苏里格气田苏53区块水平井整体开发可行性研究

本文在分析总结苏里格气田水平井先导性试验成功经验的基础上,在对苏53区块利用水平井整体开发的储层条件分析的基础上,开展了水平段方位、水平段长度、水平段位置等参数进行优化设计,在区块整体规划部署水平井292口。本文的研究对实现水平井技术在苏里格低渗气藏的全面推广应用提供了宝贵经验。     

苏里格53区块水平井钻井技术

本文介绍了苏53区块水平井钻井的施工难点,分析和总结了钻井施工过程中采取的一系列综合提速技术措施,如优化井身结构、优化钻具组合、优选钻头、优选钻井液体系等,得出了一些结论和建议,对该区块开发提供了施工经验借鉴。     

苏里格气田苏48区块水平井PDC钻头应用与改进

苏里格气田西部的苏48区块相比中、东部区块埋藏更深,可钻性更差,水平井机械钻速低、钻井周期长。本文分析了苏48区块已钻水平井的钻头使用情况,分井段总结使用经验,进行了针对性改进及设计,并实施了对应的技术措施,改进后的钻头在2012年新钻的3口水平井中效果良好,提高了钻井速度,节约了成本,可为苏48及附近区块优快钻井施工提供参考和借鉴。     

低渗透油藏水平井开发效果影响因素分析

本文主要论述了低渗透砂岩油藏的基本特征,结合国内外水平井实践,对应用水平井开发低渗透砂岩油藏中影响开发效果的因素进行了阐述。通过对地层因素,油层保护措施,注水方式,完井及压裂等主要因素的分析,以指导改善低渗透油藏水平井开发效果,提高经济效益。     

特低渗油藏水平井开发效果及影响因素分析

本文主要论述了N油田V油层组水平井开发现状,利用模糊综合评判原理对水平井的开发效果进行了综合评价,并分析了储层物性,地层能量、井眼轨迹、压裂等参数对开发效果的影响,结论是V油层组水平井开发效果优于直井,整体开发效果较好,影响开发效果的根本因素是储层物性差。主要因素是地层能量不足。     

华庆油田山156区水平井开发影响因素研究

华庆油田山156区于2012年开始试验水平井开发,主要开采层位为长6,通过水平井采油——直井注水,直井采油——直井注水2种开发方式。本文通过对山156区特地渗透油藏储层特征研究及初期储层改造方式研究结合水平井开发效果,分析出影响特地渗透砂岩油藏水平井开发效果的主要影响因素。     

水平井技术在苏里格气田苏53区块的应用

为了改善气田开发效果,提高采收率,针对苏里格气田直井生产暴露出单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力较差等一系列问题,在苏53区块开展水平井整体部署技术的研究和应用,取得了良好的效果。形成了水平井区筛选、水平井地质导向、钻井提速及储层改造等特色配套技术,目前水平井在苏53区块已达到规模实施阶段,日产气为临近直井的5~10倍,生产效果较好。该研究为实现水平井技术在苏里格低渗气藏的全面推广应用提供了技术保障。     

苏里格气田开发技术探讨

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,水平井开发、井网优化作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用。本文分析了苏里格气田地质特征,阐述了苏里格气田开发新技术,并探讨了苏里格气田进一步的技术发展方向。     

苏里格气田压裂气井产能影响因素分析

气田的气井在经过压裂技术处理后,气井的产气能力受到巨大的影响变化,在相关的影响因素分析方面,笔者结合苏里格气田进行了研究,提出并分析研究了主要的三种影响因素——测试时间因素、测试回压因素以及储层渗透率非均质因素对苏里格气井的影响。根据本文的分析研究可以得出提高气田的气井产能需要再测试时间上保证适当的时长,通过降低测试回压来减小计算误差等。对气田压裂气井产能影响因素的分析对解决生产实践中的产能以及经济效益提高等问题具有现实的指导意义,所以应当加强对该问题的关注和研究。     

苏里格气田苏10区块开发潜力分析

针对苏里格气田苏10区块开发中期出现的直井单井控制储量低、气井产量低、压力下降快、低产低效井逐渐增多,稳产能力面对极大考验的难题,开展区块开发潜力研究,从分析有效储层动用程度及用压降法和产量递减法计算单井动储量入手,挖掘区块后期建设的物质基础,为气田开发提供科学依据。     

水平井技术在苏里格气田53区块的应用

苏里格53区块(以下简称苏53区块)隶属于苏里格区块,区域构造是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带。主要目的层为石盒子8号层,气层垂深3200-3400m。储层沉积类型为辫状河和曲流河,储集砂体非均质性强,连续性较差,属溶孔、晶问孔隙型储层,裂缝不发育,储层物性差。气藏类型为无边底水弹性气驱、低孔、特低渗的岩性气藏。[1]为了提高苏里格气田整体开发效率,目前在苏53区块部署6口水平井,目前已经全部完钻,开始大规模应用阶段。     

水平井技术在苏里格气田53区块的应用

苏里格53区块(以下简称苏53区块)隶属于苏里格区块,区域构造是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带.主要目的层为石盒子8号层,气层垂深3200-3400m.储层沉积类型为辫状河和曲流河,储集砂体非均质性强,连续性较差,属溶孔、晶问孔隙型储层,裂缝不发育,储层物性差.气藏类型为无边底水弹性气驱、低孔、特低渗的岩性气藏.[1]为了提高苏里格气田整体开发效率,目前在苏53区块部署6口水平井,目前已经全部完钻,开始大规模应用阶段.     

胜利油田河口油区底水稠油藏水平井开发影响因素分析

针对河口油区底水稠油油藏水平井单井开发效果差异大的问题,以经济极限可采储量法分析各水平井开发效果,从油藏、工艺等方面研究分析影响水平井开发效果主要因素,通过现场实施井例总结归纳、数值模拟优化各要素的水平参数,确定底水稠油油藏水平井开发技术政策界限。     

页岩气水平井压裂效果影响因素分析

页岩气勘探开发过程中,应用水平井的钻探,提高薄差储层的页岩气的产能。基于页岩气的特性,采用水力压裂的方式,才能达到开发的条件。对影响页岩气水平井压裂效果的因素进行分析,采取必要的应对策略,合理解决页岩气水平井的压裂技术问题,提高页岩气开发的效率。     

重18井区八道湾组超稠油油藏水平井开发效果影响因素分析

水平井蒸汽吞吐开采超稠油是一项非常有潜力、有优势的技术,相比直井开发,不仅能大幅度提高开发效果,而且能够进一步提高采收率。研究稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发效果,分析地质参数及注汽参数对该类油藏开发效果的影响程度,并进行灰色关联分析。研究表明对周期产油量影响最大的因素是采注比,其次是原油粘度。     

微幅构造识别在苏里格气田西区水平井开发中的应用

运用井控、随钻MWD、录井及地震等资料,综合判断储层微幅构造的变化。识别微幅构造的性质、分布、形态等特征,在水平井开发过程中,对井位部署、水平井的正确入靶等有指导作用。运用新入靶点的井位,及时修正、预测新构造趋势,为水平井地质导向提供可靠依据,大大减少了水平井实施过程中的地质风险。     

苏里格气田水平井改造新工艺及新技术应用

苏里格气田是典型的“三低”气田,为最大限度提高单井产量,水平井动用储量大,相当于3-5口直井的产量,是提高单井采收率、有效使用土地资源、降低开发成本的重要途径。积极探索水平井开发技术,逐步形成了不动管柱水力喷射压裂、裸眼封隔器分段压裂、裸眼遇油膨胀封隔器分段压裂三种主体技术及多种配套技术。     

苏里格气田苏11区块盒8段和山1段储层特征及主控因素分析

苏里格气田苏11区块盒8和山1段储层以岩屑砂岩为主,结构、成分成熟度较低,属典型的低孔低渗储层。通过岩心、铸体薄片、扫描电镜及物性资料等分析,指出影响储层特征的主控因素为沉积环境和成岩改造程度。沉积环境是造成储层渗透性偏差、产能低的基本原因,而储层储集性能后期的改造受成岩作用控制,骨架颗粒和填隙物则为成岩改造作用提供物质基础。     

苏里格气田侧钻水平井钻井液技术应用

苏里格气田具有低压、低渗的特点,储量控制半径较小,老井产量下降快,采用老井套管开窗侧钻水平井是解决这些问题的有效手段。本文针对老井开窗侧钻存在的主要技术难点,从井壁稳定、井眼净化、提高润滑性等方面入手,论述了优选钻井液配方、性能、优化工艺措施及参数的具体方法。并以苏25—38—16C井实际应用情况为例,详细阐述了工艺过程及应用效果。     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术探讨

苏里格气田由于现实条件的限制,在对其开发的过程中需要采用较为独特的方式,才能够避免其"低孔、低渗、低压"带来的劣势,更好的发挥出苏里格气田的资源潜力,为经济的发展做出相应的贡献。因此,本文针对苏里格气田致密砂岩气藏水平井的开发进行研究,并在实际研究的基础上给出具有针对性的技术建议,实现苏里格气田开发水平的进一步提升。