低渗凝析气藏提高单井措施有效率研究
低渗透油藏注气提高采收率评价
低渗透油藏注气提高采收率评价【摘要】随着油气田勘察工作的不断深入，低渗透难采储量在原油中所占的比重越来越大。
因为渗透率较低，使得注水提高采收率受到一定的限制，由于发现了大量的气源，这就为注气提高采收率的方式提供了便利的物质基础，并且能够充分显示出注气技术的优势。
本文将针对低渗透油藏的基本特点进行详细的分析，并结合我国的具体情况，提出合理的建议。
【关键词】低渗透油藏；注气；采收率近年来，我国发现的大部分油藏，都属于低渗透的油藏。
这种油藏在开采的时候非常困难，现在基本上采用注水以及衰竭式的开采方式，但是对于低渗透油藏来说，在注水方面，存在着一定的困难，对于低渗透油藏如何进行合理的开发已经成为社会越来越关注的问题。
随着科技的发展和时代的进步，注气技术逐渐的被研发出来，利用注气技术可以降低低渗透油藏的开发难度，提升开采率。
1.低渗透油藏的基本特点和注气机理1.1基本特点（1）低孔、低渗、自然产能较低，注水困难，无法进行常规投产。
（2）原有的密度小，粘度较低，基本性质好。
（3）储层的物理性质较差，拥有大量的胶结物，分选差、颗粒较小，后生作用强。
（4）油层内混合着一定的砂泥岩，且砂层的厚度不够稳定，砂层间的非均质性较强。
（5）油层受到岩性的控制，与水动力缺乏较强的联系，边底水也非常不活跃。
流体流动的时候包含非达西流动的特点。
1.2注气机理虽然注气机理存在着诸多的论述，但是大体上基本分为三种，即非混相驱、多次接触混相和以此接触混相。
多次接触混相又可以分为凝析气驱混相和蒸发气驱混相。
总体来说，注气开采可以降低界面的张力，从而在驱油的时候能够达到更高的效率，最终提高整体的经济效益。
2.低渗透油藏注气方面的问题2.1注气压力高，能力低低渗透油藏由于渗透率过低，导致对于气的质量就有非常高的要求，在注气的时候一定要注意注气对于底层产生的影响和危害。
因为注入的压力过高，对于压缩机的基本压力等级的要求就会很好。
2.2低渗透油藏注气方式在我国众多的低渗透油藏中，大部分都存在着裂缝现象，例如青海的南翼山油田、吐哈的丘陵油田、克拉玛依油田的乌尔禾油层、新疆的火烧山油田、辽河的雷家油田、大庆的朝阳沟油田、吉林的大安油田、扶余油田、新民油田、新立油田等，对于这些具有裂缝性质的低渗透油藏，选择何种注气方式，怎样能够更好的进行注气工作，对于开采工作者来说是一个巨大的问题。
低渗油藏注水井欠注原因分析及增注措施
低渗油藏注水井欠注原因分析及增注措施随着我国的经济在快速的发展，社会在不断的进步，针对某区块存在的高压注水井欠注问题，从区块地层、注入水水质以及地面注水系统三个方面进行综合分析，制定科学的整改措施。
通过实施地层有效治理，对欠注井平均注水压力降低和单井日均增注效果明显。
对地面注水系统实施改造，会大幅降低管网末端管损和欠注率，有效解决区块高压欠注问题。
标签：低渗透油田;注水井;高压欠注;注水系统引言注水是油藏开发中后期重要提高采收率措施之一，对于低渗油藏而言，由于储层物性较差，注水过程容易产生储层堵塞等问题，造成地面注入压力过高，管线注水困难，影响油田整体的开发效果。
因此，低渗油藏在开发中后期注水过程，不可避免地需要采取技术手段来应对注水困难造成的影响。
目前主要的技术措施有：振动解堵技术，利用井下振动源产生脉冲水流，从而消除地层内贾敏及堵塞效果;脉冲解堵技术，利用脉冲仪器对地层造成脉冲波，从而达到储层解堵的目的;超声波地层解堵技术，利用超声波产生的机械作业，造成地层内蜡堵、粘土颗粒等堵塞，并降低地层内原油黏度，改善原油流度比;注入表面活性剂，降低地层内油水界面张力、提高储层内油水相对渗透率，从而改善注水效果。
对于低渗储层增注技术研究，国内外诸多学者已做了大量的研究，例如陈东升等分析了油藏注水井欠注原因，概括了酸化增注技术应用现状，分析了多种解堵酸的增注应用效果，提出了增注技术的发展趋势;等研制了一种低伤害、缓速酸液体系，应用于欠注井中有效的改善了储层渗流能力，提高了注水效果;等针对油藏欠注的问题，分析了储层物性、筛选了酸液体系，利用氟化氢铵解堵进行地层解堵，取得了良好的效果;分析了各种酸液增注技术的应用效果，重点介绍了活性降压增注、分子膜复合增注、径向钻井增注等技术的应用效果，为低渗储层增注技术提供借鉴;针对低渗油藏欠注及注水压力较高的问题，分析了目前常见酸液体系的应用情况，筛选出适合胜利油田的增注酸液，并提出了未来增注技术的发展方向。
低效井渗析剂增能技术实验的研究
低效井渗析剂增能技术实验的研究作者：刘伟翔来源：《中国化工贸易·中旬刊》2019年第07期摘要：低渗透油田地层敏感性强，能量补充不足，随着油田开发年限的延长，地层亏空越来越严重，已成为阻碍油田开发的疑难问题。
过去采取的酸化解堵技术虽然取得很好的解堵效果，但是也存在导致油层二次污染、地层亏空严重等问题。
因此，开展低效井增能技术试验的研究，通过优化渗吸剂吞吐工艺的施工参数，在油井端以较高的压力泵注增能物质，提高油层压力，形成适合低渗透油田低效井及缝网压裂失效井增能技术体系。
关键词：外围采油厂;渗吸剂;增能1 前言低渗透油田开发早期采取的是酸化解堵技术，主要存在入井液使用的热污水中，机械杂质含量高，影响解堵效果等一系列问题。
本研究通过在油井端以较高的压力泵注增能物质，提高油层压力，补充油层能量，恢复低效井产能[1]。
2 增能吞吐技术试验针对缝网压裂产量下降的油井，采取滑溜水增能技术，补充地层能量，提高单井产能，开展渗吸剂增能吞吐技术试验。
2.1 技术原理增加地层能量：通过向地层注入高剂量的渗吸剂，借此来连通地层有效孔道，提高局部地层压力，驱逐原生孔道流体，诱导非动用区流体流出[2]。
置换作用：渗吸剂体系与地层原油发生快速置换作用，排出地层剩余油，使油井含水率降低，有效提高油井采出程度。
润湿作用：改变岩石润湿性，提高岩石整体的浸透性，降低岩石界面抗剪张力。
防膨作用：防止微膨胀土运移堵塞岩芯，造成孔道的二次污染。
2.2 性能指標渗吸药剂体系主要由表面活性剂和防膨剂组成。
2.2.1 表面活性剂优选对比多种常用表面活性剂，优选CY阴--非离子型表面活性剂，界面张力可达9-2数量级。
2.2.2 防膨剂优选及性能评价优选复配的防膨药剂体系，防膨率达到80.7%，破碎率≤1.18%。
2.2.3 综合性能评价渗吸剂具有良好的破乳性、防膨性和洗油性。
2.2.4工艺参数设计根据渗吸增能机理，在试验区优选2口代表性的试验井，在综合考虑缝网压裂返排量和累计产液量的参数下，分别设计注入渗吸剂3500m3和2800m3。
SPE-99739-MS-P在凝析气藏中通过润湿反转成气润湿来提高产量——重点
在凝析气藏中，通过润湿反转成气润湿来提高产量摘要随着井眼附近压力降低到露点以下时，许多凝析气藏的产能会由于气体在井眼凝结而大幅下降。
润湿反转方法已在实验条件下被证明是成功的。
然而在真实的低渗岩石中进行实验的却很少。
通常这些在井眼附近凝结而使产量降低的凝析气藏渗透率是很低的。
在本文中，我们用东濮凝析天然气藏0.1 mD的渗透率的岩石样品进行试验。
首先，我们制备了一个新的、更便宜的化学物质，它在使岩石从水润湿变化到气润湿方面非常有效。
这个化学品在温度为170℃时热稳定性很好。
实验结果还表明，这种化学品在很高矿化度下也是有效的。
其次，自发吸水作用实验也显示了润湿性反转对采收率的影响。
再者，在润湿反转成良好的亲气性前后，我们测量了气、水的相对渗透率。
实验结果表明，在润湿反转后，气、水两相的相对渗透率都显著的增加了。
残余水饱和度降低了，气体产量也由于润湿性改变而大大提高了。
引言东濮凝析气藏位于中国河南。
这个气藏渗透率非常低，约为0.1 mD，温度很高，160 ℃左右。
天然气产量低，这是因为由于反凝析作用造成了井筒附近渗透率低和液体封锁。
在东濮凝析气藏进行了不同类型的施工措施，包括大规模压裂。
然而，天然气产量没有增加显着。
对于大多数油藏或气藏，降低井底压力是提高产能的一个常规方法。
但是这对于凝析气藏来说在技术上是并不可行的。
在许多低渗透凝析气藏中，压力降低到露点压力以下时，天然气产量可能会由于井筒附近的反凝析现象而下降。
已有的例子表明，液体的凝析可能会使天然气井停产。
Boom et al.说，即使低凝析的贫气藏，当大量天然气涌入井口时，也会在井眼附近形成相对较高的液体凝析饱和度。
润湿性反转（气相润湿）方法已经在理论上和实验研究方面被证明是可行的。
Li和Firoozabadi已经通过一个简单的网络模拟出了凝析气藏天然气和流体的相对渗透率。
他们的研究结果表明，当多孔介质的润湿性由很好的亲液性转变成良好的亲气性时，气井的产能大大的增加了。
浅析凝析气藏的开发特征及技术措施
地层边底水不活跃
●地层边底水的含水量是影响凝析气藏开发的重要因素之一
●地层边底水的压力变化对凝析气藏的开发也有一定影响
●地层边底水的温度变化可能也会对凝析气藏的开发产生影响
地层边底水不活跃
●地层边底水的不活跃性会增加凝析气藏的开发难度
●底层边底水的不活跃性会导致开发成本的增加
●底层边底水的不活跃性会影响到凝析气藏的产量
含凝析油较多
●凝析气藏与凝析油藏的区别：1、凝析气藏与凝析油藏在含油量 上有所不同，2、凝析气藏与凝析油藏的开发方式有所不同。
●凝析气藏中含凝析油的特点：1、凝析气藏中含有一定量的凝析 油，2、凝析气藏中的凝析油可以提供额外收益，3、凝析气藏 含凝析油会对开发产生影响。
含凝析油较多
● 凝析气藏的开发需要考虑凝析油的处理方式，可以采用凝析油回注技术， 需要合理的处理凝析油资源。
浅析凝析气藏的开发特征 及技术措施
凝析气藏
凝析气藏，在油气藏勘探及开采实践中常常见到这种现象：在地 下深处高温高压条件下的烃类气体经采到地面后，由于温度和压 力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油， 这种气藏就是凝析气藏。凝析气藏相态变化存在一定的特殊性, 比 一般的气藏资源更加复杂, 其含有凝析油的特点决定了特殊的开发 特征, 要求运用特殊开发方式进行开发, 特别是要结合气藏资源的 天然气、凝析油和原油性质特点以及整体开发特征, 科学选择开发 方式, 提升整体油气采收率。
●凝析气藏开发中, 纯凝析气藏多采用衰竭式开发、保持压力开发等方式, 而 带有油环的凝汽气藏可先对气藏进行衰竭式开发, 对油环暂时不动;也可以 同步开发油气藏;还可以先进行油环开发, 对凝析气区域进行保压。对岩性、 构造双重控制下的凝析气藏, 原始凝析油含量多在400克/立方米以上, 存在 较多油环和原油资源。作为凝析气藏开发最常用的方式, 衰竭式开发中气 藏所处地层压力不断下降,井筒流体受压降后反凝析作用会析出原油, 进一 步加快了压降进程, 造成采收率下降。因此, 对该类气藏资源的开发要特别 注意生产压差的控制。
渤海低渗油气田开发钻完井技术研究
渤海低渗油气田开发钻完井技术研究摘要：我国渤海油田石油储量巨大，经过数十年的勘探开发，未来产量增长重点逐步聚焦在低渗油气田，其具有开采难度大、投入成本高的特点。
单井产能需达到一定程度才可有效保证经济效益，这对钻完井技术提出了较高的要求。
关键词：渤海；低渗油气田；开发1 渤海低渗油气田开发生产特征及存在问题1.1 层间干扰我国渤海低渗油气田的物性差、油层薄，并且多为砂泥岩互层。
例如渤海某油气田中储层多达15个小层，储层厚度为0.8～4.4 m，平均单层厚度为2.0 m。
另外，海上油井少，为了能够有效确保油井的产能，一般情况下会对多个油层进行射开进行共同开采，由于储层间物性差异较大，层间干扰严重，会严重影响到小层产能的发挥，导致油气井的产量有所降低。
1.2 井网不完善海上油田的井网多为不规则井网，井网不完善、井距大，低渗透油气储层的连通性较差，渗流阻力大很难建立有效的驱动体系。
在实际开采过程中，注水井的能量无法得到有效扩散，导致注水井的压力增加，同时会面临注不进、采不出的困难。
1.3 底层压力和产量下降块目前渤海低渗透油气田主要是依靠天然能量衰竭或者是后期注水的方式进行开采，由于储层中岩性复杂，单砂体规模小，储层内的连通差，导致地层中的压力会呈现出下降趋势，油气田产量急剧递减。
目前我国渤海油气田每采出1%的地质储量，地层内的压力下降为2～3 MPa产油量逐年递减，高达25%～45%，并且油气田的采出程度较低。
2 渤海低渗油气田开发钻完井技术渤海低渗油气田开发难点归根结底是经济性和技术制约的问题，当前作业思路主要有两个，即钻完井提速降本技术和增产与储层改造技术。
2.1 钻完井提速降本技术钻井速度提升的主要技术包括优快钻井技术，压力控制钻井技术等，结合海上低渗透油田中储存的实际情况，选择合适的钻井技术，能够有效减少成本的支出，从而有效提高海上油田的经济效益。
钻完井提速技术的有效应用能够有效增强我国渤海钻完井作业效率，大幅度节约开发成本，提高低渗油气田开发经济性。
低渗透气藏近井地带凝析油饱和度分布研究
天然气技术与经济 ／ ２３
第５ 卷
邓琪 ，等 ：低渗透气藏近井地带凝析油饱和度分布研究
第５ 期
以及相态变化规律等微观现象的共 同作用下 ，地层
中 的凝 析 油 饱 和度 最 终 会 达 到 一个 动态 的平 衡 饱 和
见 表 １ 。
表 １ 计算 结果对 比分析表
度 。因此近井地带 的凝析油饱 和度 随着生产时间的 推移会表现出一定的稳定性。
参考文献 ［ ］姜贻伟 ，戚志林 ，郭平 ，等． １ 低渗凝析气藏凝析油 临界流 动 饱 和 度 实 验 研 究 ［］天 然 气 工 业 ，２ ０ ，２ ９ ： Ｊ． ０ ６ ６（ ）
９ － ９ ６ ９．
度初值压力乘 上一 系数后 ，两者几乎相等。且在径
向上 ，若该 区域 的地层压力一旦降低到稳定饱和度 初值压力后 ，其凝析油饱和度将趋于稳定。
Ｉ 。— ｎ 。 。 —
２ １ 年 ３ ，理论计算结果 与实 际产量相 当。其原 ００ 月
因是 由于计算采用 数值较高 的稳定凝 析油饱和度 ，
式 中 为 地 层 压 力 ，ＭＰ ；ｐｌ 井 底 流 压 ，ＭＰ ； ａ ｗ 为 ａ
为供给边界半径 ，ｍ； 为气井半径 ，ｍ；ｒ 为径 向距
一
轻舟“７ 一 钿
轻冉ｓｓ 一 ．钿＇
径冉６＇ ——轻向８３ ～ 一 ￣ ｓｏｍ ． ．辄 ＠ｆ ． ｌ ４
ａ４ ０
０ ３ ５
＿ ＾ — — 、 ＝ ｑ ’
ｎ３ ０
２ ５ ２ ０
／
／
／
一 一 …一 一 …
蜷 ｎ１ ５
０ １ ．０ ｎ惦
／
／
收 稿 日期 ：２ １ — ５—１ 修 订 日期 ：２ １ —０ —１ ０１ ０ ７ ０１ ９ ４ 作 者简 介 ：邓琪 （ ９ ８ ，预 Ｌ研 究 １ ，研 究 厅 为 油喊 １８ 一） １
《2024年低渗-致密油藏分段压裂水平井补充能量研究》范文
《低渗-致密油藏分段压裂水平井补充能量研究》篇一低渗-致密油藏分段压裂水平井补充能量研究一、引言在油气开发过程中，低渗和致密油藏因其特殊的储层特性，常常面临开发难度大、采收率低等问题。
为了有效开发这类油藏，分段压裂水平井技术应运而生。
本文将探讨如何通过分段压裂水平井的方式为低渗/致密油藏补充能量，旨在为油气田开发提供新的技术方法和理论依据。
二、低渗/致密油藏的特殊性低渗/致密油藏指的是具有低渗透率和致密结构的储层。
其特性主要表现在储层物性差、油品黏度高、流动性差、采收率低等方面。
这些特性使得传统的垂直井开发方式难以有效开发这类油藏，因此需要寻求新的技术手段。
三、分段压裂水平井技术概述分段压裂水平井技术是一种针对低渗/致密油藏的开采技术。
该技术通过在水平井段进行分段压裂，形成多条裂缝，扩大储层的接触面积，从而提高采收率。
该技术具有以下优点：一是能够显著提高油藏的开采效率；二是可以降低开发成本；三是能够适应各种复杂的储层条件。
四、分段压裂水平井的补充能量机制为低渗/致密油藏采用分段压裂水平井技术进行补充能量的机制主要包括以下几个方面：1. 扩大储层接触面积：通过分段压裂形成多条裂缝，增加储层与井筒的接触面积，提高储层的开发效率。
2. 降低流体流动阻力：裂缝的形成降低了流体在储层中的流动阻力，提高了油气的采收率。
3. 补充地层能量：通过分段压裂，可以沟通更多的地层能量，使油气藏保持较高的压力，有利于油气的开采。
五、研究方法与实验结果本研究采用数值模拟和实验室模拟相结合的方法，对低渗/致密油藏分段压裂水平井的补充能量效果进行研究。
数值模拟主要关注分段压裂过程中裂缝的形成与扩展、流体的流动规律等方面；实验室模拟则通过模拟实际油藏条件下的实验，验证数值模拟结果的准确性。
实验结果表明，采用分段压裂水平井技术能够有效提高低渗/致密油藏的采收率，并显著降低开发成本。
六、结论与展望本研究表明，低渗/致密油藏采用分段压裂水平井技术进行补充能量是可行的，且具有显著的效果。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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。
3 措施技术研究
针对前期低渗油气藏措施效果不理想的情况,作业区科研、技术
人员对油气井的储层物性、平面连通性以及邻井生产动态等方面做了全面、深入的研究、总结,在正确认识的基础上,确定、形成了一系列科学的措施技术对策。
3.1 措施井分类生产特征
(1)储层物性相对较好、平面连通性较差,同层邻井生产良好;该类油气井投产初期油气产量、地层压力较高,开采较短时间,因能量补充缺乏,井内地层压力急剧下降,井底附近严重脱气,油层孔隙中很快形成混合流动,相应的含油饱和度和相对渗透率则不断减少,造成油气产量迅速下降,直至枯竭,措施效果较差,如图1。
(2)储层物性相对较差、平面连通性较好,同层邻井生产良好。
该类油气井投产初期地层压力略高于同层邻井,油气产量较低,开采一定时间后,油气产量、地层压力同等程度下降较快,关井一段时间,产量、压力有一定恢复,需进行间歇开井生产,措施效果较差,如图2。
柯224、240井表现出此类开采特征。
(3)储层物性相对较差、平面连通性较差,同层邻井生产良好。
该类油气井措施作业后,关井地层压力较高,开井生产压差较大,油气产量很低,基本不具备工业油气产能,无开采价值,措施效果差,如图3。
柯503井表现出此类开采特征。
(4)储层物性相对较好、平面连通性较好,同层邻井生产良好。
该类油气井投产初期地层压力与同层邻井基本相同,油气产量较高,随着开采时间推移,地层压力、油气产量缓慢下降,措施效果较好,如图4。
柯212、312、412井皆表现出此类开采特征。
3.2 提高措施有效率技术条件
(1)储层物性相对较好。
(2)平面连通性较好。
(3)同层邻井生产良好。
4 目前措施效果评价
由于一系列措施技术新对策的实施,在西四一、西四二～西五一边水凝析气藏实施措施作业5口,有效5口,措施有效率100%,获得了显著的效果。
4.1 措施有效率大幅度提高
在采用措施新对策后,目前措施有效率高达100%,比前期措施有
效率33.33%大幅度提高,有效率增加66.67%。
4.2 经济效益显著
在措施有效率大幅度提高的基础上,经济效益显著增加,目前措施5口井(柯51、212、312、412、2井)年增油4169t,年增气2953×104m3,以原油4000元/吨、天然气0.5元/方计算,将产生3144余万元的经济效益。
4.3 为明年措施增产作业提供了技术储备
根据研究成果及实施效果分析,将对部分低产、低效井(K300、342、102、7008井)的下步措施制定提供技术指导。
5 经验与教训
通过低渗凝析气藏措施技术新对策的研究、实施,起到了提高措施有效率,增加经济效益的作用,但同时以下几个方面的问题又给今后的工作留下了启迪与警示。
(1)柯克亚凝析气田是一个油气藏类型多、地下地质条件及流体的空间分布复杂,在措施制定过程中必须进一步加大科研力度,确保获取更高的措施有效率;(2)在地质储层物性、平面连通性都相对较好,流体空间分布清楚的油气藏,措施效果显著,否则措施效果不明显;(3)储层物性不是决定措施有效率的唯一因素。