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王修朝 《大庆石油地质与开发》2018,(4):166-170
苏里格气田发育致密砂岩储层,具有典型的低渗、低压、低丰度、低产特征,井网井型的优化是有效提高其单井控制储量和气藏采收率的关键技术。针对直井和水平井不同的开发特点,剖析已开发区生产现状,形成了不同井型地质参数对比、生产指标分析和经济指标评价的井型优化方法;同时在选定目标区域应用气藏数值模拟技术,对不同井型井网进行指标模拟分析。结果表明:水平井单井控制面积和储量是直井的210%~260%,3年期单位压降产量是直井的480%~590%,5年期累计产气量为直井的350%~450%;水平井比直井采收率高、投资回收期短、递减率高、生产周期短,但存在储量损失,部署混合井网可使采收率和总利润较好平衡,实现气藏高效开发。此研究成果对致密砂岩气井开发指标对比和气井井型选择具有指导意义。 相似文献
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苏里格气田开发技术新进展及展望 总被引:7,自引:1,他引:6
鄂尔多斯盆地苏里格气田是我国最大的气田,同时又是典型的“低渗透、低压力、低丰度”气藏,储层非均质性强、有效砂体规模小,气井单井产量低,压力下降快,开发面临重重困难。通过4 a的评价工作,在开辟重大开发试验区的基础上,开展10项开发试验,形成了12项开发配套技术,解决了苏里格气田有效开发的技术难题;近两年来,以提高单井产量、提高气田采收率、提升气田开发水平为目的,在深化储层地质认识的基础上,丰富完善了苏里格气田天然气富集区筛选技术、提高采收率等技术,创新形成了丛式井、水平井开发配套技术;气田开发方式由原来的单一直井开发转变为丛式井、水平井并重开发,水平井单井产量超过直井的3倍,气田采收率提高了15%,同时实现了土地资源的集约化利用,为苏里格气田低成本有效开发提供了全新的、重要的技术保障,气田开发水平和开发效益明显提升。 相似文献
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苏里格气田苏53区块采取整体水平井开发模式,为了保证水平井开发效果,达到提高气藏产能和最终采收率的目的,以区域地质特征为基础,主要通过数值模拟的手段,对苏里格气田水平井参数进行了优化设计。同时考虑经济因素,确定了苏53区块初期水平井合理参数:水平段长度在800~1000m之间,水平段位置在气层中部及水平段方位为347°;另外,为了验证水平井实施效果,对水平井动静态资料作了统计,结果显示,24口水平井有效储层钻遇率都达到了60%左右,单井井口日产气量都在8×104 m3以上,根据苏里格地区动态分类标准,Ⅰ类井比例为100%。 相似文献
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苏里格气田水平井地质导向的意义及技术研究 总被引:1,自引:0,他引:1
苏里格气田为低孔低渗低丰度大型气田,为提高单井产量达到产能规划目标,采用水平井技术对苏里格气田进行整体开发势在必行,而砂体钻遇率是水平井单井产量高低的关键因素。根据前期综合地质研究成果,运用水平井地质导向技术,结合随钻测井曲线预测砂体走势并及时调整钻进轨迹,大幅提高了砂体钻遇率,使水平井产量达到了直井的3倍~5倍,取得了良好的效果。 相似文献
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针对复杂气藏开发中出现的岩性岩相复杂、有效储层成因机制和分布规律不清楚、高效开发难度大等困难,如何提高单井产能及凝析油采收率已成为火山岩气田开发的难题。通过对克拉美丽气田滴西18井区不同气藏开发方式、井网井距、单井产能影响因素分析,认为低渗透火山岩气藏储层岩性岩相、孔缝发育程度、应力敏感性及井型对产能的影响较大。必须制定合理的压差、产量及井网密度,应用水平井压裂技术,提高单井产能,为该类气藏开发提供了理论依据,实现了气藏的高效开发。 相似文献
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苏里格致密砂岩气田开发井距优化 总被引:12,自引:0,他引:12
为了提高致密气田储量动用程度和采收率,针对苏里格致密砂岩气田单井控制储量低的特点,对合理的开发井距进行了评价研究。通过地质模型、泄气半径、干扰试井、数值模拟和经济效益等5个方面的评价研究,形成了致密砂岩气田开发井距优化系列评价方法,并应用该方法对苏里格气田进行了井距优化论证,得出了苏里格气田开发最优井距。地质模型评价结果表明,井距小于600 m、排距小于1 000 m较为适宜;泄气半径评价结果表明,井距在400~600 m较为合适;干扰试井评价结果表明,井距大于400 m、排距为600 m较为适宜;数值模拟和经济效益评价结果表明,井距500 m、排距700 m较为适宜。综合分析5个方面的研究结果,认为在目前经济技术条件下,井距500 m、排距700 m为苏里格气田开发的合理井网,该井网可使苏里格气田采收率提高到45%。 相似文献
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大湾复杂高含硫气田水平井开发关键技术 总被引:1,自引:0,他引:1
大湾气田是近年来我国发现的地质条件极为复杂的典型高含硫气田之一,其储层埋藏深、厚度薄、平面变化大、储量丰度低、硫化氢含量高、裂缝-孔隙发育,国内外尚无成功开发先例。为了安全、经济、高效开发以大湾气田为代表的复杂高含硫气田,形成了复杂高含硫气田水平井整体开发新技术。其中包含4项核心技术:一是双重介质高含硫气田储层精细描述技术,二是双重介质高含硫气田开发技术政策优化技术,三是高含硫气田水平井开发完井技术,四是高含硫气田水平井分段酸压技术。应用这些核心技术,成功建成了世界上第1个水平井整体开发的大湾复杂高含硫气田,并已推广到国内类似气田,取得了良好的经济效益和社会效益。 相似文献
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徐深气田火山岩气藏气井试采模式建立 总被引:4,自引:4,他引:0
徐深气田火山岩气藏处于勘探开发早期阶段,主力产气层位为营城组火山岩储层,受火山喷发多期性的控制,火山岩气藏岩性岩相变化较快、储层致密且非均质性严重,单井产能差异大,气藏类型复杂多样,通过气井详实可靠的试气、试采资料,进一步认识气藏至关重要.根据气田试气、试采实践,阐述了目前徐深气田火山岩气藏气井试采模式,对单井进行了科学系统的试采安排,各试采阶段目的明确,衔接合理,利用该方法进行单井试采,获得的资料能够有效地对单井进行动态评价,为火山岩气藏高效开发提供第一手资料. 相似文献
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文章介绍了用于测量产气剖面的测井仪器、测井施工工艺以及产气剖面测井资料的解释方法,通过对大庆油田几口气井测试资料的应用效果分析,阐述了产气剖面测井技术在气田开发中可以为气田储量确定、气田的产能评价、产气剖面的改善提供依据,使气田能够得到合理的开发。 相似文献
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压降法在涩北一号气田的应用 总被引:2,自引:1,他引:1
涩北一号气田压力资料丰富,适合用压降法计算定容气藏的动态储量.利用涩北一号气田不同开发时刻的P/Z和Gp数据作图,得到3种类型的压降曲线,分别是直线型、后期上折型、后期下折型.其中,直线型表明生产中压力波及区域储层物性均匀以及生产平稳;后期上折型主要是受补孔所致,后期下折型主要是由边界效应和井间干扰所致.压降直线外推至P/Z=0时的储量即是动态储量,对后期上折型、后期下折型选取后期直线段外推得到其动态储量. 相似文献
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元坝气田主力气藏埋深在7 000 m左右,温度最高达157 ℃,射孔时面临高温带来的射孔器材性能不稳定等一系列难题。通过采用钻井液中射孔、及时上提射孔管柱、分单元延时起爆、增设定位销等措施避免了卡枪、管柱脱落等问题;耐高温射孔弹、导爆索、传爆管、延时装置等一系列工具的灵活使用保证了射孔成功率和气层打开程度。采用以上措施对井底温度150 ℃、井斜79.14°的元坝YB10-C1井162 m射孔段成功实施了射孔作业,发射率99.7%,有效地沟通了地层,为同类井的射孔作业提供了借鉴。 相似文献
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普光高含硫气田气体钻井钻具断裂损坏机理 总被引:1,自引:0,他引:1
针对普光气田气体钻井过程中存在的钻具断裂频繁的问题,在对现场事故统计分析的基础上,从特殊的钻井介质、不同的破岩方式以及钻井过程中钻柱共振等方面定性分析了钻具断裂的原因;通过对钻具断口宏观、微观及材质分析,找到了钻具断裂失效的规律和主要形式--疲劳断裂。提出以下建议:①结合气体钻井情况,研制适合气体钻井工况的专用钻具,制定符合气体钻井钻具的新的API标准;②开展牙轮钻井条件下,钻柱纵振对钻具疲劳断裂的量化影响,尤其应考虑不同钻压下钻柱纵振对钻具疲劳断裂的作用机理研究。以期为预防气体钻井钻具断裂、降低钻井成本、推广应用气体钻井技术提供理论依据。 相似文献
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针对气井生产过程中存在的流固耦合作用,在充分考虑真实天然气的偏差因子、密度以及黏度随压力变化的基础上,建立数学模型,利用COMSOL Multiphysics软件对应力场、渗流场进行耦合计算,得到流固耦合作用下的渗流场分布。从中提取井底上方20 m处切线上的地层压力、孔隙度、渗透率、渗流速度、气体密度、气体黏度等数据,进一步分析耦合渗流场的分布特点。研究得出:气井耦合渗流场中压力分布与常规数值分析得到的"压力漏斗"趋势相似,但压力数值偏小;由于应力场的作用,耦合渗流场中地层的孔隙度和渗透率是变化的,尤其在井底附近的减小程度显著,进而导致耦合渗流速度小于常规渗流场,最终影响气藏的开发动态;受压力变化的影响,天然气的黏度、密度分布也近似为"漏斗"趋势。结果表明,考虑流固耦合作用下的渗流场才是地下渗流的真实反映。 相似文献