长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向_张明禄

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《2024年低渗透油藏井网部署的油藏工程方法研究》范文

《低渗透油藏井网部署的油藏工程方法研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，低渗透油藏的开发变得日益重要。

低渗透油藏因其储层特性，开发难度大，需要精细的井网部署和高效的开发策略。

因此，研究低渗透油藏的井网部署及相应的油藏工程方法，对于提高采收率、降低开发成本、实现可持续发展具有重要意义。

本文旨在探讨低渗透油藏的井网部署策略及其在油藏工程中的应用。

二、低渗透油藏特征低渗透油藏是指渗透率较低的油藏，其储层特性决定了其开发难度。

低渗透油藏的主要特征包括：储层渗透率低、孔隙度小、非均质性强、含油饱和度低等。

这些特征导致油藏开采过程中存在采收率低、产能递减快等问题。

三、井网部署原则针对低渗透油藏的特性，井网部署应遵循以下原则：1. 合理规划井网密度和井距：根据储层特性和产能要求，合理规划井网密度和井距，确保井网能够覆盖整个油藏。

2. 优化井位选择：根据地质资料和储层特性，选择合适的井位，以最大限度地提高采收率。

3. 考虑经济因素：在满足产能要求的前提下，尽量降低开发成本，实现经济效益最大化。

四、油藏工程方法研究针对低渗透油藏的井网部署，可采用以下油藏工程方法进行研究：1. 地质建模与储层评价：通过地质建模和储层评价，了解储层的空间分布、渗透率、孔隙度等参数，为井网部署提供依据。

2. 数值模拟技术：利用数值模拟技术，建立油藏模型，模拟不同井网部署方案下的油藏开采过程，评估各方案的采收率、产能及经济效益。

3. 历史拟合与优化：根据实际生产数据，对历史拟合结果进行优化，调整井网部署方案，提高采收率。

4. 动态监测与调整：通过动态监测技术，实时监测油藏开采过程中的产能变化、压力变化等数据，根据实际情况调整井网部署方案。

五、实例分析以某低渗透油藏为例，采用上述油藏工程方法进行研究。

首先，通过地质建模和储层评价，了解储层的空间分布和特性。

其次，利用数值模拟技术建立油藏模型，模拟不同井网部署方案下的开采过程。

通过历史拟合与优化，确定最佳井网部署方案。

“低渗透气田开发高级专家技术论坛”在南京举行

石油学会天然气专业委员３
会在南京举行 “ 渗透气田开发高级专家技术论坛” 低
会议（１，深入探讨国内低渗透气田开发的技术方图）
法和攻关方向，促进国内有效开发低渗透气田的技术
进步，提高单井产量和效益等有关问题。
来自中国石油、中国石化、中国石油大学、西南石油大学、西安石油大学等单位的７０多名专家出席了
会议。中国石油学会天然气专业委员会主任、四Ｊ省ｌ１石油学会副理事长夏鸿辉（２图）致开幕词，中国石化
油田勘探开发事业部副主任石兴春（３图）致欢迎辞并
作了《中石化低渗透气田开发进展及面临的挑战》的
专题发言。中国工程院院士韩大匡（４图）作了《关于
有效开发低渗透气藏的几点意见》的主题报告；中国
石油咨询中心孟慕尧教授、四川石油管理局刘同斌教
授分别作了《高低渗透气田开发水平，为我国天然提气工业可持续发展做贡南》是、渗透气藏增产技术的
发展、认识和方向》的专题发言。中国石油学会秘书
长何庆华到会祝贺并讲话。会上交流的２论文，从９篇
不同侧面研究了解决低渗透气田开发的技术、方法和
工艺，其针对性强、内容丰富、水平较高。四川油气
田１０位专家在会上作了专题发言。会议还就储层预测、沉积相研究、气藏描述，以及钻井、完井、储层

特低渗油藏启动压力梯度新的求解方法及应用

李忠兴1 ,2 ,韩洪宝1 ,程林松1 ,张明禄2 ,史成恩2
(1. 石油大学 ( 北京) ; 2. 中国石油长庆油田勘探开发研究院)
基金项目 : 国家自然科学基金 “西部能源利用及其环境保护的若干问题” 重大研究计划项目
(90210019) 《西部深层变形介质复杂油气非线性渗流模型》
摘要 : 对长庆油田三叠系油藏 25 块不同渗透率岩心 ( 渗透率为 0. 022～8. 057mD ,多数小于 1mD) 进行室内驱替实验 ,获得实测启动压力梯度。依据考虑启动压力梯度后的一维非达西定律 ,对实验数据进行回归分析 ,获得了低渗透岩心的启动压力梯度与地层平均渗透率的幂函数关系式 ,绘制了启动压力梯度与渗透率关系的双对数坐标理论图版。利用实验得到的回归关系式和求解启动压力梯度的理论图版 ,结合低渗透油田实际 ,得到不同生产压差下确定极限注采井距的双对数坐标理论图版 ,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。图 3 表 1 参 10 关键词 : 低渗透 ; 启动压力梯度 ; 非达西渗流 ; 极限注采井距 ; 理论图版中图分类号 :TE311 ;TE348 文献标识码 :A
Q = K Δp λ μA ΔL ( 3)
对不同区块的储集层 , 只要确定相应的回归系数 α和 n 值 ,就可以确定该区块启动压力梯度与地层平均渗透率的数学表达式 , 从而研究启动压力梯度对低渗透油田开发指标的影响。为将实验研究结果应用到低渗透油田实际开发中 ,方便工程技术人员使用 ,本文绘制了确定低渗透油田启动压力梯度大小的理论图版 ( 见图 2) 。利用该图版 ,可以根据已知地层平均渗透率 , 快速、简便地求得相应地层启动压力梯度大小。
1 实验方法、结果及数据处理
1 . 1 实验方法

低渗油气田增油技术研究

低渗油气田增油技术研究一、前言低渗油气田指的是渗透率低于10mD的油气藏。

这类油气藏因为渗透率较低，导致油气流动性较差，开采难度较大，且开采的单井产量较低，效益不高。

因此，研究低渗油气田增油技术是极其重要的。

二、低渗油气藏开发现状低渗油气藏开采遇到的困难主要是两个方面：渗透率低和油层厚度小。

1. 渗透率低：低渗油气藏渗透率一般在1-10mD之间，导致油气的渗透性差。

工业水平较低的油田采用的是自然驱动开采方法，但对于低渗油气藏，自然驱动开采方法显不够可行。

2. 油层厚度小：低渗油气田的油层厚度一般只有10m以下，无法采用常规的油气藏开采技术，如水平井等。

三、低渗油气藏增油技术1. 工艺流程设计当渗透率低、厚度小的油田采用自然驱动开采道路不可行，则可以采用人工驱动方法，即通过增加油层渗透率，达到提高开采量的目的。

具体方法如下：（1）油藏评价与合理开采层位确定：进行地质勘探，评价油田结构和地质储层，确定合理开采层位。

（2）人工压裂：通过油井井筒向油层内注入物质以控制水压力，切断产油层与水层的沟通，在产油层中注入水泥浆或其它优质物质，取得良好的压裂效果。

（3）注水增压：向井底注入一定压强的水和治理剂，改变油层的渗透性质，改善油藏油水分布模式，提高驱动力和开采效率。

（4）改善驱替效果：为了提高驱替效果，可以通过采取提高渗透率的措施，改变毛管力，调整浸润角度，在油层中注入某些物质。

2. 技术措施（1）压裂技术：对于低渗气藏，可以采用水力压裂技术，钻孔井筒将水压力控制在一定范围内，将高压液体注入油气层内，以达到裂缝效应，扩大渗透度，提高油气采收率的目的。

（2）提高油层渗透系数：在低渗油气藏内注入某些物质，如迸发性气体渗透油储层、压裂剂和其他渗透剂等，提高油层的渗透系数，改善流体在油气层内的流动性。

（3）提高油的驱动力：可以通过油层注水等方式改善油藏的驱动力，使得油藏内的油更加充分地开采，提高开采效率。

四、技术示范案例低渗油气田增油技术已经在实际应用中取得了显著效果。

鄂尔多斯盆地非常规油气开发技术与管理模式

23821世纪以来，全球范围内非常规油气藏勘探开发发展迅速，并已经成为油气供应体系的重要组成部分。

随着油气需求量的不断增加及常规油气占比的逐渐降低，非常规油气的有效动用对于缓解油气供需矛盾、保障我国能源安全、促进能源结构低碳转型、推动碳埋存具有十分关键的战略意义非常规油气是未来社会油田开采工作的主要发展方向，这为整个石油行业的发展带来新的发展机遇与挑战。

油气能源作为推动社会经济发展的重要能源，该能源的勘探水平与开采水平直接影响都社会经济发展速度。

盆地内丰富的非常规油气资源，将成为下一步油气接替开发的重要领域，接下来仍需持续加强勘探开发技术攻关，不断提高单井产量及采收率，为保障国家能源安全、实现油田持续稳产上产提供资源和技术保障我国拥有丰富的非常规油气能源，非常规油气能源的勘探与开发成为我国油气产业的重要发展方向。

1 非常规油气开发关键技术1.1 油田侧钻定向井技术为提高剩余油挖潜效果，开展侧钻短水平井+31/2〞套管固井+小直径桥塞分段压裂技术试验，在AS油田试验27口，初期单井产量3.0吨，达到周围老井的3倍。

攻关形成油田侧钻短水平井技术，剩余油挖潜动用效果显著，攻关形成侏罗系底水锥进、三叠系水线两侧剩余油判识及布井技术，成功率90%以上，形成侧钻装备和钻完井技术，建立了提速模板，“一趟钻”全面应用，小直径深穿透射孔、多短簇细分层压裂等特色改造技术，初期单产达2.0吨。

LD部分超低渗油藏侧钻定向井单井产量低，将侧钻水平井技术由AS油田扩展至XF、JY油田。

通过优化水平段长度和储层改造工艺，试验回接重造井筒实现大排量体积改造。

1.2 气田侧钻裸眼水平井技术持续优化钻井参数，形成侧钻水平井轨迹精细控制技术，钻井周期由35下降至27.5天，研发小直径裸眼封隔器和低伤害压裂液，形成裸眼分段压裂技术，初产2.5万方。

探索研究气田侧钻水平井固井完井技术，单井产量大幅提升，针对裸眼完井分段压裂封隔有效性差的问题，将完井方式由裸眼向小套固井完井转变，攻关形成600m以上水平井窄间隙固井和31/2″小直径桥射联作分段压裂技术，试验5口井，初期单井日产气3.2万方，较裸眼完井提高28%。

裂缝-孔隙型砂岩气藏可动储量综合界限

裂缝-孔隙型砂岩气藏可动储量综合界限方建龙;彭先;刘林清;叶礼友【摘要】明确可动储量界限是确定气藏可动储量和难动储量的基础.综合应用裂缝性气藏等效介质模拟方法和单井经济极限评价方法确定了川西地区平落坝须二段裂缝-孔隙型砂岩气藏不同裂缝发育程度储层的可动储量综合界限.结果表明,基质物性对单井累计产气量影响最为显著,而裂缝角度影响很小;基质渗透率越低,裂缝密度对单井累计产气量的影响越大;天然裂缝越发育,可动储量的综合界限越低;对于裂缝不发育储层,可动储量的综合界限为:覆压渗透率下限0.008 mD,含水饱和度上限42％,孔隙度下限6.4％.%The identification of limits in the movable reserves of a reservoir is the basis for the determination of its movable and immovable reserves.Through the simulation of fractured gas reservoirs using equivalent medium models,and evaluations based on the economic limits of single wells,we have identified the comprehensive limits of movable reserves in reservoirs with varying levels of fracture development in the XU-2 fractured porous sandstone gas reservoir of Pingluoba in Western Sichuan.The results of this study have shown that the properties of the matrix have the most significant impact on the cumulative gas production of a single well,whereas the fracture angle only has a very small effect.The influence of fracture density on the cumulative gas production of a single well was found to increase with decreases in matrix permeability.The comprehensive limits of the movable reserves also appear to decrease as natural fractures develop further.In reservoirs without developed fractures,the comprehensive limits of its movable reserves are as follows:itslower limit of permeability under overburden pressure is 0.008 mD,whileits upper limit of water saturation is 42 ％,and its lower limit of porosity is 6.4 ％.【期刊名称】《西南石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2017(039)002【总页数】6页(P93-98)【关键词】裂缝-孔隙型砂岩气藏;可动储量;等效介质;裂缝密度;综合界限【作者】方建龙;彭先;刘林清;叶礼友【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院,四川成都610500;中国石油勘探与生产分公司,北京东城100007;中国石油西南油气田公司勘探开发研究院,四川成都610051;中国石油西南油气田公司勘探开发研究院,四川成都610051;中国石油勘探开发研究院廊坊分院,河北廊坊065007【正文语种】中文【中图分类】TE371方建龙，彭先，刘林清，等.裂缝-孔隙型砂岩气藏可动储量综合界限[J].西南石油大学学报（自然科学版），2017，39（2）：93-98.FANGJianlong,PENGXian,LIULinqing,prehensiveLimitsoftheMovabl eReservesinFractured-PorousSandstone[J].JournalofSouthwest Petroleum University(Science&Technology Edition),2017,39(2):93–98.明确可动储量界限是确定可动储量和难动储量的基础，对于矿场制定合理的开发方案、降低投资风险具有重要意义[1-8]。

石油工程中的低渗透油藏开发技术分析

石油工程中的低渗透油藏开发技术分析近年来，随着现代科技的发展，石油工程技术也在快速进步，低渗透油藏开发技术逐渐受到行业内的关注。

低渗透油藏的开发在石油开采过程中具有重要的意义，本文将从以下几个方面进行分析。

一、低渗透油藏的概念低渗透油藏是指孔隙度低、储层渗透率小于或等于0.1mD的油藏。

该类型的油藏的勘探难度大，储量较小，开发成本较高，但其也拥有一些优点，比如储量稳定、开采稳定、油藏物性好等。

因此，低渗透油藏的开发尤为重要。

二、低渗透油藏开发技术分析1.增透压驱油技术增透压驱油技术是现代低渗透油藏开发中的一项重要技术。

该技术是通过改变地下水的含盐量，使地下水中盐分浓度大于油藏水中盐浓度，从而形成外排水环境，促进油藏水的外溢，降低油藏渗透率，增加采收率。

增透压驱油技术的成功应用不仅有助于提高采收率，还可降低采油成本。

2.聚合物驱油技术聚合物驱油技术是一种能够调控油藏物理性质的高分子混合驱。

其通过加入聚合物调节水油相对渗透率，提高原油采出率，从而达到提高采收率的目的。

该技术应用广泛，具有高效、节能、环保等优点。

3.热采技术热采技术是低渗透油藏开发的重要方法之一。

渗透率低的油脂固结在储层孔隙中，难以开采。

热采技术可以通过人造热源将油脂加热，使其粘度降低，流动性增强，从而有利于提高采收率。

该技术应用广泛，并通过实践证明取得了成功。

4.增加有效堵水剂量油藏中可能存在多个阶段的开采，随着开采时间的延长，砂岩颗粒和化学物质的堵塞作用会减弱，孔隙度和渗透率逐渐增大，较低的渗透压势也可能使得油剂的强制排流失效，改变油藏压力分布。

因此，在低渗透油藏开采中，增加堵水剂量是提高采收率的一个重要手段。

三、低渗透油藏开发技术的应用范围低渗透油藏开发技术的应用范围广泛。

当新油田勘探遇到储层渗透率较低的情况时，低渗透油藏开发技术是实现该油田勘探与开发的重要保障。

同时，低渗透油藏开发技术也可以应用于老油田、特殊油藏（如稀油油藏等）等领域。

低渗透油田精细注水管理模式的探索与实践

低渗透油田精细注水管理模式的探索与实践第一采油厂地处革命圣地延安，是中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司下属的一个主力采油单位，管理着我国陆上最早开发的特低渗亿吨级整装油田―安塞油田。

因成功开发了世界罕见的“低渗、低压、低产”油田，实现了高效经济开发，被中国石油天然气集团公司确立为“安塞模式”而享誉石油界。

一、精细注水管理模式产生的背景（一）特殊的地质条件要求必须进行精细注水管理一是安塞油田是典型的低压油藏，需进行持续、高效注水，才能实现有效开发；二是注水受沉积砂体展布影响，注入水易沿古河道方向快速推进，导致主向高压见水，侧向低压低产；三是储层天然裂缝发育，裂缝型见水矛盾突出；四是储层垂向叠置，多油层同时开发，层间非均质性严重，易引起注入水在层间的不均匀推进和产液剖面不均。

可见，安塞油田特殊的地质条件对注水工作要求苛刻，只有将注水管理做精做细，用宝贵的水资源趋利避害、调控自如，才能不断提高油藏开发效果。

（二）油田水资源状况决定必须进行精细注水管理安塞油田处于黄土高原腹地，水资源短缺严重制约该地区社会经济与生态建设的发展，也是油田的发展瓶颈。

解决水资源短缺问题是油田生产过程中重要的环节，主要手段包括两方面，一是开源，二是节流。

在水资源严重短缺的情况下，我们不仅要从水源抓起，应当把节流作为解决生产过程中水资源短缺的重要手段。

（三）油田生产形势决定必须采取精细注水管理安塞油田是以低压、低产、低渗透闻名于世的特低渗油田，有“磨刀石”之称，由于后备储量严重匮乏且储量品味低，油田稳产难度大。

精细注水是油田实现持续稳产的关键，在注水开发过程中，不断地由“地上注够水”向“地下注好水”转变，在保证量上“注够水”的同时，提高注水效果，按照灵活注水的思路，针对不同区块和不同油藏，制定精细注水方案，精细注水管理，做到有的放矢，科学注采，确保注水开发的有效性。

（四）创建环境友好型企业要求必需进行精细注水管理近几年，安塞油田始终坚持“环保优先”的理念，不断加强油田开发区域内的环境治理，将节能减排贯穿于生产作业全过程，将采出水回注，提高资源利用率，减少环境污染、保障油田可持续发展。

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第３３卷第８期本期视点
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长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向
张明禄樊友宏何光怀张宗林田建峰
中国石油长庆油田公司
（）：长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向．天然气工业，２０１３，３３８１７．张明禄等．－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１中０年来，摘要鄂尔多斯盆地发育上、、靖边气田）低渗透砂岩气藏（榆林气田）和致密砂岩气藏（苏里格气田）的经国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏（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水平井已经成为其单井产气量超过直井的３倍，产能建设比例保持在５工厂化作低渗透致密气藏开发的主体技术，０％以上； ② 丛式井钻完井技术、业模式等提高了单井产量，降低了开发成本；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２长庆０１２年底， ③井、
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