(仅供参考)低渗致密气藏开发

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低渗透油气藏的开发与研究

低渗透油气藏的开发与研究低渗透油气资源是未来我国油气能源的主要来源。

在开发低渗透油气藏方面需要继续创新理论，加大技术研发，提高油气开发效率。

本文针对目前低渗透油气藏的开发现状，油气资源分布及特点等，对低渗透油气藏开发技术予以研究。

标签：低渗透；油气藏；开发；研究我国的经济正在快速发展，生产规模也越来越大，国民的经济水平不断提高，对生活质量的要求也在不断增长，这些都导致我国的石油需求越来越大。

但是，我国的石油资源有限，石油的开采不能满足经济社会发展的需求，这就加剧了石油供给与需求的矛盾。

因此，多年来，我国一直在大量的进口石油，且每年的进口量在不断地增长，但近年来，国际局势变化莫测，对我国石油进口的影响产生了不利影响。

这会严重影响我国的经济发展与人民的正常生活。

在这种情况下，我国必须加强国内的石油勘探，提高石油开采技术，缓解我国的石油需求压力。

1 我国低渗透油气藏的开发现状1.1 油气藏油气藏是衡量聚集程度的基本单位，通常一个单位的油气藏聚集在地壳内的一个独立圈闭内。

聚集于一个圈闭内的油气在统一的压力系统内按照一定的规律分布。

油气藏的形成需要一定的必备条件，首先就需要有充足的油气来源，还需要一定的保存条件和有效的圈闭。

另外，必须要有生储盖组合。

1.2 低渗透油气资源低渗透油气是一种流动性较差，渗透率低于50毫平方微米，开采难度比较大的油气资源。

我国有超过45%的油气属于低渗透油气，对低渗透油气资源的开发是缓解我国石油压力，保证国民生活的重要手段。

因此，不断研发和创新低渗透油气资源的勘测与开发技术，是当前油气资源开发领域急需解决的问题。

我国的低渗透油气资源开发开始于1995年的安塞特低渗透油田开发，经过20多年的不断探索，油气资源勘探领域的工作人员不断勘探出了我国很多低渗透油气资源。

同时，低渗透油田勘探、开发的技术也在不断创新与发展，当前我国对于低渗透油气资源的勘探与开发逐渐形成了一套完善的方案，这有助于提升我国低渗透油气资源的开发水平[1]。

低渗致密气藏采气工艺技术

二氧化碳 (%) 0.34 0.62 0.53 0.54
氦 (%)
0.01 0.01 0.01 0.02
氮 (%)
0.41 0.6 0.31 0.59
水型
CaCl2 CaCl2
地层水矿度 (mg/l) 49778.85 90357.98
X851
X853
X2
T3X2
X856
CX560
CX565
平均
温度 1500.00 2000.00 2500.00 3000.00 3500.00 4000.00 4500.00 5000.00
➢
➢
生产压差,MPa
60
50
40
30
20
10
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
日产量，万方/天
联150井△p～q关系曲线
日产水（方／天）
200 170 140 110 80 50 20 -10 05-9-5
考虑气水比
Cullend－simth
2000
3000
4000
5000
6000
深度,m
井深
➢
0.00 0.00 500.00 1000.00 1500.00
0.20
压力梯度,MPa/100m
0.40
0.60
0.80
1.00
2000.00
2500.00 3000.00 3500.00 4000.00 4500.00
川合100 34.93 10.6
30 48.37-32.5 52.5-33.0
0~0.7 0.8679

(完整版)低渗透油藏开采技术

1、低渗透储量探明和动用情况
探明低渗透储量增长很快
我国低渗透储量探明状况比例图
9
特殊油气藏开采技术
第一节概论
1.3 我国低渗透储量探明、动用、分布状况和特点
1、低渗透储量探明和动用情况
我国低渗透储量动用状况比例图
10
近期探明储量和累积探明未动用储量中，低渗透储量占主要部分。
特殊油气藏开采技术
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82.98%，生产水油比4.9，产量占全国45%的最大主
力油田－大庆喇萨杏油田更高，综合含水88.8%，生产水油比为8。
4
特殊油气藏开采技术
第一节概论
1.1 我国当前油田开发简况
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
唐曾熊（1994）划分的低渗透油田储层渗透率为10-100×10-3m2，小于 10×10-3m2为采技术
第一节概论
1.2 低渗透油田的定义
低渗透油田指储层渗透率介于0.1～50×103m2之间的油田（李道品等，1997）。
低渗透储层的典型特征是具有启动压力梯度，呈现出非达西型渗流特征。
特殊油气藏开采技术
第二节低渗透储层地质特征
2.1 低渗透储层成因和沉积特征
1、低渗透储层成因类型－①沉积成因
近源沉积物多以三段式为主，远源沉积物多以两段式为主。
低渗透储层多段式粒度曲线（近源沉积）
27
特殊油气藏开采技术
第二节低渗透储层地质特征
2.1 低渗透储层成因和沉积特征
1、低渗透储层成因类型－①沉积成因

低渗致密气藏的产量预测模型研究

科技资讯科技资讯S I N &T NOLOGY I NFORM TI ON2008N O .10SCI ENC E &TECH NOLOG Y I N FOR M A TI ON高新技术的i m por t 相等,相等就加入到相应的VRF 路由表中,否则丢弃。

2.3数据转发入口PE 收到CE 的普通I P 报文后,M P-BGP 协议会根据入接口所属的VRF 给该报文分配一内标签,该标签只在出口和入口路由器上有效,用于标示PE 用户的接口。

再根据标签映射表,给报文打上外层标签,在M PLS 域内的转发就是基于外层标签的。

P 路由器收到携带标签的报文后,查找标签映射表,用新的标签替代原来的标签,并向下一跳转发报文。

出口PE 路由器根据内层标签判断报文是去向哪个CE,弹出内层标签,用普通I P 报文向目的C E 进行转发。

3总结和展望3.1可扩展性M PLS 具有很好的可扩展性,可以同时支持数万个VPN,但必须更新或升级边缘或核心路由器,使它们支持M P L S 协议。

3.2易管理性M PLS VPN 是网络提供商为客户提供的网络增值服务,易于管理VP N 成员和接纳新入网的成员并提供服务,用户不用关心V N 的配置和维护。

3.3安全性M PLS VPN 的安全性是依赖于提供商对骨干网络的正确配置和维护,它是利用B GP 和I P 地址解析的结合进行路由隔离技术提供网络数据的安全保证,能够避免非法用户进入V PN ,保证从用户端送来的数据包被放置到正确的VP N 中。

3.4QoS 保证M PLS 的QoS 实现是由LER 和LSR 共同完成的。

在LE R 上进行I P 包的分类,将I P 包的业务类型映射到LSP 的服务等级上,在L ES 和LSR 上同时进行带宽管理和业务量控制,从而保证每种业务的服务质量得到满足。

3.5可以从传统二层VPN 平滑过渡从客户角度来看,采用MP L S 的二层VPN 和传统VPN 是没有区别的。

低渗致密砂岩气藏低伤害压裂技术研究与应用——以苏里格气田东区开发为例

苏里格气田为近年来长庆油田勘探发现的典型的低孑Ｌ低渗致密砂岩气藏，开发区域已逐渐由中区向东西区扩展。与中区相比，东区储层物性更差、产量更低，体现在岩性变差（泥质含量升高）、压力系
数进一步降低（Ｏ．８８一Ｏ．８２）、层更薄、砂泥岩薄互层现象更严重等方面Ｌ】］。上述原因导致苏里格东区压裂液返排更加困难，储层与裂缝更易受到伤害，裂缝支撑剖面更为复杂等压裂难点，大大制约了压裂
低渗致密砂岩气藏低伤害压裂技术研究与应用
— —
以苏里格气田东区开发为例
邝聃，李达，白建文张春阳，朱更更（中石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心’ 陕西西安 ’ 。。 ’ 。）
［摘要］针对苏里格气田东区低渗致密砂岩气藏的储层特征，通过室内试验、油藏模拟、裂缝模拟等手
石油天然气害；地层能量有限，压力系数低，压裂液返排难度大；④ 东区储层薄互层特征明显，纵向应力剖面复
杂，有效遮挡条件差，缝高不易控制；⑤ 多数井通过工具分层压裂，全部层施工结束后统一返排的施工
段，分别从气藏压裂地质难点分析、低伤害压裂液体系研制、低伤害压裂优化设计方法等方面进行深入研究，最终优选并优化了适合苏里格气田东区的低伤害羧甲基压裂液体系，形成一套系统的低伤害压裂优化设计方法及低伤害压裂改造特色工艺技术。经过６Ｏ余井次的现场应用，平均单井无阻流量７．５５５１ × １０ｉＴｌ。／ｄ，较邻近的常规羟丙基瓜尔胶压裂液改造井单井无阻流量提高３Ｏ左右，取得明显的增产效果，

四川盆地低渗透气藏开发技术研究

四川盆地低渗透气藏开发技术研究一、本文概述随着全球能源结构的转变和清洁能源需求的日益增长，天然气作为一种高效、清洁的能源，在全球范围内得到了广泛的关注和应用。

四川盆地作为中国重要的天然气产区之一，其低渗透气藏的开发对于满足国内能源需求、推动地方经济发展具有重要意义。

低渗透气藏的开发技术难度较大，如何提高采收率、降低开发成本、保障生产安全等问题一直是业界关注的焦点。

本文《四川盆地低渗透气藏开发技术研究》旨在系统总结和分析四川盆地低渗透气藏的开发技术现状、存在问题及发展趋势。

通过对四川盆地低渗透气藏的地质特征、开发难点进行深入剖析，探讨适合该区域的开发技术方法和策略。

同时，结合国内外相关领域的最新研究成果和先进经验，提出针对性的技术改进和优化建议，为四川盆地低渗透气藏的高效、安全、可持续开发提供理论支持和实践指导。

本文的研究内容主要包括四川盆地低渗透气藏的地质特征分析、开发技术现状评价、存在问题及原因诊断、技术优化与创新建议等方面。

通过综合运用地质学、石油工程、油气田开发等多学科知识，构建全面、系统的分析框架和研究方法，以期为四川盆地低渗透气藏的科学、合理开发提供有力的技术支持和决策依据。

二、四川盆地低渗透气藏地质特征四川盆地位于中国西南地区，是一个典型的内陆沉积盆地，具有丰富的天然气资源。

低渗透气藏是四川盆地天然气开发的重要领域之一。

低渗透气藏的地质特征主要表现为储层物性差、渗透率低、非均质性强等方面。

储层物性差是低渗透气藏的主要特征之一。

储层的孔隙度和渗透率普遍较低，使得天然气在储层中的流动能力较差。

在低渗透气藏的开发过程中，需要采用特殊的钻井、完井和储层改造技术，以提高储层的渗透性，促进天然气的流动。

渗透率低是低渗透气藏的另一个重要特征。

渗透率是衡量储层渗流能力的重要指标，低渗透率意味着天然气在储层中的渗流阻力大，开发难度高。

为了改善低渗透气藏的渗流条件，可以采取注水、注气、压裂等措施，提高储层的渗透率，增加天然气的产能。

低渗致密气藏基质酸化产能评价及特征分析

摘要：为准确评价低渗致密气藏基质酸化后的气井产能，指导酸化施工方案设计，依据酸化规模建立了２种典
型酸化后地层模型，在分析渗流模式的基础上采用分流动区域的方法分别推导出２种模型的气井产能评价公式，
并分析了基质酸化后气井产能特征。对于低渗致密气藏，当酸化规模较小时，增加酸液有效作用距离比增加酸
化带渗透率增产效果更明显，此时酸化工作液应着重考虑缓速酸体系。当酸化规模较大时，若储层含较多的酸
蚀矿物，增大酸液有效作用距离更利于增产；但若储层较难酸蚀，则增加酸化带渗透率更利于增产，此时工作
液应着重考虑强酸体系或易返排的泡沫酸体系。关键词：低渗致密气藏；基质酸化；产能评价；产能特征；酸化规模；有效作用距离；缓速酸；泡沫酸
第３３卷第１期
ＤｏＩ：１０．３９６９／Ｊ．ＩＳＳＮ．１０００．３７５４．２０１４．０１．０２０
低渗致密气藏基质酸化产能评价及特征分析
方文超姜汉桥孙彬峰
（１．中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京１０２２４９；２．中国石化河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳４７３１３２）
ＦＡＮＧＷｅｎｃｈａｏ，ＩＡＮＧＨａｎｑｉａｏ，ＳＵＮＢｉｎｆｅｎｇｚ
（１．ＭＯＥＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，ＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｆＰｏｅｔｒｏｌｅｕｍ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０２２４９，Ｃｈｉｎａ；２．ＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｆＰｏｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙｆＨｏｅｎｎａｎＯｉｉｅｆｌｌｄＢｒａｎｃｈＣｏｍｐａｎｙ，Ｓｉｎｏｐｅｃ。Ｎａｎｙａｎｇ４７３１３２，Ｃｈｉｎａ）

致密气藏开发技术及发展趋势文献调研

致密气藏开发技术及发展趋势致密气是三大非常规气（致密气、页岩气、煤层气）之一。

自上世纪70年代以来，全球已发现或推测发育致密气的盆地达到70余个，资源量约210万亿方，2008年产量达到4320亿方，占世界天然气总产量的七分之一，已成为天然气勘探开发的重要领域。

北美地区天然气勘探开发的实践表明：致密气、煤层气、页岩气对常规气生产的梯次接替是保障美国天然气供应、减缓对外依存的核心战略。

其中，致密气作为首个接替领域地位举足轻重。

我国致密气分布广泛、资源潜力巨大。

1什么是致密气的定义及特征随着技术的进步，煤层气和页岩气相继投入开发，将气藏分为常规天然气藏和非常规天然气藏，其中非常规天然气藏包括致密气、煤层气和页岩气，以及天然气水合物。

什么是致密气呢？它具有哪些特征呢？1.1致密气的定义世界上无统一的致密气标准和界限，不同国家根据不同时期的资源状况、技术经济条件、税收政策来制定其标准和界限，且在同一国家、同一地区，随着认识程度的提高，致密气的概念也在不断的更新。

明确“致密气”定义具有以下几方面的作用：①目前已开发低渗砂岩气田主要开采的为低渗储量，致密气动用较少，按致密气思路将进一步拓展资源潜力；②储量管理过程中划分出低渗与致密气的储量比例，有利于进行储量的分类管理；③对于致密气开发还需要进一步发展相应的工艺技术，并制定有效的开发技术政策；④对于致密气的规模开发可以申请国家相关政策，如免税政策或提高气价等。

（一）国外对致密气的定义英国将储层渗秀率小于1 mD的气藏定义为致密气藏。

德国将储层渗秀率小于0.6 mD的气藏定义为致密气藏。

美国将储层渗透率小于0.1mD的气藏（不包含裂缝）定义为致密气藏，并以此作为是否给予生产商税收补贴的标准。

1973年，美国能源部对可进行工业开采的致密含气层标准作了如下界定：①用常规手段不能进行工业性开采，无法获得工业规模可采储量；②含气砂层的有效厚度下限30.48m（100英尺），含水饱和度低于65％，孔隙度5%～15%；③目的层埋深1500～4500m（5000～15000英尺）；④产层总厚度中至少有15%为有效厚度；⑤可供勘探面积不少于31km2（12平方英里）；⑥位于边远地区（当时考虑到要使用核爆炸压裂法，因此要远离居民稠密区）；⑦产气砂岩不与高渗透的含水层互层。

五八区低渗致密气藏压裂改造技术研究

难；
２２储集空间类型及特征．
凝灰质（含凝灰质）（）中发育有粒内溶孑，砂砾岩Ｌ
安山岩中以气孑为主，为微裂缝，克３１井的Ｌ次在０
① 作者简介：工程师，９ — ７毕业于承德石油，经常存在压后人井流体返排难，返
排率低，储层伤害大等问题；层岩性主要为火山对储
溢流相、发相交替进行形成的安山岩夹凝灰岩。储爆
层中发育的裂缝或微裂缝成为沟通气孑的有利通道，Ｌ
３压裂改造存在的难点
（）储层岩性为凝灰岩和安山岩，式模量高，１杨
压裂改造时形成的缝窄，砂困难；加
安山岩的储层中，构造裂缝与杏仁体发育，缝中和裂气孑中多由绿泥石、Ｌ方解石和沸石类矿物充填；次，其部分长石晶屑表面具有较强的绿泥石化。描电镜资扫
由于气孔、缝中充填了绿泥石、解石和沸石类矿裂方
层杨式模量高，裂时形成的裂缝窄，砂困难；层压加储段裂缝较发育，储集类型为裂缝一孑隙双重介质型。Ｌ压裂时易形成多裂缝，造成滤失严重，出现砂堵现象。开展针对低渗致密气藏的压裂改造技术研究尤为重要。分析了五八区地质、在油藏、物性和以往压裂改造
２３主要敏感性矿物．

致密气开发过程中存在的问题与对策

致密气开发过程中存在的问题与对策1. 引言1.1 背景介绍致密气是一种非常重要的天然气资源，具有丰富的储量和潜在的开发价值。

在过去的几年中，随着对能源资源需求的不断增长，致密气的开发逐渐成为一个热点领域。

在致密气开发过程中，仍然存在着诸多问题和挑战，需要我们认真思考和解决。

致密气属于非常难以开发的气藏类型之一，其气体储存空间狭小，气体渗透性低，导致开采难度较大。

在开采过程中，可能会出现井壁塌陷、矿井地质变化等问题，增加了开采的难度和风险。

致密气开采过程中对技术和设备的要求也比较高，需要采用先进的技术手段和设备才能更好地开采。

我们需要对致密气开发过程中存在的问题有充分的认识和了解，同时制定相应的对策和技术创新方向，以提高致密气的开采效率和质量。

在接下来的我们将对致密气的开发问题、气藏特点、开采技术挑战、对策建议和技术创新方向进行深入分析和讨论。

希望通过我们的努力，能够为致密气开发领域的发展贡献一份力量。

1.2 问题意识在致密气开发过程中，存在着诸多问题需要我们深入思考和解决。

致密气属于非常难开采的天然气资源，由于其孔隙度小、渗透率低，导致气藏开发难度大，生产成本高。

致密气的开发对于油气公司来说需要投入大量的资金和技术支持，难以盈利，因此投资风险较高。

由于致密气具有特殊的物理化学性质，开采过程中容易导致地质压力的异常变化，可能引发地层裂缝、井筒堵塞等问题，严重影响开采效率和安全生产。

致密气开发还面临着水平井控制技术、压裂技术等方面的挑战，需要不断优化和改进。

我们必须高度重视致密气开发中存在的问题，及时采取有效的对策措施，提高开采效率，降低生产成本。

只有不断创新技术、加强合作，才能更好地利用致密气资源，实现可持续发展。

【问题意识】2. 正文2.1 致密气开发过程中存在的问题一、地质条件复杂：致密气藏地质构造复杂，储层孔隙度低，渗透率小，导致气体难以采出。

二、压裂技术难度大：由于致密气藏渗透率低，传统的压裂技术难以有效开采出气体，需要开发更加高效的压裂技术。

低渗致密砂岩气田高效开发工艺技术

２０１８年第７期内蒙古石油化工
７１
＊
低渗致密砂岩气田高效开发工艺技术
李晓龙
（中国石化中原油田分公司天然气产销厂，河南濮阳４５７００１）
摘要：当低渗致密砂岩气田进入开发后期，气井低压、低产、积液等问题突出，严重影响气田稳产。受剩余储量、井网密度、投入成本等因素制约，部署新井、改层补孔、压裂等大型措施挖潜的难度不断增大。本文根据东濮气田开发实践，介绍了几种开发后期行之有效的工艺技术，可为其他同类型气田开发提供相应的技术借鉴。
关键词：低压气井；储层；改造；排水；采气；防盐中图分类号：ＴＥ３４８文献标识码：Ａ文章编号：１００６—７９８１（２０１８）０７—００７１—０２
气田开发水平和效益的高低，在一定程度上取决于采气工艺技术水平的高低。中原油田的文２３气田、户部寨气田从开发初期逐步进入开发中后期，各种地质和工程矛盾不断暴露，逐渐出现了低渗、低压、低产、积液、结盐等生产技术问题，严重影响了气田稳产开发，对采气工艺技术的要求越来越高。
文２３－２０５．０１１．０／３．８０．１２０．９／１．８０．６５
文２３－４３６．６９１．２／２．３０．０５１．５／３．１０．４５

致密低渗气藏启动压力梯度实验研究

引言
近年来，内外对油气资源需求量日益增大，国非常规天然气藏的研究也越来越受到人们的关注，
确的认识。研究致密低渗气藏的启动压力梯度及
其影响因素，于分析气藏渗流规律、对指导开发方
案设计、预测气井产能具有一定的指导意义。
２实验结果与分析
２１围压的影响．
研究发现，随着气体流量的增加，不同围压条
收稿日期：０１４７改回日期：１０１２１０１：２１６００基金项目：国家重点基础研究发展规划项目“ 温室气体提高石油采收率的资源化利用及地下埋存 ” ２０Ｃ７５０）（０６Ｂ０８０
并且，围压越大压力梯度与流量线性段交于压力梯
度坐标轴的值越大（．３０Ｍａｍ）也就是说，２５～．Ｐ／，
天然气、氮改变实验围压为１、００２、３、、０Ｍａ观察压力梯度和气体流量的变化。０４５Ｐ，０方案 ② 为变温度实验。实验围压为５ＭａＰ。实验气体为天然气。分别在８、４ ℃实验条件０１０下，观察压力梯度和气体流量的变化。
不同驱替条件下的启动压力梯度一气体流量实验分别为方案① 、方案②、方案③ 。
方案① 为变围压实验。实验温度为８ｃ实０ＩＣ，
方案③为变气体实验。实验温度为２ｃ，０＝实【
验围压为５ＭＰ。依次更换实验气体为二氧化碳、ａ

致密气藏产水影响及开发措施

致密气藏产水影响及开发措施为认清致密砂岩气藏的储层产水机理，以及对开发的影响，寻求有效的开发对策，本文开展了理论研究并结合现场情况进行系统分析。

利用水样化验、物质平衡方程和产水动态特征相结合可以判断大部分井层的产水来源于本层；积液会造成贾敏效应、气体的启动压力梯度升高以及水敏伤害；速度管、泡排措施是治理高产水井的有效措施。

标签：贾敏效应水敏伤害开发措施一、引言鄂尔多斯盆地东部临兴地区横跨伊陕斜坡与晋西挠褶带两个构造单元，归属于吕梁地区。

区块内部构造相对简单，地层平缓（倾角一般不足1°），主要发育有幅度较小的鼻状构造[10]。

主要储层为上古生界本溪组、太原组、山西组、石盒子组及石千峰组。

区内的先导试验区2015年11月开始投产，其采气曲线如图1所示。

区块投产初期即见水，但由于生产井数较少（5口井），初期产水量较少。

2016年11月后，随着区块大量井投产，投产井数增加到18口，产水量随之迅速上升，并随区块产气量变化而变化。

区块总体产水量较小，日产水量约50m3/d。

水气比变化情况如图2所示，从该图可看出，区块大规模上产后水气比呈现总体稳定的趋势，水气比约3 m3/104m3。

二、产水规律统计先导试验区产水资料，盒8段单采，且进行了产水计量的井共5口。

生产过程中5口井产水量都逐渐递减，其具备明显的两段式特征：I阶段：产水量较高，但很快递减到低值，这是因为本层可动水较多，先采出的是大孔喉通道的地层水；II阶段：产水量保持在较低产量，这是因为后期主要是小孔隙的地层水[1]。

三、积液对气井的影响先导试验区气井积液后出现如下特征：积液之后产量迅速下降，递减速度加快，即使排采井筒积液后，产量损失仍难以恢复[2]。

以1井为例，采气曲线如图4所示，该井2016年11月20日投产，投产初期产量约2.0×104m3/d，稳定2.5月后产量降低，气井携液困难，导致井筒积液，积液2月后，该井采用速度管排液，措施后气井可稳定生产，但与积液前产量降低3/5。

低渗气藏开发的关键性技术与发展趋势分析

低渗气藏开发的关键性技术与发展趋势分析作者：王令波来源：《中国化工贸易·中旬刊》2018年第06期摘要：随着世界天然气需求量的逐渐增大，常规气藏的产量和储采比逐渐下降，非常规天然气资源被认为是最有希望的资源补充。

因此，加快低渗透气藏的勘探开发，成为本世纪能源工业发展的必然趋势，而开发这类气藏往往需要投入大量的经费，经济效益也比常规的气藏要低，本文对当前低渗气藏的开发难点进行了简要分析，并针对低渗气藏今后的发展进行了探讨。

关键词：低渗气藏；开发；技术我国拥有着十分丰富的低渗气藏资源，但是低渗气藏的渗流机理与中高渗气藏的差距较大，传统的工程方法并不能适用，影响低渗气藏开采的原因也非常多，对已经开发的低渗气藏，如何改善开发效果，发展科学先进的配套技术和设备，对我国天然气工业健康可持续发展有着十分重要的意义。

1 低渗气藏的特征简述我国低渗砂岩气藏的远景资源量在十万亿方以上，占据天然气总储量的五分之一，主要分布在我国的西南地区和塔里木地区，面对如此丰富的资源量，我国低渗气藏的实际产出占比却是十分小的，其主要原因就是低渗气藏的特殊性，这类气藏的埋藏深度都很大，其中大多数埋藏在三千米以下，而超过五千米的也不在少数，比较著名的塔里木地区的迪那气藏的埋深就在4750～5550米之间，这对于低渗气藏的开采是一种影响。

而储层随着一系列的成岩演化，成岩作用强度都十分大，胶结作用使储层的孔隙度减少，孔隙结构复杂，而这些复杂的孔隙结构导致了低阻气层，储层物性差，储层中的裂缝发育不均匀，孔隙与喉道非常小，渗透率低于0.1mD，孔隙中的薄膜水和束缚水形成了复杂的导电网络，存在着非线性渗流特点。

含水饱和度高，水锁效应强，透镜状气藏有效砂体分布连续性差。

根据储层产状，低渗气藏可以分成三个大类，分别是透镜状、层状和块状，储量占比最多的透镜状的储层非均质性强，储量丰富低，气井产量低，单井控制储量小，稳产能力较差，除此之外还有含气层数多，物性差别大等特点。

低渗透油气藏开发与开采技术精品PPT课件

5.6
30
24 300*300 0.2 0.4 0.4 37
5.6
30
25 300*300 0.2 0.33 0.4 37
5.6
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方案井网注水井边井角井注水压采油压导流能力 (米*米) 缝长比缝长比缝长比力(MPa) 力(MPa) (dc-cm)
26 300*300 0.2 0.33 0.4
面积小。
二、油藏整体压裂方案设计
•优化目标 •井网与裂缝方位 •整体优化方案设计方法 •优化结果
优化目标
• 产量：初产、稳产 • 采收率：无水采收率、最终采收率 • 采油速度 • 经济效益：净现值（NPV）、内部收益
率、投资回收期
井网与裂缝方位
目标：裂缝处于有利方位
• 五点井网 • 反九点井网
pf z |z Lz 0
内边界条件
油井： p c wf |x0 1
水井： p c wf |x0 2
初始条件
油藏
pi
p(x, y,z,t)|t0
f1
x, y, z
s s w
x,
y,
z,
t
|t
0
wi
g1
x,
y,
z
裂缝
pf
x,z,t
t0
pi
f
2
x,
z
s s wf
x,z,t
t0
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4 200*200 0.2 0.4 0.4 37
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低渗致密凝析气藏压裂难点及对策

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。

低渗致密气藏压裂增产技术

ｆｃｕｎｎｅｏｍｉｇｓｉｂｅｔｎｔｉＧａｉｌｌｅｅｏｅｆｒｒｓａｃｉｇｆａｔｒｇｔｃｎｑｅＴｅｅｔｃｎｑｅｒｒｔｒｇａｄｒｆｒｎｕｔｌｏＨｏｇａｓＦｅｄａｅｄｖｌｐｄａｔｅｅｒｈｎｒｃｕｎｅｈｉｕ．ｈｓｅｈｉｕｓａｅａｉａｅｉａｐｉｄｏｉｏ２ｗｌ．ｈｕｃｓａｅｏｅｈｄａｌｒｃｕｎｍｐｏｅｎｈｏａｋｏｅｆａｔｒｇｆｕｄｉｈｇ．ｐｌｎｓｔｆｒ３ｅｌＴｅｓｃｅｓｒｔｆｔｙｒｕｉｆｔｒｇｉｒｖｓａｄｔｅｆｗｂｃｆｈｒｃｕｎｉｉｈｅｅｓｈｃａｉｌｔｉｌｓｈａｇｆｈｃｕｇｆｉｏｔｅｇｓｚｎｍａｌｎｆｃｆｔＴｅｄｍａｅｏｅｆａｔｒｎｕｄｔｈａｏｅｉｓｌａｄｔｅｅｅｔｏｉｌｔｎｔａｍｅｔｓｏｖｏｓｗｈｃａｒｖｄｎｔｒｉｌｓｈｓｍｕａｉｅｔｎｂｉｕ，ｉｈｃｎｐｏｉｅａｏｒｉｉｏｔｎｃｎｃｌｕｒｎｅｒｄｃｉｉｏｓｕｔｎｏｎｔｉｓＦｅｄｍｐｒｔｅｈｉａａａｔｅｔｐｏｕｔｔｃｎｔｃｉｆａｔｇｏｖｙｒｏＨｏｇａｉｌ．Ｇａ
２００８年９月
低渗致密气藏压裂增产技术
刘兆江

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中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院2010年8月《复杂气藏开发技术》系列讲座低渗致密砂岩气藏开发特点与开发技术万玉金中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所2主要内容一、气藏基本概况二、气藏基本特征三、开发技术对策四、技术发展方向中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所3 一、气藏基本概况１、定义低渗致密砂岩气藏是指储层物性差，需采取增产工艺措施才能投入有效开发的气藏＜0.001超致密0.005-0.001很致密0.1-0.005致密层≤0.1致密气藏1-0.1近致密层＞1一般层＞0.1-5低渗气藏地下渗透率(mD)名称有效渗透率(mD)名称美国(Elkins)气藏分类标准(2009)中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所4Stephen A．Holditch认为: 致密气藏是指需经大型水力压裂改造措施，或者是采用水平井、多分支井，才能产出工业气流的气藏引自Stephen A．Holditch，2006年SPE 103356致密气储层渗透率：0.0001mD ~ 0.1mD一、气藏基本概况１、定义中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所5美国最早使用致密气藏的概念。

20世纪70年代，美国联邦能源管理委员会将储层渗透率小于0.1mD 的气藏（不包含裂缝）定义为致密气藏，并以此作为是否给予生产商税收补贴的标准引自Stephen A．Holditch，2006年SPE 103356（1）致密气层，用现有技术不能进行工业性开采，无法获得工业规模可采储量；（2）含气砂层的有效厚度至少为30.48m (100英尺)，含水饱和度必须低于65％，孔隙度为5～15％；1973年，美国能源部对一个确定为致密含气层又可作为资源进行开采的标准作了如下规定：（3）目的层埋深1500～4500m±(5000～15000英尺)；（4）产层总厚度中至少有15％为有效厚度；（5）可供勘探面积不少于31km 2(12平方英里)；（6）位于边远地区；（7）产气砂岩不与高渗透的含水层互层。

一、气藏基本概况１、定义中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所6致密气没有典型与非典型之分压力与温度有高有低埋藏有深有浅既有席状，也有透镜体状有的发育天然裂缝，也有的不存在天然裂缝Piceance盆地南部深部探井中钻遇的三个不同超压带一、气藏基本概况１、定义中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所7世界上无统一的致密气藏标准和界限，不同的国家是根据不同时期的资源状况、技术经济条件、税收政策来制定其标准和界限的，并且在同一国家、同一地区，随着认识程度的提高，致密气藏的概念也是在不断的更新引自Senergy公司美国<0.1mD 德国<0.6mD英国< 1 mD一、气藏基本概况１、定义中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所8低渗砂岩气藏远景资源量超过10万亿方，占天然气总资源量的1/5①长庆上古生界②四川须家河组③库车侏罗、白垩系一、气藏基本概况2、资源现状1 、中国低渗砂岩气藏主要分布在长庆、西南和塔里木三大气区松辽、吐哈等盆地也广泛分布中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所9（1）美国致密砂岩气资源潜力大，据EIA 2008年评价结果：资源量19.8~42.5万亿方，为常规气资源量（66.5万亿方）的29.8％~63.9％（2）美国本土现有含气盆地113个，其中发现具有致密砂岩气藏的盆地23个，主要分布在西部，特别是落基山地区美国陆上致密气藏分布图2 、美国致密气资源现状一、气藏基本概况2、资源现状中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所1035.9%78.5%78.7%低渗砂岩中高渗砂岩碳酸岩盐 1.6%11.1%24.0%低渗砂岩中高渗砂岩碳酸岩盐1 、我国低渗砂岩气藏处于规模开发的早期阶段动用程度采出程度截止到2008年底，中石油低渗砂岩气藏动用程度35.9%、采出程度只有1.6%，远低于碳酸岩盐和常规砂岩气藏3 、开发现状一、气藏基本概况中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所111980197019902000201020201050100％20％30％40％％60％70％80％90％％0％引自美国EIA，2009年2、自1990年以来，美国致密气产量快速增长，2008年致密气产量达1757 亿方，占美国天然气总产量的30.2 ％，在非常规气中占62.9％常规气致密气煤层气页岩气1757亿方516亿方520亿方3028亿方2008年一、气藏基本概况3、开发现状中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所122007年美国前25个大气田年产量页岩气致密气煤层气常规气28357227170113J o n a h I g n a c io -B la nco P i n e d a l eC a r th a g e Fogart yCreekB l a n c o 108m 3一、气藏基本概况3、开发现状5常规气3页岩气1煤层气16致密气数量类型1 2 3 4 5 6 7 8 910 11 12 13 14 15 16 17 18 1920 21 22 23 24 25中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所13主要内容一、气藏基本概况二、气藏基本特征三、开发技术对策四、技术发展方向中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所14二、气藏基本特征沉积相有河流相、三角洲相、滨浅湖相等多种类型储层分布广泛，在大型沉积盆地中可形成大型、特大型气田以构造-岩性气藏为主，岩石类型有砂岩、砂砾岩等大型砂岩四川上三叠统大型砂岩大北1大型砂岩榆林特大型砂砾岩苏里格储量规模岩性典型气藏（1 ）陆相沉积，以构造-岩性气藏为主1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所15（2）埋藏深度大，成岩作用强烈中3000-3200J 八角场中浅1500～2600T 广安四川中3100-3150P 乌审旗中深3000-3500P 苏里格中2650-3100P 榆林鄂尔多斯超深4750-5550E 迪那塔里木埋深类型气藏埋深(m)层位气田(藏)名称盆地或坳陷埋深多数在3000m 以下，超过5000m的气田越来越多二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所16储层经历一系列的成岩演化，成岩作用强度大（晚成岩阶段B、C 期）压实（压溶）作用颗粒呈缝合-凹凸接触胶结作用、连晶方解石胶结方解石石英方解石溶蚀作用－长石溶蚀形成的孔洞压实（压溶）和胶结作用使储层孔隙度减少，溶蚀作用是次生孔隙的主要来源二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所17煤系地层和非煤系地层的成岩作用特点煤系地层非煤系地层早期水介质酸性弱碱性早期成岩作用压实作用为主胶结作用为主压实作用强弱快速压实向缓慢压实转化深度浅深自生矿物高岭石为主绿泥石、伊利石次生孔隙成因碱性溶蚀为主酸性溶蚀为主碳酸盐胶结物晚期铁方解石、铁白云石等早期方解石硅质胶结物对砂岩孔隙保存不利对粒间孔隙起到保护作用低渗透（致密）砂岩气藏成岩作用受煤系地层影响，不同储层成岩特征存在明显的差异二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所18以次生孔隙为主，常见粒间和粒内的溶蚀孔等粒间孔和粒间溶蚀孔，S4，3323.86m 长石颗粒铸模溶孔、S6井，3318.8m 岩屑颗粒溶孔，S6井，3321.0m 颗粒溶孔和高岭石晶间孔，S3，3603.56 二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所19●储层中裂缝发育不均砂岩高角度构造缝砂岩微裂缝二、气藏基本特征1 、地质条件复杂DB101井：5725～5783m 中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所20（3 ）储层物性差，孔隙结构复杂2.172.562.201.730.734.520.500.94平均类型低、特低0.1-1.45.8-10迪那塔里木特低渗0.54-1.0010.00八角场低渗11.20洛带低渗12.31新场低渗11.78白马庙四川低渗0.10-120.549.035.00-20.60乌审旗低、特低0.10-5618.955.00-21.84苏里格低渗0.10-1006.305.00-12.00榆林低、特低0.02－3.606.800.30－13.90山1 低、特低0.01－17.27.881.07－18.60盒3大牛地鄂尔多斯分布范围平均分布范围渗透率(mD)孔隙度（％）气田(藏)名称盆地或坳陷孔隙度5~10%，渗透率0.5~5mD二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所21致密气储层渗透率一般呈对数正态分布，其间不乏甜点区。

对于此类气藏的评价，采用渗透率中值能更准确地反映气藏的渗流能力例如：美国4个致密气藏（Travis Peak、Cotton Valley、Wilcox Lobo、Cleveland ）渗透率率中值在0.028～0.085mD ，但算术平均值范围在0.179～7.378mD 之间引自Stephen A．Holditch，2006年SPE 103356二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所22在评价致密砂岩气时，需要应用地层条件下的基质渗透率（不包含裂缝），即覆压校正后的岩心渗透率因此开发评价时必须将岩心分析渗透率还原到地层条件下的真实情况0.1mD 以下的砂岩储层，渗透率应力敏感性极强，地层条件渗透率比大气压下渗透率小一个数量级引自Stephen A．Holditch，2006年SPE 103356覆压条件下渗透率常压条件下渗透率二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所23孔隙与喉道小①渗透率小于0.1mD ，主要发育微细孔隙，且以片状孔隙吼道为主②吼道与孔隙比例接近③<0.1um吼道控制孔隙比例超过50%平均喉道半径0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.00.010.1110渗透率（md）喉道半径（微米）00小于0.1微米喉道控制体积比例（％）0.010.020.030.040.050.060.070.00.00.20.40.60.8 1.01.21.4渗透率(mD)进汞饱和度(%)孔隙进汞饱和度(%)喉道进汞饱和度(%)③②①二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所24测试层段电阻率与无阻流量交会图低阻气层孔喉分布频率图高阻气层孔喉分布频率图微孔隙中的束缚水和薄膜水形成复杂的导电网络造成气层电阻率降低，在低渗透（致密）砂岩储层中形成大量的低阻气层复杂孔隙结构导致的低阻气层二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所25存在非线性渗流特征①渗透率大于0.1mD的储层单相渗流以克氏渗流为主，在实验室内，即使在较高的压力梯度下，也没有发现紊流效应②渗透率小于0.1mD的储层单相渗流存在低压下的克氏渗流和高速下的紊流效应00.020.040.060.080.10.1201234567891/Paver(1/Mpa)G112(8-19/75)G101(2-76/132)G101(3-59/149)G107(1-26/72-4轴压3.4Mpa)G112（7-5/82）G107（1-26/72）G107(1-26/72-4)轴压20.2Mpa00.10.20.30.40.50.60.70.80.9102468101/Paver(1/Mpa)②①二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所26（4 ）水的影响严重•渗透率越小，毛管压力越高，含水饱和度越高•低渗高含水饱气藏储层内存在可动水1020304050607080901000.0100.1001.00010.000渗透率(md)S w (%)(序号8，合川127井51号样内部))010********60700.1110100100010000T2弛豫时间(ms)幅度初始状态饱和状态天然气可动水束缚水02468101214160.0100.1001.00010.000渗透率(md)可动水S w (%)②①二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所27含水饱和度高，水锁效应强强水锁93.66.7411.81香4278角50强水锁83.22.546.25香4156角41八角场中-强水锁60.70.1429.2盒82-129-87-7苏平2中-强水锁67.80.1796.4盒81-158-156-5苏平1强水锁72.330.3658.9盒83-22-6苏148强水锁71.290.3410.5山15-33-6苏145强水锁80.040.2619.9山15-33-5苏145苏里格评价结果伤害程度(%)渗透率mD 孔隙度(%) 层位样号井号气田59.249.31-84.712180合计50.529.31-79.87373角5767.8649.43-83.06240角5156.7919.39-78.15562角5067.2510.96-84.71169角4865.7343.40-80.58426角46-059.739.59-81.77410角40-0香4八角场平均值区间值含水饱和度(%)样品总数井号层位气田名称八角场气田储层含水饱和度统计表低渗透气田水琐实验表二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所28（5 ）储层非均质性强，透镜状气藏有效砂体分布连续性差大牛地气田气藏剖面图E苏里格气田气藏剖面图二、气藏基本特征1、地质条件复杂中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所29按储层产状，分为透镜状、层状和块状三类苏里格大牛地72%⏹辩状河三角洲相⏹有效砂体分布不连续⏹储层非均质性强透镜状5%23%储量比例示意图⏹储层厚度/气藏高度比大于1⏹断块、断背斜为主⏹纵向较均质、压力系统统一⏹多数有底水⏹储层厚度/气藏高度比小于1⏹曲流河三角洲相、网状河道⏹平面相对均质⏹纵向上非均质强主要特点文23邛西块状迪那榆林层状典型气田分类2 、气藏类型多样二、气藏基本特征中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所30榆林气田榆 43 - 5 ～榆 43 - 13 井气藏剖面图(WE)（2）层状低渗气藏（榆林等）储层呈层状连续分布，有效厚度5~15m储量丰度1~2×108m 3/km 2 气井产量1~10×104m 3/d单井控制储量2~5×108m 3（1 ）块状低渗气藏（八角场）气层厚度20~90m 储量丰度2~5×108m 3/km 2 气井产量1~3×104m 3/d2 、气藏类型多样二、气藏基本特征中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所31（3 ）大面积低丰度低渗气藏（苏里格等）分布面积广，整体储量规模大储层非均质性强，有效砂体分布不连续储量丰度低气井产量低单井控制储量小，稳产能力较差2 、气藏类型多样二、气藏基本特征中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所32SH-56SU-1SU-3SU-22SU-30SU-23SH-188SU-19SU-24TAO-6SH-53Shihezi-1Shihezi-2Shihezi-3Shihezi-4Shihezi-5Shihezi-6Shihezi-7Shihezi-8 Upper Shihezi-8 Mid 71000 m3/dShihezi-8 Lower 59000 m3/d33000 m3/d 45000 m3/d 54000 m3/dShanxi-1.141000 m3/dShanxi-1.241000 m3/dShanxi-1.377000 m3/dShanxi-1.489000 m3/dShanxi-2 Upper missed test41000 m3/dShanxi-2 Lower27000 m3/d高产储层低产储层预测储层含气层数多，物性差别大，同一口井中高低产层均有分布2 、气藏类型多样二、气藏基本特征中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所33以落基山地区为例，南部以河流相为主，发育透镜状砂体，纵向多层叠置，厚度大；北部以海陆交互相为主，发育层状砂体，厚度较小☐浅层层状气藏分布：北部大平原、威列斯顿深度：200~800m 厚度：一般10~20m☐中浅-中深层层状气藏分布：丹佛、圣胡安、风河、棉花谷等深度：700~2700m 厚度：一般10~30m☐透镜状气藏分布：大绿河、尤因它、皮申斯深度：1500~4000m厚度：一般60~150m美国致密气藏地质特征2 、气藏类型多样二、气藏基本特征中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所3464.341.314.713.111.510203040506070PinedaleJonahRulison ParachuteGrand valley储量丰度，108m 3/k m 220406080100C l i n t o n –M e d i n aC o t t o n V a l l e yW i l c o xR e d F o r kM o r r o wC a n y o nM e s a v e r d eP i c t u r e d C l i f f sD a k o t aM e s a v e r d eM e s a v e r d e G r o u p有效厚度，m美国致密气藏中透镜状含气砂体储量占43%，纵向上多层叠置•有效厚度☐一般5~30m☐Canyon ：6.1~91.4m•储量丰度☐多大于10×108m 3/km 2美国已开发气田有效厚度图砂体叠置示意图部分致密气田储量丰度图2 、气藏类型多样二、气藏基本特征中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所35河道决口扇射孔610m460m400m 460m 560m储层横向不连续性，纵向多层（多期河道）叠置美国南德克萨斯州Stratton 气田实例610m460m400m460m560m2 、气藏类型多样二、气藏基本特征A BCB中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所36块状和层状气藏措施后有较好的稳产条件透镜状气藏气藏压力、产量下降快，气井稳产条件差3 、多数气藏产能低二、气藏基本特征中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所3763715210280310002000300040005000600070001996-20002001-20022003-2005平均单井控制储量，万方美国致密气藏气井单井产量低，单井可采储量少，并呈逐年下降趋势①平均单井产量一般0.2~1.2万方/天Pinedale ，Jonah 和Wilcox 平均2～3万方/天②单井累积采气量一般1000~5000万方③新井单井可采储量1996－2005 逐年降低，由6400降低到2800万方20004000600080001000012000C l i n t o n –M e d i n aC o t t o n V a l l e yW i l c o xR e d F o r kM o r r o wC a n y o nM e s a v e r d eP i c t u r e d C l i f f sD a k o t aM e s a v e r d eM e s a v e r d e G r o u p单井累积产气量，万方美国已开发气田单井累积产气量图0.00.51.01.52.02.53.03.5C l i n t o n –M e d i n aC o t t o n V a l l e yW i l c o xR e d F o r kM o r r o wC a n y o nM e s a v e r d eP i c t u r e d C l i f f sD a k o t aM e s a v e r d eM e s a v e r d e G r o u p平均单井产量，万方/天美国已开发致密气田平均单井产量美国1996-2005年平均单井可采储量图平均4130万方3 、多数气藏产能低二、气藏基本特征①②③中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所38102030405060197119761980198219841986198819901992199419961998时间（年）递减率（%）第一年平均5年美国气井以定压方式生产，单井初期高产，递减速度较快•定压生产优点☐投资回收期短☐充分利用地层能量☐快速得到动态资料•单井动态☐早期快速递减☐长期低产☐生产期30~40年美国德克萨斯州新井产量递减率0123451015202530时间（年）日产气（万方）246810压力（M P a ）实际产量模型产量井口压力3 、多数气藏产能低二、气藏基本特征中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所39●河道主砂带附近，单井日产大于10万方●砂体边部一般在4×104m 3/d 以下，甚至低于1×104m 3/d榆林气田●单井控制储量较少●单井产量低苏里格气田二、气藏基本特征4、单井控储和产量差异大ⅠⅡⅢ中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所40经济和技术条件影响较大备注八角场苏里格靖边、榆林中原文23典型气田48低5080最终采收率(%)35低3050稳产期末采出程度(%) 1.4<22.5~32.5~4采气速度(%)块状透镜状层状块状特低渗气藏低渗气藏气藏类型5 、气藏采速低，采收率不高二、气藏基本特征中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所41主要内容一、气藏基本概况二、气藏基本特征三、开发技术对策四、技术发展方向中国石油中国石油勘探开发研究院廊坊分院开发所42针对低渗透气藏储层变化大、地质条件差的实际情况，在气藏开发前期评价中，需要通过气藏描述，深化气藏认识，为气藏开发奠定基础。