低渗透油藏改善开发效果的主要技术措施

低渗透油藏在油田勘探开发中的地位越来越重要,由于低渗透油藏具有复杂的地质特征和特殊的渗漉规律,开发中暴露的矛盾越来越突出．主要是开发系统工程技术不完善、不配套,采收率低,开发效果差。因此。针对低渗透油蘸的特点,分析开发中的矛盾和问题,研究改善开发效果的技术措施,提出下步潜力和开发对策．以提高低渗透油藏的开发水平。     

对提高我国低品位石油资源开发利用效率的探讨

低品位石油资源是在现有技术经济条件下,开发难度大或经济性较差储量的统称.制约低品位原油资源开发的主要因素有开发投入高、产出效益差;现有政策对低品位石油资源开发的支持力度较小;石油企业传统的管理运行方式影响了低品位资源开发效果.提高低品位石油资源开发利用效率的建议包括调整石油财税政策,鼓励低品位资源开发;建立储量交易制度,为实现资源有序流动奠定制度基础;鼓励石油存续企业和资源所在地有关单位组建油公司,合理、有序地开发低品位石油资源.     

低渗透油藏差异开发技术研究与实践 ——以济阳坳陷博兴洼陷为例

为提高低渗透油藏储量动用率和原油采收率,在总结博兴洼陷低渗透油藏研究成果及各种资料的基础上,依据低渗透油藏的地质特点和储层物性特征,通过理论研究和室内实验相结合的方式,研究了低渗透油藏的渗流机理,因不同渗透率级差低渗透储层流体渗流特征不同,将低渗透进一步细分为普通低渗透、特低渗透、超低渗透。对开发难度大的特低渗透、超低渗透油藏采取了常规注水开发、小井距注水开发、大型压裂弹性开发、气驱开发和长水平段水平井非常规开发等一系列差异开发技术,取得了明显的技术进展,并对这些技术在低渗透油藏开发的适用性进行了评价。研究认为,博兴洼陷低渗透油藏内的流体均具备一定的流动能力,通过差异开发技术改善渗流特征,可以实现有效动用。     

安塞低渗透浅油层有效开发技术

低渗透油田开发效果普遍较差,为了更好地开发,以获得较高的经济效益,本文主要阐述了首次开发安塞低渗透浅油层油田的成功经验,总结、提出了低渗透浅油层油田开发的技术思路、技术措施及取得的经济效益。     

低渗油藏压裂改造工艺的研究与应用

濮城油田W42、W43断块属于典型的低孔、低渗、非均质油藏,采取常规开发方案无法对其进行经济有效的开采。通过油藏地质特征、开发历程及现状分析,区块油井普遍存在四低现象(产能低、液面低、含水低、采出程度低)。从油藏压裂改造工艺研究出发,对油藏油水井相继实施压裂改造,实施油水井均取得了良好的开发效果,区块油藏开发指标得到明显改善。     

海上低渗透油田开发特征及开发技术对策

海上新开发油气田中,低渗透油藏储量所占比例越来越大。与陆上低渗透油田相比,海上低渗透油田的开发更具有挑战性。在对海上低渗透油藏地质特征深入研究的基础上,总结分析了其开发生产特征及开发过程中面临的问题,结合陆上低渗透油田开发实践经验,提出了适用于海上低渗透油田开发的技术对策,对今后海上低渗透油田的开发具有重要的借鉴意义。     

长庆油田：全新模式促发展

近年来,长庆油田在低渗透勘探开发方面取得举世瞩目的成绩.苏里格气田是世界罕见的低渗、低压、低丰度气田,属于非均质性极强的致密岩性气藏.它的勘探开发是我国低渗透油气勘探开发技术领域的试金石,集成创新的12项开发配套技术和低成本开发方略,树立了中国石油开发低渗透油气田的典范,为开发类似气田积累了宝贵的技术和管理经验.     

低渗透油田开发决策风险性评价研究

开发低渗透、低丰度、低产量的复杂油藏的风险性较大，本通过对影响开发决策风险性的因素进行了分析，通过采用概率统计理论对低渗透油田开发风险性进行评价研究，可降低油田开发决策的风险性，对“三低”油藏的开发具有指导性意义。     

低渗透油藏Q1块同步注水开发设计与实践

Q1块是辽河油田近年来发现的低渗透油藏,油藏储层孔隙度及渗透率低,属于低孔低渗储层,且储层水敏性强,油藏原油黏度高、性质差,有效开发难度较大.针对Q1块渗透率低、油品差、有效开发难度大等开发难题,进行了低渗透油藏同步注水开发的研究与探索;并对低渗透油藏的开发层系、注采井网、水敏防膨体系等问题进行了优化设计.实践证明只要...     

海上低渗透油田开发基本矛盾和主控因素研究

根据低渗透油藏储层孔喉细小、流体流动困难、孔隙度低、储量丰度较低等地质特点,以及采油井自然产能低、注水井吸水能力差等开发特点,针对海上油田的开发条件,研究了海上低渗透油藏开发的极限注采井距、平面波及系数和纵向动用程度、注采平衡等问题,分析了海上低渗透油藏开发所要解决的三个基本矛盾,即"少井开发"与"建立有效注采"的矛盾、"高效动用"与"波及程度低"的矛盾、"高速开发"与"注采不平衡"的矛盾,指出矛盾产生的主控因素是海上油田开发井少,导致原因是海洋环境和开采高成本。在此基础上,研究了实现海上低渗透油藏有效开发的技术突破方向,指出应从提高单井产量、降低单井工程投资分摊两方面入手,在井型井网和注采方式上探索有效开发新模式。