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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
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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
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长庆气田的地质情况及储层的非均质性比人们预想的要复杂、严重得多。分析认为,长庆气田靖边区奥陶系顶部侵蚀潜沟发育,准确识别侵蚀潜沟是不打落空井的基础;储层的发育程度主要受古地貌的控制,尤其是主力储层储集条件与侵蚀潜沟密切相关;储层非均质性强烈;小幅度构造和奥陶系顶面起伏形态对储层产能起一定的控制作用。为了揭示气田的高产富集规律,配合气田开发方案的合理编制,提高开发井钻探成功率,开展储层预测和开发井位优选方法研究是必要的。在勘探阶段初步形成的储层预测技术的基础上,发展形成了以奥陶系顶部侵蚀潜沟解释技术为核心的储层综合预测评价技术和开发井位优选方法,取得了显著的应用效果。 相似文献
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针对靖边气田低渗无边底水气藏的地质特征和产水特征,结合靖边气田的开发工艺模式,在总结历年排水采气工艺试验效果的基础上,优选和优化了适合靖边气田的排水采气工艺,并提出了低压、低水气比气井复合排水采气工艺技术思路,为气田产水气井的中后期高效开发提供了技术支撑,对类似气藏排水采气工艺的选择和应用具有一定的借鉴意义。 相似文献
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靖边气藏开发特征及中后期稳产技术对策研究 总被引:2,自引:1,他引:1
靖边气藏为定容无边(底)水气藏,但储层中存在相对富水区,其存在及演化受多种因素的制约,必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井具有产量低,递减快,部分井有地层水产出,且不同区域的生产井产水量差异大的开发特征。通过对出水气井生产特点进行分类,研究了靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响,分析生产井产水对气田开发的影响程度;利用数值模拟研究了靖边气田的合理采气规模,稳产技术对策,认为通过井网调整、确定不同类型生产井的合理工作制度可有效预防气井高产水,实现目前开发规划要求,同时达到最佳的开发效果。通过研究提出了合理的生产规模和稳产技术对策,对靖边气田的开发具有一定的参考作用。 相似文献
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����������湤������ 总被引:8,自引:2,他引:6
长庆气田的成功开发带动了地方经济的发展,为改善我国能源结构,促进天然气工业的发展,改善北京、上海、西安、银川、呼和浩特等城市居民生活环境,减轻城市污染,提高人民生活质量等都做出了突出贡献。截至目前,长庆气田已开发气田为靖边、榆林气区,试采评价气田为苏里格、乌审旗、刘家庄、胜利井和直罗气顶区。文章综述了长庆气田建设历程,开发建设概况,地面工程建设内容,长庆气田下游长输管道建设情况以及长庆气田地面建设模式等。 相似文献
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鄂尔多斯盆地靖边气田高产富集因素 总被引:3,自引:1,他引:2
通过对靖边气田古地貌单元、构造特征及泥岩压实特征对天然气富集的单一控制因素分析,认为这3种单一因素对天然气的富集都具有一定的控制作用。要全面、准确地把握本区的天然气富集规律并划分有利区,还需展开多因素的组合分析。以岩溶古地貌和现今构造作为主导因素,将组合关系分为以下4类:1)高点组合类型;2)台缘斜坡区、构造鼻隆与古构造不同部位组合类型;3)台缘斜坡区、构造鼻翼与古构造不同部位组合类型;4)洼地、构造鼻凹与古构造不同部位组合类型。其中,以高点组合类型为最优。根据控制和影响天然气富集的各种因素,结合已有高产井地质反映特征,提出靖边气田天然气富集所必须具备的5个条件,揭示其高产富集的规律性。 相似文献
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长庆气区开发模式及地面配套工艺技术 总被引:2,自引:2,他引:0
长庆气区包括靖边气田、榆林气田及苏里格气田,属低渗透率、低丰度、中低产、大面积复合连片整装气区,开发难度较大。为此,结合不同区块的地质特性、气质特点及试采情况,遵循安全、高效、简单、先进、实用的原则,探索出适合长庆气区不同区块特点的3大开发工艺模式(靖边模式、榆林模式、苏里格模式)及12项地面配套工艺技术(多井高压集气、多井高压集中注醇、多井集中加热节流、周期性间歇计量、小型橇装脱水、低温高效聚结分离、小型高效设备应用、井下节流、井口湿气带液计量、常温分离中低压湿气输送、二级增压和气田数字化管理工艺技术),提高了地面建设水平,简化了工艺流程,降低了工程投资。10多年的生产运行证明:上述12项地面配套工艺技术经济、可靠,保障了长庆气区的经济高效开发,是同类气藏开发工艺设计借鉴的典范。 相似文献
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低渗透气藏地层压力监测技术 总被引:6,自引:3,他引:3
“压力是气田开发的灵魂”,而如何准确获取气田的目前地层压力,是靖边气田开发的主要难题之一。一方面,由于靖边气田储层具有低渗透、低丰度、大面积、薄储层、非均质性强,开发井距大(一般大于2.5 km)的特征,气井关井后压力恢复时间很长,压力恢复稳定往往需要几个月以上的时间;另一方面,近年来,气田日产气量居高不下,很难有区块关井等测压时机,这些均给气田目前地层压力的求取带来了困难。对这类低渗透气藏而言,在确保生产任务的前提下,采用尽可能少的监测工作量,满足开发研究的需要,这是气藏开发工作必须解决的问题。针对靖边气田的地质特征,通过多年的不断研究和总结,逐渐形成了以建立观察井网、设立定点测压井、结合少量压恢试井和区块整体关井测压等配套技术,以获取气藏的目前地层压力。 相似文献
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低渗透气藏地层压力监测技术 总被引:1,自引:0,他引:1
“压力是气田开发的灵魂”,如何准确获取气田的目前地层压力,是靖边气田开发的主要难题之一。一方面,由于靖边气田储层具有低渗透、低丰度、大面积、薄储层、非均质性强,开发井距大(一般大于2.5km)的特征,气井关井后压力恢复时间很长,压力恢复稳定往往需要几个月以上的时间;另一方面,近年来,气田日产气量居高不下,很难有区块关井等测压时机,这些均给气田目前地层压力的求取带来了困难。如何针对这种低渗透气藏,在确保生产任务的前提下,采用尽可能少的监测工作量,满足开发研究的需要,是气藏开发工作必须解决的问题。针对靖边气田的地质特征,通过多年的不断研究和总结,逐渐形成了以建立观察井网、设立定点测压井、结合少量压力恢复试井和区块整体关井测压等配套技术,来获取气藏目前地层压力。 相似文献
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长庆靖边气田地面建设技术 总被引:3,自引:1,他引:2
1 气田基本情况1998年 6月 ,长庆油田在陕甘宁盆地中部靖边地区完钻的陕参 1井在奥陶系顶部风化壳马五层获天然气无阻流量 2 8 4× 10 4m3 /d的高产气流 ,从此揭开了长庆靖边气田勘探的序幕 ,先后在中部地区打出多口高产气井。长庆靖边气田自 1989年发现至 2 0 0 3年底 ,共经历了开发评价、探井试采和大规模开发三个阶段。探明天然气地质储量 32 73×10 8m3 ,含气面积 4 0 93km2 。到目前为止 ,长庆靖边气田已建成集气、净化、通信、自控、供电、供水和环保等 13大系统 ,年供气能力 6 0×10 8m3 ,并已向北京、上海、西安、银川、呼和浩特等… 相似文献
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���������Ż��������������ڲ��ܽ����е�Ӧ�� 总被引:5,自引:4,他引:1
靖边气田优化布井技术是针对靖边气田下古气藏埋藏深、含气面积大、侵蚀沟谷分布复杂、气层薄、非均质性强、单井产量差距大等地质特点而开展的集地震、地质、测井和气藏工程等多学科为一体的综合布井技术,其核心思想是以多学科分专题研究为基础,以各学科分支点为切入点,最终达到微观和宏观结合、动态和静态结合及多学科综合优化布井的目的。地震研究以识别侵蚀沟谷分布特征和储层厚度为指导思想,为井位优化奠定了良好的物质基础;地质研究紧紧抓住下古生界气藏岩溶型储层的形成机理,成功地确定出气藏主控因素,筛选出天然气高产富集区,为优化布井区的选择指明了方向;气藏工程以气井生产动态资料为主,紧密结合压力系统等理论知识,准确地分析出储层流体中高渗流连通区块,为各区块井距的设计和井位优化提供了动态技术保障;文章最后以各学科研究成果为基础,综合天然气高产富集区和储层流体连通区,优化布井有利区,部署开发井位。1999—2000年产能建设实施证明,井位优选技术思路和方法正确,经济效益巨大。 相似文献