低渗透气藏开发难点与技术对策
低渗气藏试气过程中存在的问题及基本对策
低渗气藏试气过程中存在的问题及基本对策
低渗气藏在最近几年得到了越来越多的关注，它具备有较高的技术可行性和巨
大的投资回报，相比传统非渗气藏，低渗气藏具有不容忽视的影响力。
但是，如何高效有效的采收低渗气藏的气体也是一个棘手的问题，下面将介绍低渗气藏试气过程中存在的问题及基本对策。
首先，由于低渗气藏具有十分低的瞬时流量，这就使得传统气藏技术中主要的
提油手段—井口调压失去了作用，使得采收低渗气藏气体存在较大的技术难点。
其次，低渗气藏气体体内存在明显物理化学惰性，这影响了气体的采收等效程度；再者，随着投产分析中渗度的不断下降，瞬时流量变化大，甚至会因应渗差的出现而使采收量减少，因此也是一个不可忽视的难题。
为了有效改善上述问题，需综合考虑有关考虑，采取措施。
首先，应加强注气
作业，建议采用酸气及聚能抽量等技术，以提高低渗气藏的采收率；其次，应定期测评气体储量，并综合考虑井的施工条件，例如孔囊完整性，可考虑采用拔油装置；最后，可借助测压及内部注汽等技术，为采收量变化大的采收率调节增加调控的精细空间和灵活性。
综上所述，从眼前现象来看，虽然低渗气藏试气过程中存在许多问题，但是及
时采取有效技术措施，以达到高效、高质量的采收，它仍然具有不可忽视的影响力。
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
深部低渗致密气藏凝析气藏开发的难点及其对策1
该气藏属异常高压气藏，原始地层压力高达 53.4～57.8MPa，但产能低，生产压差大，在24～ 34.3MPa间，平均单井自然产能仅1×104m3/d，采 气指数300～400m3/dMPa。 试采结论是香四气藏储量大，而自然产能低， 要提高单井产量，必须对气藏进行深度改造。
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1)
-孔隙结构主要特征 ①一般这类储层孔隙有粒间孔隙、次生孔隙、微 孔隙和裂缝四种基本类型。粒间孔隙愈少，微孔隙 所占比例愈大，渗透率就愈低。低渗致密砂岩受后 生成岩作用影响明显，它以次生孔隙（包括成因岩 作用新生的孔隙和经改造后的原生孔隙两部分）， 并且往往伴随着大量的微孔隙。 ②不论何种成因，不论其性质有何差异，这类砂岩 都具有孔隙连通但喉道细小的特征，一般喉道小于 2μm。 ③泥质含量高，并伴生大量自生粘土，这是低渗 致密砂岩的又一明显特征。
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第三阶段——引进NOWSC和哈里伯顿公司技术（1991～ 1995） 三口井均施工成功，但未能大幅度提高单井产量。 与此同时，四川石油管理局也开展了系列研究和评价。 1998年四川石油管理局引进了14台压裂装备，并进行 国内配套工作，储、运、配、供、注及施工控制能力 有了大幅度提高。1997年美国安然公司总承包了川中 合作区块的储层改造工作。
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2)储层特征
低渗致密砂岩主要特征是：非均质性强，低孔低渗 和高含水饱和度。 （1）非均质性强 低渗致密砂岩储层一般具有严重的非均质性， 储层物性在纵横向的各向异性非常明显，产层厚度 和岩性都不稳定，在很短距离内就会出现岩性、岩 相变化甚至岩性尖灭，以至在井间无法进行小层对 比。 （2）低孔低渗 孔隙结构研究能揭示储层内部的结构，它是微观 物理研究的核心，这类储层的孔隙结构主要特征是 总57页第7页 孔隙类型的多样、孔喉半径小和泥质成分多。
低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议
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。
地址：（７１００１８）陕西省西安市未央区长庆苏里格大厦。
电话：（０２９）８６９７８８６８。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｙｓｍ＿ｃｑ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ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．１０００‐０９７６．２０１３．０１．００１Ｔｅｃｈｎｉｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓａｎｄｐｒｏｐｏｓｅｄｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓｉｎｄｒｉｌｌｉｎｇｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ＡｃａｓｅｓｔｕｄｙｆｒｏｍｔｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎＸｕＳｈｕｍｉｎｇ１，２，ＬｉｕＹａｎｘｉａ１，ＷｕＬｉｃｈａｏ３，ＪｉａＺｅｎｇｑｉａｎｇ４（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）ＮＡＴＵＲ．ＧＡＳＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ３３，ＩＳＳＵＥ１，ｐｐ．‐，１／２５／２０１３．（ＩＳＳＮ１０００‐０９７６；ＩｎＣｈｉｎｅｓｅ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎｃｏｎｔａｉｎｓｔｗｏｋｉｎｄｓｏｆｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｌｙｉｎｇｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙｉｎｔｈｅＵｐｐｅｒａｎｄＬｏｗｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ，ａｎｄｔｈｅｙａｒｅｂｏｔｈｆｅａｔｕｒｅｄｂｙｃｏｍｐｌｅｘｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｇｒｅａｔｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ．Ａｌｔｈｏｕｇｈｔｈｅｒｅｈａｖｅｂｅｅｎｔｅｃｈｎｉｃａｌｋｎｏｗ‐ｈｏｗｔｏｓｕｐｐｏｒｔｔｈｅｌａｒｇｅ‐ｓｃａｌｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｄｒｉｌｌｉｎｇｓｆｏｒｈｉｇｈｌｙｅｆｆｅｃｔｉｖｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｔｈｅｗａｙｏｆｉｍｐｒｏｖｉｎｇｓｉｎｇｌｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｒｅｍａｉｎｓｕｎｃｌｅａｒ．Ｉｎｖｉｅｗｏｆｔｈｉｓ，ａｎｏｖｅｒａｌｌｓｔｕｄｙｗａｓｍａｄｅｏｆｔｈｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｓ，ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎｓ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｔｒａｔａ，ｓｅｉｓｍｉｃｆｅａｔｕｒｅｓ，ｄｒｉｌｌｉｎｇｆｅａｔｕｒｅｓａｎｄｐｏｓｓｉｂｌｅｆｕｒｔｈｅｒＥＯＲｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｔｒｅａｔｍｅｎｔｏｆ２８２ｗｅｌｌｓｌｏｃａｔｅｄｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙｏｎｔｈｅＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇｔｈｅＵｐｐｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｏｎｔｈｅＪｉｎｇｂｉａｎＧａｓＦｉｅｌｄｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇｔｈｅＬｏｗｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｉｎｄｉｃａｔｅｓｔｈａｔｔｈｅ５ａｃｑｕｉｒｅｄｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｏｎｔｈｅＣｈａｎｇｑｉｎｇＧａｓＦｉｅｌｄｓｕｃｈａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎａｎｄｒｅｆｉｎｅｄｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎａｒｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｖｉａｂｌｅ，ｂｕｔｔｈｅｒｅａｒｅｓｔｉｌｌｔｈｒｅｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓｒｅｍａｉｎｅｄｕｎｓｅｔｔｌｅｄ，ｗｈｉｃｈ，ｈｏｗｅｖｅｒ，ｃａｎｂｅｔａｃｋｌｅｄｆｏｒｍｉｔｉｇａｔｉｎｇｔｈｅｒｉｓｋｉｎｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｉｍｐｒｏｖｉｎｇｓｉｎｇｌｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｂｙｕｔｉｌｉｚｉｎｇ１７ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｉｎｔｈｅｆｏｌｌｏｗｉｎｇａｓｐｅｃｔｓ：ｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎ，ｔｈｅｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎａｎｄｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎｏｆｌｏｗ‐ａｍｐｌｉｔｕｄｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅ，ｔｈｅｍｅａｓｕｒｅｓｏｆｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇｔｈｅｐａｔｔｅｒｎａｎｄｅｎｈａｎｃｉｎｇｔｈｅｒｅｃｏｖｅｒｙｒａｔｅｏｆｈｏｒｉ‐ｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓ，ｔｈｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，ａｎｄｔｈｅｎｅｗｓｔｒａｔｅｇｉｅｓｏｆｃｕｔｔｉｎｇｄｏｗｎｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｃｏｓｔ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ，ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌ，ｓａｎｄｓｔｏｎｅ，ｃａｒｂｏｎａｔｅｒｏｃｋ，ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｅｘｉｓｔｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，ａｄｖｉｃｅｓｏｎｔａｃｋｌｉｎｇｔｅｃｈｎｉ‐ｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓ． ２００７—２０１１年长庆气区在低渗透气藏中全力推广水平井开发技术，完钻水平井３００余口。
低渗透性气藏试气过程中存在的问题及对策
低渗透性气藏试气过程中存在的问题及对策作者：李谭来源：《中国科技博览》2014年第24期[摘要]低渗油气藏由于三低特征、多层性、现场工艺技术、多相流体等因素影响，在试气过程中暴露出诸多问题。
针对这些问题，对所要采取的相应对策进行了详细论述，旨在提高低渗气藏试气工艺技术水平。
[关键词]低渗透气藏试气技术中图分类号：P618.130.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）24-0305-011、存在的问题1.1 关井方式由于“三低”（低产、低渗、低孔隙）气藏试气工艺技术的复杂性，试气后一般采用地面关井方式测取储层压力恢复资料数据。
由于井筒容积大（尤其是在139.7 mm套管内下入压力计进行测试），储层物性差，早期井筒储集持续时间长，地层特征往往被掩盖或推迟出现，有时至测压结束也反映不出有关储层的动态压力变化特征，实际测取的只是井筒内的压力变化。
这样也就无法利用实测试井资料对地层进行系统评价，达不到认识产层的目的。
1.2 井筒容积的影响采用井口关井方式，直接在套管内（139.7 mm）下测试仪于油层中部，则人工井底到井口的井筒容积相当大。
对于“三低”气井，关井后井筒内压力与地层压力要达到平衡，需要一个漫长的时间过程。
此时持续关井20～30 d录取到的试气资料有可能只反映井筒内的压力变化情况，未测取地层径向流动和目前地层压力，从而无法定性定量对储层特征进行系统分析和评价。
1.3 生产管径大小对于一口特定的井，在某一稳定产量条件下，气井产量、携液能力不但与井口油嘴大小有关，而且与生产管径大小有一定关系，即生产管径大，气体流速小，携液量也相对小，从而导致井底积液形成，影响油气产量和流动压力的稳定。
1.4 地面气产量的确定当气井伴有凝析油或水生产时，为了保证井筒内流体稳定持续流动，井口产量必须确保有足够的携液能力，否则就会造成井底积液，引起井筒内相态分离严重，导致井底压力不稳定，使试井资料失真而无法正确确定井的产能及产能方程。
低渗透储层开发技术对策
低渗透储层开发技术对策随着我国经济的不断发展，各行各业对石油的需求量也在不断上升，石油对经济的发展有着非常重要的作用，为经济的发展提供能源支撑，同时石油资源在人类生活中有着广泛的应用。
由于随着对石油资源的长期开采，石油资源的储量正在不断减少，为了提高对石油的开采量，我国已经将工作中心转移到对低渗透储层的开采上，由于低渗透储层的自身特性，在开采过程中往往会受到众多因素的影响，导致对低渗透储层的开采造成困难，因此需要加强对低渗透储层开发技术对策的研究，才能提高我国石油的开采量。
标签：低渗透储层;开发技术;对策随着石油资源的不断开采，造成很多优质储量的油田已经被开采出来，在没有被开发出来的储层中油田储量最多的就是低渗透储层。
但是由于低渗透储层的地理环境和自身特征的制约，导致工作人员在开采过程中出现问题，因此需要了解低渗透储层的开发特征，并采取相对应的开发技术，才能提高我国对低渗透储层的开采量。
1低渗透储层的开发特征低渗透储层主要是指储层的渗透率比较低，相对而言低渗透油田的产能比较低，低渗透油田的开发对我国油气产行业的发展有着非常重要的意义，不同类型的低渗透储层会有不同的表现，只有对低渗透储层的开发特征进行了解，才能研究其开发技术对策，增强低渗透储层的开发潜力。
1.1油井自然产能较低油井自然产能与油田的储层性质有着直接关系，目前我国开发的油田中，低渗透油田的产量比较低。
需要依靠压裂技术，才能够将低渗透储层的价值完全开发出来，因此对于低渗透储层而言需要利用压裂改造的方式才能够实现产能标准。
但是由于在进行低渗透油田的开发过程中通常会受到很多因素的影响，从而造成了低渗透油田自然产能较低的情况发生。
1.2产量下降快、油层压力大由于低渗透油田的边水长期处于不活动的状态，因此造成油田本身的驱动能量不足，并且储层中的流体在进行流动过程中会受到很大阻力，会进一步加大对能源的消耗。
虽然采用压裂改造的方式改变储层内的结构，但是若没有及时补充低渗透油田的开发能量，就会导致油田产量出现会减少的现象，另外储层中的压力也会逐渐上升，油田的采收率就会受到影响。
低渗透性气藏试气过程中存在的问题及对策
地 层压 力是进 行油气 藏动态 分析 的最为重 要 的关 键要素 。 在 勘探试 油过 程 中， 常采 用 机械式 或 高精度 电子压力 计 测取地层 压 力数 据 ， 通过 分 析压力 动 态 变化 ， 达 到 认 识 储层 的 目的 。 但是 ， 如果 测试 仪 下 至 产 层 上 部 ， 距 中部 较 远 （ ３ ０ ０ － １ ０ ０ ０ ｍ） ， 则会 因井 筒 中压 力梯 度 的不确 定性 ， 导致 油层 中部压 力 （ 或温 度 ） 折算结 果存在 误差 。 尤 其是气 井产 能试井 时不 准 ， 产 能 曲线则严 重异常 ， 根 本无 法求 解井 底绝 对 无 阻流量 。 １ ． ６ 试 气工 作制 度 的确定 对 于试 气过程 中生产 工作制 度 的确定 ， 一 般情 况下 ， 是 由低 产量 过渡 为高 产量 ， 不断 激动地 层 ， 加大压 降 漏斗 的形成 。 产量 由小 到大 ， 流压 匀速 下降 ， 两者 之 间为 一 定的 线 性关系 。 但是 ， 对 于 新 打开井 Ｃ 层） 或措 施 改造井 Ｃ 层） ， 由于 预估 产 能 的误 差性 ， 试 气工 作制 度往 往存在 不 确定性 ， 无一 定规律 可 循 ， 这样 ， 就 会
１ ． ３生 产 管径 大小
式中 ： ０—— 界 面 张力（ ０水＝６ ０ ｍＮ／ ｍｌ Ｏ凝析 油＝ ２ ０ ｍＮ ／ ｍ） ， ｍＮ／ ｍＩ ｐ ， ｐ ｒ 一 油管 压力 、 温度 条件 下 气 、 液密 度 ， ｋ ｇ ／ ｍ３ ｌ ｐ 一
Ｔ ＿ ～
油管 流压 ， ＭＰ ａ Ｉ
（ ３ ）
采用井 口关井方式， 直接在套管内（ １ ３ ９ ． ７ ａｍ） ｒ 下测试仪于油层 中部， 则人 工 井底 到井 口的井筒 容积 相 当大 。 对 于“ 三低 ” 气井， 关井 后井 筒 内压力 与地 层 压 力要 达 到 平衡 ， 需要 一 个漫 长 的 时 间过 程 。 此 时持 续关 井 ２ ０ ＂ ３ ０ ｄ 录 取 到 的 试 气资料 有可 能只 反映井筒 内的压 力变 化情况 ， 未 测取地层 径 向流动 和 目前地 层压 力 ， 从而 无法 定性 定量 对 储层 特 征进行 系 统分 析和 评 价 。
低渗透油藏注水开发常见问题与对策分析
低渗透油藏注水开发常见问题与对策分析近些年来，低渗透油层的勘探开发占据了我国绝大部分的石油开采总量。
从目前开发出的地质中来看，低渗透油藏在所有开发出的油藏中所占比例高达70%，并呈现出不断扩大的态势。
我国的低渗透油藏具有高温、高压、高油气比、高饱和、高矿比度、低密度、低粘度、低渗透等特点。
立足于现有的勘探开发技术与低渗透油藏的具体特点，我国普遍采用注水开发方式进行勘探与开发。
但目前低渗透油藏注水开发技术还存在一些突出问题，如水井压力上升过快、水质不达标、吸水能力下降、产油指数下降、采收普遍率较低等问题。
本论文侧重分析了问题产生的原因并列举了具体的解决对策。
一、低渗透油藏注水开发存在的问题分析低渗透油藏注水开发技术中存在问题的具体原因是解决问题的首要步骤，只有明白了具体的产生原因才能对症下药，解决问题。
具体的问题包括水质和储层敏感性两个方面。
（一）水质问题注水水质中的固体悬浮物和含油量超量是主要存在问题。
除此之外，注入水与地层水配伍性较差也是注水水质中存在的问题。
水质的良好与否直接关系到石油的正常开发进程与开发出的石油质量，因此不容小视。
1、固体悬浮物和含油量超标固体悬浮物是指水质中含有的不溶性杂志，通常包括硫化亚铁、氧化铁、硫酸盐以及残留的细沙和土颗粒等。
含油量是指水質中残留的石油含量。
当水质中含油量较高时，水质中残留的油量会聚集形成油滴，堵塞在岩石的微小孔隙里，形成附加毛管压力，使管道内的压力上升过快，极易发生爆裂事故。
其次、当水质中的固体悬浮物含量较高时，固体颗粒会滤出残留在管道内壁上或者进入石油储层中，从而形成低渗透性滤饼或者低渗透污染区域。
过多的固体悬浮物所形成的滤饼会堵塞储层的流通孔道，使得油层吸水量较大程度的下降。
2、水质结垢影响由于注入水质与地下水质的物质含量不同，造成水质配伍性较差，极易形成水垢。
但当注入水中的钙离子、镁离子、硫酸根离子、碳酸根离子等多种化学离子含量较多时，离子相互之间极易形成沉淀，造成管道与底层堵塞，影响石油的正常开采。
211004392_鄂尔多斯盆地低渗透气藏水平井开发技术难点研究
182就目前形势来看，鄂尔多斯盆地气藏主要包含两大类，其地质复杂程度较高，水平井开发技术虽已在鄂尔多斯气藏中得到广泛应用，但单井产能攻关方向却有待清晰。
基于此，本文将对该内容进行针对性探究，为降低低渗透气藏开发风险，提高单井产能奠定良好基础。
1 鄂尔多斯气田概述鄂尔多斯盆地位于我国西北地区的东部，既属于沉积盆地也是一个巨型地下水盆地，总面积为37×104km 2。
在鄂尔多斯盆地中，主要分布着两种生物气藏，其一是以苏里格气田为代表的上古生界气藏，就实际已经探明的气田区域（苏里格、子洲、神木等）来说，聚集了大量的油气，即为我们所说的岩性油气藏。
其中苏里格气田蕴藏着丰富的地质储量，目前已经探明的地质储量远超3.17×108m 3，一跃成为我国陆地上排名第一的气田。
详细来说，上古生界气藏的显著特征如下，第一，烃源岩发育度好，具有较高的成熟度，并具有广覆式生烃特点，提供了丰富的源岩基础加快了油气藏的形成。
第二，有较大的存储空间，砂岩分布呈现连片叠加形式。
第三，具有优异的生储备配合条件，包含多种类型的成藏组合，如自生自储式成藏组合、下生上储式成藏组合。
第四，在沉积和成岩的共同作用下，导致有效储层缺乏良好的连通性。
第五，在整体低渗透条件下，高渗富集区带随之发育。
2 水平井开发技术2.1 水平井地质导向技术水平井地质导向技术主要分为上古生界气藏水平井地质导向技术和下古生界气藏水平井地质导向技术两大类。
其中，下古生界气藏水平井的主要包含以下技术内容：在了解分析随着资料的基础上，进行地质模型的修正，并在制定钻进方案的同时，构建随钻地质模型。
与此同时，还需依据小层边界沿线对钻头的空间位置进行精准判断，完成层斜角变化的岩性边界的预测；此外，需依托于随钻伽马、钻时等对比方式完成轨迹调整的综合信息分析法。
2.2 水力喷砂体积压裂技术该技术借助多喷射器完成同时喷砂，射孔簇数的转变也由此达成，在此过程中，携砂通道也会从油管转变为环空，而且选择的注入方式多为油管小排量补液和套管大排量加砂，再加上防反键喷射器和新型钢带式风格器的帮助，高压高排鄂尔多斯盆地低渗透气藏水平井开发技术难点研究余亮 邓明 郭田超陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司 陕西 延安 717300 摘要：鄂尔多斯盆地含气层系较多，且其非均质性相对较强，具有明显的低压力，低丰度以及低渗透的“三低特征"。
天然气勘探开发技术应用进展与对策建议
天然气勘探开发技术应用进展与对策建议摘要：随着全球对清洁能源的需求不断增加，天然气作为一种重要的清洁能源，其勘探开发技术也得到了不断的应用和发展。
本文将介绍天然气勘探开发技术的应用进展，并提出一些建议和对策，以供参考。
关键词：天气勘探开发；技术进展；发展对策1我国天然气资源开发技术的应用进展1.1低渗透气藏综合表征技术从我国天然气开发的现状来看，低渗透气藏综合表征技术是天然气开发过程中常用且应用广泛的技术。
在我国天然气资源中，低渗透气藏所占比重较大，具有非均质性强、储层渗透率低的特点。
在低渗透气藏研究过程中，以沉积成岩微相研究成果为基础，提出了低渗透气藏综合表征技术。
这种天然气开发技术中起着非常重要的作用在实际应用的过程中，但应该注意的是，如果这项技术用于开发天然气储层，它需要地震的支持软件，这个软件的作用是支持实现储层地震预测，储层微观特征等方面的分析，从而为我国天然气布井奠定了坚实的技术基础。
因此可以看出在天然气开采的过程当中采用低渗透气藏综合表征技术相对来说也是非常重要的。
1.2异常高压气藏开发技术天然气在发展的过程中，除了低渗透砂岩气藏储层的综合表征技术，另一种技术是异常高压气藏的开发技术，也可以扮演一个好的角色在帮助中国的天然气开发过程中的实际应用。
对于高压异常气藏，其特点是压力高，弹性充分。
同时，也正是由于这一特点，使得该天然气开采技术在应用过程中具有井数少、产量高的特点[1]。
在该技术的实际应用过程中，通过地震、区域地质等方面建模的支持，可以更好地实现异常高压天然气储层的资料解释。
在实际操作过程中，结合这一专业建模，钻井技术能更好地满足我国天然气开发生产的需求。
因此可以看出在我国天然气开采进行的过程当中采用异常高压气藏开发技术来进行开采的话也是非常重要的一件事情。
1.3深层高压气藏开发技术（1）高密度宽方位三维地震精细成像及构造解释技术。
塔里木深层气田地表、地下地质结构复杂，地表多为山地和戈壁，相对高差大，地下发育巨厚塑性膏盐层，构造结构复杂，造成地震资料信噪比低，偏移归位难度大，成像精度低，层位追踪对比困难。
低渗透有效开发效果影响因素及对策分析
低渗透有效开发效果影响因素及对策分析【摘要】低渗透油田在我国已探明油藏中占较大的比例，是我国石油工业的基础，同时世界各国也一直针对如何有效开发低渗透油田进行着理论研究和实践。
本文主要探讨了影响低渗透油藏有效开发的主要因素，并介绍了目前国外以及国内的相关开发对策。
【关键词】低渗透有效开发影响因素对策＜b＞ 1 引言＜/b＞低渗透油藏在我国石油工业中占据着很重要的位置，是我国石油工业可持续发展的重要物质基础。
因此如何对其进行有效开发便成为一个亟待解决的问题。
＜b＞ 2 影响低渗透油藏有效开发的影响因素＜/b＞低渗透油田因其自身特殊的性质导致开发存在许多难点，影响其有效开发的主要因素总结起来有：一、油层喉孔细小，比表面积大。
这是导致渗透率低的直接原因，也是影响到低渗透油田有效开发的根本原因；二、渗流不遵循达西定律。
低渗透油田具有非达西定律的渗流特征，渗流直线的延长线不通过坐标原点，而是与压力梯度轴相交，其交点为启动压力梯度，且渗透率越低，启动压力梯度便越大；三、弹性能量小。
因而采用天然能量方式开采，地层压力下降很快，从而导致油田的产量也相应急剧减少；四、油井见注水效果缓慢。
低渗透油田层渗流阻力较大，注水时大部分能力都消耗在注水井的周围，一般300米左右的井距，需要注水一年左右才可以见到注水效果；五、裂缝型低渗透砂岩油田沿着裂缝方向油井易发生水窜、水淹现象。
这类油田注水井的吸水能力高，有的在注水井投注几天甚至几小时之后，相邻油井就遭到了暴性水淹；六、地应力的作用。
地应力的大小与方向制约着裂缝的形状以及延伸方向，在油田开发中必须考虑到这个方面的因素。
＜b＞ 3 低渗透油藏开发对策研究＜/b＞3.1 国外低渗透油藏开发对策研究国外对低渗透油田的开发比较早，自1871年在美国发现了勃莱德福油田起，至今已有100多年的历史。
国外一般先利用弹性能量以及溶解气驱能量来开采，尽量延长无水以及滴汗水的开采期。
但是一次开采的采收率较低，只有10%左右。
低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施
83低渗透油气资源属于战略资源，其储存量在油气资源中占有举足轻重的地位。
而石油资源作为我国经济发展的重要支撑产业之一，必须保证足够的开采数量才能促进相应产业的蓬勃发展。
然而，石油开采是一项极为复杂的工业生产活动，地理环境、生产设施等各种因素全方位地影响着油田开采的数量和质量。
此外，占我国石油储量一半的低渗透油层与中、高渗透油层相比，存在渗透机理复杂、开发难度大、采收效率低等问题。
为了解决上述存在的问题，技术人员寻找出一种通过向低渗透油层注水来提高油田采收效率的工艺，从而保证油田企业良好的经济效益。
一、开发难点1.无规律性，一般油田油层的透析率是有规律的，既能保证开采效率，又能保证开采石油的质量，但低透析油田与普通油田不同，储存层的喉道较小，洞口的半径小，比表面大，透析规则不同，油层的透析率低，因此开发较为困难。
2.弹性能量较小，低渗透油田利用天然能源，产量和压力在一定条件下会迅速下降。
低渗透油田底部水和边缘水不活跃，弹性较低，大部分油田的弹性采集率都很低，仅占1.5%。
通过消耗自然能源的方式开采，地层的压力就会急剧下降，油田产量不断下降，从而管理人员只能被动地进行管理和生产。
3.裂缝性低渗透砂岩，油田油井随着裂隙的方向抽水的现象非常严重，低渗透层是我国砂岩油田（包括裂纹）的基质区块体的主要特征，这种油田具有很强的吸收能力，如果控制不好，不仅容易出现严重的进水和走水现象，而且在第一次注入水的几天或几个小时内，一些油田会影响周边的油井，可能会被严重的水淹没。
4.地应力，低渗透的油田往往使用压缩裂纹，所以应力的大小和方向对裂纹的延长方向和形态起着决定性的作用，在开发上应高度重视应力的作用和影响。
二、注水开发油层注水工艺是指在油田开发的过程中，随着开采量的增加，油层压力逐渐降低，而为了保证油层有足够的压力，技术人员通过专业设备向油层中注入一定量的水，对底层油田能量进行补充，保证油田能够继续顺利出油，实现低渗透油层资源的最大化开采，避免因为油层压力不足导致资源浪费。
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.。
低渗透油田开发的难点与挖潜对策分析
低渗透油田开发的难点与挖潜对策分析通过对长庆油田低渗透油藏开发技术的研究，解决陇东区块开采的技术难题，提高低渗透油藏的开发效率，满足长庆油田开发的技术要求。
对低渗透油藏实施精细的地质研究，确定油藏物性参数，采取最佳的开发技术措施，提高油藏的产能。
结合现代化的开发手段，将计算机技术和网络技术结合起来，保持低渗透油藏长期稳定的生产能力，达到油田开发的产能要求。
标签：低渗透;油田开发;难点与对策1、低渗透油田开发后期存在的问题1.1油层含水率高对于低渗透油田而言，其本身就存在含水率高的问题，进入开采后期的低渗透油田，地下水更会相互聚集，使得含水率不断升高。
含水率升高后，会使得地下油层被淹，同时会使得地层的非均质性加强，进而导致层间矛盾出现。
当出现层间矛盾时，会使地层中的原油流动性减弱，从而使得油田的开采量和开采效率下降。
某些地层连通性较好的低渗透油田，进入开采后期后，因含水率的不断增加，也会使得流通性减弱。
1.2欠注井数量较多首先，低渗透油田需要大量的注水井，注水井中的水源基本来自于原油带出的水，这部分水资源中含有大量的杂质，如果杂质处理不完全就进行回注，必然会使杂质在注水井内聚集，导致井内欠注;其次，部分低渗透油田的地层环境较差，地层的吸水能力不足，使得注水井的压力升高，进而无法正常进行注水工作，导致欠注井的数量不断增加。
1.3油层存在非均质问题一般情况下，低渗透油田的地层内都存在非均质问题，油层也不例外，同时，在前期开采的过程中，大多数油田都会人工制造地层裂缝，这使得非均质性增加。
当地层非均质性严重时，无法将能量补充到地层，从而导致两大问题出现。
此外，这种措施会导致地层内裂缝堵塞，使得欠注井数量增加，又会导致第二大问题出现，使得油井进入恶性循环。
2低渗透油田挖潜增产的措施2.1油层的水力压裂技术措施的应用对油层的压裂技术措施进行优化，不断研究和应用新型的压裂技术措施，提高水力压裂施工的效率，促使低渗透油田增产。
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。
低渗透油田开发难点及应对措施研究
低渗透油田开发难点及应对措施研究随着我国经济的不断发展，油田开发水平逐步成熟，社会对于油田开发的要求也更为严格，低渗透油田的丰富石油储量越来越受到关注。
本文主要分析了影响开发效果的因素，并提出了有效开发的主要技术措施。
标签：低渗透油田；难点；影响因素；对策低渗透油田指单个油井产量低、丰度低、油层储层渗透率低的油田。
我国低渗透油田资源具有分布区域广，含油气量多，油气储藏类型复杂等特点，现已探明油田储量中低渗透油田占比例高，开发前景良好。
1 低渗透油田开发难点分析1.1 油层渗透率低低渗透油层孔隙微小，喉道细微，平均孔隙直径介于26-43微米之间，喉道半径为0.1-2.0微米，表面积2-20m2。
由此可见，低渗透油田具有表面积大、孔隙微小，喉道细微的特点，不仅造成油层渗透率低，还加剧开采难度，严重影响开采效果。
1.2 储层连通性差由于低渗透油田具有弹性能量小、边及底水不活跃、渗流阻力大、储层连通性差的特点，不仅造成油层渗透率低，除少部分高压油田外，弹性阶段的油田采收率不超过2%，开采难度加大，间接影响开采效果，特别是以消耗天然能量为主要的开采方式，造成地层压力下降油田产量骤减。
1.3 注水见效缓慢低渗透油层经压裂改造后便可正式投产，但是生产能力偏低，采油指数一般只有1～2t/（MPa·d），相当于中、高渗透油层的几十分之一。
低渗透油层注水井不仅吸水能力低，而且启动压力高，注水井附近地层压力上升很快，甚至井口压力和泵压达到平衡而停止吸水。
不少油田的注水井因注不进水而被迫关井停注，或转为间歇注水。
由于低渗透层渗流阻力大，大部分能量都消耗在注水井周围，油井见注水效果程度差。
1.4 启动压力梯度大低渗透储层由于孔喉细小、比表面积和原油边界层厚度大、贾敏效应和表面分子力作用强烈，其渗流规律不遵循达西定律，具有非达西型渗流特征。
渗流直线段的延长线不通过坐标原点，而与压力梯度轴相交，其交点即为启动压力梯度，渗透率越低，启动压力梯度越大。
低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施
低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施现阶段，低渗透油藏具有丰富的存储量，且具有广阔的分布区域以及油气含量比较多的特点，为此，进行勘探和开发低渗透油藏已经是石油业的重要研究方向。
其中低渗透油藏的一个主要的开采方式就是注水开发，为了使低渗油藏的开发质量体积开发效率能够得到更有效的提高，必然需要强化注水采油技术。
标签：注水工艺油井开发开采率引言低渗透油气资源属于战略资源，其储存量在油气资源中占有举足轻重的地位。
而石油资源作为我国经济发展的重要支撑产业之一，必须保证足够的开采数量才能促进相应产业的蓬勃发展。
然而，石油开采是一项极为复杂的工业生产活动，地理环境、生产设施等各种因素全方位地影响着油田开采的数量和质量。
此外，占我国石油储量一半的低渗透油层与中、高渗透油层相比，存在渗透机理复杂、开发难度大、采收效率低等问题。
为了解决上述存在的问题，技术人员寻找出一种通过向低渗透油层注水来提高油田采收效率的工艺，从而保证油田企业良好的经济效益。
但是，据相关调查发现，现有的油田注水工艺尚不成熟，需要进一步健全和完善。
总而言之，要从不同角度全面了解和分析现有的注水工艺的不足，只有这样才能促进油田企业保持良好的经济效益，保证油田行业的可持续健康发展。
综上所述，对于低渗透油层来说，提高油田采收率具有重大的意义，但同时也面临着巨大的挑战。
1 概述低渗透油田所谓低渗透油田是指油田储存层具有较低的渗透率和丰富度的油田，具体有以下几点分类。
其一，一般低渗透油田，这类油田所含有的油类标准可以供工业生产，然而具有较低的产量，需要通过压裂措施来提高油量生产;其二，特别低渗透油田，具有较高的饱和度油层，油质标准不能够满足工业的要求，需要使用大型压裂措施方可进行开发;其三，超级低渗透油田，具有非常缜密的油层，较高的饱和度，一般情况下不具备开发价值，然而的确具有油层厚和较好质量的油质以及较浅的埋藏深度，可以用作后备能源开发。
但是由于开采时间较长，低渗透油田将会遇到产量下降、设备老化、工作效率下降等情况，进而造成企业经济效益降低。
低渗透油田开采技术难点分析与开发对策
85能源环保与安全一、低渗透油田的开发过程中存在的主要问题１．构造裂缝对油田注水效果的影响低渗透油藏开采过程中，注入水的渗流阻力是非常大的，如果在储层间存在一定规模的构造裂缝，注水井注入的流体会顺着渗流阻力比较小的裂缝而窜入到中渗透层或者是高渗透层，这样注入流体会出现比较严重的漏失，从而降低驱替效果，形成低效注水甚至无效注水。
２．沉积作用对注水造成的影响对于低渗透油藏，层间不同沉积微相相互叠加，孤立砂体的存在，都导致了层间非均质性差异，渗透率级别往往相差几十倍甚至上百倍。
能够对层间非均质性直接反映的参数主要就是渗透率变异系数以及渗透率突进系数。
渗透率变异系数非常小，则说明渗透率分布是非常均匀的。
渗透率突进系数非常大，则说明不同层之间非均质特性是非常强。
对于不同韵律的油层，其层内渗透率的变化是非常大的，并且会表现出不同的水侵特征。
对于正韵律油层，主要特点就是在油层底部位置出现水淹，而对于均质油层，水侵厚度会随着水线推进距离的不断增大而变得越来越小，但是对于反韵律油层而言，没有表现出非常的均匀水侵。
３．注水系统对油田系统注水效果的影响（１）固井质量对注水效果的影响完钻的新井在进行固井过程中，如果水泥浆没有对套管以及地层进行完全胶结，或者是水泥浆没有对套管进行整体填充，当完成投注之后注入的水会顺着缝隙在不同层之间进行窜流，对注水效果造成非常严重的影响。
（２） 封隔器失效所造成的影响当封隔器失效之后，最主要的表现就是油套压平衡，注水量增多，虽然注水压力不会出现明显变化，但是注水量会出现非常明显的上升。
之所以封隔器会出现失效，最主要的原因在于封隔器的胶筒应力变得非常松弛，出现破裂或者是自动解封现象；或者是配水器弹簧出现失灵，底部阀门不能彻底关闭，导致油管的内外压差不能达到封隔器胶筒打开所需要的压力差。
二、技术对策１．压裂酸化技术措施通过酸液的化学溶蚀作用，对储层中的胶结物质进行溶解，增加储层中孔隙体积。
采取压裂酸化的方式，当油层压开形成裂缝之后，酸液可以对裂缝进行很好的溶蚀作用，大幅度提高储层的渗透性，确保原油始终处于流动的状态，降低流动过程中的阻力，达到增产的目的。
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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。
3）随着用酸量的增加，酸化效果得到提升，最终的试气产量也得到了不同程度的增加。
从经过两次及两次以上酸化作业的气井中选取了4口井进行对比分析，从两次酸化产量与酸量可以看出第二次酸化后的试气产量均比第一次高，且用酸量也比第一次多，得出随着酸量的增加，酸化后的气产量也增加。
2 低渗气藏的开发难点以及相应的对策
2.1 开发难点
1）勘探技术不是非常发达。
对于现有的低渗气藏的勘探技术，还不可以对流体的具体分布情况进行预测，这样就非常容易在分析地震以及钻井相关资料时候出现偏差。
2）储层物性比较差以及钻井完成后对储层造成的伤害。
对于低渗气藏来说，其储层的物理性质是比较差的，这样就会使得地层里面的渗流阻力非常大，形成比较大的压力差，会让渗流条件变得更差。
3）不合理的开发方法。
如果开发井网的方式选择的不合理，就很难达到预期的采收目标。
例如当一个井存在许多层的时候，不同层之间的物理特性以及压力差都会存在很大的差异。
如果这时候没有采用合理的开采方式，就会让底边的锥进变得很快，让地层水提前产出来，造成渗流孔道的堵塞。
4）气藏的水侵。
如果产生水侵，就非常容易使得单相流变成两相流，这样就会让生产压差变得很大，使得气井的产量大幅度降低。
2.2 技术对策
1）欠平衡钻井完井技术。
通过利用这种方式，可以将正压力差对井底岩屑的压持效应大幅度降低。
2）酸化技术。
通过利用酸化技术，可以将底层的渗流能力得到极大的改善，从而将低渗气藏的产能提升上去。
3）压裂技术。
对于低渗气藏的压裂来说，应该达到的要求就是具有很强的携砂能力、能够很好地防止塌陷以及具有较低的密度。
4）地震震动法。
通过利用地震波可以将储层的物理特性进行改变，具体的实施方法主要包括两种：一种是利用井下震动源来对周围的井进行处理，或者是利用地面的震动源将能量传递到附近井的地带；另外一种方法就是利用振动源将能量从地面传递到气层。
3 结语
对于低渗气藏来说，储层孔隙度比较低、具有很差的通透性，因此气产量还是比较低的，而且也不能够进行稳定的生产。
所以对于相关技术人员来说，应该抓紧研究出能够更好对于低渗气藏进行开发的有效方法，将低渗气藏的产量提升上去。
参考文献：
[1] 徐冰青,刘强,陈明,等.低渗透和特低渗透气藏提高采收率综
述[J].天然气勘探与开发,2007,30(2):47-49
[2] 郑勇.文23气田低伤害酸化工艺技术研究与应用[J].钻采工
艺,2007,30(3):51-53.收稿日期：2017-11-29
作者简介：银熙炉，中国石化江汉油田分公司采气一厂。
低渗透气藏开发难点与技术对策
银熙炉
（中国石化江汉油田分公司采气一厂，重庆 404120）
摘 要：在这篇文章中，我们的主要研究目的就是低渗气藏开发技术的相关对策，并且对低渗气藏的地质特
征以及开发特征进行了分析，对于不同类型的低渗气藏开发技术进行了整合。
关键词：低渗气藏；开发难点；技术对策
中图分类号：TE348 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）01-086-01。