长庆油田低渗透油气藏开发
长庆油田低渗透油气藏开发
董义军乔娇
（西安石油大学，陕西西安710065）
【摘要】借鉴已有低渗透油气藏成功开发经验，结合超低渗透油藏特点，提出有效开发鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的对策，对实际开发工作具有指导意义。
【关键词】鄂尔多斯盆地；超低渗；现状；挑战；对策
长庆油田在鄂尔多斯盆地的勘探开发，自新中国成立至今已经历了５０多年的发展历史。最初是在１９６９年前的２０年间，在盆地西缘段褶带先后获得工业性油气流井，在三叠系和侏罗系发现了几个小油气田。进入７０年代，在盆地中南部发现并陆续开发建设了一批侏罗系低渗透油田；到８０年代底，累计形成年产１３６．８×１０４ｔ规模的石油生产基地。在９０年代，油气勘探开发取得了突破性进展，陆续发现和开发了三叠系安塞、靖安大油田，古生界靖边、榆林大气田。
进入２１世纪，油气勘探开发快速发展，先后发现了乌审旗、苏里格大气田和西峰大油田。至今已先后成功开发了３６个低渗、特低渗油气田，创造了著名的安塞、靖安、西峰油田开发模式，靖边、榆林、苏里格气田建设模式。２００８年对鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的开发，是继苏里格气田成功开发后的又一重大举措。
一、鄂尔多斯盆地低渗透油气藏开发现状
在上世纪７０年代，长庆油田先后开发了马岭、吴旗、红井子等侏罗系油田。８０年代末至９０年代，长庆油田针对安塞油田特低渗透油藏的特点，开展了大量开发试验研究与科技攻关，发现并开发了安塞、靖安等三叠系大油田和靖边、苏里格等特大型气田。长期的油气勘探开发实践加深了对盆地内油气藏地质条件特殊规律的认识，在勘探开发过程中，尤其是在开发中，必须始终坚持分油田和区块，深化油藏研究和认识，同时进行储量、单井产量和经济界限的研究评价。对于油田的开发，要井井压裂投产和早期注水开发；对于气田的开发，井井都要进行酸化压裂投产；以提高油气井单井产量和最终采收率，降低开发建设成本，实现效益开发。
长庆油田在对鄂尔多斯盆地低渗透油气藏的长期勘探开发实践基础上，依靠科技创新，逐步创造性的形成了“六大油气勘探开发理论”、“四种建设模式”、“十一项主体技术”、“十项关键技术”、“十项技术政策”，已成功开发的安塞油田、靖安油田都是典型的特低渗透油田，已形成较为成熟的“三低”油藏经济开发理论，为长庆油田在鄂尔多斯盆地加快油气勘探开发建设速度奠定了理论与技术基础。
二、面临新的挑战——
—超低渗透油藏开发
在综合油田发展基础和国家能源需求的情况下，长庆油田提出了一个极富挑战的战略目标：２０１５年实现油气当量５０００万吨，这意味着长庆油田将有望成为中国西部的大庆油田。２００８年长庆油田勘探开发在加大现有主力油田、气田上产力度的同时，锁定鄂尔多斯盆地储量规模巨大的超低渗透油藏，展开了大规模产能建设，超低渗油藏成为其原油快速上产的主力接替区。长庆超低渗透油藏主要分布在华庆、姬塬、吴起、志靖－安塞、西峰两侧五大区带，石油探明、控制、预测三级地质储量６．０７×１０８ｔ。与特低渗透油藏相比，超低渗透油藏岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差，开发难度更大。也具有油层分布稳定，储量规模较大，原油性质较好，水敏矿物较少，易于注水开发等有利条件。超低渗透油藏资源丰富，开发潜力巨大。
三、超低渗透油藏开发对策
1．加强管理创新、技术创新和市场创新
在储量一定、区域有限的情况下，管理、技术、资源配置等方面的改革和创新对推动油气田快速发展显得尤为必要。以安塞、靖安、西峰模式等为借鉴，在盆地超低渗透油藏开发过程中，通过实施以“标准化设计、模块化建设、标准化预算、规模化采购和数字化管理”为主要内容的管理创新，成效显著。在资源配置方面，实行以市场配置和优化资源。优选具备相应资质、业绩表现良好的社会单位作为超低渗透油藏开发主力队伍保障，并与之建立良好的合作伙伴关系，以实现规模建产、快速建产。根据市场队伍的保障情况、各工序的难易程度以及现场实施风险大小，建立对外有吸引力、对内有竞争力的价格体系，并以价格调控市场、优选队伍、降低投资成本。通过前期的开发实践，表明要实现超低渗透油藏的高效开发就必须进行有效的管理创新、技术创新和市场创新。
2．大力推行勘探开发一体化，实现快速增储上产
勘探开发一体化是世界各大石油公司管理体制的一个重要特征。勘探开发一体化，就是在油田开发中，将原先彼此分散、独立的勘探与开发紧密结合起来，视勘探开发为一个有机整体，勘探向开发延伸，开发向勘探渗透，变前后接力为互相渗透，相互协调，相互配合，共同完成储量向产量的转化。长庆油田超低渗透油藏开发过程中，大力推行勘探开发一体化，盆地大面积“三低”油气藏背景下存在油气富集区，为勘探开发一体化奠定了最有力的物质基础，勘探开发一体化又是提高油气田整体经济效益的必由之路。大力推行勘探开发一体化，能够有效解决储量接替问题，实现快速增储上产，井均征地大幅度减少，有效减少征地费，节约开发投资。勘探向开发延伸，开发向
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勘探渗透，通过一体化运作，实现了勘探、评价、开发的有序衔接，真正体现了组织管理一体化、方案部署一体化、生产运行一体化。
3．强化关键技术攻关，形成超低渗透油藏开发的技术模式
目前，长庆油田已逐步形成了低渗、特低渗油藏勘探、开发的配套技术，实现了１．０×１０－３μｍ２以上的油藏有效开发。但对小于１．０×１０－３μｍ２储层的有效开发难度较大，尚需技术攻关。影响超低渗透油藏有效开发的因素较多，以鄂尔多斯盆地长８、长６超低渗储层为例，影响其开发的因素较多，如储层物性差、孔喉细小、可动流体饱和度低、非达西渗流特征明显等，该储层资源潜力巨大，开发难度大。
超低渗透油藏开发应以“提高单井产量、降低投资成本”为核心，加强关键技术攻关，以技术攻关的成果指导开发建设，以开发建设的效果检验技术攻关的成果，实现技术攻关与开发建设间的有效互动。在总结０．３ｍＤ储层攻关实验成果及特低渗透油藏开发成熟技术的基础上，深化基础理论研究，攻关发展特色技术，完善成熟配套技术，形成适合超低渗透油藏开发的，且具有技术经济可行性的技术系列，是高效开发鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的核心与关键。
四、结语
长庆油田在鄂尔多斯盆地的油气勘探开发已实现历史性突破，２００８年油气当量突破２５００万吨，油气年净增长４２８万吨，正向着５０００万吨油气当量的发展目标迈进。鄂尔多斯盆地
超低渗透油藏开发初期的实践表明：管理创新和体制创新能够满足大油田管理的需要；标准化和市场化可以实现油田的大规模建设；利用苏里格气田和超低渗透油藏的规模开发可以解决“三低”油气田现实上产问题；实施勘探开发一体化可以实现储量的快速增长。在油田的后续开发过程中，要不断地实践与探索，寻找鄂尔多斯盆地超低渗透油藏高效开发的现实途径。
参考文献
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云南大理高新区发展对策
扶涛
（云南师范大学商学院，云南昆明650106）
【摘要】以大理高新开发区为研究对象，分析了云南省大理高新开发区目前存在问题，在对产生问题原因进行分析基础上，提出解决目前大理高新开发区发展问题的对策。
【关键词】高新开发区；融资；产业集聚；管理模式
一、大理高新区的功能定位及发展目标
大理高新开发区根据云南省和大理白族自治州的决定，结合大理自治区的实际情况，功能定位主要表现在以下几个方面：（１）按照大理州滇西中心城市建设和规划布局，构建生物制药、绿色食品加工、新技术、新材料工业为主的高新技术产业基地。（２）建设大理市独具特色的一流山水园林大城市的重要新区。（３）将大理高新开发区建设成为云南西部少数民族地区科技型中小企业快速成长的试验示范区。（４）将将大理高新开发区建设成为中国—东盟自由贸易区和大湄公河次区域（ＧＭＳ）合作的经济特区。
二、大理高新区存在的主要问题及原因探析
（一）大理高新开发区管理体制不灵活，存在着管理效率不高，不能适应高新区跨越式发展的需要
大理高新区属于政府委托管理型，是目前高新区一种主流管理模式，这种模式在一些发展较快的国家级高新区中渐渐暴露出了它的不足，束缚了园区的发展。我国由经济功能向城市功能的转换过程中，面临社会事务日益繁多的局面，高新区的机构都存在突出的膨胀和管理方式向传统体制回归的问题。在这种情况下，如何建立既能提供高效的公共服务，又能避免传统城市管理机构臃肿和效率低下的弊端，是高新区共同面临的体制性挑战。大理高新区随着社区的不断扩大，社会事务和管理工作日益增多，人少事多，工作力量不足。加上州市授予高新区的权限得不到全面落实，多头管理、交叉检查的现象日益突出，高新区原来的“小政府，大社会”的管理体制已受到冲击。
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低渗透气藏保护研究现状及进展
低渗透气藏保护研究现状及进展 在低渗透气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。本文对低渗透气藏保护研究现状及进展进行整理和分析，使得室内实验人员及现场施工人员有针对性地开发和改进各种生产工艺技术，以达到很好的储层保护效果。 标签：低渗透气藏；储层保护 1 引言 对于“低渗透”气藏的渗透率上限，目前国内外尚无统一的界定标准。前苏联的标准是渗透率上限为50×10-3 μm2；而美国的标准是岩心的地表气测绝对渗透率小于20×10-3 μm2，在气层原始条件下，渗透率小于1×10-3 μm2，甚至多数情况下渗透率为1×10-3～0.01×10-3μm2之间。我国一般采用美国的划分标准。但实践证明，仅仅利用渗透率作为划分低渗透储层的定量标准，其根据是不充分的。因此，要划分低渗透储层，必须采用综合参数来确定，这些参数包括地层渗滤容量性质、产能及产层开发效果的经济标准[1]。 2 研究现状 在气藏开发过程中，每个施工环节都会造成地层损害。完全避免地层损害是不可能的，但是可以通过改进各种工艺和方法降低损害程度。要达到很好的储层保护效果，就必须搞清楚储层地质特征和损害机理，有针对性地开发和改进各种生产工艺技术。钻完井、增产和开采中低渗透气藏的损害机理主要包括：①流体滞留；②有害的岩石-流体和流体-流体作用；③逆流自吸效应；④熔结与岩面釉化；⑤凝析作用和凝析液的捕集；⑥地层微粒的活化作用；⑦固相沉积。避免钻井中气层损害的技术包括空气/惰性气体、空气雾、充空气或氮气的泡沫钻井液和欠平衡钻井液作为钻井液。仅从气层特征出发，先进的钻进-完井-增产技术系统是倡导采用氣体型工作流体，这也正是美国能源部（DOE）天然气资源与开发计划的核心技术[2]。 目前，对于低渗透气藏的储层保护技术工艺主要有以下四个方面：①采用合理的完井方式。完井方式确定的基本原则是针对储层的具体地质条件，结合工程作业要求，从长期效益考虑，以获得最大的综合利润为前提，最有效地开发气田； ②使用优质的钻井液。钻井液性能参数中，对储层伤害影响最大的是钻井液密度、滤失量和含砂量。因此，为减少损害程度，必须将这3项参数控制在最低程度； ③缩短钻井液对储层浸泡时间。储层浸泡时间控制在96h内为最佳。而减少浸泡时间主要着手于：a提高钻井速度，缩短储层钻井时间；b加强生产各环节的横向联系和组织协调管理工作；消除由于固、测井组织工作不协调而造成的停待；加快钻穿储层后的完井工作；④避免井喷事故的发生：a实施近平衡压力钻井技术；b具有配套完善、状况良好的井口装置；c有一支技术过硬、操作熟练的职工队伍和严格的管理措施；d加强井控技术措施的落实。
油气资源评价基础知识
1.油气藏的形成原理 生油层：具有良好的油气源岩是沉积盆地形成油气聚集的首要条件。通常将能够生成石油和天然气的岩石，称为生油岩，由生油岩组成的地层称为生油层。 储集层：能够储存和渗滤油气的岩层，它必须具有储存空间(孔隙性)和储存空间一定的连通性(渗透性)。储集层中可以阻止油气向前继续运移，并在其中贮存聚集起来的一种场所，称为圈闭或储油气圈闭。 盖层：盖层是指位于储集层之上能够封隔储集层使其中的油气免于向上逸散的保护层。不同研究者从不同角度将盖层分为不同类型。一般是根据盖层的岩性、分布范围、成因、均质性和组合方式等进行分类。 2 油气藏类型 2.1 构造油气藏：造油气藏是指构造运动使储油层发生褶皱、断裂等形变，从而形成了圈闭条件的油气藏。由于这种圈闭较易于用地质测量和地球物理勘探方法确定，因此，这种油气藏发现的较早，研究也较充分，是目前已发现的油、气藏中的主要类型。常见的构造油气藏有背斜油气藏、断层油气藏等。 2.2 地层油气藏：地层圈闭是指储集层由于纵向沉积连续性中断而形成的圈闭，即与地层不整合有关的圈闭。在地层圈闭中的油气聚集，称为地层油气藏。 地层圈闭与构造圈闭的区别：构造圈闭是由于地层变形或变位而形成；地层圈闭则主要是由于储集层上、下不整合接触的结果，储集层遭风化剥蚀后，又被不渗透地层所超覆，形成不整合接触。 2.3 岩性油气藏：由于储集层岩性变化而形成的圈闭，其中聚集了油气、就成为岩性油气藏。储集层岩性的纵向变化可以在沉积作用过程中形成，也可以是成岩作用过程中形成。但是大多数岩性圈闭是沉积环境的直接产物。由于沉积环境不同，导致沉积物岩性发生变化，形成岩性上倾灭及透镜体圈闭。 2.4 水动力油气藏：由水动力或与非渗透性岩石联合圈闭，使静水条件下不能形成圈闭的地方形成油气圈闭，称为水动力圈闭。其中聚集了商业规模的油气后，称为水动力油气藏。这类油气藏易形成于地层产状发生轻度变化的构造鼻和挠曲带、单斜储集层岩性不均一和厚度变化带以及地层不整合附近。在这些部位，当渗流地下水的动水压力和油气运移的浮力方向相反、大小大致相等时，可阻挡和聚集油气，形成水动力油气藏。 2.5 复合油气藏：油气圈闭受多种因素的控制。当多种作用起大体相同的作用时，就成为复合圈闭，即如果储集层上方和上倾方向是由构造、地层、岩性和水动力等因素中两种或两种以上因素共同封闭而形成的圈闭，可称为复合圈闭。在其中形成的油气藏称为复合油气藏。从勘探实践来看，大量出现的主要是构造-地层、构造-岩性等复合油气藏。特殊情况下也可以形成地层或岩性-水动力油气藏。 3油气资源评价 油气资源量：在特定时期内所估算的地层中已发现（包括已采出）和待发现的油气聚集的总量。 油气储量：已发现的储层中原始存在、可能采出的油气总量，通常表示资源量中的已发
低渗透油气藏的开发与研究
低渗透油气藏的开发与研究 低渗透油气资源是未来我国油气能源的主要来源。在开发低渗透油气藏方面需要继续创新理论，加大技术研发，提高油气开发效率。本文针对目前低渗透油气藏的开发现状，油气资源分布及特点等，对低渗透油气藏开发技术予以研究。 标签：低渗透；油气藏；开发；研究 我国的经济正在快速发展，生产规模也越来越大，国民的经济水平不断提高，对生活质量的要求也在不断增长，这些都导致我国的石油需求越来越大。但是，我国的石油资源有限，石油的开采不能满足经济社会发展的需求，这就加剧了石油供给与需求的矛盾。因此，多年来，我国一直在大量的进口石油，且每年的进口量在不断地增长，但近年来，国际局势变化莫测，对我国石油进口的影响产生了不利影响。这会严重影响我国的经济发展与人民的正常生活。在这种情况下，我国必须加强国内的石油勘探，提高石油开采技术，缓解我国的石油需求压力。 1 我国低渗透油气藏的开发现状 1.1 油气藏 油气藏是衡量聚集程度的基本单位，通常一个单位的油气藏聚集在地壳内的一个独立圈闭内。聚集于一个圈闭内的油气在统一的压力系统内按照一定的规律分布。油气藏的形成需要一定的必备条件，首先就需要有充足的油气来源，还需要一定的保存条件和有效的圈闭。另外，必须要有生储盖组合。 1.2 低渗透油气资源 低渗透油气是一种流动性较差，渗透率低于50毫平方微米，开采难度比较大的油气资源。我国有超过45%的油气属于低渗透油气，对低渗透油气资源的开发是缓解我国石油压力，保证国民生活的重要手段。因此，不断研发和创新低渗透油气资源的勘测与开发技术，是当前油气资源开发领域急需解决的问题。 我国的低渗透油气资源开发开始于1995年的安塞特低渗透油田开发，经过20多年的不断探索，油气资源勘探领域的工作人员不断勘探出了我国很多低渗透油气资源。同时，低渗透油田勘探、开发的技术也在不断创新与发展，当前我国对于低渗透油气资源的勘探与开发逐渐形成了一套完善的方案，这有助于提升我国低渗透油气资源的开发水平[1]。 根据目前的勘探，我国已探明低渗透油气资源主要分布在东北、新疆等地区。从地质的分布层来看，我国超过80%低渗透油气资源分布在中生代和新生代的陆相沉积中。近年来，对低渗透油气资源的开发也在不断增加，仅2017年我国低渗透油气藏中原有与天然气的开发分别在油气开发总量中占到36%和55%。随着油气需求的不断增加，未来低渗透油气藏的开发将在油气开发中占据更重要的
长庆油田_中国第二大油气田的发展之路
会 员 社 区 MEMBERS' COMMUNITY 2009年12月19日，必定载入中国石油工业波澜壮阔的史册，成为长庆人永远的骄傲——这一天，长庆油田油气当量突破3000万吨，达到3006.06万吨，成为仅次于大庆油田的我国第二大油气田。这是几代长庆人40年矢志不渝、艰苦创业，在“磨刀石上闹革命”取得的辉煌成果。 1. 技术创新撬开低渗透油层之门 地处鄂尔多斯盆地的长庆油田，横跨陕西、甘肃、宁夏、内蒙古、山西五省区，属于典型的低渗、低压、低丰度——“三低”油气藏构造，号称“磨刀石”的致密油层占到含油层的近七成，经济有效开采的难度相当大。要从如此致密的含油层中把原油“抠”出来，是名副其实的世界级开采难题。长庆油田勘探开发建设始于1970年，在油田开发初期，“井井有油、井井不流”的严酷现实，使油田的原油产量在100多万吨水平上徘徊了10多年。 在低渗透油气藏发展大油田、建设大气田，长庆油田依靠的是科技创新。在深入探索、研究、总结的基础上，长庆油田坚持“三个重新认识”，即“重新认识鄂尔多斯盆地、重新认识长庆低渗透、重新认识自己”，勘探思路由向延长组上部组合找油为主转向向延长组下部组合找油为主，由向下古生界找油转向向上古生 长庆油田： 中国第二大油气田的发展之路 周昌印 （中国石油长庆油田公司） 摘 要 始建1970年的长庆油田，针对世界上罕见的“低渗、低压、低丰度”的“三低” 油气藏构造，不断进行艰苦探索，创下了一连串奇迹：20世纪80年代原油产量上升到百万吨，90年代达到500万吨以上；2003年油气产量达到1000万吨；2009年实现了3000万吨。长庆油田以技术创新撬开了低渗透油层之门，以“标准化设计、模块化建设”的理念加速油田工程建设，用数字化提升油田管理水平，同时走市场化路线，引进生产力，着力将油田建设成西部生态油气区，创造企业与地方和谐发展。长庆油田走出了一条管理升级的发展之路，由一个百万吨的小油田快速发展成全国仅次于大庆的第二大油气田。 关键词 长庆油田 产量 技术创新 标准化 数字化 生态油气区 ·72·国际石油经济2010.3
长庆气区低渗透气藏开发技术
长庆气区低渗透气藏开发技术新进展 发布时间：2013-08-13 14:40 来源：天然气工业点击率：122次字体：大中小 摘要：鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩... 鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密气藏(苏里格气田)的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展： ①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量达到直井的3倍以上,产能建设比例保持在50%以上; ②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本; ③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。 截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10^8 m3以上的天然气产能力,当年产气量达到290×10^8 m3,长庆气区已经成为我国重
要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。 一、长庆气区低渗透气藏开发技术新进展 1、水平井成为低渗透致密气藏开发主体技术 (1)储层预测及精细描述技术 加强三维地震技术攻关,充分利用三维资料优势开展储层预测,准确描述储层空间展布。在资料处理方面,将叠前时间偏移技术应用于水平层状地层,为地震精确成像及储层空间展布预测提供了保证,同时应用三维变速成图技术(图1),准确描述目标储层的微构造特征。在资料解释方面,以叠前反演为主要技术手段,识别目标层砂体及有效储层,采用可视化技术有效指导水平井位部署。
长庆油田十年新增产量和储量在国内油气田保持第一
长庆油田十年新增产量和储量在国内油气田保持第一 10年新增产量和储量在国内油气田保持第一，连续4年保持500万吨的油气当量增长量，2011年，长庆建成4000万吨油气当量大油田已胜券在握。在世界典型的致密性油气藏开发中交出优秀成绩单、2013年油气当量实现5000万吨，长庆人信心百倍。 找油找气有思想方法 在油气藏如土豆状呈现且高度分散的鄂尔多斯盆地寻找大油气田，勘探道路十分艰难。有人曾形象地比喻，埋在长庆油田地底下的油气，虽是漂亮媳妇但不贤惠。 上世纪80年代中后期，已开采10多年的长庆油田，年产量连续多年在140万吨徘徊不前，多个区块和油井产量接近衰竭地步。就连在长庆油田开发初期立下汗马功劳的马岭油田，年产量也由最高峰时的72万吨掉到了最低谷时的30多万吨。 勘探上无新突破，让长庆油田一度只能靠打有限的加密井和更新井维系生计。在油田建产初期的大干快上中组建的工程技术队伍，甚至步入了三天打鱼两天晒网的尴尬境地。 没有新的发现，就意味着油田失去了后续力量。寻找新的发现，是保证油田持续发展的根本保证。 上世纪90年代末，长庆油田根据鄂尔多斯盆地油气资源生成、性质及分布状况，果断提出“重新认识鄂尔多斯盆地，重新认识低渗透，重新认识我们自己”的思路，首先以陇东地区原有的开采区块和层位为基础，对原来认为致密的不可能开采的油层进行剖析试油，结果在上里塬油田里6井获得日产24.65吨的工业油流。通过对马岭油田原来认为是“鸡肋”的所谓非主力油层，甚至认为是水层且已放弃层位的重新认识，结果令人惊喜，一些油层试油后日产纯油最高达到18吨。马岭油田200 0年的产量回升到62万吨。 马岭油田如此，其他老区块也不逊色。原来年产量只有4万吨的华池油田，通过对已开采地层翻肠倒肚般分析认识，产量短期就上升到50万吨以上。产量20多年在10万吨水平徘徊的吴起油田，通过实施“立足侏罗系，主攻三叠系”的立体勘探，喜获新的高产层位，产量富集区一个接一个，个别油井的单井产量高达几十吨，迅速成为长庆油田上产的主力区块之一，呈现出亿吨级油田的大场面。 特别是2008年以来，长庆油田按照辩证唯物思维方式，认识油田内外部环境、地质条件和自身特点，认识到低渗透也有优势，比如埋藏适中、面积大，储层分布稳定、原油黏度低，流动性好、利于水驱开发、稳产能力强等等，倡导“此低渗透非彼低渗透”，认为低渗透条件下也能建设大油田，并进一步解放细想，“想前人之未想，干前人之未干”，以否定自我和敢超前人的气魄和胆识，闯禁区，除盲点，取得了从侏罗系延安组到三叠系延长组，从下古生界碳酸盐岩到上古生界含碳碎屑岩层层推进、步步为营的重大成果，实现了长庆油气田开采由个别油气层的“单打独斗”到几十个油气层的“联合秀演”。
低渗透油气田勘探开发国家工程室简
低渗透油气田勘探开发国家工程实验室简介低渗透油气田勘探开发国家工程实验室(简称“低渗透国家工程实验室”)，是“十一五”期间国家建设的100个国家工程实验室之一。根据国家发展改革委“发改办高技[2007]2513号文件”申报，《国家发展改革委办公厅关于低渗透油气田勘探开发国家工程实验室项目的复函》（[2008]2477号）文件批准建设，2012年5月31日通过国家发改委组织的建设验收。建设地点在陕西省西安市经济 技术开发区。 低渗透国家工程实验室由中国石油长庆油田分公与川庆钻探工程公司共同承建，采用理事会领导的实验室管理体制。理事单位有中国石油集团公司科技管理部、中国石油勘探开发研究院、中国石油大学(北京)、西南石油大学、西安石油大学、中国石油大学(华东)。 实验室功能定位是瞄准国际低渗透油气田勘探开发工程技术发展趋势，开展基础理论研究，搭建技术研发平台，发挥技术引进与现场试验桥梁作用，开展国内外学术交流与技术合作，培养技术创新人才，对低渗透油气田经济有用开发起到示范作用。 实验室研究方向是提高低渗透油气田储量探明率、提高单井产量、提高最终采收率和经济有用开发低渗透油气藏，突破关键技术瓶颈，形成低渗透油气藏勘探开发配套技术。 实验室下设地质实验研究室、开发实验研究室、增产稳产实验室、井下作业工具与装备实验室和地面工程实验室等五个专业实验室，与“中国 石油特低渗透油气田勘探开发先导试验基地”一体化运作，开展低渗透油气田勘探开发技术的科研攻关、现场试验、新技术推广应用等工作。 实验室现有不变人员232人，依托长庆油田分公司的勘探开发研究院、油气工艺研究院和西安长庆科技工程有限责任公司，以及川庆钻探工程公司的工程技术研究院和长庆井下作业公司的流动研究人员千余人。实验室不变人员中有中石油集团公司专家8人，博士29人，教授级高工22人，高级职称人数89人。
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。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
低渗透油气田勘探开发国家工程实验室简介
低渗透油气田勘探开发国家工程实验室简介 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室(简称“低渗透国家工程实验室”)，是“十一五”期间国家建设的100个国家工程实验室之一。根据国家发展改革委“发改办高技[2007]2513号文件”申报，《国家发展改革委办公厅关于低渗透油气田勘探开发国家工程实验室项目的复函》（[2008]2477号）文件批准建设，2012年5月31日通过国家发改委组织的建设验收。建设地点在陕西省西安市经济技术开发区。 低渗透国家工程实验室由中国石油长庆油田分公与川庆钻探工程公司共同承建，采用理事会领导的实验室管理体制。理事单位有中国石油大学(北京)、西南石油大学、西安石油大学、中国石油勘探开发研究院廊坊分院。 实验室功能定位是瞄准国际低渗透油气田勘探开发工程技术发展趋势，开展基础理论研究，搭建技术研发平台，发挥技术引进与现场试验桥梁作用，开展国内外学术交流与技术合作，培养技术创新人才，对低渗透油气田经济有效开发起到示范作用。 实验室研究方向是提高低渗透油气田储量探明率、提高单井产量、提高最终采收率和经济有效开发低渗透油气藏，突破关键技术瓶颈，形成低渗透油气藏勘探开发配套技术。 实验室下设地质实验研究室、开发实验研究室、增产稳产实验室和井下作业工具与装备实验室等四个专业实验室，与“中国石油特低渗透油气
田勘探开发先导试验基地”一体化运作，开展低渗透油气田勘探开发技术的科研攻关、现场试验、新技术推广应用等工作。 实验室现有固定人员187人，依托长庆油田分公司勘探开发研究院、油气工艺研究院和川庆钻探工程公司工程技术研究院的流动研究人员近千人。项目具体实施由长庆油田分公司勘探开发研究院、油气工艺研究院和川庆钻探工程公司工程技术研究院承担完成。实验室固定人员中有中石油集团公司专家8人，博士29人，教授级高工22人，高级职称人数89人。 实验室建筑面积15000平方米，配套有国内、国际领先的各类重大仪器设备120多台套，实验装备能力达到国内领先水平。实验研究领域涵盖石油天然气领域的岩石矿物、地层流体（石油、天然气、地层水）、油气开采化学剂、油气开采工艺技术、地球物理、石油天然气开发地质及开发技术、工具及装备等全部油气勘探开发实验和综合研究技术，具有低渗透储层研究、流体研究、成藏研究、增产技术研究及井下工具研究等25项分析实验能力。可以满足岩石、油、气、水、化学剂的物理化学性能测试等97种实验需要，形成了支撑低渗透油气田勘探开发的14项特色实验技术。
低渗透油藏的开发技术-2019年精选文档
低渗透油藏的开发技术 0 引言 低渗透是针对储层的概念，一般指渗透性能低的储层，国外一般将低渗透储层称为致密储层[1-3] 。进一步延伸和概念拓展，低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源的概念。现在讲到低渗透一词，其普遍的含义是指低渗透油气藏。具体来说低渗透油气田是指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油气田。目前低渗透储层的岩石类型包括砂岩、粉砂岩、砂质碳酸岩、灰岩、白云岩以及白垩等，但主要以致密砂岩储层为主。 低渗透油田一般具有储层渗透率低、丰度低、单井产能低，与中高渗透油田相比具有以下特点： 1）低渗透油层连续性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低； 2）储层渗透低，流度低，孔隙喉道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大； 3）低渗透油层见水后，采液和采油指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁； 4）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。 低渗透油气田与高渗油气田相比，其储层特性、伤害机理、流动规
律不仅仅是量的变化，实际上在一定程度上已经发生了质的变化，因此在开发中遇到的主要问题是：①油藏表征准确度差，渗流机理尚未研究清楚；②对油层伤害的敏感度强；③储层能量低，单井产量低；④基质中的油难以开采。归结起来是成本、效益和风险问题。 1 低渗透油藏开发技术 1.1油气藏表征技术 油藏表征是对油藏各种特征进行三维空间的定量描述、表征以至预测的技术。现代油藏表征技术是国外进行剩余油分布预测和开发决策等生产优化的最主要技术。技术发展经历了三个主要阶段，目前向着精细化方向发展。 油气藏表征主要包括野外露头天然裂缝描述技术、成像与常规测井裂缝描述、储层生产动态测试资料表征、三维地震、四维地震、井间地震和井间电磁波等油气藏表征、三维可视化、综合地质研究技术。油藏描述技术是对油气藏特征进行定性与定量描述、预测是进行剩余油分布预测和开发决策主要技术。由于决策的内容不同油藏描述技术和方法也不同描述内容和精度有差别。对进入中后期开发的老油田以确定剩余油分布为目的的油气藏描述必须通过集成化的精细表征提供准确的剩余油分布状况指导油气田调整挖潜改善开发效果。 1.2低渗油藏钻井技术包括气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井和欠 平衡钻井技术等。 欠平衡钻井亦称为欠平衡压力钻井这一概念早在20 世纪初就已提出但是直至20 世纪80 年代初期井控技术和井控设备出现才使防止井喷成为可能这种钻井技术也得以发展和应用。在美国和加拿大欠平衡钻井已经成为钻井技术发展的热点并越来越多地与水平井、多分支井及小井
低渗透气藏开发及稳产技术研究
低渗透气藏开发及稳产技术研究 罗 迪1,张小龙1,谭 红2 (1.西南石油大学研究生部,四川成都 610500;2.西南油气田重庆气矿开县采输气作业区,重庆 405400) 摘 要:低渗透气藏在世界及我国分布广泛,由于低渗气藏本身的特点,开发这类气藏存在投资大,经济效益低的特点,相比常规气藏而言开发难度大得多。低渗气藏开发技术的发展对经济有效的开发低渗气藏具有非常重要的意义。通过相关文献的调研和分析,对低渗气藏的特点以及开发和稳产的关键性技术进行阐述,对有效的开发低渗透气藏具有一定的借鉴和指导作用。 关键词:低渗透;气藏;开发稳产;技术 中图分类号:T E348 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)09—0115—02 我国的低渗透气藏资源十分丰富,广泛分布在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和中原油田,这些低渗致密气藏已成为我国天然气供应重要的气源地[1]。但是,低渗气藏储层物性差,储量丰度低,储层容易受到伤害,开发效益相对较差。因此,提高低渗透气藏天然气储量的动用程度,不断的提高开发技术水平,是低渗透气藏高效开发与稳产的关键。 1 低渗透气藏的特点 目前国内外对低渗透气藏尚没有统一的划分标准,以前关于低渗透气田的定义大多是参考低渗透油田的标准,并且多是根据储层的物性进行划分。胡文瑞在其《低渗透油气田概论》中指出,低渗透气藏是指常规开采方式难以有效规模开发的气藏,包括低渗透砂岩气藏、火山岩气藏、碳酸盐岩气藏以及煤层气气藏等。该类气藏不是一般的技术可以实现有效规模开发的气藏,基本的参数选取条件包括:渗透率小于以及孔隙度小于8%。早期低渗透气藏标准的分类是在1980年[2],美国联邦能源管理委员会(PERI)根据《美国国会1978年天然气政策法(NG -PA)》的有关规定,率先提出了确定致密气藏的注册标准是其原始渗透率低于。 低渗气藏具有储量大、难开发、产量低的特点。一般需要经过一定的增产措施后才能获得有经济价值的产量,在钻井和完井过程中气藏储层易受到伤害,开发技术复杂且难度大。低渗透气藏储层特征主要表现为:非均质性强、泥质含量高、孔隙度和渗透率低、高毛管力以及高含水饱和度。开发上的特征主要表现为:渗流规律不遵循达西定律,具有启动压力梯度;气井自然产能低;弹性能量小,产量和压力下降快,产出程度低等[1]。 2 开发及稳产技术 2.1 气藏描述技术 目前已发现的一些低渗透气藏具有连片性差、非均质性强、气井产能分布不均衡的特点,如长庆气区上古气藏。在气藏描述时将储层分为4类:Ⅰ类储层为试气时产能大,投产后产能高,稳产条件也好;Ⅱ类储层为试气时产量和稳定产量都较低;Ⅲ类储层不经改造难以获得工业气流;Ⅳ类储层在目前的经济、工艺技术条件下难以开采[3]。为了更好的对低渗气藏进行描述,在气藏工程方面应通过气井生产动态特征和压力系统分析开展井间连通性研究,判断储集层的连通性,划分出连通性良好的区域。利用先进的地震软件对有利区内地震资料进行精细处理、解释,进一步优选开发井位,初步形成了储集层地震预测、岩溶古地貌恢复小幅度构造预测、储集层微观特征、砂体描述、储集层连通性分析等技术[4]。 2.2 钻井技术 低渗透气藏钻井技术主要包括钻水平井、欠平衡钻井以及空气钻井[1]。 水平井泄流范围大,单位压差下与直井相比具有较高的产能。虽然水平井的钻井费用一般相当于钻直井费用的2倍,但是水平井对油气田开发的效益却是直井的3～5倍,因此,国外广泛应用水平井开发低渗透气藏。以美国为代表的应用钻水平井的技术已成为一种重要的低渗透致密气藏增产改造的措施。 在钻井过程中,利用自然或人工方法使钻井液当量循环压力低于地层压力,地层流体有控制地流入井筒的钻井称为欠平衡钻井。欠平衡钻井可分为边喷边钻和人工诱导的欠平衡钻井两种类型,其主要特点表现在: 减少地层损害; 提高机械钻速,延长钻头寿命; 避免井漏,减少压差卡钻; 改善地层评价,减少增产措施; 保护环境,降低作业成本。由于欠平衡钻井自身的优势以及世界石油工业 115 2011年第9期 内蒙古石油化工 收稿日期:2011-03-15 作者简介:罗迪(1987-),四川南充人,现为西南石油大学油气田开发工程在读硕士。
低渗透油藏储层改造与油气增产新技术
低渗透油藏储层改造与油气井增产新技术王玉来（中原油田采油一厂工艺研究所） 摘要：世界上低渗透油气田资源十分丰富，分布范围非常广泛，各产油国基本上都有这种类型的油气田，低渗透油气藏的开采，对世界能源贡献具有重要作用。随着全世界对能源需求的不断增加，近年很大一部分低渗透油田来相继投入开发，在低渗透油气藏的增产方面，涉及到了水力压裂和高能气体压裂等多个领域。总结了水力压裂、高能气体压裂、复合压裂、层内爆炸压裂等采油技术对低渗透油气藏进行研究改造的进展，并提出了联合作业是低渗透油气藏改造技术的主要发展方向的理论研究。 关键词：低渗透油气藏油藏增产增产新技术联合作业前景展望 一、低渗透油藏技术特征描述 1、低渗透油藏 砂岩基质渗透率小于５０×10-3μm2的油藏 2、分类标准 不同国家分类不同，主要有以下几种分类标准： 前苏联≤50～100×10-3μm2低渗透 美国>10×10-3μm2好 ≤10×10-3μm2低渗透 中国10～50×10-3μm2低渗透 1～10×10-3μm2特低渗 0.1～1×10-3μm2超低渗 3、孔隙度\渗透率统计（国内） 孔隙度一般8-18％，渗透率低于10×10-3μm2的占20%
4、低渗透油藏特征 油层内部渗流困难，供油能力差； 弹性能量开采时间短，油层压力递减快； 由于岩石的孔喉半径小，油层容易受到伤害 断层和天然裂缝比较发育缓慢； 整体开发效益通常低于中高渗透常规油田。 二、低渗透油气藏的分布及改造现状 1、低渗透油气藏的分布 世界上低渗透油气田资源十分丰富，分布范围非常广泛，各产油国基本上都有这种类型的油气田，在美国、加拿大、澳大利亚、俄罗斯等都有广泛的分布。在我国，低渗透油气田也广泛的分布在全国的各个油区，如大庆、胜利、辽河、长庆、吐哈、中原、新疆等油田 对世界能源贡献具有重要作用。随着全世界对能源需求的不断增加，越来越多的难动用储量近年来相继投入开发，这其中有很大一部分就是低渗透油田。到2004年，我国陆上探明低渗透油田的储量为52.1×108t ，动用地质储量近27×108t ，动用程度52%。低渗透油田广泛地分布在我国21个油气区内，长庆、四川几乎全部为低渗透油气田，吐哈、吉林、二连等油田低渗透储量也占50%以上，在陆上低渗透探明储量中胜利、新疆等油田分别约占15%。 0102030405060克拉玛依油田彩南油田火烧山油田丘陵油田鄯善油田老君庙油田高尚堡地区枣园油田马西深层文留油田牛庄油田渤南油田朝阳沟油田榆树林油田新民油田新立油田安塞油田留西油田 油田名称孔隙度（%）渗透率（M D ）渗透率孔隙度 低渗透油田孔隙度、渗透率分布图0246810′ó′ì′′′′′ó′′′′¤′ì′′′¤′′′ ′′′′÷ ′′0 1 2 345 6 ′ó′ì′′′′′ó′′′′¤′ì′′′¤′′′′′′′′′
影响低渗透油田开发效果的因素.
影响低渗透油田开发效果的因素及对策目前,低渗透油田储量在我国油田储量中所占的比例越来越大。近年,低渗透油田石油勘探和开发程度的快速发展,为我国天然气产量快速发展和原油产量稳定增长做出了重大贡献。但随着时间的延长,低渗透油田开发过程出现一些影响开发效果的因素,不但影响了油田的安全生产,而且影响了油田开发的经济效益。 1影响低渗透油田开发效果的主要因素 影响低渗透油田的开发效果的因素有很多,其中最主要的就是技术方面的影响。 1.1油层孔喉的影响 影响低渗透油层开采根本原因是储层孔喉细小和比表面积大。低渗透油层平均孔隙直径为26~43μm;油层孔喉细小,半径中值只有0. 1~2. 0μm;比表面积相对较大,在2~20 m2/g之间;三者之间直接形成了渗透率低。 1.2渗流规律的影响 低渗透储层的渗流规律具有启动压力梯度特点,是不遵循达西定律的。低渗透油田主要表现非达西型渗流特征:表面分子力和贾敏效应作用强烈、孔喉细小、比表面积和原油边界层厚度大。渗流直线段的延长线与压力梯度轴的交点即为启动压力梯度,是不通过坐标原点而与压力梯度轴相交,由于渗透率越低,所以启动压力梯度越大。 1.3弹性能量的影响 低渗透油田弹性能量除少数异常高压油田外,一般的油田弹性阶段采收率只有1% ~2%。弹性能量小主要是由于一般底、边水都不活跃,储层渗流阻力大、连通性差引起的。在消耗天然能量方式开采条件下,弹性能量压力和产量下降快,是由于地层压力大幅度下降,油田产量急剧递减,使生产和管理都非常被动。1.4见注水效果的影响
低渗透油田开发过程中,油井见注水效果尤为重要。在井距280 m左右的条件下,注水效果需注水半年至一年时间才见效,见效后油井产量、压力相对稳定,但上升现象很不明显。有部分油田的注水井因注不进水转为间歇注水或被迫关井停注,从而影响开发效果。低渗透油层采油指数相当于高、中渗透油层的几十分 之一,只有1~2t/(MPaod。低渗透油井见注水效果程度差,停止吸水是由于泵压与井口压力达到平衡时出现的。因为启动压力很高,渗流阻力大,而且吸水能力低,大部分能量都消耗在注水井周围,使注水井附近地层压力上升很快。 1.5产液(油指数的影响 低渗透油井见水后产液(油指数大幅度下降,是由于岩石润湿性和油水黏度比等多种因素影响的。当含水达到55 %左右时,无因次产液指数最低,只有0. 4左右,无因次采油指数更低,只有0.15左右,对油井见水后的提液和稳产造成极大困难。 1.6地应力的影响 地应力的大小和方向对开发效果具有重要的影响,因此,开发方案必须考虑地应力的影响和作用。压裂开发是低渗透油田通常进行的一种开发方式,压裂裂缝的延伸方向和形状很大程度受地应力的大小和方向制约。 2低渗透油田开发的主要对策 2.1合理加密井网 目前国内外已基本建立采收率及水驱控制程度与低渗油藏井网密度的关系的一系列经验方法。开发好低渗透油田的基础和关键是合理井网部署方案。低渗油藏、小断块开发的目标定位要适当,不宜过高,要充分考虑到低渗油田开发的复杂性,为此要根据采用线状注水方式、平行裂缝主要方向布井、井距可以加大、排距应该减小的低渗透油田井网部署的基本原则,合理缩小井距,加大井网密度。 2.2合理优选储量富集区块
第十章 油气藏综合地质研究(含参考文献)
第十章油气藏综合地质研究 通过区域勘探和圈闭预探发现油气田之后，就开始进入油藏评价和开发阶段了。为了评价油藏、指导开发过程并提高开发效益，需要不断地对油气藏进行研究。实际上，油气藏地质研究贯穿于整个油藏评价和开发的全过程。由于各开发阶段的任务和资料基础不同，油气藏研究的内容及研究精度也不同。本章在前述各章的基础上，系统介绍各开发阶段的任务、资料及研究内容。 第一节油气藏开发阶段及任务 广义的开发阶段包括油藏评价、开发方案设计、开发方案实施、开发管理调整等阶段[57]。其中，油藏评价阶段是油气勘探至开发的过渡阶段。 一、油藏评价阶段 油藏评价阶段是指从圈闭预探获得工业性油气流到提交探明储量的油气勘探评价过程。该阶段的主要任务是探明油气藏、评价油气藏和开发可行性评价。 该阶段油藏地质研究的主要任务是描述油气藏的形态和规模、揭示油气藏内部结构和油气分布状况,指导勘探部署,提高勘探程度,以尽可能少的探井控制和探明更多的油气地质储量,并为开发可行性评价提供地质依据。根据勘探进程，该阶段又可划分为两个阶段：第一阶段：以第一口发现井所取得的各项资料为基础,充分利用地震信息，对油气藏类型、储集体规模、油气层分布等进行概要性的描述，提交控制储量和提出评价井井位意见，以优化勘探部署，达到以尽可能少的探井控制更多油气储量的目的。 第二阶段：以油气藏评价井所取得的各种资料为基础，充分发挥地震和多井综合评价的优势，对油气藏结构和参数的分布进行基本的描述，建立油藏概念模型,提交探明储量，并为开发可行性研究及先导开发试验区的选择提供必要的地质依据。 这二个描述阶段既有区别，又相互衔接。随着勘探程度的提高和资料的积累，油藏地质研究要滚动进行，不断提高精度；当勘探目标在两个阶段无明显差别时,可合并描述。 在探明油气藏之后，需对其进行开发可行性评价，主要内容为： ①计算评价区的探明地质储量并预测可采储量； ②提出规划性的开发部署； ③对开发方式及采油工程设施提出建议； ④估算可能达到的生产规模，并进行经济评价。 二、开发方案设计阶段 油藏经过开发可行性研究，被确认为具有开采价值后，即可进入开发设计阶段。在此阶段，主要是通过补充必要的资料，开展各种室内实验、油井试采及现场先导试验，进一步提高对储层的认识程度，保证开发方案设计的进行。 本阶段的主要任务是编制油田开发方案，进行油藏工程、钻井工程、采油工程、地面建设工程的总体设计，对开发方式、开发层系、井网和注采系统、合理采油速度、稳产年限等重大开发战略问题进行决策。所优选的总体设计要达到最好的经济技术指标。因此，总体评价必须保证这些重大开发战略决策的正确性。 372
低渗透油田开发资料
目录 一、国内国外低渗透油田开发现状？ (1) 二、低渗透油田地质特点有哪些？ (6) 三、朝阳沟油田目前开发现状、存在的主要矛盾及对策？ (9) 四、提高采收率原理是什么？主要的提高采收率技术有哪些？ 其提高采收率机理是什么？ (17) 五、外围难采储量如何经济有效动用？ 要实现经济有效动用需要哪些技术攻关？ (23) 六、如何搞好技术创新与应用，实现油田可持续发展？ (26) 七、低渗透油田（朝阳沟油田）注水开发技术方法？ (32) 八、精细油藏描述技术的内容及成果应用有哪几个方面？ (37) 九、多学科油藏研究？ (41) 十、油藏评价的方法（模式）有哪些？主要应用的技术？ (42) 十一、“百井工程”的内容以及在零散、复杂、规摸小的 油藏评价中的作用？ (44) 十二、水驱开发过程中的油层保护技术有哪些？ (45) 十三、目前三次采油技术主要有哪些？哪些具有应用潜力 (48) 十四、油田开发合理采油速度、合理储采比受哪些因素，如何界定？ (51) 十五、油田开发合理注水压力、合理注采比是如何界定？ (53) 十六、区块分类治理的原则、思路和目标？ (54) 十七、油田分几个开发阶段，不同阶段的调整方法有哪些？ (55) 十八、如何确定注水开发中技术调控指标？ (57) 十九、裂缝对低渗透油田的利弊？ (58) 二十、低渗透油田怎样进行合理井网部署？ (59) 二十一、如何进行低效井治理？ (60)
一、国内国外低渗透油田开发现状 1、低渗透油田的划分 世界上对低渗透油田并无统一固定的标准和界限，只是一个相对的概念。不同国家根据不同时期石油资源状况和技术经济条件而制定。根据我国的实际情况和生产特征，按照油层平均渗透率把低渗透油田分为三类。 第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为10.1～50×10-3μm2，油井一般能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益； 第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为1.1～10.0×10-3μm2，一般束缚水饱和度较高，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发； 第三类为超低渗透油田，油层平均渗透率为0.1～1.0×10-3μm2，油层非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值。 2、国内低渗透油田储量动用情况 2004年，我国探明低渗透油层的石油地质储量为52.1×108t，动用的低渗透油田地质储量约26.0×108t，动用程度为50％。从我国每年提交的探明石油地质储量看，低渗透油田地质储量所占的比例越来越大，1989年探明低渗透油层的石油地质储量为9989×104t，占当年总探明储量的27.1%。1990年探明低渗透油层的石油地质储量为21214×104t，占当年总探明储量的45.9%；1995年探明低渗透油层的石油地质储量为30796×104t，占当年总探明储量的72.7%，年探明的石油地质储量中大约三分之二为低渗透油层储量。可见，今后低渗透难采储量的开发所占的比重逐年加大，如何经济有效做好难采储量的评价、动用和开发理论技术的研究是我们攻关的主要目标和方向。 从我国近些年来对低渗透油田的研究和开发水平看，有了较大的进展和提高， - 1 -