深部低渗致密气藏凝析气藏开发的难点及其对策1

致密低渗气藏开发配套技术气藏工程研究摘要：截止2008年底，低渗气藏占中国石化动用地质储量的61%，产量的73.8%，是中国石化的主要气藏类型，也是研究的重点。

但由于低渗、低产、低丰度的地质特点，给气藏工程研究带来困难，本文在大牛地气田开发过程中，针对低渗气藏渗流机理、试井解释、产能评价、动态分析和气藏开发对策等气藏工程问题开展了多年的研究，形成了气藏工程方面相关的配套技术，对我国低渗致密气藏开发有重要指导意义。

关键词：低渗 渗流机理 产能 动态分析大牛地气田是中石化已投入开发的最大规模气田之一，其低渗、低产、低丰度的特点，给开发带来了挑战，相关的气藏工程问题研究越来越受到重视，主要包括：（1）气井生产过程中，储层有无应力敏感性？用什么试验方法评价？对气井产能影响有多大？（2）低渗气藏有无启动压力？对气井产能有多大影响？（3）气井压裂建产，不稳定试井解释时，储层流体渗流长期表现线性流特征，储层物性怎么确定？边界如何确定？（4）由于储层低渗，单层产能测试二项式反向，怎么解释？（5）由于储层非均质性强，气井产量差异大，配产难，动态分析怎么做？（6）选出富集区后，多层开采是否可行？用什么样的井网等开发对策？本文结合近年来的研究成果，对这些问题进行了分析总结。

1 低渗储层渗流机理实验 1.1应力敏感实验储层应力敏感性是指储层对所受净上覆压力的敏感程度，一般指储层有效渗透率随净上覆压力的变化程度。

目前，国内外学者对储层应力敏感性进行了大量试验研究，但实验条件和试验方法存在较大的差异，评价结果也分别适用于不同的储层条件。

作者在文献[1] 提出了变压差应力敏感试验方法，适用于致密低渗气藏储层的应力敏感性评价，来模拟流体压力变化和基质膨胀对渗透率的影响。

1.1.1实验结果及认识17块岩样的实验结果表明低渗储层生产过程中存在一定的应力敏感。

随着驱替压差的不断增大，渗透率逐渐减小，在驱替压差为2MPa 左右时，渗透率损害程度最大；驱替压差大于6MPa 后，渗透率变化很小。

第３３卷第１期开发工程・１・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．１０００‐０９７６．２０１３．０１．００１ＸｕＳｈｕｍｉｎｇ，ＬｉｕＹａｎｘｉａ，ＷｕＬｉｃｈａｏ，ＪｉａＺｅｎｇｑｉａｎｇ（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）１，２１３４Ｔｅｃｈｎｉｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓａｎｄｐｒｏｐｏｓｅｄｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓｉｎｄｒｉｌｌｉｎｇｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ＡｃａｓｅｓｔｕｄｙｆｒｏｍｔｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎＮＡＴＵＲ．ＧＡＳＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ３３，ＩＳＳＵＥ１，ｐｐ．‐，１／２５／２０１３．（ＩＳＳＮ１０００‐０９７６；ＩｎＣｈｉｎｅｓｅ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎｃｏｎｔａｉｎｓｔｗｏｋｉｎｄｓｏｆｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｌｙｉｎｇｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙｉｎｔｈｅＵｐｐｅｒａｎｄＬｏｗｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ，ａｎｄｔｈｅｙａｒｅｂｏｔｈｆｅａｔｕｒｅｄｂｙｃｏｍｐｌｅｘｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｇｒｅａｔｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ．Ａｌｔｈｏｕｇｈｔｈｅｒｅｈａｖｅｂｅｅｎｔｅｃｈｎｉｃａｌｋｎｏｗ‐ｈｏｗｔｏｓｕｐｐｏｒｔｔｈｅｌａｒｇｅ‐ｓｃａｌｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｄｒｉｌｌｉｎｇｓｆｏｒｈｉｇｈｌｙｅｆｆｅｃｔｉｖｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｔｈｅｗａｙｏｆｉｍｐｒｏｖｉｎｇｓｉｎｇｌｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎａｎｄｐｏｓｓｉｂｌｅｆｕｒｔｈｅｒＥＯＲｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｔｒｅａｔｍｅｎｔｏｆ２８２ｗｅｌｌｓｌｏｃａｔｅｄｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙｏｎｔｈｅＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇｔｈｅＵｐｐｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｇａｓｔｈｒｅｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓｒｅｍａｉｎｅｄｕｎｓｅｔｔｌｅｄ，ｗｈｉｃｈ，ｈｏｗｅｖｅｒ，ｃａｎｂｅｔａｃｋｌｅｄｆｏｒｍｉｔｉｇａｔｉｎｇｔｈｅｒｉｓｋｉｎｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｍａｉｎｓｕｎｃｌｅａｒ．Ｉｎｖｉｅｗｏｆｔｈｉｓ，ａｎｏｖｅｒａｌｌｓｔｕｄｙｗａｓｍａｄｅｏｆｔｈｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｓ，ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎｓ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｔｒａｔａ，ｓｅｉｓｍｉｃｆｅａｔｕｒｅｓ，ｄｒｉｌｌｉｎｇｆｅａｔｕｒｅｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｏｎｔｈｅＪｉｎｇｂｉａｎＧａｓＦｉｅｌｄｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇｔｈｅＬｏｗｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｉｎｄｉｃａｔｅｓｔｈａｔｔｈｅ５ａｃｑｕｉｒｅｄｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｏｎｔｈｅＣｈａｎｇｑｉｎｇＧａｓＦｉｅｌｄｓｕｃｈａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎａｎｄｒｅｆｉｎｅｄｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎａｒｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｖｉａｂｌｅ，ｂｕｔｔｈｅｒｅａｒｅｓｔｉｌｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｉｍｐｒｏｖｉｎｇｓｉｎｇｌｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｂｙｕｔｉｌｉｚｉｎｇ１７ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｉｎｔｈｅｆｏｌｌｏｗｉｎｇａｓｐｅｃｔｓ：ｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎ，ｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓ，ｔｈｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，ａｎｄｔｈｅｎｅｗｓｔｒａｔｅｇｉｅｓｏｆｃｕｔｔｉｎｇｄｏｗｎｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｃｏｓｔ．ｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓ．ｔｈｅｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎａｎｄｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎｏｆｌｏｗ‐ａｍｐｌｉｔｕｄｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅ，ｔｈｅｍｅａｓｕｒｅｓｏｆｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇｔｈｅｐａｔｔｅｒｎａｎｄｅｎｈａｎｃｉｎｇｔｈｅｒｅｃｏｖｅｒｙｒａｔｅｏｆｈｏｒｉ‐Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ，ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌ，ｓａｎｄｓｔｏｎｅ，ｃａｒｂｏｎａｔｅｒｏｃｋ，ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｅｘｉｓｔｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，ａｄｖｉｃｅｓｏｎｔａｃｋｌｉｎｇｔｅｃｈｎｉ‐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。

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。

深层致密凝析气藏可动用性分析及开发技术对策王乐之;王海霞;戚志林【摘要】There are a series of low‐permeability deep condensate gas‐reservoirs in Dongpu depression . Although this category of gas‐reservoirs are hard to be developed because of their low productivity and economic benefit ,there are still some relative high‐quality gas reserves in somewhere of the reservoirs which can be produced efficiently .In view of this characteristic ,this paper puts forward that the effective way to exploit this kind of reservoirs is to determine the quantity and distribution of the relative high‐quality reserves in these gas‐reservoirs and to develop these reserves first .Based on B55 Block as a typical example , the standard on how to classify the available reserve of this category of gas reservoirs is established with the parameter of energy storage coefficient and the method of correlation analysis on the basis of economic boundaries study .According to this standard ,this paper assesses the available reserves in B55 block and put forward the corresponding development technology strategies which make the economic development route for such gas reservoir .% 东濮凹陷发育一系列深层致密凝析气藏，由于其复杂性和特殊性，开发效果和效益差，开发难度大。

凝析气藏储层污染及解除方法现状报告摘要：对低渗低产凝析气井，水锁和反凝析伤害尤为严重。

对于致密低渗透凝析气藏，一般需要通过水力压裂措施才能进行有效开发，但是大量室内实验和现场实践表明，在油气藏压裂作业过程中一般都会出现水基流体的滤失，特别在低渗透非均质储层或衰竭式低渗透油气藏中，压降常常与毛管力在数量级上大小相当。

此时，气藏产量下降。

这是由于液体持续地滞留导致产生水锁伤害及液体没有完全返排。

压裂液的滤失造成在沿裂缝区域形成高含水饱和度带，减少了侵入地带的气相相对渗透率，形成压裂过程中的水锁伤害，同时在低渗透凝析气藏进行压裂后，压力急剧下降，在达到露点压力以下时会在裂缝面处出现反凝析液。

进而引起裂缝面处的污染，低渗透凝析气藏产能急剧下降。

因此解除近井反凝析堵塞和水锁是深层低渗凝析气藏开发必须解决的难题。

低渗透凝析气藏的反凝析污染、水锁伤害对气井生产、气藏采收率等产生严重影响。

调研了国内外文献，详细阐述了反凝析和水锁效应机理，提出了各种解决此两种伤害的方法，并提出在注气吞吐前先注入一个有限尺寸的甲醇溶液前置段塞来解除反凝析和水锁产生的地层堵塞，以改善注气吞吐，提高凝析气井产能的效果，该方法在现场得到了成功应用。

低含凝析油的凝析气藏，高渗储层均可能由于反凝析和水锁的存在而严重影响气井产能；高临界凝析油流动饱和度和高含水饱和度导致反凝析影响严重。

解除近井反凝析堵塞和反渗吸水锁的主要机理是延缓反凝析出现和加速反凝析油和地层水的蒸发；凝析气注入可反蒸发凝析油中的重烃；注甲醇可有效解除反凝析油和水锁的双重堵塞。

将向近井带注入化学溶剂、注气和加热等方法结合起来。

关键词：凝析气井；反凝析堵塞；水锁；一、近井地带反凝析、反渗吸伤害1.反凝析伤害机理在凝析气井的开发过程中，随着压力的不断下降，当压力下降到低于露点压力时，就会引发反凝析现象，发生反凝析伤害，从而进一步加剧近井地层的堵塞和伤害，导致凝析气井产能的进一步下降。

致密气开发过程中存在的问题与对策【摘要】致密气开发是当前页岩气开发的重要领域，但在实际生产中存在着诸多问题。

本文针对致密气开发过程中常见问题进行了深入探讨，并提出了应对策略。

主要问题包括压裂效果难以评估和生产井产能低下。

针对这些问题，我们提出了优化压裂设计与施工以及加强井筒管理与维护的对策。

通过采取这些措施，可以有效提高致密气开发的效率和产能。

在总结部分，我们指出了当前研究的不足之处，并展望了未来的研究方向。

致密气开发问题的解决对提升我国页岩气开发水平具有重要意义，值得进一步深入探讨和研究。

【关键词】致密气开发，问题，对策，压裂效果，生产井，产能，优化设计，施工，井筒管理，维护，总结，展望。

1. 引言1.1 研究背景致密气开发是近年来在石油勘探开发领域中备受关注的话题。

随着传统油气资源逐渐枯竭，对于非常规天然气资源的开发利用变得越发重要。

而致密气指的是储层孔隙度小、孔隙连通性差的气藏，具有气体吸附和解吸的特性，开发难度较大。

在致密气开发过程中，通常会遇到一系列问题，如压裂效果难以评估、生产井产能低下等。

这些问题不仅影响到开发效率和成本控制，还可能影响到整个气田的开发效果。

为了应对致密气开发过程中的种种挑战，需要通过科学的研究和技术手段来解决。

优化压裂设计与施工、加强井筒管理与维护等对策可以有效地提高开发效率、降低风险，并最终实现气田的稳定产出。

对于致密气开发过程中存在的问题及解决对策的研究具有重要的理论和实践意义。

通过深入研究致密气开发过程中的问题与对策，可以为相关领域的研究和实践提供有益的借鉴和指导，推动我国气田勘探开发技术的进步和创新。

1.2 目的致密气开发的目的是为了有效开发勘探到的致密气资源，实现资源的高效利用和产量的稳定提升。

通过致密气开发，可以满足我国日益增长的能源需求，缓解能源短缺的压力，同时也能保障国家经济的持续发展。

致密气开发的目的还在于探索新的技术和方法，完善开采技术体系，提升我国在油气领域的技术水平和国际竞争力。

低渗油藏注水开发存在的问题及改善措施研究摘要：本文结合低渗油藏的特点，分析了低渗透油藏注水开发中存在的问题，提出了低渗油藏以小层为单位按单砂体合注合采，使用水平井开发，适当增大生产压差，尽量减小注采井距等措施，通过在现场应用，效果明显。

关键词：低渗注水开发改善措施低渗透油田由于流体渗透能力差、产能低，在开发过程中需要进行注水开发或储层改造才能正常生产。

低渗透油藏在注水开发过程中都会遇到一些问题，部分低渗油藏极为严重，使油藏生产处于瘫痪状态。

因此，急需开展这方面的研究，以提高低渗油藏的开发效率。

一、低渗油藏的特点低渗透油藏通常具有储层渗透率低、单井产能低，与中高渗油藏相比，具有如下特点：低渗透油藏油层连通性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低；储层渗透率低，流度低，孔隙吼道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大；低渗油藏见水后，采液和采气指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁；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。

二、低渗储层注水开发存在的问题1.注水井启动压力高，地层和注水压力上升快低渗透油藏注水井在注水较低时不能吸水，只有当注水压力提高到一定界限（启动压力）后才开始吸水。

低渗透油藏容易在注水井周围憋成高压区，致使注水压力很快上升，达到地层破裂压力，不能正常工作。

长庆油田某区块这种矛盾十分突出，该区块1987年投产，到1995年，单井日注水量从74m3降至46m3，减少28m3，井口注水压力由8.2mpa升到12.2mpa，提高了4.0mpa，启动压力从7.7mpa升至10.8mpa，增加3.5mpa。

视吸水指数由9m3/d·mpa 降低为3.8m3/d·mpa，降低了58%。

注水井地层压力升高，有效注水压差减少，使注水量满足不了油藏开发需要。

注水压力升高，超过界限，还会造成油、水井套管变形损害。

2.生产井的注水效果差，地层压力和产量下降快低渗透油藏生产井一般在注水半年后才会见到注水效果，而且注水效果远不如中高渗透油藏那样明显，压力和产量只能稳定不降或小幅度恢复，大大低于投产初期水平。

·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。

致密低渗气藏开发配套技术气藏工程研究一、引言1.1 研究背景和意义1.2 国内外研究现状1.3 研究目的和重要性二、致密低渗气藏的特征和开发难点2.1 气藏特征分析2.2 开发难点分析2.3 常用开发方法对比分析三、致密低渗气藏开发配套技术3.1 井网布置优化技术3.2 压裂技术3.3 增产技术3.4 其他开发配套技术四、案例分析4.1 典型致密低渗气藏开发案例介绍4.2 案例分析及评估五、结论与展望5.1 结论及贡献5.2 发展趋势及展望一、引言随着现代社会经济的发展和人们生活水平的提高，对能源需求的不断增加，天然气已经成为全球最重要的能源之一。

然而，在我国天然气开采过程中，遇到了一个难题，那就是致密低渗气藏的开发。

致密低渗气藏是指孔隙度低、渗透率低、岩石储气能力弱的气藏，利用常规方式开发较为困难。

常规油气开采技术无法对其进行高效、经济的开发。

本文将围绕致密低渗气藏的开发配套技术展开研究，从特征、开发难点、配套技术和案例等几个方面进行探讨分析，旨在全面了解致密低渗气藏的开发问题，并提出可操作性的解决方案。

1.1 研究背景和意义致密低渗气藏开发技术是当前石油天然气工业面临的一个重要技术难题。

在开发过程中普遍存在的难题包括难以预测储量、生产难度大、勘探难度大、高投资风险等。

因此，探索高效、经济、安全、环保的致密低渗气藏开发技术和配套技术，对于我国油气产业的可持续发展和能源供给的满足具有十分重要的意义。

1.2 国内外研究现状国际上，针对致密低渗气藏开发技术的研究始于上世纪80年代，目前主要集中于加拿大、美国、澳大利亚等地。

美国已经在利用致密低渗石油和天然气方面取得了一定的成果。

澳大利亚的库利宾盆地致密低估计气藏储量达2.31万亿立方米。

加拿大的蒙大拿省夏延地区致密低渗气藏的储量也很大。

除此之外，其他国家也在针对致密低渗储层进行研究和开发。

国内致密低渗气藏的研究起步较晚，但近年来取得了长足进展。

2011年，我国石油天然气勘探开发先期研究项目启动，推动致密低渗油气藏勘探开发研究。

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。

低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨陈献翠,赵宇新,张贵芳,张莉英(中原油田采油工程技术研究院,河南濮阳　457001) 摘　要:东濮凹陷低渗致密气藏储层物性差,非均质性强,气层自然产能低,为了有效地开发好低渗透气藏,在研究和开发实践基础上形成了储层改造、排液采气、储层保护等配套工艺技术。

针对特殊地质状况和开发中难以解决的技术问题,提出适用于东濮凹陷低渗致密储层的采气配套工艺技术对策,以延长气田稳产期。

关键词:水平井;储层改造;排液;不压井 中图分类号:T E37 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0131—011　概述东濮凹陷开发主力气田文23、户部寨、白庙气田,为低孔低渗致密砂岩气藏,在开发过程中均受到地质构造、储层物性、气藏类型、流体性质、井况变化等因素的影响。

通过认识和掌握低渗致密气藏的地质、开发特征,在确定合理的开发模式和工作制度的基础上,采用适用于东濮凹陷低渗致密储层先进实用的采气配套工艺技术,保证低渗透储量的有效动用,延长气田稳产期和提高采收率。

2　气藏开发配套技术应用对策与建议文23气田采出程度高,地层压力低,挖潜难度大,气井维护困难;白庙凝析气井深,工艺复杂,措施效果有效期短,压裂液快速返排困难,储层易被污染。

针对整装气藏、凝析气藏的开发以及存在的技术难点,通过采气工艺技术攻关,在气藏储层改造技术、排液采气技术、凝析气藏治理技术及清防盐等方面形成了系列化、配套化的实用技术,并提出低渗透致密砂岩气藏开发配套技术对策如下:2.1　完善低渗致密气藏储层改造技术,改善产气剖面根据低渗致密气藏不同气井特征,对长井段应优选应用填砂分层、暂堵分层、投球分层、卡封分层等多种分层压裂方式,改善气井的产出剖面,提高压裂效果。

2.2　优化低压低产气藏气井排液采气工艺,实现气井稳定携液生产对文23气田结盐、积液、低压低产气井,建议进行小直径管排液采气先导试验,提高排液、洗盐效果;对白庙深层凝析气井,在 88.9m m油管内应用空心杆气举管柱,实现深井闭式气举;开展复杂特殊结构井气举先导试验,优化设计小直径气举阀管柱及工艺参数。

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。

低渗致密凝析气藏压裂难点及对策刘斌;尹琅【摘要】Shaximiao gas reservoirs in Gaomiao block are low porosity and permeability tight reservoirs with a depth of 2,300 m to 3,100 m,an average porosity of 8.24%,and an average permeability of 0.22 ×10 -3μm2 .Due to the reservoir damages caused by strong stress -sensitive,sand production and gas condensate,there are rapid drop of wellhead pressure, low flowback rate,and the fast production decline during flowback after fracturing.Aiming at the problems,it was proposed out that optimizing the fracturing fluid and proppant combination,and pressure control during flowback.The optimized frac-turing fluid consists of a 0.1% of the demulsifier,the anti -swelling agent composition,0.5%WD -5 +0.5%BM-B10+1%KCl,and the proppant combination with 80% of 30 /50 mesh +20% of 40 /70 mesh ceramisites.And the pressure is controlled to be more than 15MPa.Finally,it was formed that the fracturing technology suitable for the Shaximiao reservoir. The field applications in 18 wells have achieved good results,with the average single well test production increased by 129%.%GM区块沙溪庙组气藏埋深2300～3100 m，平均孔隙度8.24％，渗透率0.22×10－3μm2，为低孔低渗致密储层。

油田管理的影响。

一般情况下，油气井的产能往往会随着射孔深度的增加而增加。

由此可见，在油气井的射孔作业过程中，充分保证射孔孔眼完全越过地层的损害带就显得尤为重要。

2.3射孔密度在射孔作业过程中孔密对油气井产能的影响同样不可忽视。

在实际射孔作业过程中，如果射孔深度比较浅，那么合理提升射孔作业的孔密能有效提升油气井的产能，但是如果将射孔作业的孔密设置过大会导致射孔作业对套管造成损害，甚至会导致射孔作业成本增加，油气井后续的作业难度也会大幅增加。

因此，在油气井射孔作业过程中合理的选择孔密不仅能大幅提升油气井产能，同时还能实现油气井作业经济性的最大化。

2.4孔眼间角位移射孔作业过程中产生的相邻的孔眼之间的角位移通常也被称为相位，在射孔参数中孔眼间角位是影响油气井产能的主要因素。

由于储集层往往具有一定非均值性，因此不同的储集层其实际的相位角也存在较大的差异。

根据大量的射孔作业实践统计表明，60°相位角要比90°相位角更加优越，而90°相位角要比120°相位角优越，而这三种相位角之间实际效果差异性并不大，这主要是因为在射孔孔密固定情况下，如果射孔孔眼的排列越集中，那么其实际产生的流线弯曲就越明显，这样就会导致能耗的损失越严重，从而使得油气井产能出现大幅的下降。

2.5孔眼的排列方式在实际射孔作业过程中，实际产生的孔眼的排列方式有很大的差异，比较常见的孔眼排列方式有平面式、交错式以及螺旋式等几种。

射孔孔眼的排列方式对油气井产能的影响很小，甚至可以忽略，但是射孔孔眼排列方式的不同会导致油气井后续生产开采作业难度产生变化，例如，在射孔作业完成后，如果要进行修井补孔作业，这时螺旋式的孔眼排列方式能为修井补孔作业提供极大的便利，可以有效的避免孔眼出现交叉或者重叠等现象。

3结语综上所述，在针对油气井进行射孔作业的时候，不断规范射孔作业的各个环节对油气井产量提升有非常明显的作用，而射孔参数的合理设计也能有效提升油气井产能。

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。

低渗透稠油油藏开发的难点及主要对策作者：闫龙来源：《中国科技博览》2019年第12期[摘要]近年来在我国稠油油藏开发过程中，低渗透稠油油藏由开发难度大，成本高，过去一直被忽视，这里主要是过去对这种低渗透性油藏的重视不够。

低渗透稠油油藏已成为现阶段重要的原油开发方向。

但是在开发低渗透稠油油藏过程中存在着许多制约的因素和难点。

因此开展研究低渗透稠油油藏开发中存在的难点，并对所遇到的问题提出针对性的对策及解决办法。

[关键词]低渗透稠油油藏、主要对策、油田开发、锦45中图分类号：TP653 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）12-0072-011、低渗透稠油油藏开发的难点问题1.1低渗透稠油油藏原油流动性差，开采难度大普通稀油油藏的成藏条件要优于稠油油藏，受原始成藏条件影响，稀油油藏的圈闭及盖层都要好于稠油油藏。

普通油藏在原油的粘度、密度、流动性等方面相对稠油油藏都具有优势，主要表现在最终采收率，普通油藏流动性好，原油密度低，在较低密度的井网下就可以达到很高的开采效果，相比稠油油藏，原油密度大，流动性差，达到同等采收率必须通过增大井网密度，优化开采工艺，付出相对较高的成本，才能达到。

因此原油的开采难度更大。

1.2、粘度高，阻力大，依靠地层能量开发，产量和压力下降快由于稠油油藏的渗流阻力较大，储层的温度较低，尤其是薄差油层，连通性差，且边底水容易上侵，进而导致稠油油藏利用地层能量开发时间相对较短，大多数稠油区块只有1.3-2.2%的天然能量阶段采收率，后转为人工注入能量开发方式。

弱忽视人工地层能量的补充，过度消耗天然地层能量方式开发，会造成地层压力的急速下降，导致外部边底水的快速上侵，造成油藏过早水淹，这些都不利于稠油油藏人工能量开发，严重者导致油藏原始地层条件受到破坏，导致油田过早进入递减期，产量不断减少，使油田的开发处于被动。

1.3、稠油型油藏渗透性不均，裂缝发育，油井的水淹，汽窜现象严重无论是低渗透性稠油油藏还是高渗透性稠油油藏，都存在着汽窜、水淹现象，以辽河油田锦45块为例，该断块是断层遮挡成藏的断块型油藏，受早期大地构造运动及岩层特性等因素，使得油藏中的微断层较为发育，同时受古沉积环境和河道运移环境的影响，这个稠油断块的岩层渗透性从低—中—高在不同井区均有体现。