中还需要考虑环境保护和安全生产等问题。
因此，需要建立完善的理论体系和技术体系来解决这些问题和挑战。
五、凝析气藏气液变相态渗流理论的研究方法1. 实验研究方法实验研究是凝析气藏气液变相态渗流理论研究的重要手段之一。
通过实验可以观察和分析凝析气藏的相态变化和渗流过程，为理论研究提供重要的数据支持。
2. 数值模拟方法数值模拟是另一种重要的研究方法。
通过建立数学模型和物理模型，可以模拟凝析气藏的相态变化和渗流过程，预测采收率和经济效益等指标。
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》范文
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏作为一种非常规的天然气资源，其气液变相态渗流问题一直是国内外油气工程领域研究的热点问题。
该问题不仅关系到气藏的开发与利用，而且涉及到储层地质模型建立、流体传输过程等众多科学领域。
因此，开展凝析气藏气液变相态渗流理论的研究，对于提高油气采收率、优化开发方案以及保障能源安全具有重要意义。
二、凝析气藏概述凝析气藏是指在地层条件下，天然气中的重烃组分可以在一定压力和温度范围内凝析为液体的非常规天然气资源。
在气藏的开发过程中，气液变相态渗流是一个复杂的物理过程，涉及气体与液体的相互转化、流动和传输等多个方面。
因此，研究凝析气藏的气液变相态渗流理论，对于理解其储层特征、开发策略以及提高采收率具有重要意义。
三、气液变相态渗流理论1. 理论基础凝析气藏的气液变相态渗流理论主要基于热力学、流体力学和相态转换理论。
在一定的温度和压力条件下，天然气中的重烃组分会发生相态转换，由气态转变为液态。
这一过程涉及到复杂的物理化学过程，包括相态平衡、传热传质等。
因此，研究这一过程需要综合考虑多种因素，如储层岩石的物理性质、流体性质以及地层条件等。
2. 渗流模型为了更好地描述凝析气藏的气液变相态渗流过程，需要建立相应的渗流模型。
目前，常用的渗流模型包括多孔介质模型、双连续介质模型等。
这些模型能够描述气体和液体在储层中的流动过程，以及相态转换过程中的传热传质现象。
通过建立合理的渗流模型，可以更好地理解凝析气藏的储层特征和开发过程。
四、研究方法与技术手段1. 实验研究实验研究是凝析气藏气液变相态渗流理论研究的重要手段之一。
通过实验，可以模拟储层条件下的气体和液体流动过程，观察相态转换现象，并获取相关参数。
这些参数对于建立合理的渗流模型和优化开发方案具有重要意义。
2. 数值模拟数值模拟是另一种重要的研究方法。
通过建立数学模型，模拟储层条件下的气体和液体流动过程，可以更深入地了解相态转换现象和渗流规律。
凝析气藏开发ppt课件
(1)凝析油的地质储量：凝析油的地质储量大于N万t， 即可选择注气开采方式。因此, 一般凝析油的注气采收 率最低为60％，地质储量为N万t时，注气采出0.6N万t。 凝析油的采出量与注气地面工程总投资相平衡时，即为 注气的界限储量。这个界限在国外一般为30万t。
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凝析气藏的开发
21
凝析气藏的开发
凝析气藏开发工程论证
井网及井网密度
1.衰竭式开采时的井网系统
(2)环状布井或线状布井及丛式布井
这种井网形式主要取决于含气构造形态。如为圆形或弯状含 气构造上，即可采用环状井网，而在长轴背斜上，则可采用线状 或排状布井系统。此外，当气藏埋藏较深时，可以采用在地面集 中的丛式布井系统，每口井的偏斜角度和方向不同。
带油环的凝析气藏判断方法 2．C1／C5+比值法
这个方法是用Cl与C5+的摩尔含量比值来判断 的。该比值小于52为带油环的凝析气藏，大于 52则为不带油环的凝析气藏。根据前苏联100个 凝析气藏检验，其符合率为83％。
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凝析气藏的开发
凝析气藏判断方法及其分类
带油环的凝析气藏判断方法
3. 根据储层流体组份的组合判断法 4．秩类法 5．Z因子法 6．势函数法 7. 准数法 8．摩尔油气比与采出的摩尔数之和判断法
凝析气藏的开发
凝析气藏开发工程论证
井网及井网密度
3．凝析气藏注气的井网系统
凝析气藏的注采井网多采用五点井网系统。如 图7—2所示A，B为注气井，C，D， E，F，G， H，I为生产井。当干气突入生产井时，则残留 一部分未被驱替的湿气。如果把原来的生产井 G转为注气井时，则可能会把残余的部分进一 步驱扫，提高了凝析油采收率。 五点法井网 注气，当干气突破以前湿气的累积采出量等于 用气藏体积表示的累积注入量。而当累积注入 量为五点井网单位体积的70％时，即产生干气 突破.此后则湿气迅速下降,以致逐渐降到零。
第4章 凝析气藏开发
4.1.3 烃类类型的判别方法
1、相图判别法 3） 凝析气藏
与油藏的差别是： 1）在原始地层条件下，烃类体系所处的相平衡状态不一样。烃类体系处 于液相状态，若地层压力高于饱和压力，气体全部溶解于油中。而在凝析 气藏中，当地层压力高于初始凝析压力时，油、气处于单相气相态，C5以 上组分（凝析油）也处于气相。 2）油藏原始气油比一般不超过600—700m3/t，凝析气藏的气油比大，且 在衰竭式开发过程中变得更大。 与纯气田的差别是： 1）从凝析气井中同时产出凝析油和天然气。 2）当地层压力降到初始凝析压力以下时，出现反凝析，当地层压力处于初 始凝析压力和最大凝析压力之间时，凝析油会从气相中析出，部分残留在储层 中，造成凝析油的损失。
4.1.3 烃类类型的判别方法
2、4参数判别法
利用油气藏流体中天然气、凝析气或溶解气的组成分析资料，计算四个参 数，分别为C2+（%），C2/C3，100×[C2/（C3+C4）]和100×（C2+/C1）。
参
数
名
气
藏
无油环凝析气藏
带油环凝析气藏
油
藏
C2+，% C2/C3
100×C2+/C1
0.1～5.0 4～160 0.1～5.0
油罐油密度g/cm3 ＞0.966 0.966～0.825 0.825～0.802 0.802～0.760 0.760～0.802 ＜0.780 ＜0.739
油气藏类型 重质油藏 普通黑油油藏 黑油油藏与挥发性油藏过渡带 挥发性油藏 挥发性油藏与凝析气藏过渡带 凝析气藏 低含凝析油凝析气藏～湿气气藏
5
4.1 凝析气藏特征及类型判别
1、天然气储量
1)天然气
4.1.2 容积法计算储量
低渗凝析气藏提高单井措施有效率研究
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。
浅析高压低渗油藏高效开发技术研究
浅析高压低渗油藏高效开发技术研究本文结合某地油藏开发形势，对低渗透、薄层储层的油藏特性进行了分析，同时就如何完善注采井网、注水系统等相关措施实现油藏高效开发进行了讨论。
最后就某地实际情况，为如何保证油藏开发所做工作进行了总结。
标签：低渗透；油藏；高效开发1 低渗透油藏高效开发思路及开采现状关于做好低渗透油藏开发的思路，应主要达成以下共识，首先是做好油藏开发的基础即加强储层和渗流机理的研究工作。
其次，对于在实践中成熟的高效开采技术应进行积极推广。
第三，持续做好未动用储量的评价工作。
第四，做好关于CO2与天然驱先导实验工作。
依据当前低渗透油藏开采现状，在其开采过程中依旧存在以下问题，阻碍着低渗透油藏的高效开发，首先是已探明低渗透油藏質量偏低，实现高效开采难度较大。
其次当前注采井网技术不适宜低渗透油藏开发。
第三、低渗透油藏井况问题突出，造成注采井网恶化。
第四，水驱动用程度低，注采剖面调整难度大。
第五是注水系统配套能力弱，影响注水开发效果。
第六，现有油藏开采技术不能适应低渗透油藏开发，无法实现高效开采。
第七，现有开采技术不够完善，企业技术制定技术指标脱离实际，影响油田行业的整体发展。
2 低渗透油藏高效开发对策2.1 完善注采井网在对低渗透油藏开采初期，技术人员就如何完善注采井网进行研究，为杜绝因井距过大、油井供液差、注水单向突进、油井含水上升速度快，局部井区井网控制程度低等问题也进行了相应井网部署。
具体实际工作中，除应根据各油藏板块实际特点进行实际生产外，还应对井网部署进行相应调整，以实现高效开采的目的。
2.2 利用老井侧钻技术，提高采收率剩余油是提高水驱采收率的物质基础，而加强剩余油分布及挖潜研究是提高油田水驱采收率的技术基础，利用老井侧钻、钻加密井是剩余油挖潜的基本措施，对因套管变形，停抽的井实施侧钻，探低部位含油饱和度，对于下一步在高部位钻水平井提高最终采收率具有重要的意义。
2.3 完善注水系统，结合降压增注措施满足地质需求完善注水系统的主要措施，可采用高低压水井分注，组合压力相近的高压井共一台泵注水，满足注水压力相对较高注水井的地质配注需求。
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
《2024年凝析气藏气液变相态渗流理论研究》范文
《凝析气藏气液变相态渗流理论研究》篇一一、引言凝析气藏作为一种非常规的天然气资源，其气液变相态渗流问题一直是国内外油气工程领域研究的热点问题。
本文旨在通过对凝析气藏气液变相态渗流理论的研究，为实际油气开采提供理论依据和指导。
二、凝析气藏概述凝析气藏是指在地层条件下，天然气中轻质烃类组分在压力和温度的作用下，部分凝结成液体的气藏。
其气液两相共存的特点使得渗流过程变得复杂，需要深入研究其渗流机理。
三、气液变相态渗流理论（一）基本理论框架凝析气藏的气液变相态渗流涉及到多相流体力学、渗流力学、热力学等多个学科的知识。
基本理论框架包括多相流体在多孔介质中的流动规律、气液相间相互作用及能量转换等。
（二）气液两相渗流模型针对凝析气藏的气液两相渗流，建立合适的数学模型是研究的关键。
模型应考虑多相流体的流动特性、相间作用力、多孔介质的渗透性等因素。
目前，常用的模型包括两相渗流模型、毛管力模型等。
（三）渗流过程中的相态变化凝析气藏的气液相态变化是影响渗流过程的重要因素。
在压力和温度的作用下，气体和液体之间会发生相互转化，使得渗流过程变得更加复杂。
研究应关注相态变化对渗流速度、流动方向及能量传递的影响。
四、实验研究及模拟分析（一）实验研究方法通过室内实验，模拟凝析气藏的实际地质条件，观察和分析气液两相在多孔介质中的流动规律和相态变化过程。
实验可包括岩心流动实验、毛管压力实验等。
（二）模拟分析方法借助数值模拟软件，对凝析气藏的气液变相态渗流过程进行模拟分析。
通过设定不同的地质条件和开发方案，研究不同因素对渗流过程的影响，为实际开发提供指导。
五、结论及展望（一）结论总结通过对凝析气藏气液变相态渗流理论的研究，本文得出以下结论：多相流体力学、渗流力学和热力学等理论是研究的基础；建立合适的气液两相渗流模型是关键；相态变化对渗流过程具有重要影响；实验研究和模拟分析是研究的有效手段。
（二）展望未来研究方向尽管已经取得了一定的研究成果，但凝析气藏的气液变相态渗流问题仍然存在诸多亟待解决的问题。
低渗凝析气藏试井解释方法及应用课件
四、应用实例（濮8-12井）
2、生产应用
So
0.09 0.08 0.07 0.06 0.05 0.04 0.03 0.02 0.01
0 0.1
生产1年(不考虑吸附) 生产2年 生产4年 生产6年
生产1年(考虑吸附) 生产2年 生产4年 生产6年
1
10
100
1000
r(m)
低渗凝析气藏试井解释方法及应用
四、应用实例（濮8-12井）
2、生产应用
Pwf (MPa )
40 35 30 25 20 15 10 5 0
0
不考虑吸附： Pr=35.96MPa Pr=30MPa Pr=20MPa Pr=10MPa
考虑吸附： Pr=35.96MPa Pr=30MPa Pr=20MPa Pr=10MPa
低渗凝析气藏试井解释方法及应用
四、应用实例（濮8-12井）
1、试井分析
考虑吸附影响后, 近井地带有效渗透率降低了约8.39%， 表皮却增大了9.16%。远井地带，有效渗透率也降低了 8.22%。这说明多孔介质界面现象对凝析油气的渗流与试 井产生了一定的影响。这是因为多孔介质吸附了部分凝析 油气，这些吸附相不参与流动，就相当于堵塞了部分渗流 通道，增大了渗流阻力，脱附出的凝析油气与反凝析液也 会堵塞一定渗流空间，自然会出现有效渗透率“降低”， 表皮“增大”的现象。另一方面，远井地带的渗透率是近 井地带的两倍，也说明了反凝析液饱和度的存在，大大降 低了渗透率。
100
1000
10000
tD/CD
考虑相态变化的凝析气藏试井分析图版
100000
低渗凝析气藏试井解释方法及应用
四、应用实例（濮8-12井）
凝析气藏开发_简介共29页文档
46、法律有权打破平静。——马·格林 47、在一千磅法律里，没有一盎司仁 爱。— —英国
48、法律一多，公正就少。——托·富 勒 49、犯罪总是以惩罚相补偿；只有处 罚才能 使犯罪 得到偿 还。— —达雷 尔
50、弱者比强者更能得到法律的保护 。—— 威·厄尔
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71、既然我已经踏上这条道路，那么，任何东西都不应妨碍我沿着这条路走下去。——康德 72、家庭成为快乐的种子在外也不致成为障碍物但在旅行之际却是夜间的伴侣。——西塞罗 73、坚持意志伟大的事业需要始终不渝的精神。——伏尔泰 74、路漫漫其修道远，吾将上下而求索。——屈原 75、内外相应，言行相称。——韩非
低渗致密气藏开发机理研究
三、低渗气藏应力敏感
1.050 1.000 0.950 0.900 0.850 0.800 0.750 0.700
26 30 34 38 42 46 50 54 净有效覆盖压力,MPa
生产压差5MPa 第一次降内压
生产压差5Mpa 第一次升内压
生产压差10MPa 第一次降内压
生产压差10MPa 第一次升内压
气 体 流 量 ， mL/s
0.6
0.5
0.4
渗流法
0.3
0.2
0.07mD
0.1
0
0
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
压力平方梯度，MPa2/cm
二、启动压力梯度
气泡法（没有标准），测试即使在相对较高渗透率下也 有启动压力存在，老外有些不承认启动压力，国外商用 数模软件均只有高速非达西，而无低速非达西功能。
在25MPa生产压差下内压6升6降应力敏感性曲线（0.223mD)
三、低渗气藏应力敏感
K/Ko
0.98
初始
0.95
0.92
0.89
生产压差5MPa
0.86
生产压差10MPa
0.83
生产压差25MPa
0.80
0
1
2
3
4
5
6
7
升降压次数
•不同生产压差下（1.46mD）开关次数对初始渗透率的影 响
K/Ko
0
0
10
20
30
40
50
60
内 压，MPa
变内压测试方式
三、低渗气藏应力敏感
K/K0
1.000 0.950 0.900
0.850 0.800 0.750
低渗凝析气藏开采配套技术研究共31页
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26、要使整个人生都过得舒适、愉快，这是不可能的，因为人类必须具备一种能应付逆境的态度。——卢梭
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27、只有把抱怨环境的心情，化为上进的力量，才是成功的保证。——罗曼·罗兰
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28、知之者不如好之者，好之者不如乐之者。——孔子
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29、勇猛、大胆和坚定的决心能够抵得上武器的精良。——达·芬奇
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30、意志是一个强壮的盲人，倚靠在明眼的跛子肩上。——叔本华
谢谢！
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低渗凝析个，而且只有两个……公平和实用。——伯克 7、有两种和平的暴力，那就是法律和礼节。——歌德
8、法律就是秩序，有好的法律才有好的秩序。——亚里士多德 9、上帝把法律和公平凑合在一起，可是人类却把它拆开。——查·科尔顿 10、一切法律都是无用的，因为好人用不着它们，而坏人又不会因为它们而变得规矩起来。——德谟耶克斯
龙凤山低渗凝析气藏高效开发探析
龙凤山低渗凝析气藏高效开发探析摘要：凝析气藏作为重要的特殊油气藏类型，经济价值很高，但开发过程很复杂。
在开采过程中，凝析气藏油气体系的渗流伴随着复杂的相态变化。
制订合理的开发技术政策，抑制反凝析伤害，保持气井稳定生产，是凝析气田高效开发的关键。
龙凤山凝析气藏属于近饱和高含油的致密低渗碎屑岩储层凝析气藏，在开发中面临一些技术难点，需要加强对开发难点及开发状况的了解，并对提升气藏采收率的技术措施进行探究。
关键词：低渗透气藏；凝析气藏在当前我国气藏资源开发中，受制于现有开发技术的局限以及对复杂油藏地质开发信息把握的差距，造成对低渗透气藏、凝析气藏等复杂气藏开发多处于低产、低效阶段，需要针对勘探开发和技术实施中的难点，结合复杂气藏的地质开发规律，采取合理的技术措施提升气藏采收率，为气田的增收和发展奠定基础。
1.低渗透凝析气藏储层的基本特征一是具有较强的非均质性，储集层的各向异性较强，厚度和岩性等开发参数都不稳定，小层开发和对比较为困难。
二是具有低孔低渗的特征，低渗储层孔隙结构多为次生孔隙、微细孔隙、粒间孔隙和裂缝等基本类型，特别是受砂岩作用较强，存在较多的次生孔隙，连接的吼道直径多在2um以下，且具有较高的泥质含量。
特别是埋深较大的气藏，因深度加大、压力增高而渗透率急剧减小，且恢复原压力后渗透率无法恢复原值。
三是存在较高的含水饱和度，低渗透凝析气藏束缚水饱和度多在40%以上，且具备较高的残余气饱和度，气藏开发中伴随着含水饱和度的增加，造成气藏渗流的相对渗透率降低，影响油气资源开发。
2.低渗透凝析气藏资源的开发难点基于低渗凝析气藏储层的构造特征和基本特征，造成其开发中存在一定的技术难点：受渗流状况较差影响，单井可控储量较小，投产后产能递减较快，难以实现长期稳产；气井自然条件下产能较低，若不采取压裂、酸化等技术措施，会造成气井产能难以提升；因非均质性较强，投产后气井主力储层动用程度较高，采气速度较快，而非主力储层恰恰相反，造成层间矛盾更加突出，无法有效动员各储层间的产能；储层含水饱和度较高，加之开发中的反凝析作用等影响，造成油井井筒积液出水较多，影响气井生产；气井的生产压差和压降都比较大，采气指数较低，压力资源有限；受孔隙结构影响，储层多表现为细歪度型的毛管压力曲线，喉道较为细小，需要较高的排驱压力。
深部低渗致密气藏凝析气藏开发的难点及其对策1
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（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。
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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。
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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。
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二、几项具体建议技术
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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）。
低渗透油藏综合开发渗流理论与方法
Ⅱ类:细砂 岩
0.15-0.50
10-15
C50为0.1～
Ⅲ类:粉细
0.01Lm，Smin为
砂岩
20%～40%。细歪
0.1-0.15
8-12
度，分选较差。低渗透油藏综合开
发的渗流理论与方 C50<0.11Lm， Ⅳ类：粉
Smi>40%。细歪
砂岩
<0.1
<8
度，分选差。
法
1-3
油斑-油浸
0.2-1.0
低渗透油藏综合开 发的渗流理论与方
法
低渗透油藏开发渗流基本理论
主要内容
五、展望
1、微观结构与宏观渗流过程的深入探索 2、低渗透油藏基质－裂缝－井网整体优化
开采渗流理论 3、开发低渗和特低渗油藏的有效技术
低渗透油藏综合开 发的渗流理论与方
法
低渗透油藏开发渗流基本理论
概述
需求：随着我国国民经济稳定增长，石油需求不
法
低渗透油藏开发渗流基本理论
概述
资源情况：我国石油工业每年探明的石油储
量中，低丰度、低渗透油气田占的比例在50%
以上，而已探且明比未开例中 发逐国 低石 渗 年油 透上股 与份 中 升公 高。司 渗2透00地0质 年储量分布图
90000
84310
80000
70000 60000
中高渗透
低渗透
地质储量(万吨)
目标：形成低渗透油藏高效开发和提高采收率理
论及方法、获得巨大经济效益为目标，解决低渗透 油藏油层非均质性强、渗透率低、裂缝发育复杂等 对提高石油采收率具有挑战性的理论和技术难题。
关键科学问题：
1、储层裂缝识别、预测理论和方法； 2、非线性渗流机理及复杂渗流理论；
《低渗透油气藏》PPT课件
动静态杨氏模量对比
断裂韧性的测量与预测
岩石断裂韧性是描述裂尖附近的应力场的参数，是应力奇 异性的度量。断裂韧性是载荷参数(如缝中压力，原地应力)和 岩体参数(如裂缝尺寸)的函数它可以提供裂缝扩展的判据。但 是，长期以来，由于测试手段和理论研究的局限，在水力压裂 设计中往往只能给出断裂韧性的经验估计。
水力压裂技术发展
•第一代压裂(1940’-1970’)：小型压裂
加砂量较小，在10m3左右，主要是解除近井地带污染
• 第二代压裂(1970’-1980’)：中型压裂
加砂量迅速增加，主要是增加地层深部油流通道，
提高低渗透油层导流能力 •第三代压裂(1980’-1990’)：端部脱砂压裂
Mr.哈里伯顿
5000
100
90
4000
80
70
3000
60
50
2000
40
30
1000
20
10
0
0
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
年探明天然气储量（亿方）
低渗储量百分数（%）
2. 压裂酸化技术在低渗透油气藏勘探开发中作用巨大
自1947年首次压裂，至1988年作业总量已超过100万井次以上
Hydraulic fracture induces a characteristic
deform ation pattern
F ra c tu re -in d u c e d surface trough
Induced tilt reflects the geom etry and
orientation of created hydraulic fracture
低渗凝析油气藏天然气驱技术研究与应用
低渗凝析油气藏天然气驱技术研究与应用摘要：低渗凝析油气藏普遍存在着开发初期自喷能力强，生产过程中压力下降幅度大，并且低渗储层强敏感性+流体特性双重夹持，停喷下泵后产量难以恢复。
受储层、流体性质等影响，水驱动用程度低，基本依靠枯竭式开采，采油速度低，采出程度低。
本文以板中东区块为例，介绍了天然气驱在该区块的研究与应用，探讨低渗凝析油气藏提高开发效果的技术手段。
关键词：低渗油藏；凝析油藏；天然气驱；应用1 低渗凝析油气藏生产特征1.1 自喷能力强，生产过程中压力下降幅度大低渗凝析油气藏开发初期均具有自喷能力，单井产量高，以板中东区块为例，初始静压可达到33-43MPa，随着地层压力不断下降至饱和压力以下，地层原油脱气-原油收缩-迅速耗能-压力下降-继续脱气恶性循环，压力下降幅度5-14MPa，压力下降百分比达到15-36%。
压力降至泡点压力以下时油井停喷，停喷时仍具有较高的产量。
1.2 低渗储层强敏感性+流体特性双重夹持，停喷下泵后产量难以恢复通过板中东地区低渗透储层压力下降渗透率损失试验得知（表1），该区块低渗储层压敏效应明显，压力每下降12Mpa，渗透率急剧下降（80-90%），发生应力伤害后，渗透率难以恢复到原先水平，造成液量下降。
表1 低渗透储层压力下降渗透率损失试验随着地层压力下降轻烃溢出，粘度增大，水油流度比增大，单井含水率上升，水锁油井见水停喷。
通过无因次采油采液指数曲线看出，随着含水逐渐上升，初期下降较快，液量大幅度下降，油相渗流阻力增大，含水快速上升，油井见水停喷。
进入中高含水后，无因次采液指数略有上升，上升幅度不大。
高含水后期提液采油潜力不大（图1）。
图1 无因次采油采液指数（滨I中）1.3 注水开发适应性受限受沉积因素影响，低渗油气藏储层变化快，绝大部分注水井吸水能力差，注入压力高，常规注水困难，需用增注泵增注；注水见效有效期短，见水后含水上升快，采液指数和采油（气）指数急剧下降；油田最终采收率低。