水驱气藏开发特点与开发技术

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。

水驱气藏的分类与驱动方式

水驱气藏的分类与驱动方式 摘要：本文探讨了水驱气藏的分类，对水驱气藏驱动方式进行了分析，认识到水驱气藏动态特征，本文提出了基于气藏物质平衡理论的水驱气藏识别新方法，并详细介绍了该方法的推导过程。 关键词：水驱气藏驱动方式动态特征识别方法 一、水驱气藏的分类 水驱气藏从水体产状看可分为边水、底水两类。前者仅局部与气藏底界接触，多存在于层状气藏；后者则整个气藏底界均与水体接触，是块状气藏的主要形式。从水驱气藏水体与外界连通性看，又有封闭型与开启型之分。不同水体类型的水驱气藏在开发布局、原则上有不同的策略方法。通常对边水气藏采取边部少布井、低速度的开采方法，以延缓边水的侵入，而对底水气藏则采取均匀布井，均衡开采，控制打开程度方法，以达到水侵均匀、防止水锥的目的。 另外，可以根据压力系统分类法对水驱气藏进行分类研究。根据压力系统分类法，压力系数0.8～1.2为正常压力，大于1.2为高压异常，小于0.8者为低压异常。气藏开发的实际资料表明：正常压力系统气藏的压力系数在0.9～1.5之间，而异常高压气藏的压力系数在1.5～2.23之间。水驱气藏从压力系统与形成原因可以分为：异常高压水驱气藏、正常压力系统水驱气藏和异常低压水驱气藏，目前的研究主要集中与正常压力系统的水驱气藏和异常高压水驱气藏，而异常低压的水驱气藏很少见。对于异常高压水驱气藏，由于开采过程不仅要考虑水侵的影响，还要考虑由于地层压力下降造成的气藏物性参数和体积变化，即要考虑介质形变问题。 二、水驱气藏驱动方式的分析 在油气藏的开发过程中，驱动方式反映了促使油、气由地层流向井底的主要能量形式。目前物质平衡方程为判断水驱气藏驱动方式的主要手段，对于定容封闭气藏而言，气压驱动为主要方式：对水驱气藏来讲，在气藏驱动的基础上，驱动方式主要有刚性水驱与弹性水驱两类。 弹性水驱是指在水驱气藏开发过程中，随着采气量的增加和地层压力的下降，造成边、底水的侵入，由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响明显，使地层压力下降要比气藏缓慢的一种驱动方式。供水区面积愈大，压力较大的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。 刚性水驱是指侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的气产量，此时气藏压力能保持原始水平上的驱动方式。它可看作是弹性水驱的一个特例。文献指出在自然界中具有这种驱动方式的气田很少，如前苏联，在统计的700个气田中，只有10余个。

徐深气田火山岩气藏特征与开发对策_徐正顺

基金项目:中国石油天然气股份有限公司项目 徐深气田开发技术研究 (040144)部分成果。 作者简介:徐正顺,1953年生,教授级高级工程师;现任中国石油大庆油田有限责任公司副总地质师兼勘探开发研究院院长,主要从事油气田开发工作。地址:(163712)黑龙江省大庆市让胡路区勘探开发研究院。E mail:x uzhsh@petro china.co https://www.360docs.net/doc/8310668584.html, 徐深气田火山岩气藏特征与开发对策 徐正顺 房宝财 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 徐正顺等.徐深气田火山岩气藏特征与开发对策.天然气工业,2010,30(12):1 4. 摘 要 松辽盆地徐深气田是中国石油大庆油田有限责任公司2002年发现、2005年探明的,主要气藏类型属于火山岩气藏。为了有效开发该类气藏,先后开展了露头勘测、密井网解剖以及长井段取心等研究,研究成果证实:大庆地区火山岩气藏在地质上具有储层岩性、岩相类型多样,平面和纵向变化快,非均质性强,气藏受构造和岩性双重控制,气水关系复杂等特征。对徐深气田试气、试采和试验区开发动态跟踪研究的结果显示:该类火山岩气藏在开发动态方面具有气井早期产能差异大、平面分布不均衡,单井控制的动态储量差异大,出水类型复杂多样等特征。通过综合地质、气藏工程、压裂工艺等多学科研究成果,结合火山岩气藏储层描述、地质建模、产能评价、水平井开发优化设计以及压裂增产等方面的实践成果,形成了一套适用于该区火山岩气藏的开发对策: 深化火山岩气藏地质规律认识; 开展产能评价技术研究,完善技术手段; 优化直井设计,实现 、 类储层区块有效开发; 整体考虑,分类治理 ,实现有效控水; 开展水平井开发技术攻关,探索火山岩气藏开发新模式。 关键词 松辽盆地 徐深气田 火山岩气藏 地质特征 开发特征 开发对策 优化直井设计 水平井开发技术 DO I:10.3787/j.issn.1000 0976.2010.12.001 1 徐深气田火山岩气藏地质及开发动态特征 基于松辽盆地徐深气田主体区块的开发资料,结合火山岩露头勘测、密井网解剖、重点评价井长井段取心等工作的认识,以及大量核磁共振、相渗透率、恒速压汞等常规和特殊分析成果,总结了该区的火山岩气藏储层地质特征;同时通过对试气、试采和试验区开发动态的跟踪研究,逐步认识了该区火山岩气藏的开发动态特征[1 7] 。主要表现在以下6个方面:1.1 火山岩储层岩性、岩相类型多样,变化快 徐深气田火山岩经历了多旋回多期次喷发,岩性变化频繁,火山岩岩性可分为2大类8亚类17种。其中,火山熔岩中的球粒流纹岩、气孔流纹岩,以及火山碎屑岩中的熔结凝灰岩、晶屑凝灰岩为有利的储层岩性。火山岩相可分为5类沉积相15种亚相。其中,爆发相热碎屑流亚相,喷溢相上部亚相,侵出相内带亚相,火山通道相的隐爆角砾岩亚相、火山颈亚相为有利 的储层岩相。 从徐深气田营城组火山岩 气层组岩性、岩相平 面分布看,火山岩岩性以酸性为主,中基性仅在汪深1区块及徐深气田南部个别井点处发育;火山岩相主要为喷溢相和爆发相,不同井区差异较大。 1.2 火山岩储层非均质性强 火山岩储层类型的平面分布预测显示,徐深气田火山岩储层总体以低产储层为主,较高产的储层仅在局部少量发育,不同区块间储层平面分布连续性差;储层横向连续性差、变化快,火山岩储层物性纵向变化快,有利储层仅在部分井段发育。 1.3 气藏受构造和岩性双重控制,属于岩性 构造气藏 总体上营城组火山岩气藏气水关系相当复杂。平面上气水系统的分布主要受火山岩体控制,不同的火山岩体相互之间不连通,属于不同的气水系统;而纵向上,在同一个火山岩体内,又发育多个气水系统。处于构造高部位、物性好、裂缝发育的储层则富气高产;在 1 第30卷第12期 本 期 视 点

液压与气压传动的优缺点

1、液压传动之所以能得到广泛的应用，是由于它具有以下的主要优点： (1)由于液压传动是油管连接，所以借助油管的连接可以方便灵活地布置传动机构，这是比机械传动优越的地方。例如，在井下抽取石油的泵可采用液压传动来驱动，以克服长驱动轴效率低的缺点。由于液压缸的推力很大，又加之极易布置，在挖掘机等重型工程机械上，已基本取代了老式的机械传动，不仅操作方便，而且外形美观大方。 (2)液压传动装置的重量轻、结构紧凑、惯性小。例如，相同功率液压马达的体积为电动机的12%～13%。液压泵和液压马达单位功率的重量指标，目前是发电机和电动机的十分之一，液压泵和液压马达可小至W(牛/瓦),发电机和电动机则约为W。 (3)可在大范围内实现无级调速。借助阀或变量泵、变量马达，可以实现无级调速，调速范围可达1∶2000，并可在液压装置运行的过程中进行调速。 (4)传递运动均匀平稳，负载变化时速度较稳定。正因为此特点，金属切削机床中的磨床传动现在几乎都采用液压传动。 (5)液压装置易于实现过载保护——借助于设置溢流阀等，同时液压件能自行润滑，因此使用寿命长。 (6)液压传动容易实现自动化——借助于各种控制阀，特别是采用液压控制和电气控制结合使用时，能很容易地实现复杂的自动工作循环，而且可以实现遥控。 (7)液压元件已实现了标准化、系列化和通用化，便于设计、制造和推广使用。 液压传动的缺点是： (1)液压系统中的漏油等因素，影响运动的平稳性和正确性，使得液压传动不能保证严格的传动比。 (2)液压传动对油温的变化比较敏感，温度变化时，液体粘性变化，引起运动特性的变化，使得工作的稳定性受到影响，所以它不宜在温度变化很大的环境条件下工作。 (3)为了减少泄漏，以及为了满足某些性能上的要求，液压元件的配合件制造精度要求较高，加工工艺较复杂。 (4)液压传动要求有单独的能源，不像电源那样使用方便。 (5)液压系统发生故障不易检查和排除。 总之，液压传动的优点是主要的，随着设计制造和使用水平的不断提高，有些缺点正在逐步加以克服。液压传动有着广泛的发展前景。 2、气压传动的优点

液压与气压传动课后习题问题详解

《液压与气压传动》习题解答 第1章液压传动概述 １、何谓液压传动？液压传动有哪两个工作特性？ 答：液压传动是以液体为工作介质，把原动机的机械能转化为液体的压力能，通过控制元件将具有压力能的液体送到执行机构，由执行机构驱动负载实现所需的运动和动力，把液体的压力能再转变为工作机构所需的机械能，也就是说利用受压液体来传递运动和动力。液压传动的工作特性是液压系统的工作压力取决于负载，液压缸的运动速度取决于流量。 ２、液压传动系统有哪些主要组成部分？各部分的功用是什么？ 答：⑴动力装置：泵，将机械能转换成液体压力能的装置。⑵执行装置：缸或马达，将液体压力能转换成机械能的装置。⑶控制装置：阀，对液体的压力、流量和流动方向进行控制和调节的装置。⑷辅助装置：对工作介质起到容纳、净化、润滑、消声和实现元件间连接等作用的装置。⑸传动介质：液压油，传递能量。 ３、液压传动与机械传动、电气传动相比有哪些优缺点？ 答：液压传动的优点：⑴输出力大,定位精度高、传动平稳，使用寿命长。 ⑵容易实现无级调速，调速方便且调速围大。⑶容易实现过载保护和自动控制。⑷机构简化和操作简单。 液压传动的缺点：⑴传动效率低，对温度变化敏感，实现定比传动困难。⑵出现故障不易诊断。⑶液压元件制造精度高，⑷油液易泄漏。 第２章液压传动的基础知识 1、选用液压油有哪些基本要求？为保证液压系统正常运行，选用液压油要考

虑哪些方面？ 答：选用液压油的基本要求：⑴粘温特性好，压缩性要小。⑵润滑性能好，防锈、耐腐蚀性能好。⑶抗泡沫、抗乳化性好。⑷抗燃性能好。选用液压油时考虑以下几个方面，⑴按工作机的类型选用。⑵按液压泵的类型选用。⑶按液压系统工作压力选用。⑷考虑液压系统的环境温度。⑸考虑液压系统的运动速度。⑹选择合适的液压油品种。 2、油液污染有何危害？应采取哪些措施防止油液污染？ 答：液压系统中污染物主要有固体颗粒、水、空气、化学物质、微生物等杂物。其中固体颗粒性污垢是引起污染危害的主要原因。1)固体颗粒会使滑动部分磨损加剧、卡死和堵塞，缩短元件的使用寿命；产生振动和噪声。2)水的侵入加速了液压油的氧化，并且和添加剂一起作用，产生粘性胶质，使滤芯堵塞。3)空气的混入能降低油液的体积弹性模量，引起气蚀，降低其润滑性能。 4)微生物的生成使油液变质，降低润滑性能，加速元件腐蚀。 污染控制贯穿于液压系统的设计、制造、安装、使用、维修等各个环节。在实际工作中污染控制主要有以下措施：1)油液使用前保持清洁。2)合理选用液压元件和密封元件，减少污染物侵入的途径。3)液压系统在装配后、运行前保持清洁。4)注意液压油在工作中保持清洁。5)系统中使用的液压油应定期检查、补充、更换。6)控制液压油的工作温度，防止过高油温造成油液氧化变质。 3、什么是液压油的粘性和粘温特性？为什么在选择液压油时，应将油液的粘度作为主要的性能指标？ 答：液体流动时分子间相互牵制的力称为液体的摩擦力或粘滞力，而液体

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。

水驱气藏水淹风险描述及防控对策

第39卷第5期 开 发 工 程· 79 ·水驱气藏水淹风险描述及防控对策 李江涛1　孙凌云1　项燚伟1　李润彤2　王海成1　陈芳芳1 1.中国石油青海油田公司 2.中国石油西南油气田公司 摘　要　水淹问题已成为我国气田开发过程中影响气藏上产、稳产的难题。为此，对导致气田水淹的客观、非客观因素进行了分析，明确了水淹造成的危害，并提出了防控对策；在此基础上，以某基岩气藏的开发为例，深入剖析了造成该气藏水淹的主要原因，并总结了经验教训。研究结果表明：①针对气藏开发须树立水淹风险管理意识，为规避水侵失控，应开展水淹风险描述，并制订避水、控水、治水的阶段性措施方案，进行全过程控水管理；②强化气藏水文地质勘察研究，在开发早期利用探井获取相关资料，寻找邻近气藏水体周边的高孔隙度、高渗透率储集体及纵横向压力亏空的储集体作为侵入水转移的场所；③开发过程中，分井区优化配产并适时调整，力求边水、底水和层间水均衡推进；④对气田开发方案编制规范进行修订，识别边水、底水水源，评价渗流通道及水体大小，评估和预测气藏水淹风险，增加气藏先期控水的专题方案，使水侵受控，以最大限度地规避水淹风险；⑤对复杂气藏的储量采用容积法和多种动态法进行计算，互为参考，并且在进行试采评价后正式提交探明储量，在开展可动用储量评估后再提交开发项目建议书，谨慎大规模投资建产。 关键词　水驱气藏　水淹风险　因素分析　规避控制　转移对策　防控意见　可动用储量 DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.05.009 Description and prevention & control technical countermeasures of water flooding risk in water-drive gas reservoirs Li Jiangtao1, Sun Lingyun1, Xiang Yiwei1, Li Runtong2, Wang Haicheng1 & Chen Fangfang1 (1. PetroChina Qinghai Oil?eld Company, Dunhuang, Gansu 736202, China;2. PetroChina Southwest Oil & Gas?eld Company, Chengdu, Sichuan 610041, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 5, pp.79-84, 5/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: Water flooding has become a difficult problem which impacts the production increase and stabilization of gas reservoirs in the process of gas field development in China. In this paper, the objective and non-objective factors leading to water flooding in gas fields were analyzed, the hazards caused by water flooding were defined and the corresponding prevention & control countermeasures were put forward. Then, a case study was conducted on the development of a certain basement gas reservoir. The main causes of its water flooding were analyzed and the experience and lessons were summarized. And the following research results were obtained. First, the awareness of water-flooding risk management should be established for reservoir development; water flooding risk description should be conducted to avoid water invasion; and phased measures for the whole-process water control management should be formulated to avoid, control and harness water. Second, the hydrogeological investigation and research of gas reservoir shall be strengthened. In the early stage of devel-opment, it is necessary to collect the relevant data from exploration wells and search for the high-porosity and high-permeability reser-voirs in the periphery of the aquifer near the gas reservoir and the reservoirs with vertical and transverse pressure deficit and take them as the transfer sites of invading water. Third, in the process of development, it is necessary to optimize the production proration based on different well blocks and carry out timely adjustment to strive for balanced advancing of edge water, bottom water and interlayer water. Fourth, it is suggested to revise the compilation norm of gas field development plan, including the identification of edge and bottom water source, the evaluation of flow channel and the aquifer size, and the assessment and prediction of the water-flooding risk in gas reservoirs. It is also recommended to formulate a special plan for pre-water control of gas reservoirs so as to keep the water invasion under control and evade the water-flooded risk to the uttermost. Fifth, the reserves of complex gas reservoirs shall be calculated by using the volumetric method and various dynamic methods, and the calculation results can be taken as the mutual references. It is recommended to submit the proved reserves formally after trial production evaluation, and submit the development project proposals after the producible reserves as-sessment. And large-scale investment and productivity construction shall be treated carefully. Keywords: Water-drive gas reservoir; Water-flooded risk; Factor analysis; Evasion and control; Transfer countermeasure; Prevention & control opinion; Producible reserves 基金项目：国家科技重大专项“疏松砂岩气藏长期稳产技术”（编号：2016ZX05015-004）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“柴达木盆地老气区控水稳气及新气区高效开发技术研究”（编号：2016E-0106GF）。 作者简介：李江涛，1969年生，高级工程师，博士；主要从事复杂气藏高效开发方面的研究工作。地址：（736202）甘肃省敦煌市七里镇中国石油青海油田公司。电话：（0937）8935294。ORCID: 0000-0002-2335-4050。E-mail: ljtqh@https://www.360docs.net/doc/8310668584.html,

天然气开发面临主要难点及措施研究

中国石油大学（北京）现代远程教育 毕业设计（论文） 天然气开发面临主要难点及措施研究 姓名： 学号： 性别： 专业: 批次： 电子邮箱： 联系方式： 学习中心： 指导教师： 2013年3月1 日

天然气开发面临主要难点及措施研究 摘要 本文天然气开发过程为实际情况，以天然气开发出现在气田开发后期压力下降、凝析气藏开发、高硫气田安全生产、低渗气藏开发、超压气藏及疏松砂岩气开发为研究对象，从天然气开发现状分析以及天然气开发相关问题的应对策略分析这两个方面入手，围绕天然气开发过程中出现的困难这一中心问题展开了较为详细的分析与阐述，并提出应对策略，希望能给天然气实际开发过程提供一定的帮助。近十五年以来年新增天然气地质储量平均在3000X108m3以上，年产量平均增幅超过15%，形成了川渝、长庆、塔里木3大核心供气区。未来10年，中国石油的天然气开发速度将持续快速展。但储量的低品位比率将不断增加，需要提高低渗透砂岩气藏的采收率、超深高压气藏保持长期的高产量、预测碳酸盐岩气藏流体的运移及储存、安全高效开发高含硫气藏、关于开发疏松砂岩气藏后期治水防砂等技术课题，同时煤层气、页岩气等非常规天然气开发问题依然存在，制约天然气开发进程。 关键词：天然气开发；难点；措施

目录 第一章引言 (1) 1.1问题的提出 (1) 1.2研究概况…………………………………………………… 1 第二章天然气开发现状及开发过程中遇到的困难………II 2.1碳酸盐岩气藏的开发…………………………………II 2.2致密砂岩气藏的开发 (ii) 2.3页岩气的开发 (iii) 2.4 深盆气藏等异常高压气藏的开发 (v) 第三章天然气开发难点的应对策略 (vii) 3.1裂缝型碳酸盐岩气藏开发策略…………………………… 3.2低渗透气藏开发策略……………………………………… 3.2.1水平井以及大斜度井技术………………………… 3.2.2碳酸盐岩致密气藏整体压裂加砂技术 (viii) 3.2.3气层保护和储层高效改造 (viii) 3.3页岩气的开发策略 (ix) 3.3.1水平井技术和水力压裂技术 (ix) 3.3.2减少建井开发成本 (ix) 3.4 疏松砂岩及长井段气藏开发策略 (ix) 3.5 超高压气藏（异常高压深盆气藏）的开发策略 (x) 第四章总结 (x) 参考文献 (xi)

油气藏开发与开采技术

第一章油气藏开发地质基础 1.要开发好一个油气田，需要掌握或认清该油气田哪几方面的地质特征？ 答：油气田地质特征大致可以分为以下几个部分： 1)构造特征：地壳或岩石圈各个组成部分的形态及其相互结合的方式和面貌特征的总 称。因此我们需要搞清楚油气藏的构造类型及形态、断层性质及切割情况、裂缝密度及分布规律等问题； 2)沉积环境与沉积相特征：即在物理、化学、生物上不同于相邻地区的一块地球表面 与该表面上形成的沉积岩的组合与物质反应。我们需要了解各类沉积环境的联系与区别并且得出相应相态条件下的开发对策； 3)储层特征：即可以储集和渗滤流体的岩层。我们需要知道储层非均质性、油层划分 与对比等方面的问题 4)油气藏特征：油气在地壳中聚集的基本单位，是油气在单一圈闭中的聚集，具有统 一的压力系统和油水界面。我们需要了其类型、压力系统、温度及岩石热力学性质、其中油气水的分布等知识。 2.每一种地质特征是如何影响油气田高效开发的？ （由上一题展开回答） 3.地质模型的分类？* 答：按不同勘探开发阶段任务分为概念模型、静态模型、预测模型； 按油藏工程的需要分为储层结构模型、流动单元模型、储层非均质模型、岩石物性物理模型； 按油藏开采过程的特点可分为气藏模型、黑油模型、组分模型； 针对特殊油藏开采可建立热采模型、化学驱模型等。 4.沉积相与油气田开发的关系？* 答：沉积相与油气田开发的关系如下： 1)为编制好油气田开发方案提供地质依据； 2)为培养高产井提供依据； 3)为及时夺高产，实现产量接替提供依据； 4)为合理划分动态分析区和进行动态分析提供依据； 5)为选择挖潜对象，发挥工艺措施作用提供依据； 6)为层系、井网及注水方式的调整提供依据； 第二章油气藏开发技术政策 1.开发对象的特点（用几条高度总结）？ 答： 1)具有不同的驱动类型及开发方式； 2)具有不同的开发层系选择； 3)具有不同的开发井网部署； 4)具有不同的配产方式及开采速度； 5)具有不同的注水时机与压力系统。 2.高效开发一个油气田应该达到哪几个技术指标？

气压传动系统的工作原理及组成

气压传动系统的工作原理及组成 一、气压传动系统的工作原理 气压系统的工作原理是利用空气压缩机将电动机或其它原动 机输出的机械能转变为空气的压力能，然后在控制元件的控制和辅助元件的配合下，通过执行元件把空气的压力能转变为机械能，从而完成直线或回转运动并对外作功。 二、气压传动系统的组成 典型的气压传动系统，如图10.1.1所示。一般由以下四部分组成： 1．发生装置它将原动机输出的机械能转变为空气的压力能。 其主要设备是空气压缩机。

2．控制元件是用来控制压缩空气的压力、流量和流动发向，以保证执行元件具有一定的输出力和速度并按设计的程序正常工作。如压力阀、流量阀、方向阀和逻辑阀等。 3．控制元件是将空气的压力能转变成为机械能的能量转换装置。如气缸和气马达。 4．辅助元件是用于辅助保证空气系统正常工作的一些装置。如过滤器、干燥器、空气过滤器、消声器和油雾器等。 10.2 气压传动的特点 一、气压传动的优点 1. 以空气为工作介质，来源方便，用后排气处理简单，不污染环境。 2. 由于空气流动损失小，压缩空气可集中供气，远距离输送。 3. 与液压传动相比，启动动作迅速、反应快、维修简单、管路不易堵塞，且不存在介质变质、补充和更换等问题。 4. 工作环境适应性好，可安全可靠地应用于易燃易爆场所。 5. 气动装置结构简单、轻便、安装维护简单。压力等级低，固使用安全。 6. 空气具有可压缩性，气动系统能够实现过载自动保护。

二、气压传动的特点 1. 由于空气有可压缩性，所以气缸的动作速度易受负载影响。 2. 工作压力较低（一般为0.4Mpa-0.8Mpa），因而气动系统 输出力较小。 3. 气动系统有较大的排气噪声。 4. 工作介质空气本身没有润滑性，需另加装置进行给油润滑。

攻克复杂气藏开发技术难题

一、我国天然气工业现状及发展远景 (一)我国能源现状及需求矛盾 我国一次能源资源比较丰富，常规资源总量超过8321亿吨标准煤，探明剩余可采总储量1392亿吨标准煤，资源总量仅次于美国和俄罗斯。能源结构以煤为主，占87.4%，石油、天然气资源相对贫乏，仅占3.1%。能源生产和消费主要表现出以下特点：一是人均能源拥有量低，能耗高。我国人均煤炭探明储量仅为世界平均值的45.5%，人均石油可采储量仅为世界平均值的 10.7%，天然气为4.9%。而值得关注的是，我国万元GDP总能耗是世界水平的3倍，能源的低水平利用造成能源的大量浪费，进一步加剧能源供应的紧张局势。二是我国能源结构以煤为主，能源自给率达到94%，但石油和天然气自给率低。我国是世界第二大能源生产国和第二大能源消费国，能源生产和消费以煤炭为主，占总量的68%左右；石油和天然气工业尽管得到了较快发展，但仍满足不了国民经济快速发展的需要。我国1993年开始成为石油净进口国，目前对进口原油的依存度已超过40％。三是资源勘探程度低，地域分布不均。目前，我国煤炭资源探明程度17.5%，石油可采资源量探明程度不到30%，天然气为 12.5%，从能源地域分布看，煤炭主要分布在西北部地区，石油和天然气的主产区－东部地区资源开发已进入中后期，勘探逐步转向西北部的三大盆地和海洋，是今后资源接替的主阵地。西北部地区远离经济发达区，“北煤南运”，“西电（煤、气）东送”建设投资大，能源输送损耗高。四是石油和天然气供需矛盾突出。我国是世界上石油消费增长最快的国家之一，2004年石油消费创历史新高，年增长4220万吨，增长率高达15.8%，位居世界第一，远高于同期国内原油产量2％的年增长率；同期国内天然气年产量增长率高达22%，供需矛盾将进一步加剧。 (二) 我国天然气工业现状及需求矛盾 经过几十年的发展，我国天然气工业取得了长足的进步，储量大幅度增长，产量稳步上升，输配气系统快速发展，四大产区和八大区域市场格局基本形成（东北地区、渤海湾、长江三角洲、东南沿海、中部、西南部、中西部、西部共八大区域市场），为国内天然气大发展奠定了良好的基础。突出表现在以下几个方面： 勘探不断取得突破，开发资源基础雄厚。我国自90年代以来，不断加大天然气勘探力度，天然气资源量大幅增长。先后在塔里木、鄂尔多斯、四川及莺－琼等盆地，发现了克拉 2、长庆、普光、大牛地等大气田，每年新增探明地质储量1000～4000亿方，年均增加可采储量1500亿方，剩余可采储量由1990年的2416亿方增长到2005年的26757亿方，增长了11倍，探明储量储采比达到44，为天然气开发奠定了雄厚的资源基础。 天然气产量稳步增长，四大产气区格局基本形成。随着长庆、青海和塔里木等地区气田的相继投入开发，天然气产量由1990年的135亿方，上升到2005年的500亿方，基本形成了四川、鄂尔多斯、塔里木和海域四大主力产气区。

不同气藏开发难点及开发方式

不同气藏开发难点及开发方式 一、水驱气藏开发难点： 与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。 1、采气速度低 为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。 2、产能递减快 边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的，边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后，井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减，甚至水淹。 3、采收率低 在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。气藏非均质性越强，水侵强度越大，气藏一次采收率越低。 4、建设投资大，采气成本高 由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏。 由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作，我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作，取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征，以供同类气藏开发借鉴和参考。 二、水驱气藏开发阶段的划分和特征 根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为：无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。 1、无水采气阶段 无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。此阶段气井所产的水全部是凝析水。一旦气井出水或气藏的主产气井出地层水，即进入气水同产阶段。 无水采气阶段有时包括气藏的试采期、产能建设期甚至部分稳产期。由于水驱气藏边底水水侵的滞后性，该阶段气藏的动态特征与气驱气藏相近似、气井产气量稳定、自然递减率小、地层压力、井口压力下降缓慢与累积采气量相适应，气藏单位压降采气量基本是一常数，因此，该阶段也是应用动态法复核容积法储量的最好时机。 无水采气阶段也是通过试井、生产测井、生产井动态资料的录取，油、气、水分析，开发试验区及水井、观察井等气藏监测系统资料的录取，对气藏地质和动态特征深化认识的阶段。从而对静态地质模型进行调整、进而优化开发方案。 尽量延长气藏、气井的无水采气期，是水驱气藏减少水封气的形成、提高采收率的重要措施。无水采气期越长，气藏稳产期也越长，稳产期末采出程度也越高，因此，加强无水采气期的动态基础工作，对提高气藏的开发效果具有重要意义。 2、气水同产阶段

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。