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低渗透油藏试井解释技术存在哪些问题？1主要存在四方面试井问题（）关井测压时间长，许多试井资料未出现径向流（）12考虑存在启动压力梯度，与实际油藏存在误差（）低孔、特低渗、非均质性严重，油层3砂体的接触具有多样性，现有试井无法回答导数曲线是否能反映储层砂体的小尺度变化（）大量产水油井的压力恢复试井曲线异常形状，传统单相流体试井模型认为导数曲线上4翘是储层性质变差的表现，现认为是多相流流度变化所致应该利用现代试井分析技术，提高试井解释质量以及缩短测试时间、节省成本更重要的是极大地改善对低渗透油藏的试井资料解释的应用效果，对制定有效的开采措施、减缓油田的产量递减和制定有效的油田开发方案有重要意义试井的定义？2试井是以渗流力学为基础的动态测试方法，是指在不同工作制度下测量井底压力和温度等信号的工艺过程以及资料分析低渗透油藏测试特点？3DST测试工具用钻杆（或油管）下入目的层之后，通过对测试阀的控制实现对地层的地下开关井来达到测试目的（）流动压力随流动（开井）时间的增加而上升（）流动时间短，油12井真实差能不易确定（）关井时间短，压力恢复程度低3为什么说油气井试井是一项复杂的系统工程4油气井试井是一项复杂的系统工程（）严密的测试设计（）应用高精度的仪器设备进行12现场测试（）配合测试进程多次开关井，准确计量产量，并处理好产出的油气（）以复杂34油气藏为背景的渗流力学理论和方法（）以反问题理论为基础的试井解释软件（）结合地56质、物探、测井、油藏及工艺措施的油藏动静态精细描述为什么说试并贯穿于油气田勘探开发全过程？5试井贯穿于油气田勘探开发全过程（）勘探井试井；（）开发准备阶段的试井（产能试12井、压力恢复试井、干扰试井、动储量评估试井）；（）开发中后期的动态分析试井；（）34针对特殊问题的试井变渗透率试井特点及用途？6变渗透率试井要适用于渗透率随孔隙压力变化的储层参数解释对于无限大储层试3井压力曲线，在中、后期不再象常规无限大油藏那样恒等于而是导数曲线上翘,孔隙介05质变形越严重,上翘程度越大介质变形主要影响曲线的中、后期形态,而对早期纯井储段曲线的特征影响不大在早期纯井储段，曲线特征与常规油臧的相同,是一条斜率为45的直线主要用于介质变形的油藏，一类是深层高温高压油藏，另一类是低渗透油藏容易产生塑性变形的油藏主要是胶结砂岩油藏、泥质砂岩油藏和低压低渗油藏的参数解释低渗透油藏试井工艺技术？7（）环空试井（）井下关井试井（）永久式井下监测装置（）毛细管试井测试工艺1234（）智能井技术（）连续油管测试系统56驱适合的油藏地质条件？8CO2答（）储集层具水动力学封闭性（）没有大的天然裂缝（）油藏温度一般低于℃123120（）油层厚度在油层非均质性不大严重,层间干扰小（）油藏深度储
42.5T80m,5600-4000m层流体条件（仅对混相驱）（）原油粘度低于密度小于（）油层剩余油饱和615mpa
30.8767度大于（）原油富含组合,石蜡、沥青质含量少35%8C2-C6不（微）溶流体则不会流动煤层气解吸后从基质孔隙到割理的流动属于气液两相系统，游离气微溶于水游离气从基质孔隙非线性渗流至割理游离气从基质孔隙非线性渗流至割理模型该种情况不满足浓度扩散理论（）属于气液两相系统；（）游离气微溶于水12考虑范德华力、毛管力、浮力、分子力、粘滞力、界面张力、压差等非线性渗流模型（求解方法尚未建立）影响天然气藏合理配产的主要因素有哪些？为什么？51）稳产期保持气井具有一定的稳产年限,只有合理的配产才能保证气井稳定向下游1长期供气，保证气藏的可持续稳定高效开发对于一个采气速度对采收率无明显影响的气田，配产应依据气田稳产时间及经济效益在气藏储量一定的情况下，气藏的稳产期限受配产的制约，气田的配产越高，其稳产期也就越短气藏开采速度小，稳产期长，但同时应从经济效益进行考虑，开采速度小则投资回收期长，生产周期内的财务净现值小，经济不划算因此，对该类气藏的配产应根据稳产时间并通过经济评价以达到最好的经济效益）采气速度气藏的开发应首先考虑最大限度提高采收率对于具有储层敏感性的气藏，2不合理的开采速度会对储层造成伤害，提高了气藏废弃压力，从而降低采收率因此采气速度的控制原则如下
①对于理想气藏，采气速度可以服从生产任务需要
②对于近理想气藏，采气速度基本可以服从生产任务需要
③对于一般气臧，采气速度需要因考虑主要伤害因素而受限制
④对于复杂气藏，采气速度需要因考虑多种伤害因素而受严格限制低渗气藏无应力敏感，对于没有水、反凝析及出砂等影响的低渗气藏可根据市场需求放大压差生产，采用稀井高产的方式，降低投资成本）产水气井生产过程中,出水是重要3的影响因素有边、底水的气藏单井配产过高时，就会引起边水舌进和底水锥进从而造成以下几方面的影响
①造成死气区；
②由于气层均为水湿性，孔隙、孔洞、裂缝的周壁都存在薄膜状水,边底水的侵入，使得水膜加厚，气相渗透率急剧降低；
③导致气井过早水淹最终降低气藏采收率）井底积液气井生产中,气体将地层产液携带出井筒所需的最4小流速被称为气体携液临界流速地层水进入井底后，井筒出现气液两相流对于原始地层含有层内水的气田而言，井底积液的问题可能会影响配产应保证气井产量大于临界携液速度，避免井底积液对产气的影响理论上讲，在气井井筒内液体若要流出井筒不一定是在环雾流流型下才能实现，即使井筒内存在多种流型或其它单一流型，如果井筒内压力足够高以克服多相流动造成的更高的摩阻依然可以保证气井内流体正常生产流动而不会造成井筒内的积液但在一般情况下，环雾流下气体携带液体的效果是最好的，按照传统的观点来看，一旦井筒内出现了搅拌流或段塞流，不满足〃液滴〃模型，气体携液能力就大大下降因此将气体产量小到一定程度，使井筒内出现非环雾流时的气体产量称为气体携液临界产量，并认为低于临界产量的气井产量就会出现〃井筒积液〃筒出砂出砂伤害:
①出砂的排出可局部改善储层渗流状况；
②储层骨架破坏造成出砂在储层或近井地带堵塞地层，劣化流体渗流；
③地层产出砂容易在近井地层形成堆积并堵塞孔喉，造成近井地带渗透率降低在岩石发生坍塌破坏之前，地层中游离砂产生的微粒运移伤害，造成储层的相渗降低了左右随着气体流速25%的增加，受剪切应力的作用储层骨架遭到破坏,近井地带大量出砂在游离砂和骨架砂的复合作用下，储层的相渗降低至储层原始渗透率的左右；
④水侵和出砂都会劣化储层近20%井渗流，两者的复合对渗流影响更甚在实际气藏开发中，地层产水后，储层中粘土矿物遇淡水极易膨胀和运移，胶结变差，储层更易出砂在水砂复合伤害的情况下，气藏的绝对渗透率和气相相对渗透率降低降同时降低，气体绝对渗透率在双因子的作用下急剧降K低其对近井地带渗透率的伤害程度是单一因子伤害程度的倍数关系
⑤如果气藏进行机械防砂实验，当气藏近井地带出砂时，砂粒被防砂屏障阻挡不能进入井筒，但同时也在近井区域形成砂堵，随着出砂量的增加，近井筒地带堵塞程度逐渐上升，这在一定程度上就降低了气井的打开程度，增大了近井区域的表皮系数，降低了气井产能）反凝析凝析6气藏开发必须研究气藏烽类相态特征,配产时要尽量考虑地层压力高于上露点压力，若配产过高地层压力下降快，压力低于上露点压力后,天然气中的重煌组分（以上）则会在储C5层析出，造成气相渗透率下降，气井产量下降与中高渗油藏相比，特低渗油藏中的孔隙结构和水驱油效率有何主要差异？52（）孔隙结构差异特低渗油藏渗透率忘中高渗油藏渗1IX10-3m2K10X10-3m2,1111透率特低渗油藏相对于中高渗油藏存在启动压力，注水困难，50X10^m2^K2000X10-3nm2o致密基质中的油难以驱替，产能产量低，水窜严重，油中暴性水淹，不能应用达西公式特低渗油藏孔喉比大（以上），对驱油效率影响起着决定性作用；中高渗油藏孔喉比小100（2〜5）,对驱油效率影响相对较小
（2）水驱油效率差异特低渗油藏水驱后残余油饱和度大约为相对于中高渗油藏，特低渗油藏水驱后微观残余油的潜力很大中高渗油
36.5%,藏驱油效率与渗透率有很好的相关性，特低渗油藏中则无明显相关性你总共听过几个关于低渗透油藏的讲座，概述主要内容53答目前为止，我听过个关于低渗透油藏的讲座，其中有杨胜来老师主讲的“低渗透油藏注气提高采收率技术进展”，程时清老师主讲的“低渗透油藏试井”,何顺利老师主讲的“低渗透油藏工程新理论新技术”和岳湘安老师主讲的“特低渗油藏提高采收率技术的几点思考二其主要内容都是围绕低渗透（特低渗透）油藏开发来讲的，程时清老师主讲的“低渗透油藏试井”是围绕低渗透油藏试井，通过产量、压力、地层属性来反求地层信息的反问题求解方法来计算储量，研究制定开发方案等；杨胜来老师主讲的“低渗透油藏注气提高采收率技术进展是通过向低渗透油藏注气（主要是）的机理及提高采收率方法，来C02设计气驱，从而达到增产，提高采收率目的；何顺利老师主讲的“低渗透油藏工程新理论新技术主要就低渗致密储层物性描述，相渗规律研究来制定开发方案；岳湘安老师主讲的“特低渗油藏提高采收率技术的几点思考”主要讲目前我国低渗（特低渗）油藏特点、水窜治理（堵水调剖）、化学驱等规律的研究及思考，来引导我们关注低渗油臧的开发、蒸汽井汽窜产生原因及特征？54汽窜产生的原因答案一汽窜的原因可以是
①层内或层间强非均质性；
②厚油层内严重蒸汽超覆；
③相邻井间注采过程同步进行，注入流体沿井间主流线舌进；
④多吞吐周期后呈现井间热连通或压力连通；
⑤注汽参数不合理答案二分析汽窜现象，主要有以下几方面原因
①井网密度大；
②蒸汽超覆现象；
③地层胶结疏松；
④注汽参数不当产生汽窜的还有其他一些原因，如微裂缝的存在、固井质量差、原油粘度高、邻井注采不同步、构造应力场和油层倾斜等因素汽窜的特征矿场通常根据以下注采动态判断汽窜相邻井注汽时，生产井产液量增加，含水率上升，井口温度上升；汽窜严重时，相邻井注汽，生产井产水量急剧增加，含水接近并伴有一定蒸汽此外，不明显现象为相邻井注汽,生产井产液量或含水率上升，100%,井口温度上升，井口不一定伴有蒸汽补充内容汽窜主要有两种形式构成蒸汽窜一由于井距较小，油井投产时间不同，地下亏空和地层压力出现差异，井间高渗透层在较大压差作用下容易形成蒸汽窜流通道，导致汽窜；热水窜-在稠油吞吐过程中，除部分生产井形成蒸汽指进造成真正的汽窜外，大部分汽窜（严格来说应该热水窜）多发生在井间所形成的高含水率通道，此时从注汽井注入的蒸汽冷凝的热水发生指进，即热水很快窜到生产井当热水采出后，温度达到以上时，100C可从井口见到闪蒸出来的蒸汽、热力采油中主要技术及关键问题？55主要技术（自己写的）蒸汽吞吐；蒸汽驱；热水驱；蒸汽辅助重力泄油（）等在SAGD热力采油中，注蒸汽开采的产量约占以国内辽河油田为例，目前稠油开采的方式仍97%然以蒸汽吞吐为主，稠油产量的来源于蒸汽吞吐，其余来源于蒸汽驱和等80%20%SAGD参考资料稠油油藏一般采用热力开采，就其对油层加热的方式可分为两类一类是把热流体注入油层，如注热水、蒸汽吞吐、蒸汽驱等等；另一类是在油层内燃烧产生热量，称就地（层内）燃烧或火烧油层（火驱法）关键问题（仅供参考）稠油热采深度堵调参数优化设计技术:通过分析蒸汽吞吐的汽窜L动态和汽窜方式，利用相似模型进行汽窜物理模拟研究，目的在于确定汽窜的基本规律，同时为通过油藏数值模拟研究汽窜体积提供一定的基础参数稠油油藏复杂结构井热力
2.采油技术:针对大部分稠油油田中蒸汽吞吐已经进入高轮次吞吐阶段改善开采效果的重大技术问题，建立了稠油油藏复杂结构井热力采油开采技术稀油油藏注蒸汽热力采油技
3.术:我国大部分油臧常规水驱采出程度低，开发效果逐年变差，如何转变开采方式成为当前提高采收率技术的重点稠油油藏热力采油井现代试井分析技术研究:与常规试井相似，
4.稠油油藏热采井试井也是在关井停注后立即测取压力随时间的变化资料，经过资料解释获得油藏特性和预测油井生产动态的必要信息热采井试井是在蒸汽吞吐、蒸汽驱或火烧油层等热力采油井中进行不稳定压力分析由于热力采油的机理不同，热采井的试井模型不同，油层内为非等温渗流过程，驱替过程中存在明显的区带特征由于热力采油各区带之间的流体流动特性差异较大，而且区带的大小是热力采油生产动态的重要因素，区带前缘的监测和控制是目前制约热力采油技术实施成败的关键因素、从气候及采收率角度分析埋存机理及用途？评价方法？56CO2目前对于地质埋存机理主要考虑为四种（）水动力埋存能以自由的气相C021CO或超临界流体被圈闭在低渗透盖层之下，类似于天然气藏中天然气的圈闭，这种埋存机理被称为水动力埋存需要说明的是，盖层应该处于水平或形成一定的拱形以确保不能CO侧向逃逸，是一种重要的短期埋存机理（）束缚埋存当地层水进入或闯入断塞时，2CO2由于相对渗透率滞后和毛管力滞后引起在地下储层中运移时留下束缚气饱和度的痕迹，CO此种埋存机理称为束缚埋存例如，孔隙体积的一部分被所充填而不能运动因此，CO2通过束缚气形式埋存于储层中为一个很长的时期（）溶解埋存当被注入到储CO3CO层中，部分注入的将溶解到地层水中，并以溶解态的方式通过分子扩散、分子弥散和CO2对流进行运移，极低的地层水运移速率确保了在地层中的长期（地质时间尺度）封存CO在水和油中的溶解是压力、温度和水的矿化度或原油组分的函数只要储层的物理状CO2况不被扰乱，溶解的就会一直滞留在水相中饱和了的水比未饱和的水重，这种C02C02密度的差异进一步导致自然对流的发生，从而增加了的溶解效率（）矿化埋存C024C02能够直接或间接地与储层当中的原始矿物质发生反应,最终形为一种固体矿物质，此种埋存机理称为矿化埋存矿物埋存是一种长期的、安全的（）封存机理C2通过地质埋存一方面可以将其注入油藏达到提高采收率的效果，另一方面可C02以有效地控制全球气候变暖，对全球碳减排和能源供应起到举足轻重的作用评价方法张洪涛等利用圈闭体积法、溶解度法和埋存容积法初步估算中国C02地下埋藏总体积（）地质埋存机理14548X108,1C02碳埋存领导人论坛（）有详细描述CSLF物理埋存与储层空间有关化学埋存与流体有关（）埋存潜力分析2理论埋存量，有效埋存量，实际埋存量和匹配埋存量、画出低渗油藏常用井网形式59（）直井布井，采用菱形反九点，中间一口注水井，若存在天然裂缝，菱形的1长对角线与裂缝方向平行，其优点是垂直裂缝走向的排间距最小，可提高侧向井的产油量，延缓井排方向的见水时间，后期裂缝线上油井含水上升到一定程度，对其实施转注，形成五点井网排状注水；（）水平井与直井联合布井，交错井网；
2、地质埋存评价方法及各自特点？60C02关于地质埋存的评价体系，主要包括埋存量与提高采收率潜力评价、埋存点C02的适应性评价以及经济评价埋存量与提高采收率评价主要有两种方法物质平衡法和类比法物质平衡主要考虑浮力、重力超覆、流度比、非均质性、含水饱和度以及水体强度等因素的影响，可以应用于衰竭油藏中二氧化碳有效埋存量计算，也可以用于利用二氧化碳提高采收率油藏中二氧化碳有效埋存潜力计算；类比法主要是从利用二氧化碳提高石油采收率项目中实际数据获得的计算方法，因此该类方法主要应用于注二氧化碳提高石油采收率油藏中二氧化碳有效埋存量计算该方法需要从实际油田大量的实践中获得相关系数储存地点适应性评价主要是模糊综合评判方法模糊综合评价方法应用于某一具体二氧化碳地质埋存及提高石油采收率候选目标储层评价中时,，取得理想效果的关键是单因素评价向量的确定二氧化碳驱油及埋存经济评价从评价分析层面来讲主要有两类一类是微观技术经济评价；二是宏观技术经济评价这两类评价主要在评价立场、评价目的、经济含义、计算范围和评价指标五个方面有所区别，同时在计算方法、计算形式、计算指标等方面存在着相似点、煤层气井钻井工艺技术的特点是什么？61（）井身结构煤层气井的试井开采工艺步骤是套管射孔、水力压裂、抽排降压、1解吸采气因此，确定煤层气井井身结构时必须综合考虑首先，技术套管尽童下至煤层顶部地层，避免发生漏、塌、卡等复杂情况，确保煤层井段采用低密度优质钻井液，实施近平衡钻井技术，有效地保护煤储层其次，煤层底界到套管浮箍的‘口袋”留深应满足煤层含水量及完并降压采气的要求，试井抽排时既可容纳一定沐积的地层水利于降低地层压力，使甲烷气尽快解吸，又要便于聚集产出的煤粉及碎屑物，防止堵塞渗流通道所以，一般口袋长一第三,生产套管固井时采用两凝水泥，煤层段采用正常密度水泥浆，以提高水泥环强度和封固质量上部井段采用低密度水泥浆，以防止水泥浆失重影响固井质量（）钻井工艺煤岩机械强度低，可钻性好，但易破碎垮塌，造成井下复杂情况在2煤层段制定钻井参数的原则是，既要做到安全生产，又能有效地保护煤层煤层段钻井技术措施是放大钻头喷嘴尺寸，减少压降及循环压耗，防止射流冲蚀井壁钻具组合采用光钻挺加随钻震击器结构，当煤岩垮塌井下出现复杂情况时，能及时处理煤层气井的钻井参数与常规油气井相比,钻压、排量和泵压较低见表接单根前将井底煤层岩屑循环干净，上提下放无阻卡后先提出方钻杆再停泵，接单根后先开泵再慢慢下放钻具起钻前循环钻井液时，钻头应避开煤层段起下钻控制速度，下钻到底后用小排量慢慢顶通水眼，禁止堵水眼后憋回压大幅度猛提猛放,防止因操作不当产生压力激动损害煤层（）钻井液钻井液煤储层孔隙压力低渗透性差钻井液侵入将会导致煤层污染影响煤层3的产量因此，实施煤储层保护技术难度较大（）取心工艺煤层取心不但要求煤心完整,而且应尽量减少甲烷吸附气的散失,这样4才能正确计算吨煤含气量，预测产气能力，确定钻井布置和开采方式甲烷含气量测定的误差取决于煤层岩心从取心钻进到装入解吸罐所用时间的长短，即取心时间、起钻时间和煤心样品到达地面后装入密封解吸罐所需时间的总和越短越好（）井控技术钻煤层气井时根据近平衡压力钻井中甲烷气解吸后滑脱到井口时产生5的大压力，来选用封井器的压力级别井口装置应配套齐全，安装除气器、液气分离器和方钻杆下旋塞，以便发生气侵并涌时能及时排气处理甲烷气易燃、易爆，在煤层段作业施工中井场树立风向标，井场内禁止动用明火，禁止空井等停，严格按气井作业要求执行井控技术条例、煤层气多分支水平井的增产机理？62（）提高了导流能力水平井内流体的流动阻力相对于割理系统要小的多（）增加12解吸波及面积，沟通更多割理和裂隙多分支水平井在煤层中呈网状分布，将煤层分割成很多连续的狭长条带，从而大大增加煤层气的供给范围、油田开发中需要解决的主要问题有哪些？你是如何认识的？63井网，采油速度，经济效益的平衡问题；用最少的成本获得尽可能多的经济效益问题油田开发方式的选择，确保能够尽量用同一套设备开发油藏并取得较好的米收1率井网，井距优化确保但井具有较高的控制储量和较大的面积波及效率2注入介质的选择在不大幅度改变油藏储层主要参数（主要指渗透率和润湿性）3的前提下，获得较高的驱油效率油田含水率上升到一定阶段的调整技术（调整方式，调整时间等）4油田开发中后期，剩余油的分布及相适应的方法的选取5EOR个人认识高效开发油田实际上是，油田的最终采收率，采油速度，经济效益的平衡问题，通过适当选取合理的开采技术和参数保证油田在较高的采油速度条件下有较长的高产稳产期限即用最小的经济投入获得尽可能多的经济效益注提高采收率需解决哪些技术问题？9C02驱油提高采收率技术从上世纪年代就已经开始，在美国、加拿大、前苏联C0250等国家进行了大规模的实施然而，我们国家提高采收率起步较晚,需要解决的问CO2题还很多，主要包括以下几方面（）驱油油藏的筛选及驱油潜力评价；（）1CO22CO2注入油藏后的运移监测技术有待研究；（）注入后与原油系统相态理论；（）注3CO24工艺技术的研究以及方案的制定CO2驱提高采收率的幅度和范围是多少？请简述驱机理以及驱提高10CO2CO2CO2采收率相关技术CO2驱提高采收率的幅度和范围一般提高采收率7%〜15%；驱机理顶替作用、溶解气驱作用、提高注入能力和酸化解堵能力、溶解降CO2粘作用、膨胀作用、混相效应、改善油水粘度比驱提高采收率相关技术
①油藏描述技术
②与原油的相态理论、多相多CO2CO2组分状态方程和混相理论
③数值模拟技术
④驱过程储层物性参数变化理论及预82CO2测方法
⑤窜流通道识别理论、方法及防止窜流的对策
⑥驱油藏工程与采油工程技CO2术气驱提高采收率的机理及技术缺点？11注气提高采收率技术包括混相和非混相两种方式根据注气气体类型的不同，注气混相驱可分为炫类气驱和非炫类气驱，烧类气驱包括干气驱，富气驱等,非燃类气驱包括驱，驱，烟道气驱；CO2N2机理
①顶替作用
②溶解气驱作用
③提高注入能力和酸化解堵能力
④溶解、降粘作用
⑤膨胀作用
⑥混相效应
⑦改善油水粘度比技术缺点
①气源问题有无，成本
②注入设备（高压气体较危险）
③注入能耗（压缩气体需要消耗电能，而水驱足可以靠水柱的高度）
④不利的流度比及注入气的突破（波及效率）
⑤突破后气体的分离及处理（处理完后回注）
⑥腐蚀问题（）驱机理
①溶解气驱作用，在原油中的溶解度较大，当油藏压力降低1CO2CO2时，油藏原油中的从原油中分离出来，形成溶解气驱
②混相驱替；
③溶解CO2CO2于原油，原油体积膨胀，易于流动；
④原油粘度的降低，改善流度比;
⑤溶于水，形成碳酸，溶解钙质胶结物，提高岩石渗透率；缺点
①气源问题
②水气交注技术，形成碳酸，腐蚀设备；
③与油层中胶结82CO2物反应，生成溶于水的盐类，在温度或压力降低下，析出来；
④从原油中抽提出轻质组分，原油组分变化，导致沥青质和石蜡的沉淀；
⑤和原油的密度、粘度差异以及C02油臧的非均质性，导致粘性指进现象和超覆现象，发生气窜；C02（）（烟道气）驱机理
①混相驱替作用，注入的氮气与原油接触，达到动态混相2‘N2
②重力驱替，依靠注入氮气与原油间的重力分异作用，可以在油气构造顶部或大倾角油层的上部注气，能够保持气顶压力；
③保持油藏压力，氮气在原油及地层水中不易溶解且具有良好的膨胀性，有利于保持油藏的压力；缺点
①氮气混相驱条件较为严格，只有在高压、轻质油藏，才能形成混相
②烟道气驱存在较为严重的腐蚀问题；（）空气驱
①高压注空气，提高或维持油藏压力；
②在油藏温度压力下，通过氧化原3油把空气中的氧气消耗掉而生成烟道气，在适当的油藏下可与原油之间发展为混相驱或近混相驱；
③由于氧化反应的热效应和的溶解可以产生原油降粘、热膨胀效应CO2但对于低温氧化过程，热效应不是主要的驱油机理；
④对倾斜油藏，还能产生重力驱替作用；缺点
①生产的安全性，注空气过程中，当氧和燃在油层外混合时，会引起注入井筒内或地面管线燃烧或爆炸
②腐蚀问题，在地面注气管线中产生氧化腐蚀，破坏注入设备；气驱提高采收率设计应注意哪些问题？12⑴扩大波及效率的方法）气水交替注入一一适合高、中高渗透率储层）气体携带的a b小分子胺⑵气驱油藏管理模式）气体突破后的管理模式目前没有理想的）地面处a b理回注）突破井的管理注水油藏一一大部分原油在中高含水期产出注气油藏一一c大部分原油在高汽油比期产出⑶应用的油藏类型稀油油藏一一优先应用稠油油藏一一沥青质等沉淀应慎重应用驱适合的油藏地质条件？13CO2⑴储集层具水动力学封闭性（）没有大的天然裂缝（）油藏温度一般低于℃（）231204油层厚度在油层非均质性不大严重，层间干扰小（）油藏深度储
2.5-180m,5600-4000m层流体条件（仅对混相驱）（）原油粘度低于密度小于（）油层剩余615mpa•s,8767油饱和度大于（）原油富含组合，石蜡、沥青质含量少35%8C2-C
6、影响注气效果的几个参数变量14原油特性油藏特性油藏、、油藏倾角、储层厚度u oP oSo Dpi Tih岩石特性油湿指数、、孔隙度k驱效果评价指标15C02（）增油量相同生产时间内、相同生产制度下工吞吐期间产油量和弹性衰竭开102采产油量的差值.（）换油率:每吨可增加的油量（）提高采收率16,二氧化2C02C023碳捕集与封存技术是指什么？其封存的场所有哪些？其中哪些场所被认为是理想封存地捕集与封存技术是指将含碳燃料利用过程中产生的与其它气体分离并捕集，安C02全长久地封存在地质层中，从而避免排放入大气造成温室效应封存场所地质封存、海洋封存、固化成无机碳酸盐如油气田、地下盐水层、C02煤层和深海皿理想封存地地质封存包括不可采煤层埋存、采空的油气层埋存、强化采油回注埋存、深部盐水层埋存等多种方式总体而言，这些利用天然储层的埋存方式比较安全可靠，不仅应用上较灵活，而且也有较充裕的埋存能力导致油井含水上升的因素？哪些因素影响聚驱效果？17油井出水按其来源可分为注入水、边水、底水、上层水、下层水和夹层水导致含水上升的因素
①两相流体流度比若两相流度比相差较大，流度大的水相流动性能好，则容易快速出水（这属于正常出水，在注水开发油田中只是出水速度快慢的问题）；
②储层非均质性渗透率的差异和长期注水冲刷形成的窜流通道，都容易形成水窜（这种情况属于非正常出水）
③油田开发方法不当人为因素导致油井含水率上升，由于固井质量不高、套管损坏或者误射水层等因素（）油藏地层的非均质；（）油藏流12体的非均质；（）完井方式缺陷（如水层误射）；（）生产方式缺陷（如强注强采）；34（）作业措施缺陷等（如压裂酸化连通水层）5影响聚合物驱替效果的因素可分为三大类一，储层性质储层孔隙度、渗透率和含油饱和度的差异以及储层非均质性都会影响到聚合物驱替的效果二，驱油用聚合物的基本特性是影响聚驱效果的领一类重要因素，主要包括
①聚合物水溶性；
②聚合物溶液的稳定性，热稳定性、化学稳定性、机械稳定性和生物稳定性；
③耐盐性能；
④流变性能等等三，施工工艺设计，优良的施工工艺是保证聚合物驱替效果的一个关键因素，依据储层性质和聚合物性能优化施工工艺是聚驱的一个关键步骤油藏深部堵水调剖关键技术有哪些？18油臧开采中后期普遍存在的问题是水窜严重堵水调剖是解决水窜问题的关键技术调剖和油藏深部液流转向是同一个概念；深调的效果不能简单用吸水剖面是否明显变化来评价；注入压力与调剖效果没有必然联系；调剖剂用量大并不能表示就是深部调剖；不同堵剂段塞的组合是深部调剖的一个关键因素；堵剂的开发,深部调剖剂基本性能要求主要包括良好的注入性，抗剪切、抗指进，降低吸附损失；材料强度、与岩石颗粒的粘结强度深部调剖的实质是堵剂的确定能否真正产生封堵效果，堵剂的基本性能;堵剂能否运移到适当的位置，然后产生封堵效果深部调剖的评价方法可以用十二个字来表示“注得进、堵得住、堵得准、用得起”关键技术有
①无机沉淀调堵技术；
②无机凝胶调堵技术；
③体膨颗粒调堵技术；
④弱凝胶调堵技术；
⑤强凝胶调堵技术；
⑥交联聚合物调堵技术；
⑦泡沫调堵技术；
⑧微生物调堵技术等等简述油田开发中出水的危害、堵水调剖的目的和作用？19危害:
①降低油藏采收率；
②降低注水驱油效率；
③油井大量出水使油井出砂更为严重；
④消耗地层能量、增加生产成本、危害采油设备；
⑤加重脱水泵站负担、增加污水处理量目的:
①封堵油井高渗水流通道，调整产液剖面，降低油井含水，增加产油量；
②封堵或降低水井高渗透层吸水能力，增加低渗透层吸水，调整地层吸水剖面；
③改善高含水或特高含水油田水驱开发效果，延长油藏稳产时间，实现剩余油挖潜作用封堵油藏中高渗透水流通道，使地层中流体〃定势流向、定势压力场〃改变，提高水驱波及体积，提高产油量，降低产水量，从而提高注水开发油田的水驱采收率控制含水上升规律的因素（措施）？20（）两相流体流度比（形成非活塞式驱替，正常出水）---改变水的流度（注聚1合物）（）储层的非均质性（形成水窜，非正常出水）一调剖堵水技术（调驱）（）23油田开发方法（人为因素，恶化/改善出水）一提高决策的科学性，综合治理改善水驱效果的水动力学方法？21（）周期注水（不稳定注水）（）改变液流方向（）强化注采系统的变形井网123（）补充点状和完善排状注水系统（）提高排液量（）堵水与调剖技术（）各种调4567整方法的结合22选择调剖井的依据（）渗透率一非均质性利用渗透率变异系数和平均渗透率的大1小选择调剖井（）吸水剖面一吸水差异性利用吸水百分数变异系数选择调剖井（）注23入动态一吸水能力变化根据注入水的吸水强度来选择调剖井；对分段注水的注水井根据水嘴的大小利用最损曲线校正（）压力降落曲线一下降速度（）采出程度与含水关45系一潜力大孔道计算一示踪剂技术23加入与被示踪流体性态同步的物质（专用示踪剂或者其它驱替流体），监测被示踪流体的运动状况，从而完成井间参数分析与解释示踪剂技术主要体现在两个方面:示踪剂的类型和检测技术;井间示踪解释技术常用的示踪剂（）化学示踪剂（年代技术）；（）放射性同位素示踪剂（年代技术）；150270（）非放射性同位素示踪剂（年代技术）；（）微量物质示踪剂（年代新技380—90490术）决策技术24（）区块深部调剖封窜油藏工程决策决策技术主要包括选井决策技术（堵剂一1RE定要跟孔道匹配）；堵剂决策技术（
①研发，
②用量计算）；工艺参数设计（注入压力，注入速度）；效果预测技术（比较难）；效果评价技术（
①油井增产油量,
②水井调剖质量，
③油田开发效果，
④经济评价）（）调剖数值模拟决策25面积注水特2点一口油井受多口注水井作用，一口水井影响多口油井;调剖一在注水井上的控制调整吸水剖面;堵水一在采油井上控制封堵出水层位，调整产液剖面;调剖26近井地带调剖注入调剖剂对高渗水层经行浅层封堵一调后水驱，注入水主要进入低渗透层深部调剖;注入调剖剂，调剖剂主要进入高渗水层一调后水驱，注入水进入低渗透层，绕过凝胶屏障后，进入水层，增加了波及体积;注入调剖剂，调剖剂选择性地进入高渗水层一调后水驱，凝胶在注入水的作用下发生运移，扩大了注入水的波及体积为调剖堵水技术的成功有否物质基础提供依据27第一级微规模（）矿物颗粒、空隙尺寸、扫描电镜、薄片、光刻微观模型、剩Micro余油在空隙内的分布、数量和性质;第二级小规模（）确定油藏特性Macro0,；实验室各种岩心实验、驱替实验、测饱和度;第三级:大规模（）注k,Ct,Pc,krp-So Mega采单元内（间）对流体流动的主要障碍；油藏数值模拟、油藏工程测试；研究剩余油在实际油藏内的分布状况;第四级宏规模（）油臧级规模的平均；物质平衡、沉Giga积相研究、三维地震剩余油潜力评价指标28含油饱和度单位孔隙体积中所含原油的体积量剩余油丰度编藏深部堵水调剖关键技术有哪些？29油藏深部调剖的关键技术有
①无机沉淀调堵技术；
②无机凝胶调堵技术；
③体膨颗粒调堵技术；
④弱凝胶调堵技术；
⑤强凝胶调堵技术；
⑥交联聚合物调堵技术；
⑦泡沫调堵技术；
⑧微生物调堵技术等等各向异性油藏特点？注水开发时如何设计调整？30（）特点渗流速度方向一般情况下不与压力梯度保持一致；渗流速度大小随1压力梯度大小和方向两者发生变化渗流速度的大小都会改变，两者方向一般情况下不平行；当且仅当压力梯度方向在渗透率主轴上时，渗流速度的方向和压力梯度方向平行渗透率具有方向性的油藏叫做各向异性油藏各向异性油藏有两大类一类是裂缝作用造成的，称为裂缝各向异性油藏；另一类是沉积作用形成的，称为沉积各向异性油藏各向异性油藏中，渗流速度的大小和方向由位势梯度的大小和方向共同决定，无论位势梯度的大小还是方向发生变化，渗流速度的大小都会改变；当且仅当位势梯度方向在渗透率主轴上时，渗流速度的方向和位势梯度方向平行由于各向异性渗透率对井网具有破坏与重组作用，会明显改变原来的井网形式，所以当井网中同一注采单元内任意两口井的连线与各向异性渗透率主方向平行，各向异性油藏变换为等价各向同性油藏时，井网注采单元不会被破坏，只是形状发生变化一般情况下，各向异性油藏布井方法如下井排方向与渗透率主方向平行或垂直井排方向指同一注采单元内任意两井连
1.线；渗透率主方向指裂缝方向或沉积过程中的古水流方向各向异性油藏井网设计的计算公式为
2.d dr（）（幺）%=.%,=d其中，和々吩别为各向异性油藏陶井网的井距和排距，，和分别为等价各向a acf同性油藏井网的井距和排距，和分别是各向异性渗蟹吃最人和最小主值各向异Kx Ky性油藏在各方向的总体导流能力等价于渗透率为的各K=向同性油藏各向异性油藏井网的开发效果可以用等价各向同性油藏井网来表示，而各向同性油藏井网设计及其开发效果分析技术早已成熟各向异性油藏水平井特点及设计方法？31跟直井井网相比复杂程度成倍增加（）水平井网需考虑渗透率主方向、井排方1向和水平井段方向三者之间的两两匹配关系，直井只有渗透率主方向和井排方向的关系；（）水平井网需考虑井距、排距和水平井段长度的两两匹配关系，直井只有井距2和排距的关系井网设计方向和尺度（）渗透率主方向、井排方向和水平井段方向三者之间呈两两1平行或垂直关系；（）水平井段跟井距的比值与各向同性井网相同2水平井渗流特征⑴随水平井长度增加，单井产能增大；但当水平井长度超过井距之半时，产能增势变小（）在渗透率各向同性情况下（）水平井长度增加，面28=1,积扫油系数反而减少；在渗透率各向异性情况下，面积扫油系数受水平井长度影响E E不大，在水平井长度等于井距之半时，值最大造成这种结论的原因有两个一是水E平井长度增加后，井筒上各点见水时间更不一致，二是该种面积扫油系数计算方法源于直井井网，直接用于水平井不一定符合实际情况（）主流线与水平井的交点（即3注入水的突破点）一般位于水平井两端点之间，并随水平井段长度增加而向水平井端点靠近当水平井长度与井网单元宽度相等，即水平井两两相连时，突破点将移到水平井端点处⑷渗透率各向异性程度增强（增大），井网产能下降，扫油面积系数增B大（）渗透率各向异性程度较强时，井网单元内的流线在离开注采井较远的区域明5显地呈现平行渗流特点；并且渗透率主值之比越大，该趋势越突出⑹渗透率各向B异性程度增强，主流线突破点离水平井端点距离增大利用水平井网开发各向异性油藏时，井网设计主要考虑水平井的方向和尺度主渗透率方向、井排方向和水平井段方向三者之间应两两平行或垂直，水平井段垂直于最大渗透率主值方向，并且水平井段跟井距的比值与各向同性井网相同各向异性油藏水平井网的参数优化，可以通过各向同性油藏研究实现忽视各向异性渗透率的影响而不对水平井网进行优化，将很难保证油藏的开发效果32试井分析与试井的作用？（）确定油气井及油气藏的压力和产能状况（）确定油气井及油气臧的特性参12数（）评价油气井的措施效果（）确定储层的渗透率分布及压力状况（）确定储层的345饱和度分布状况（剩余油饱和度）（）试井解释分析问题研究方法33试井测试数据6预处理问题（）数据筛选问题数据筛选方法直角坐标筛选方法、对数坐标筛选方法等⑵1压力导数确定问题⑶磨光系数确定问题（磨光系数取左右）34油藏生产动态与试
0.1井分析（）同口井次不同测试段试井测试资料综合分析方法一减少试井模型选择的多1解性（）同区块同时段不同井试井测试资料综合分析方法一通过周围井的试井测试资2料评判试井模型选择的可靠性（）同井不同时刻试井测试资料综合分析方法一通过历3史的试井测试资料分析试井分析结果的变化特征，进一步证明试井模型选择的正确性简述低渗透致密气藏的储层特征？35储层特征具有孔喉细小、强亲水、裂缝发育，覆压基质渗透率小于或等于的砂岩气层，单井一般无自然产能或自然产能低于工业气流下限，但在一定经济O.lmD条件和技术措施下可以获得工业天然气产量通常情况下，这些措施包括压裂、水平井、多分支井等如何理解低渗油藏考虑启动压力梯度和应力敏感性36针对低渗透油藏，只有在作用压力梯度大于某一临界值时，流体才会流动，这个临界值称为启动压力梯度，低渗透油层由于孔道半径很小，小于微米的孔道占的比1例很大，原油边界层的影响显著，在流动过程中出现启动压力梯度，启动压力梯度与渗透率成反比，渗透率越低，启动压力梯度越大低渗透油水条件下的油水渗流有图所示的特征当压力梯度达到临界启动压1-1力梯度时，流体开始流动；当压力梯度达到最高启动压力梯度时，才呈现达西线性a b渗流将呈现达西线性渗流时的直线段反向延长，与坐标轴交于点,通常称其为拟启c动压力梯度随着开发过程的进行,储集层压力下降使储层有效压力（上覆岩层压力与岩层内孔隙压力之差）增加有效压力增大时，对储层岩石产生压实作用，迫使储层中的一些微孔隙被压缩，使岩心的渗透率产生明显下降储集层渗透率的变化必然会影响储集层的地下渗流能力，进而影响油井产能这种随压力的变化渗透率发生变化的现象称为渗透率的压力敏感性，因渗透率的压力敏感而影响油气藏的开发称为压敏效应低渗储层一般具有较强的应力敏感性，储层岩石渗透率越低，储层应力敏感性越强，但由于岩性、矿物组成和孔隙结构的差异，即使物性相同的储层，岩石的应力敏感性也很不相同；低渗储层的应力敏感性对储层流体的流动能力具有一定的影响，应力敏感性越强，影响越大由于低渗透油田自身特有的低渗透率、低孔隙度、喉道细小等不利的储层条件，使得低渗透油田开发投入大、开采难度大、产能低、效益差.若开采方式选择不当、开发不合理等都会对低渗透油田开发造成较大的影响.开发过程中因油藏压力的降低所诱发的渗透率的压力敏感性伤害将不可避免，压敏效应的存在给合理开发低渗透油田提出了条件，要求在开发低渗透油田时更应注意选择合理的生产压差、合理的注水时机，控制好井底流压，密切注意地层压力的下降并保持合理的地层压力简述水平井网的特点和设计方法？37特点跟直井井网相比复杂程度成倍增加（）水平井网需考虑渗透率主方向、1井排方向和水平井段方向三者之间的两两匹配关系，直井只有渗透率主方向和井排方向的关系；（）水平井网需考虑井距、排距和水平井段长度的两两匹配关系，直井只2有井距和排距的关系设计方法方向和尺度（）渗透率主方向、井排方向和水平井段方向三者之间呈1两两平行或垂直关系；（）水平井段跟井距的比值与各向同性井网相同38超低渗2致密储层主控物性表征及描述）致密成因分析1沉积因素近源，颗粒粒径细，泥质含量云母碎片（塑性）8%,成岩因素弱碱成岩环境，钙质胶结物，易沉淀，丰度低，渗透率低渗流原因微裂缝存在，且空间上短）裂缝的发育规律2颗粒微裂隙长＞口视宽度＜折算半径1000m,20uni,V2uni粒内微裂隙长＜视宽度折算半径160um,Vlum）裂隙的非均质性描述3裂隙纵向分布不均，非均质性强超低渗致密储层单相渗流规律39）介质不变形，牛顿流体，无启动压力）介质变形，存在启动压力12升压过程孔、渗变化先降后升，直接升压怎样使介质不变形超前注水低渗油藏两相渗流规律研究（有启动压力）40）油水两相）油水界面动态效应）油水两相流端点效应）阻力特征1234出口端见水，产水量迅速上升简述页岩气藏特征（即定义）、主要开发技术及开发现状？41页岩气藏特征（即定义）赋存于泥、页岩中的天然气，具有自生自储，无气水界面，大面积连续成藏，低孔、低渗等特征，需大型水力压裂开采有机碳含量介于煤层气与天然气之间，单井生产周期长，水平井，大面积压裂主要开发技术
①水平井钻井；
②水力压裂技术（清水压裂，重复压裂）；
③微地震监测技术开发现状
①完成地质解释及部署；
②钻探资料井及评价井；
③开展第一批评价井威等井压裂测试；
④四川盆地地及周边页岩气有利于优选201页岩气地质特点？42自生自储（）燃源岩持续生气，不间断供气和连续聚集成藏形成（）生烧、排12烧、运移、集聚和保存全部在燃源岩内部完成（）页岩是燃源岩、储层、也是盖层3新能源的定义？新能源四大特征43（）新能源主要是指相对于传统能源之外的各种能源形势，目前正在开发利1用或积极研究、有待推广的能源新能源四大特征:
①可持续、可再生
②高效、低耗
③低碳、绿色
④低污染、有利于环境保护页岩气的定义？44答页岩气赋存于泥岩或页岩中的天然气，具有自生自储、无气水界面、大面积连续成藏、低孔、低渗等特征，一般无自然产能或低产，需要大型水力压裂和水平井技术才能进行经济开采，单井生产周期长页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集45页岩气开发影响因素
①丰度，厚度；
②岩石脆性，塑性（脆性岩石不易压出网络裂缝）；
③储层物性；
④人为因素，技术水平；
⑤下游用户，市场、页岩气勘探开发关键技术？46（）物探技术（）测井技术（）钻井、固井技术（）压裂改造技术（）射孔技12345术（）开采技术
①水平井钻井技术
②水力压裂技术
③微震监测技术6非常规气藏开发中面临的主要问题及解决思路？47（）深层超高压气藏的开发
①动态监测，包括地层压力变化、底水上升、压敏性影1响等；
②安全高效的钻完井技术；
③高压下的地面安全集输技术；（）高含硫气田的2开发
①防毒防腐的安全开采及集输技术；
②硫沉积的相态问题及其防治技术，有的还含更加复杂化；
③生产动态的监测问题；
④地面脱硫与硫的综合利用；（）大面C02,3积低渗透气田的开发
①加强气藏描述，在差中选优，寻找相对富集区，逐步滚动发展，提高钻井成功率；
②提高单井产能大型压裂、进一步提高压裂液的流变性能和携砂性能，减少压裂液对地层的伤害是大型压裂水平升级的关键，大型压裂的优化设计技术复杂结构井技术提高泄流范围，提高单井产能，尽可能穿过更多的质量较好的气层；水平井段倾斜，减小对垂直流动造成的可能阻碍；尽可能穿过更多的与河道相交的水平和垂直阻流带；穿过多个砂体和裂缝带
③降低建井成本降低钻井成本（提高钻速，改变管理体制，市场化）发展小井眼技术；（）火山岩气田开发
①火山岩气藏储层受火山口控制，岩性复杂，岩相变化剧烈，裂4缝比较发育，识别难度大，需要加强有效储层的描述和预测；
②渗透率低，发展有效的提高单井产能的技术；
③防腐及其分离和综合利用；（）多层疏松含水气藏开发825
①防砂控水，研究出水后的防砂技术；
②大跨度、长井段开采工艺技术；（）多层疏6松含水气藏开发
①的防腐；的分离及利用;48页岩气综合地质评价？CO2082（）基础地质特征
①没有找到
②页岩厚度和面积保证充足的有机质，利于页1岩气生成；储渗空间，利于页岩气富集（）地化分析
①地化参数测试
②生煌特征（）23储层研究
①物性特征孔隙度与页岩的气体总量之间呈正相关关系;随孔隙度的增加，含气量中游离气量的比例增加
②温压条件温度对页岩气成藏的影响在相同压力下，温度增高，吸附气含量降低压力对岩气成藏的影响:一方面，含气量与压力之间呈正相关关系；另一方面，压力对吸附气影响小，与游离气呈正相关明显
③裂缝发育特征增加页岩孔隙度，改善页岩极低的基质渗透率；有助于页岩层中游离态天然气体积的增加和吸附态天然气的解析；裂缝是力学上的薄弱环节（包括因胶结而封闭的），增加了压裂处理的有效性
④岩石矿物
⑤应力分析气藏开发中不同井型的适应性需要注意哪些方面？49（）垂向渗透率和水平渗透率的大小:一般水平井起重要作用的垂向渗透率远低于直1井起重要作用的水平渗透率（）储层厚度（）储层改造差异，多层；产层很厚；非23均值严重；储层渗透率低；直井需要压裂才具有产能；水平井压裂困难（）稳产期4比较典型水平井稳产期大于直井稳产期，其前提是适合水平井开发的储层（）控制5储量比较因储层特征有差异当储层多层时，直井可多层合采，其控制储量可能大于水平井的控制储量（）废弃压力比较典型水平井废弃压力小于直井废弃压力，也6即采收率高,其前提是适合水平井开发的储层、如何评价煤层气解吸后从基质孔隙到割理的运移方式，如扩散及渗流机理50原始煤储层基质孔隙与裂缝中水为连续相，且水中含有游离气及溶解气此外，大量煤层气吸附在煤岩颗粒表面吸附气一般介于游离气一般介于溶80-90%,8〜12%,解气一般＜吸附气存在煤岩颗粒表面与孔隙水之间，固体煤、固溶态吸附气、液1%态水、溶解气与游离气构成了一个气液固三相平衡系统，煤层气藏开发要进行排水降压，当地层压力小于临界解吸压力时，基质孔隙吸附气将解吸如果基质孔隙水已饱和甲烷气，陆续解吸的甲烷气分子将聚集成核进而形成气泡；如果基质孔隙水未饱和甲烷气，则解吸的甲烷气分子将溶解到水中，并在浓度差驱动下扩散进入煤层割理及裂缝，并满足扩散定律但是由于当煤储层基质Fick孔隙与裂缝水中已经饱和了甲烷气，如果排水降压，可以导致环境压力降低使得溶解度降低而甲烷气从水中逸出当煤储层基质孔隙与裂缝水中已经饱和了甲烷气，如果继续排水降压，由于这种状态甲烷在水中的溶解度没有增加，因此基质孔隙解吸的气将不再溶解于水中，也就不能通过水扩散到煤层割理及裂缝鉴于上述原因，煤层气藏开发过程降压解吸扩散形成的产气能力非常小对于一定温度压力下，溶解度较小的组分来说，相际传质微弱，甚至可以忽略，而应主要考虑压差驱动下的两相流流动的两相间不发生相变，而是在压差的驱动下克服粘滞阻力产生流动气液两相不（微）溶流体在多孔介质中的流动可通过相渗来体现相对渗透率与饱和度有关，气相相对渗透率随着气相饱和度的增加而增加，水相同理对于每一相而言，又符合达西定律或非达西定律而达西定律、非达西定律都是基于压力驱动下的流动，若无压力驱动，则气液两相。
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