简介：摘要：低渗致密砂岩产能占比逐年增大，成为东北油气分公司目前主要建产阵地，因此对其产能特征及递减规律研究尤为重要。低渗致密砂岩气藏具有物性差、孔隙结构复杂、非均质性强、应力敏感等特征，油气在储层中的渗流阻力更大，气井自然产能较低，往往需要采取水平井、压裂改造等技术措施才能获得商业气流。本文主要针对本区低渗致密砂岩气藏产能变化特征进行分析，为后续开发及指标预测提供支撑。

简介：针对川西坳陷新场气田上侏罗系蓬莱镇组JP2低渗砂岩气藏开发中后期存在的问题，在对气藏进行精细描述的基础上，结合生产动态资料，分析了剩余气的分布特征。在对气藏进行局部加密井调整、老井挖潜、未动用储量开发可行性研究的基础上，针对不同类型的剩余气分布进行开发调整方案研究，最终预测提高气藏采收率3．44％。

简介：摘要：压裂施工过程中，水基压裂液压后破胶不彻底，滤液的滞留以及残渣吸附对储层造成不可避免储层伤害。致密储层孔喉细小，残渣粒径远大于孔喉半径无法侵入储层，本文采用破胶液滤液对基质岩心伤害评价和破胶液残渣对支撑裂缝导流能力的影响来评价瓜胶压裂液对致密储层的伤害性能。实验结果表明，破胶液滤液对基质伤害主要表现在破胶液的粘度、压裂液破胶是一个持续过程，瓜胶浓度降低、压裂液注入量的减少，都有助于降低压裂液残渣对支撑裂缝导流能力的伤害。表界面张力，粘度越高、表面张力越大对岩心伤害越大，提高助排剂的性能和实现压裂液彻底破胶有助于降低储层伤害。建议现场实验可以采用低残渣压裂液或者强氧化剂、酸以及螯合剂复配的强效破胶剂来降低残渣对导流能力的伤害。

简介：摘 要 目前低渗致密砂岩气藏提高采收率主要措施为增压开采、钻加密调整井、查层补孔、间歇开采、排水采气、重复改造等。丹凤场气田须四气藏为低渗致密砂岩气藏，经过30余年的开采，通过加密调整挖潜等措施，气藏采出程度从2.3%提高到9.6%，虽然取得了一定成效，但是总体来看气藏储量还未得到有效动用，气藏采出程度偏低。因此在梳理丹凤场气田须四致密气藏开发历程的经验基础上，明确后期挖潜调整方法，对提高气藏储量动用程度和开发效果具有十分重要的意义。

简介：四川盆地川中地区在晚三叠世表现为大型前陆缓斜坡,由于受多物源控制,发育多种类型大型三角洲沉积体系,是储层广泛发育的基础。须家河组储层总体低孔低渗,具有多层叠置连片分布特征。由于须家河组＂三明治＂式生-储组合,使源-储大面积接触,决定了天然气近源持续充注,因而含气具有普遍性,局部富集。研究认为,川中地区须家河组主要为低孔渗岩性气藏,具有无明显圈闭界限、低丰度、气-水关系复杂等共性,同时在成藏时期、构造影响程度等方面存在差异性,分析指出前陆盆地不同构造单元的差异、盆地烃源岩分布及储层品质是形成岩性气藏差异性的主要原因。

简介：摘要：由于低渗气藏低渗、低产、低丰度的地质特点，给气藏工程研究带来困难，在D气田开发中，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进行了研究，形成了气藏工程配套技术，对低渗致密气藏开发有重要指导意义。

简介：通过实验研究不同含水饱和度下岩心的渗流特性，解决了滑脱效应与启动压力相矛盾的问题，结果表明：在低含水饱和度下，岩心中气体渗流主要受滑脱效应的影响；而在高含水饱和度下，则主要受启动压差的影响。用误差更小的回归法计算出不同含水饱和度下的启动压力，并在其它条件不变的前提下，按比例改变岩心的长度，结果启动压力（梯度）的改变却不成比例，由此认为仅利用启动压力梯度计算井距这一方法并不合理。图2表1参7

简介：摘要：低渗透油田是指低孔、低渗、低丰度以及单产能低的油田。随着建设时间的延长，我国的低渗透油田普遍出现原油产量逐渐下降、综合含水量上升、地面系统布置不合理的问题，增大了低渗透油田的开采难度，低渗透油田中的原油具有密度小、黏度低的特点，并且石油流体的流动速度不均匀，开采过程中需要严格控制。由于低渗透油田具有低孔和低渗的特点，开采过程中需要根据低渗透油田的实际情况来选择合理的采油工艺。为了低渗透类油田更好地发展，我们对低渗透油田采油工艺的应用进行了简要研究，希望能在日后地渗透油田的开采工作提供借鉴和科学依据。

简介：本文采用齐成伟的环形裂缝群复势通式,重复陈小凡等人的推导过程,得出了低渗气藏中分支水平井的产能预测公式。结果证明,该预测公式可以严格退化为陈小凡等人的低渗气藏水平井产能修正公式。

简介：物质平衡方程计算动态储量已被广泛地应用于气藏开发研究中,但该方法对地层压力精度要求较高,地层压力准确与否直接影响储量计算结果的准确度。在低能量储层及致密气层中,常规的试井测压要测得准确的地层压力需要较长的关井时间,会影响到气藏的正常生产。当气井进入拟稳定流状态后可以利用流动物质平衡对气井单井动态控制储量进行计算,该方法主要依据容易获得的井口压力,较好的解决了地层压力资料较少情况下动态储量的计算问题。在应用物质平衡法计算低渗透气藏动态控制储量时,为避免认识上的偏差和计算结果的失真。应该首先判断流动是否达到拟稳定流,并应用拟稳定以后的数据进行分析,不能笼统地将所有数据点回归为一条直线。

简介：低渗气藏压裂气井产能测试中，常常出现利用测试数据计算的气井无阻流量值小于实际测试产量的现象。以河流相沉积低渗储层为例，通过单井模拟方法，探讨分析了造成上述现象的原因。研究结果表明：不渗透岩性边界是造成计算的气井无阻流量小于实际产量的主要原因，且河道砂的宽度越小，测试中气井产量越高，这种现象出现的可能越大。对低渗裂缝性储层中的压裂气井，当储层渗透率各向异性特别明显时，也可出现类似狭窄条带边界影响的现象。

简介：从气水相对渗透率实验入手,考虑了水锁实验的实验条件,研究了不同实验条件对气体渗透率恢复率的影响.实验表明,驱替气源中水饱和蒸气压条件及初始气驱压力等对水锁实验结果有影响,其表现形式多样,使通常水锁实验得到的渗透率恢复�

简介：摘要：在储气库建库过程中，新井卡层是一项工作重点。在东濮凹陷的储气库往往使用顶部盐膏层作为盖层，盐膏层距离储层发育很近使得卡层难度大大提高。通过采用地层精细对比和目的层精准预测的方法结合录井卡层，卡层精度得到提高，达到了精准卡层的目的，为后续枯竭砂岩气藏型储气库的卡层提供了方法支撑。

简介：川东石炭系气藏低渗区井网密度较中、高渗区低，井距大，对低渗区储量的控制程度差是导致当前低渗区采出程度低的重要原因。提高低渗储量采收率必须对现有井网进行调整，气田合理井网部署的重要因素之一是合理井距的确定。从确定气藏合理井距出发，采用多种分析计算方法，得出川东WBT气田石炭系气藏低渗区直井与水平井合理井距，为川东地区石炭系气藏低渗区开发井网的合理部署提供了依据。表2参6

简介：摘要：随着化石能源开发政策的不断调整，低渗透、致密、页岩等非常规油气藏的开发逐渐提上日程。低渗透油藏因渗透率低，原油流动性差，开发成本高，效果差等诸多不利因素，成为制约该类油田开发的主要原因。目前低渗透油藏主要通过压裂提高储层渗透率改善原油流动通道进行开发。储层裂缝与基岩之间的流体交换成为压裂后原油进入裂缝的主要方式。渗吸是湿相依靠毛管力自发进入毛细管将非湿相替换出来的过程，是在低渗透油藏开发中普遍存在的一种自发现象。

简介：【摘要】：本文介绍一种凝胶泡沫暂堵分流剂，在注水井或油井首先注入凝胶泡沫暂堵分流剂，然后注入气体，在井筒和地层运移过程中形成凝胶泡沫暂堵分流剂；最后进行正常的酸化或压裂工艺，注入酸液或压裂液；施工结束后通过注水或采油将低压渗透层的凝胶泡沫暂堵分流剂体系破解。

简介：摘要：油田开发阶段不同所使用的技术也不同，对于开发处于中后期的油藏来说，一般都会采用分层注水工艺技术来提高油井的产量。然而，为了増强注水技术的有效性，必须不断对多种注水技术的适用性进行研究，从中选择最佳的工艺技术方式，从而提升原油的采收率。

简介：摘要：低渗凝析油气藏普遍存在着开发初期自喷能力强，生产过程中压力下降幅度大，并且低渗储层强敏感性+流体特性双重夹持，停喷下泵后产量难以恢复。受储层、流体性质等影响，水驱动用程度低，基本依靠枯竭式开采，采油速度低，采出程度低。本文以板中东区块为例，介绍了天然气驱在该区块的研究与应用，探讨低渗凝析油气藏提高开发效果的技术手段。

简介：摘要凝析气藏作为重要的特殊油气藏类型，经济价值很高，但开发过程很复杂。在开采过程中，凝析气藏油气体系的渗流伴随着复杂的相态变化。制订合理的开发技术政策，抑制反凝析伤害，保持气井稳定生产，是凝析气田高效开发的关键。

简介：摘要：在石油资源最早应用及开采的短短百年时间，石油施工技术人员克服了一个又一个技术难题，创造了巨大财富。目前，石油开采正将注意力转向低渗透领域，通过技术与开采工艺创新相结合，逐步探索出一套我国自主研发的低渗油气藏试油气配套技术。