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低渗透油藏研究方法
低渗透油藏研究方法主要包括以下几个方面：
1. 岩心分析：通过对低渗透油藏的岩心样品进行物性测定和孔隙结构分析，了解岩石孔隙度、渗透率、孔隙结构和孔喉半径等岩石物性参数，为油藏评价和开发提供依据。
2. 流体性质测试：通过实验室测试方法，分析低渗透油藏中的原油和水的物化性质，包括密度、粘度、表面张力等，以了解流体性质对渗流规律的影响。
3. 渗流实验：通过构建低渗透油藏模型，开展渗透率测定实验和渗流规律研究，分析渗流行为和剖面规律，为油藏开发提供渗流参数参考。
4. 数值模拟：基于渗流理论和物理模型，利用计算机软件开展数值模拟，模拟低渗透油藏中的渗流过程，预测油藏动态和评估开发效果。
5. 改造技术：通过改变油藏的物性和渗透性，采用各种改造技术，如酸化、水力压裂、低渗透增产技术等，提高低渗透油藏的开发效果。
总之，低渗透油藏的研究方法主要涉及岩心分析、流体性质测试、渗流实验、数值模拟和改造技术等方面，从不同角度对油藏的物性、流体性质、渗流规律和开
发效果进行研究，为低渗透油藏的开发提供科学依据。
低渗透油藏开发中的高效采油技术研究第一章：引言低渗透油藏是指具有较低渗透性的油藏，其渗透率通常小于1mD。
由于低渗透油藏的固有特性，传统的采油技术往往难以有效开发这些油藏中的油气资源。
因此，研究和应用高效采油技术对于低渗透油藏的开发具有重要意义。
本章将介绍低渗透油藏开发的背景和意义，并对高效采油技术的研究进行概述。
第二章：低渗透油藏的特征低渗透油藏与常规油藏相比具有一些独特的特征。
本章将从渗透率、孔隙度、渗透能力及水油饱和度等方面介绍低渗透油藏的特征，并分析这些特征对采油效果的影响。
第三章：常规采油技术的局限性传统的采油技术在低渗透油藏中存在一定的局限性。
本章将讨论低渗透油藏开发中常规采油技术的局限性，如水驱、气驱、压裂等方法在低渗透油藏中的应用效果以及存在的问题。
第四章：高效采油技术的研究与应用为了克服低渗透油藏开发中的困难，研究人员不断探索和开发新的高效采油技术。
本章将介绍一些新兴的高效采油技术，如电泵驱动技术、化学驱技术、水平井技术以及 CO2 抽提技术等，并评估这些技术在低渗透油藏开发中的应用效果。
第五章：高效采油技术的优化与改进虽然一些高效采油技术已经被应用于低渗透油藏的开发中，但仍存在一些问题和挑战。
本章将讨论如何优化和改进这些技术，使其更适用于低渗透油藏开发。
同时，本章还将探讨一些新的研究方向，以进一步提高低渗透油藏采油效率和增加采收率。
第六章：案例分析为了验证高效采油技术在低渗透油藏中的应用效果，本章将选取一些典型的案例进行分析。
通过分析这些案例，将对比不同技术在实际应用中的表现，并总结经验和教训，为低渗透油藏开发提供参考。
第七章：结论与展望本章将对全文进行总结，回顾高效采油技术在低渗透油藏开发中的应用效果，并展望未来的研究方向。
同时，本章将对低渗透油藏开发的前景进行评估，探讨如何进一步提高低渗透油藏开发中的采油效率和采收率。
综上所述，低渗透油藏开发中的高效采油技术研究是一个重要而复杂的课题。
分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识【摘要】低渗透砂岩油藏开发是石油工业中的一个重要领域，其开发技术和挑战备受关注。
本文首先概述了低渗透砂岩油藏的开发概况，然后分析了其特点，包括岩石渗透性低、油井产量较低等。
接着介绍了目前常用的开发技术和经验总结，以及面临的挑战和未来前景。
在结论部分对低渗透砂岩油藏开发提出了关键认识、策略和建议，指导未来开发工作。
通过本文的分析，读者可以更深入了解低渗透砂岩油藏开发的重要性和复杂性，为相关工作提供参考和指导。
【关键词】低渗透砂岩油藏开发，特点，技术，经验总结，挑战，前景展望，关键认识，策略，建议1. 引言1.1 低渗透砂岩油藏开发概述低渗透砂岩油藏是指储层孔隙度低、渗透率小于0.1mD的砂岩储层，属于非常规油藏，开发难度较大。
随着传统油气资源的逐渐枯竭，对低渗透砂岩油藏的开发逐渐引起了广泛关注。
低渗透砂岩油藏的储量庞大，具有潜力巨大，但开采工艺复杂，技术要求高，且成本较高，需要采用高效的开发技术和管理策略。
低渗透砂岩油藏开发的主要挑战包括：储层孔隙度低、渗透率小、油水分区严重、水驱油效率低、油气粘度大等。
对于低渗透砂岩油藏的开发，需要综合考虑地质条件、勘探数据、油藏特性等因素，制定科学合理的开发方案。
未来，随着油价的上涨和技术的不断发展，低渗透砂岩油藏的开发前景仍然广阔。
通过提高采油效率、降低开采成本、探索新的开发技术，可以更好地开发低渗透砂岩油藏，为我国油气资源的可持续发展做出贡献。
2. 正文2.1 低渗透砂岩油藏特点分析低渗透砂岩油藏的渗透率较低，通常在0.1 mD以下，甚至更低。
这意味着原油无法轻易通过岩石层的孔隙和裂缝流动，开采难度较大。
低渗透砂岩油藏的含油饱和度较低，一般在20%以下。
这意味着砂岩中的油通常分布不均匀，且与岩层之间的流动性较差，导致开发过程中需要采取更多的技术手段来提高采收率。
由于低渗透砂岩油藏中的原油粘度较高，流动性差，往往需要在开发过程中注入水驱或其他驱替物来提高原油的流动性，以便更有效地开采油藏。
低渗透油田开发技术研究低渗透油田是指储层渗透率较低（通常小于0.1 mD）的油田，储量大，但开发难度较大，一直以来都被认为是石油勘探开发的难题之一。
传统的油田开发技术在低渗透油田中往往效果不佳，研究低渗透油田开发技术对于提高油田开发水平、丰富石油资源具有重要意义。
一、低渗透油田的特点1.储层渗透率低，水驱能力差2.成本高，投资回收周期长3.目前技术手段难以实现有效开发二、低渗透油田开发技术研究现状1.常规采油技术：包括常规油井开发、水驱开采、压裂等2.非常规采油技术：CO2驱替、聚合物驱替等3.先进采油技术：水平井、多级压裂、水力压裂等三、低渗透油田开发技术研究方向1. 储层改造技术研究储层改造技术是指通过采用化学驱油、物理方法改造储层，提高储层的渗透率和油水驱能力。
目前，聚合物驱替技术、CO2驱替技术等储层改造技术已经得到了一定的应用，但依然存在着很多问题需要解决，例如聚合物驱替技术在实际应用中存在成本高、渗透率难以提高等问题，储层改造技术的研究方向主要在于降低成本、提高效率。
2. 井网优化配置技术研究井网优化配置技术是指通过对油田井网结构进行优化调整，提高采收率的技术手段。
针对低渗透油田的特点，井网优化配置技术研究主要集中于井网布置密度、井网结构等方面的优化调整，以达到提高采收率的目的。
3. 先进开采技术研究先进开采技术主要包括水平井开采技术、多级压裂技术、水力压裂技术等。
这些技术可以有效地提高低渗透油田的采收率，但需要占用较多的资金和人力，如何降低开采成本、提高技术效率也是当前研究的重点之一。
四、低渗透油田开发技术研究面临的挑战1. 技术难题：低渗透油田开发技术研究面临着一系列的技术挑战，例如储层改造技术的成本高、效率低等问题，井网优化配置技术的井网结构优化方面的难题等。
2. 资金投入：开发低渗透油田需要大量的资金投入，而目前市场上尚未形成一套完善的投资回报机制，这也是制约低渗透油田开发的一个重要因素。
分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识低渗透砂岩油藏是指孔隙度低、孔隙连通性差、渗透率较小的砂岩油藏。
与常规砂岩油藏相比，低渗透砂岩油藏开发难度更大。
本文将从以下几个方面来分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识。
一、低渗透砂岩油藏开发需要综合考虑多种工艺技术低渗透砂岩油藏的开发需要综合采用多种工艺技术，如水平井、裂缝压裂、水驱和天然气驱等，以增加油井产能和提高采收率。
其中，水平井和裂缝压裂技术是重点施工技术，可以提高油井的有效产能，而水驱和天然气驱技术则是主要的采收措施，可以有效地降低采收成本和提高采收率。
二、低渗透砂岩油藏开发需要从“局部优化”到“整体优化”低渗透砂岩油藏开发需要从“局部优化”到“整体优化”。
在不同阶段的油藏开发中，需要实现从单一井开采模式到群集开采模式的转变，从而使用最小成本和最大利润来实现低渗透砂岩油藏的最佳开发。
三、低渗透砂岩油藏开发需要注意地质结构的影响低渗透砂岩油藏开发需要注意地质结构的影响，包括沉积构造、构造应力场、土石体结构等多个方面。
在具体开发过程中，需要进行详细的地质研究和结构分析，从而确定最佳的井位和井型，提高措施的效果和开采效率。
四、低渗透砂岩油藏开发需要注意保护环境和可持续发展低渗透砂岩油藏开发需要注意保护环境和可持续发展。
在开发过程中，需要注意减少废水废气的产生，控制钻井和石油开采中的废弃物输出，以免对土地、水源、生态环境等方面造成破坏。
同时，需要优化采收措施，提高采收率，减少资源浪费，以实现低渗透砂岩油藏的可持续开发和利用。
综上所述，低渗透砂岩油藏开发需要综合考虑多种工艺技术，从“局部优化”到“整体优化”实现最佳开采，注意地质结构的影响，保护环境和可持续发展。
这些认识将有助于实现低渗透砂岩油藏的高效、可持续开发和利用。
分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识低渗透砂岩油藏开发是近年来石油工业领域备受关注的热点问题之一。
由于低渗透砂岩油藏的地质特点复杂且储量较大，其开发存在一定的技术难度和经济风险，因此对于该类油藏的开发需求着重研究。
本文将从理论和实践的角度出发，对低渗透砂岩油藏开发中的几点认识进行分析。
低渗透砂岩油藏的地质特点低渗透砂岩油藏是指砂岩孔隙度较低，渗透性较差的油气储层。
其地质特点主要包括：孔隙度低、渗透率低、孔隙结构复杂、非均质性大、岩石流变性大等。
这些地质特点使得低渗透砂岩油藏的开发难度加大，同时也增加了勘探风险和开发成本。
针对这些地质特点，开发者需要根据具体情况进行综合分析，确定开发方案和技术路线。
需要综合考虑地层条件、地质构造、流体性质等因素，科学合理地选择合适的开发方法，开展有效的油气开发工作。
1. 了解储层性质至关重要低渗透砂岩油藏的特点是储层渗透率低、非均质性大，这对于油气开发提出了挑战。
了解储层性质是进行有效开发的前提。
在勘探开发阶段，必须通过岩心分析、测井数据分析、岩石物理实验等手段，全面了解储层的孔隙结构、孔隙度、渗透性等性质。
只有深入了解了储层的性质，才能有针对性地开展有效的开发工作。
2. 采用多种技术手段提高渗透率低渗透砂岩油藏的渗透率较低，这对于提高油气产能提出了挑战。
在开发过程中，可以通过多种技术手段来提高储层的渗透率，例如压裂、酸化、水平井等技术手段。
压裂技术是一种有效的提高低渗透油藏渗透率的方法，通过对储层进行压裂处理，使得孔隙间的渗透性得到提高，提高了油气的开采效率。
3. 有效的油藏压裧行为分析由于低渗透砂岩油藏的特殊物性和复杂地质构造，油藏体系压裂行为分析尤为重要。
根据不同的地层构造和流体性质，需要采用不同的压裂参数和工艺。
在进行压裂设计前，需要充分了解油藏的物性和地质构造，进行有效的分析，确定最优化的压裂方案。
4. 适当控制生产过程对低渗透砂岩油藏的开发过程中，需要适当控制生产过程，避免由于过度的开采造成储层损伤和油气产能下降。
分析低渗透砂岩油藏开发中的几点认识低渗透砂岩油藏是指孔隙度较低、渗透率较小的砂岩油藏，一直以来都是油田开发中的难题。
在石油工业的发展历程中，低渗透砂岩油藏的开发一直备受关注。
随着科学技术的不断进步，人们对低渗透砂岩油藏开发有了更深入的认识，并提出了一些新的观点和方法。
本文将分析低渗透砂岩油藏开发中的几个重要认识，并探讨其在实际开发中的应用。
1. 低渗透砂岩油藏开发存在的问题低渗透砂岩油藏开发面临着诸多问题，主要包括地质条件复杂、储层特性不均一、油藏开采率低、成本高等。
由于砂岩孔隙度小、孔隙结构复杂，油气难以流通，导致采收率低，开发难度大。
低渗透砂岩油藏地质条件多变，储量分布不均，对开发技术和方法提出了更高的要求。
2. 提高低渗透砂岩油藏开发效率的关键低渗透砂岩油藏的开发，要提高效率，关键在于充分认识油藏地质特征，合理选择开发技术和方法。
首先要进行详细的地质勘探和评价，了解油藏储层特性、流体性质和运移规律。
要结合油藏地质特征，选择合适的开发技术，如水平井、酸化增产、水驱等，进行增产试验，提高采收率。
要合理组织油田开发，优化生产作业，降低成本，提高开采效率。
3. 低渗透砂岩油藏开发中的技术创新为了解决低渗透砂岩油藏开发中的难题，人们进行了大量的技术创新和研究。
通过多年的实践和验证，水平井技术得到了广泛应用。
水平井能够有效改善低渗透油藏的采收率，提高采油效果。
酸化增产技术也成为低渗透砂岩油藏开发的一项重要技术。
通过注入酸液，改善油藏孔隙结构，提高渗透率，达到增产的目的。
注水开采技术也是提高低渗透砂岩油藏采收率的一种有效方法。
通过向油藏注入水，提高地层压力，推动油藏中的油气流向井口，进而增加采收率。
4. 科学的管理和调控是保障低渗透砂岩油藏开发效率的重要保障低渗透砂岩油藏的开发需要科学的管理和调控。
要加强对油藏地质条件的认识，结合地质勘探结果，合理规划油藏开发方案。
要加强对采收技术和方法的研究，选择适合油藏特点的开采技术。
低渗透油田开发技术研究1. 引言1.1 低渗透油田概述低渗透油田是指地下储藏岩石孔隙度较低，油气渗透性差的油田。
这类油田由于孔隙度小、渗透性差，原油开采难度大，采收率低，开发成本高，被称为“难开采油气田”。
低渗透油田通常采储在地层中的岩石孔隙、裂缝中，油气运移速度慢，开采难度大，使得勘探、开发和生产工作面临很大挑战。
低渗透油田被广泛分布在全球各地，世界主要石油和天然气产油国中，有相当一部分是低渗透油田。
在油气资源日趋匮乏的今天，如何高效开发利用低渗透油田已成为全球石油工业面临的重要课题。
低渗透油田的开发需要借助现代科技手段，通过采用适当的开发技术和手段来提高油气采收率，降低生产成本，实现经济效益和社会效益的双赢。
低渗透油田开发技术的研究和应用对于石油工业的可持续发展和国家能源安全具有重要意义。
1.2 低渗透油田开发的重要性低渗透油田是指岩石孔隙度低、渗透率小于0.1md的油田。
由于其地质特点复杂，开发难度大，因此低渗透油田的开发显得尤为重要。
低渗透油田地质储量大，具有良好的资源潜力。
开发这些油田可以有效补充国内外成熟油田产能下降的缺口，保障国家能源安全。
低渗透油田的开发对提高采收率具有重要意义。
由于油田孔隙度小、渗透率低，传统开采手段往往难以完全开采地下储油，因此需要研究开发技术，提高采收率。
低渗透油田的开发可以促进产业结构的升级，推动油田开发技术的不断创新。
通过开发低渗透油田，可以推动我国油气产业的可持续发展，提高产业竞争力，促进经济社会可持续发展。
低渗透油田的开发对我国能源安全、经济发展和产业升级具有重要意义，是我国油气领域发展的重要方向之一。
研究低渗透油田开发技术，提高采收率，降低开发成本，具有重要的战略意义和广阔的发展前景。
2. 正文2.1 低渗透油田开发技术现状随着油田勘探开发的深入，低渗透油藏的开发已成为当前油田开发的重点和难点。
由于低渗透油藏的渗透率低、岩石孔隙度小等特点，传统的开发技术已经难以满足油田的开发需求。
低渗透油藏水驱开发技术研究低渗透油藏是油气勘探开发中常见的一种储层类型，其特点是储层孔隙度低，孔隙度小于10%，渗透率低，渗透率小于0.1mD。
由于储层渗透率低，导致油气开采更加困难。
如何高效地开采低渗透油藏成为了石油工业技术研究的重点之一。
其中，水驱开发技术是一种较为常用的开采方式。
本文将围绕低渗透油藏水驱开发技术研究进行探讨。
一、水驱开发技术的基本原理水驱开发技术是一种以水为驱动力，将储层油水混合物推动至井口，以达到提高采收率和维持油气生产的目的。
在低渗透油藏中，水驱开发技术的实施需要保证注入水的压力高于储层流体压力，从而推动油水混合物流动。
此外，要保证注入水的质量是优良的，水页面稳，不污染储层。
二、低渗透油藏水驱开发技术的难点1、水与油的分离难度大低渗透油藏中储层孔隙度小、孔径细，水与油相接触面积大，水与油协同性强，而且相互之间的粘度很小，难以分离。
同时，低渗透油藏中注入的驱水压力要合理调整，不能过大或过小，否则将影响油的驱出。
2、水驱开发的采油率底使用水驱进行开发，由于只是将油水混合物向井口推动，因此油藏中的原油存在无法被开采利用的情况，这意味着水驱开发技术不可能实现100%油的采集。
3、井网密度不够低渗透油藏井距较大，井网密度不够，导致水的注入压力难以成为全井组的平衡，高压注水的区域仅能注入少量水，而低压注水的区域仍存油藏。
三、低渗透油藏水驱开发技术的技术改进1、适量加入化学类驱动剂在水驱开发中，适量加入化学类驱动剂能够很好地实现水与油的分离，在水驱开发中起到更好的驱油效果。
2、提高井网密度在低渗透油藏的开发中，提高井网密度，增加井口数量，能够更好地实现驱油过程中的良好油水分离和油的驱除。
3、采用地面人工手段辅助提高水的注入压力使用人工方法进行补液，即保证水的注入压力和增加钻井深度，能够很好地帮助水驱开发实现更高的采油率。
四、结语低渗透油藏是油气勘探开发中常见的难题，采用水驱开发技术能够很好地提高其开采效率。
讨论主题： 低渗透油藏的开发
组 长：邸鹏伟 组 员：唐川东、师艳涛、刘佳丽、王妍 指导老师：*** 制作日期：2014年3月29日 一、开发背景 在中国特有的以陆相沉积为主的含油气盆地中，普遍具有储层物性较差的特点，相应发育了丰富的低渗透油气资源。在中国油气产量构成中低渗透产量的比例逐步上升，地位越来越重要。随着勘探开发程度的不断提高,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的必经之路。经过长期不懈的探索，中国低渗透油藏的勘探开发取得了很大的突破。通过持续不断的开发技术攻关和创新，中国的低渗透资源实现了规模有效开发，形成了国际一流的低渗透开发配套技术系列。 低渗透油层的特点为低孔、低渗、低丰度、裂缝不同程度发育、应力敏感性较强、层间非均质性强、水动力联系差,边底水不活跃及自然产能低等特征。 目前，我国陆上大部分主力油田进入中后期开发阶段，总体上表现出“四高”特点： ①采出程度高。地质储量采出程度24.63%，可采储量采出程度70.7%。 ②综合含水率高。总平均达到82.985，生产水油比4.9。产量占全国45%的最大主力油填--大庆喇萨杏油田更高，综合含水88.8%，生产水油比8。 ③剩余可采储量开采速度高。2001年为8.4%，而剩余可采储量开采速度一般控制在6-7%左右。 ④递减率高。2001年自然递减率为12.65%，综合递减率为5.56%，比正常情况下的递减率（6-10%）高2-6个百分点。 因此，在这种形势下，动用好和开发好低渗透油田储量（目前其储量动用程度和开发程度都比较低），尤其显得重要。 一、低渗透油藏的定义 低渗透油藏是基质渗透率较低的油藏，通常是指低渗透的砂岩油藏。低渗透油藏是一个相对的概念，世界上没有统一固定的标准和界限，其根据不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件而划定，因此，各项参数变化较大。国际上公认的是把渗透率在0.1毫达西至50毫达西之间的油藏界定为低渗透油藏。 二、低渗透油田的定义 低渗透油田只储量渗透率介于0.1~50×10-3μm2之间的油田（李道品等，1997）。 根据实际生产特征，按照油层平均渗透率的大小，进一步把低渗透储层划分为三类：一般低渗透储层、特低渗透储层、超低渗透储层。 四、 低渗透油藏的形成条件 我国低渗透油层，形成于山麓冲积扇－水下扇三角洲沉积体系和浊积扇沉积体系，有砾岩油层、跞状砂岩(或含跞砂岩)油层、砂岩(粗中细砂岩)和粉砂岩油层四种岩石类型。主要包括由近源沉积的油层分选差、矿物成熟度低、成岩压实作用、近源深水重力流和远源沉积物形成的油层。 五、我国低渗透油藏的特点 1、分布广泛 在我国，低渗透油藏在21个油区均有分布，如大庆、长庆、延长、吉林、大纲、新疆、吐哈、郁闷、二连、青海等油田，其中，在长庆、延长、新疆等油田，低渗透储量在其油区原油储量中占据了主要位置。 2、形成地质时代跨度大 低渗透油层在古生代、中生代、第三系地层中均有分布。在同一油区，一般底层月老，低渗透油层所占比例越高。 3、储量岩性类型丰富 低渗透储层岩性基友碎屑岩（粉砂岩、砂岩和砾岩）、碳酸盐岩，也有岩浆岩和变质岩。如大庆、吉林、中原有趣低渗透储层一粉砂岩为主，新疆、二连油区以砾岩、砂砾岩为主，辽河油田以变质岩、碳酸盐为主。 4.储量大，以大中型油藏为主 根据路上285个低渗透油藏铜及，地质储量在1*108t以上的大油田有6个，其中，低渗透油藏出量94721*10 4 t，战23.8%，地质戳靓仔（1000-10000）*10 4 t的中兴油田油82个，其中，低渗透油藏出量237800 810 4 t，占59.6%，小于1000*10 4 t的小油田197个，其中，低渗透油藏出量仅为66199*10 4 t，占16.6%。 5、油藏类型以构造岩性油藏为主 6、储集的原油品质较好 六、低渗透油天的驱动类型 1、低渗透油田一般多为低保和油田，原油中溶解气量少，对油藏驱动作用有限。 2、多数低渗透油田为构造-岩性圈闭或岩性圈闭，遍地谁能量弱，多油藏驱动作用很小。 低渗透油藏主要为弹性驱动油藏。 七、低渗透油藏开发特征 1、自然产能低，生产压差大，压裂后增产幅度大 2、消耗方式下开发，产量递减快，压力下降快，一次采收率低 3、注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高 4、油井见注水效果缓慢 5、裂缝想低渗透砂岩油田注水吸水能力强，油井水窜严重 6、见水后采油指数下降，稳产难度很大 7、原油粘度低，低含水阶段含水上升较慢 八、影响低渗透油田开发效果的主要因素 1、油层孔吼细小，比表面积大，渗透率低 2、渗流规律不遵循达西定律，具有启动压力梯度 3、弹性能量小，利用天然能量方式开采方式和产量下降快 4、产油能力和吸水能力低，油井见注水效果缓慢 5、油井见水后产液（油）指数大幅度下降 6、裂缝性低渗透砂岩油田，沿裂缝方向油井水窜、水淹严重 九、低渗透油田开发方式 1、注水开发 与依靠天然能量采油相比，注水开发能补充低渗透油藏能量，保持油层压力，因此能更大程度提高低渗透油田的采收率。 注水开发油藏在提高采收率方面早已得到证实，然而随着汽油比的增加，弹性溶解气驱采收率增高，空隙降低，水驱采收率也降低，注水开发效果变差。同时气油比高，特低渗透率的油藏，注水困难，即使压力达到35MPa，也很难注入。因此对于深层低渗高气油比油藏可考虑注气补充能量的开采方式。
1.1、超前注水 我国低渗透油藏一般天然能量小，弹性采收率和溶解气驱采收率也非常低，所以需要采用早期注水、保持地层压力的开采方式，才能获得较高的开采速度和最终采收率。 降低油井产量的递减速度。 国内超前注水技术在长庆油田应用较早,1983年陕北三叠系石油勘探取得重大突破。超前注水技术作为长庆一项创造性的低渗油藏开发配套技术,已在吉林等油田大面积推广。该项技术作为低渗透油藏提高单井产量新的核心技术,我国已处于国际领先水平。 我国低渗透油田研究表明：随着上覆压力的上升，渗透率和孔隙度呈下降趋势，而且其变化过程为一不可逆过程。因此，低渗透油田比徐早注水，以保持较高的地层压力，防止油层孔隙度和渗透率大幅度下降，保持良好的渗流条件。 1.2 不稳定注水 不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成的波动压差使剩余油采出,从而提高采收率。不稳定注水初期又称为周期注水或脉冲注水、间歇注水。 我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术,增产效果比较明显。各个开发阶段进行不稳定注水均可收到较好效果,与常规注水相比,可保证最多增加原油采收率达2%～10%。 1.3 增压注水 所谓增压注水,是以油田现有离心式注水泵站管网的压力作为增压泵的吸入压力,并以注水井的实注压力作为泵的排出压力。 我国大港油田早在1997年就开始应用了单井安装增压泵增压注水技术,至2002年底共实施199井次,受益油井累计增油18.62×104t。胜利油田现河采油厂于2001年开展了增压注水试验工作,达到配注要求的井由原先占总数的22.2%提高到62.5%。2000年到2001年,吐哈丘陵油田为解决欠注问题,对34口井集中高压注水,提压增注效果明显好于压裂。 1.4 水气交替 注入的水和气在低渗透多孔介质中具有较大的界面作用力,在一定程度上增加了流体通过高渗透窜流通道的流动阻力,迫使流体流动路径发生变化,部分进入低渗透层,驱出低渗透层中未动用的原油。 我国吐哈油区的温吉桑五区块早在1994年投入注水开发,于2002年底进行了地面注气系统试运行,温西一区块、温西三区块已全面实施注气方案,两个区块采收率分别提高6.84%和6.5%。 1.5、弹性能量较大和异常高压的低渗透油田，可以适当推迟注水时间，把地层压力降到静水柱压力附近再开始注水尽量增加无水采油量，以改善油田总的开发效果。 实例：龙虎泡油田 原始地层压力14.72MPa，饱和压力10.78MPa，具有一定的弹性能量，原始气油比75m3/m3，底层原油粘度2.5mPa.s，原油性质较好。1985-1987年利用天然能量开采，采出程度5.76%，地层压力下降到10.2MPa（略低于饱和压力）。1988年开始全面注水。到1994年底，采出程度23.6%，综合含水43.4%，开发效果较好。 由于压力下降导致油层渗透率不能完全恢复，裂缝不能重新完全开启，因此，异常高压油田必须采取注水（或注气）开发，并将注水时间选择在地层压力降至静水柱压力附近。 3、注气 注气机理总体上可分为一次接触混相、多次接触混相、非混相驱三种,近几年人们又提出近混相驱的概念。总的来说是降低界面张力,使毛细管力降低。注气开发的研究起源比较早,1950-1956年Whorton等人就提出并研究了蒸发气驱混相过程,后来人们针对混相驱开展了很多工作。 目前注入的气体有二氧化碳(包括烟道气)、烃类气(干气、富气)、氮气(直接制氮)和空气。注气已成为国外除热采之外最重要的提高采收率方法。20世纪80年代以来,美国、前苏联、加拿大、阿尔及利亚和其他一些石油生产国的低渗透油藏,该技术都得到成功应用,到目前为止,美国和加拿大混相驱已取得明显成果。我国在该技术领域尚处于矿场试验阶段,在我国大庆、华北、中原、江苏、吉林、长庆、吐哈等部分油田已开展注气的现场试验,有一些成功的经验。 3.1 注CO2 CO2驱油机理既有混相又有非混相,主要是降低原油粘度,使原油体积膨胀、抽提和汽化原油中轻烃,减小界面张力吞吐。 我国吉林油田自1995年开始就进行CO2单井吞吐试验,累积增油1420t;江苏富民油田1996年开展了CO2吞吐试验,累计增油1500t;胜利油田1998年开始进行CO2单井吞吐增油效果的试验,平均单井增产油量200t以上。 美国的低渗透油田东北帕蒂斯林格油田,于1953年投入开发,1980年开始实施注CO2改善开发效果方案。注CO2后原油产量大幅度上升,预计注CO2可使油田开发延长13年,多采11%的地质储量。 3.2 注天然气 近混相驱,主要的驱油机理是体积膨胀、粘度降低、相间界面张力降低、原油密度下降、以及重力稳定驱替等。 我国注天然气开采低渗透油田在中原的文南油田文72块进行矿场实验,并于2005年在河南中原油田试验成功并首次投入生产,这在国内油田中尚属首例。 3.3 注氮气 自20世纪70年代中期以来,由于N2独特的优越性,注N2开发油田得到了迅速的发展。1991年美国共实施N2驱项目31项,1998年共实施N2项目9项,2004年为6项,这些项目主要用于低渗透油田。实践证明,埋藏深的特低渗透油藏最适宜注N2。 国内注N2开发起步较晚,华北油田雁翎油田在1986年底开始与法国合作制定了一个N2驱方案,从1994～1999年共进行了三次注气,累计注气4.6×104m3,取得一定效果。江汉油田于1999年开始注N2先导试验取得一定效果。其他油田如塔西南进行了注N2开发挥发性油藏的试验研究;江汉,中原也进行过较大规模的矿场试验,均取得较好效果。
