共查询到18条相似文献,搜索用时 885 毫秒
1.
长庆气田靖边区下古生界气藏属于深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气藏,侵蚀沟谷分布复杂,气层薄,非均质性强,开发难度大;在充分研究控制气田成藏和储渗地质条件、总结开发评价井和1999年产建成功经验和失败教训的基础上,针对气田特点和开发难点,通过地质—地震—气藏工程综合研究,归纳总结出长庆气田靖边区下古生界气藏高产富集分布规律和开发井布井程序,且2000年产建实施证明,高产富集规律和井位优选技术思路和方法正确,经济效益巨大。 相似文献
2.
3.
长庆气田下古气藏高产富集规律和高产井筛选 总被引:1,自引:0,他引:1
长庆气田靖边区下古气藏属于深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气数,侵蚀沟谷分复杂,气层薄,非均质性强,开发难度大,在充分研究控制气田成藏和储渗地质条件,总结开发评价井成功经验和失败教训的基础,针对气田特点和开发难点,通过地质-地震-气藏工程综合研究,归纳总结出长庆气田靖边区下古气藏高产富集分布规律和开发井布井程序,经1999年和2000年产建实施证明,高产富集规律和井位优选技术思路和方法正确,经济效益巨大。 相似文献
4.
5.
靖边气田北部上古气藏是低产、低压、低丰度、非均质性强的复杂气藏,主要以丛式井低压串接,集中增压开发模式进行效益开发。丛式井单井产量低,平均单井产量在1.0×104m3/d左右。气井因气量小,部分气井产气量达不到临界携液流量,出现井筒积液,影响了整个上古气藏的开发效果。本着稳定并提高单井产量的上古气藏开发思路,本文通过分析丛式井井筒积液的特征,归纳总结了丛式井积液的排查标准,同时通过井筒积液井排水技术的对比评价,介绍了车载式天然气压缩机气举排水采气工艺及其优越性。积液排查及复产技术对靖边气田北部乃至整个长庆气区上古丛式井的高效开发具有重要意义。 相似文献
6.
长庆气田下古生界气藏开发阶段储集层描述方法 总被引:5,自引:0,他引:5
长庆气田下古生界气藏是深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气藏,具有侵蚀沟谷分布复杂,气层薄,非均质性强,单井产量差异大等特点。为了客观描述气藏储集层特征,寻找天然气高产富集规律,提高开发井钻探成功率,根据气田地质特点,进行了沉积-成岩微相、古地貌形态和储集层定量化描述、小幅度构造描述,孔隙结构研究,气水分布规律研究及储集层横向预测,结论是气井高产在微观上受控于溶蚀孔洞、孔喉结构和裂缝发育程度,在宏观上受控于古地貌、小幅度构造和沉积,成岩微相等地质条件。 相似文献
7.
������˹�����141�����Ϲ��������ش������� 总被引:3,自引:0,他引:3
长庆气田陕141井区属于鄂尔多斯盆地靖边三角洲的一部分,上古生界天然气藏的储集体为三角洲平原分流河道砂体及三角洲前缘水下分流河道砂体,河口砂坝相沉积。集集空间主要是充填剩余袜间孔和次生溶蚀孔及微裂缝 。 相似文献
8.
9.
10.
靖边气田马五1+2气藏含气面积大、井数多、储层渗透率低、非均质性强、单井产量低,经过多年开发后气藏非均衡开采严重,开展精细的气藏动态评价存在难度。通过动静态资料结合,形成了地层压力评价、动态储量评价、产能评价等低渗非均质气藏动态精细评价技术,落实了气田开发动态指标,并创新应用相控建模技术形成了靖边气田碳酸盐岩气藏基于动态约束的地质建模方法,准确刻画了沟槽的分布形态和描述了储层属性的非均质性。另外针对靖边碳酸盐岩气藏"古地貌侵蚀沟槽发育导致井位优选难度大,气层薄、局部小幅度构造变化快导致地质导向难"的特点,技术攻关和现场实践相结合,形成了靖边气田水平井开发技术,为靖边气田单井产量提高及气田的持续稳产提供了技术支撑。 相似文献
11.
鄂尔多斯盆地聚集了丰富的石油天然气资源,靖边气田就是该盆地发现的特大型气田。储集层类型为下古生界奥陶系古风化壳型,其主力含气层为马家沟组第五段。吸收了前人关于储层地质方面研究的大量成果,从高分辨率层序地层学的角度,研究奥陶系马家沟组马五,一马五,亚段风化壳储层,并展开以准层序级别的层序地层格架分析研究,在此基础上探讨了高分辨率层序地层格架中风化壳的储层特征和天然气藏聚集模式。 相似文献
12.
根据靖边天然气管道完整性管理技术的研究现状.概括了靖边气田天然气管道完整性管理的框架流程,阐述了天然气管道完整性管理的主要内容。对影响管道安全的主要因素和天然气管道事故后果进行了分析,介绍了管道完整性检测方法,对靖边气田天然气管线完整性管理体系的建立进行了详细的阐述。 相似文献
13.
长庆靖边气田深度酸压改造技术的发展与完善 总被引:5,自引:0,他引:5
长庆靖边气田经过十多年的较大规模的勘探与开发,有利区块逐渐减少,储层地质情况日益复杂,物性条件变差,增产改造难度加大。迫切需要对靖边气田下古生界的碳酸盐岩深穿透酸压改造进行更深层次的技术攻关,实现提高致密储层单井产量及该区块储量的动用程度。文章针对不同储层类型系统开展了前置液酸压、变粘酸酸压两项深度酸压改造工艺技术的深化与发展研究。前置液酸压已成为靖边气田致密储层改造的一条新途径;变粘酸酸压是靖边气田物性条件稍好储层深度改造的主体技术之一,且产品实现了自主化,取得了较为明显的改造效果,为长庆靖边气田下一步的发展奠定了良好的技术基础。 相似文献
14.
15.
16.
鄂尔多斯盆地东部奥陶系盐下天然气地球化学特征及其对靖边气田气源再认识 总被引:4,自引:0,他引:4
在鄂尔多斯盆地东部龙探1井盐下马五7储层获得了低产天然气。测试资料显示,其甲烷含量为96.871%,C2+重烃组分含量仅为2.396%,具高演化干气特征;非烃组分含量很低,应属储层中的正常天然气;甲烷的碳同位素组成偏轻,δ13C1值为-39.26‰,代表了奥陶系原生过成熟油型气的特征;C2+重烃组分的单体烃碳同位素显著偏重,分布于-19.27‰~-23.78‰之间,与高演化的煤成气相似。仅从空间配置关系判断,上古生界煤成气混入的可能性很小,因而,次生因素——TSR反应等是造成重烃组分碳同位素偏重的主要原因。以龙探1井马五7天然气为油型气端元,甲烷碳同位素组成作为主要指标,进行靖边气田奥陶系天然气主要气源的判识,得出了靖边气田奥陶系风化壳天然气的主要气源应是上古生界煤系的认识。 相似文献
17.
气举排水采气工艺技术研究及应用 总被引:1,自引:0,他引:1
靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,主要开发层下古奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层的天然气,其气藏属低渗、低丰度的干气气藏,无边、底水,在气田局部存在相对富水区。目前已发现7个富水区和61个产水单井点,随着地层压力的降低,气井的携液能力变差,甚至因井筒积液而停产,严重影响了产水气井的高效开发。本文针对靖边气田产水气井开发面临的实际问题和富水区开发技术对策,结合靖边气田开发工艺技术特点,开展了产水气井气举排水采气工艺技术研究,初步形成了适合靖边气田产水气井气举排水采气的6项配套工艺技术。通过近几年的现场应用表明,这6项排水采气工艺技术经济、可靠、高效,是靖边气田产水气井开发的主要技术手段,也是同类气藏产水气井开发借鉴的典范。 相似文献
18.
结合储层特征及构造演化史,通过马五1气藏地层水形成机理和控制因素分析,将靖边气田马五1气藏地层水演化过程划分为6个阶段。研究认为马五1气藏既无边水,也非底水,无明显的气水边界。所谓气井产水,是成藏过程中由于受区域构造和储层非均质性影响而形成的局部成藏滞留水。 相似文献