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刘忠群 《石油与天然气地质》2016,37(2):261-266
大牛地气田属致密砂岩气田,剩余未动用储量品位差、有效厚度薄、纵向叠合程度低,采用水平井开发效果较好,但国内没有成熟的开发技术和经验。因此,优化研究水平井开发技术政策,完善气藏工程配套技术显得尤为重要。为此,基于经验公式、动态分析、数值模拟、经济评价等方法,对水平井整体开发动用条件下的产能评价、单井设计、井网井距等开发技术政策进行了优化研究,明确了层系划分原则,确定了多种产能评价方法,明确了气井配产比例为无阻流量的1/5~1/3,水平段长1 000~1 200 m,轨迹应垂直于最大主应力方向并尽量位于储层中部,压裂缝设计应参照定量计算模型,井网采用排状交错井网,井距800~1 200 m,废弃地层压力8 MPa,采收率40%。形成的气藏工程优化技术,已应用于大牛地气田水平井整体开发方案中,为方案成功实施提供了技术保障。 相似文献
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针对大牛地气田储层品质逐渐变差,现有水平井分段压裂技术无法有效扩大储层改造体积,从而影响气井产能释放的问题,结合大牛地气田储层地质特征,按照缝网压裂理念,文中开展了大牛地致密砂岩储层缝网压裂可行性分析,进行了水平井分段多簇压裂射孔参数优化、缝网裂缝参数优化及施工参数优化研究,形成了一套适用于大牛地气田致密气藏的缝网压裂技术,确定了大牛地致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂合理簇间距及裂缝参数等。该技术在大牛地气田现场应用2口井,平均单井产量较邻井提高了51%,无阻流量较邻井提高了50%,增产效果明显。 相似文献
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大牛地气田优质储量动用殆尽,剩余未动用储量品位低,直井有效开发难度大。针对致密砂岩储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等一系列问题,水平井在非常规油气开发中具有显著的技术优势,丛式水平井组作为水平井整体开发模式之一,对水平井开发效果起着非常重要的作用。采用数值模拟方法和动态评价方法相结合,对比大牛地气田水平井组各开发阶段压降速率和单位压降产气量,开展气田同层(或异层)二井式、四井式、六井式丛式水平井组开发效果评价。研究表明:采用丛式水平井组开发,保证水平段延伸方向与最大主应力方向夹角大于60°,满足井组间最小距离大于500 m的条件时,同层井组部署以两井式反向为主,异层井组部署可采用两井式、三井式或四井式,可实现“三低”气田的规模效益开发,为鄂尔多斯盆地同类天然气资源量和国内外其它同类型致密低渗边际气田经济有效动用提供借鉴。 相似文献
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大牛地气田下古生界发育有裂缝-基质性碳酸盐岩气藏,气藏基质渗透率低,微裂缝发育。储层改造过程中存在储层段酸液滤失严重、实现深度酸压困难、直井效果差、建产难等问题。以大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层地质特征为基础,开展了水平井分段酸压工艺技术研究,优选出多级管外封隔分段酸压工艺技术+转向酸液体系。在此基础上,采用"高排量、降阻、缓速、降滤、大规模、深穿透"的技术思路,对水平井分段酸压参数进行了优化,在大牛地气田水平井PG2井的现场试验中取得了良好的改造效果,为今后大牛地气田下古生界同类储层的酸压改造提供了借鉴意义。 相似文献
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大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层为低孔、低渗致密储层,储层丰度低,天然裂缝发育,常规酸压技术改造体积有限,水平井投产后产量递减快,稳产难度大。针对这些问题,分析了大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩储层岩石脆性指数特征,开展了复合缝网酸压技术研究,采用“大排量前置液造缝+大规模胶凝酸缝网酸压+后置支撑剂保持裂缝导流能力”的设计思路,将水力加砂压裂与胶凝酸酸压复合,并优选复合缝网酸压线性胶前置液体系、胶凝酸体系及组合支撑剂体系,优化复合缝网酸压施工排量、施工液体用量比例及支撑剂用量等施工参数。矿场实践表明,该技术对大牛地气田下古生界马五5碳酸盐岩致密储层具有较好的适用性和显著的改造效果,对大牛地气田下古生界气藏的大规模建产意义重大。 相似文献
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大牛地气田欠平衡水平井井壁稳定性分析 总被引:4,自引:1,他引:4
为有效开发大牛地气田低孔、特低渗储层,在盒1储层试点推行了欠平衡钻水平井技术。井壁稳定性分析是欠平衡钻井技术的关键因素。结合大牛地气田实际地质情况,利用有限元分析的方法研究了盒1储层在氮气、泡沫和充气液欠平衡方式下水平井的井壁稳定性问题。计算结果表明,不论是在常规的φ215.9mm的井眼中,还是在φ152.4mm的井眼中应用上述3种欠平衡方式进行水平井钻井均不会发生井壁失稳问题,这与DP4井、DP14井和DP19井的实钻情况完全相吻合,为大牛地气田欠平衡钻水平井的井壁稳定性分析提供了理论依据。 相似文献
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针对大牛地气田下古生界低渗致密碳酸盐岩气藏储层非均质性强、微裂缝发育、酸液滤失严重和直井酸压改造难以有效建产等问题,采用水平井裸眼完井、管外封隔分段压裂工具实施分段,并对孔隙型和裂缝-孔隙型储层分别优选低滤失的胶凝酸和黏弹性清洁转向酸或交联酸酸液体系进行分段酸压改造,从而降低了酸压施工风险,取得了显著的酸压增产效果,实现了该气田致密低渗碳酸盐岩气藏的经济有效开发,也为其它致密碳酸盐岩储层水平井的勘探开发提供了借鉴,值得推广应用.但鉴于水平井裸眼井段长、裂缝发育、酸液滤失量大、酸蚀裂缝短等问题,建议结合碳酸盐岩储层特征尝试采用套管固井来实施水平井的多级分段酸压改造.图2表参5 相似文献
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大牛地气田储层具有低压、低渗、低孔及薄层的特征,水平井是比较有效的提高单井产量、改善开发效果、提高采收率的技术措施,近年来水平井数量逐年增加,但水平井完井方式、排液方法、渗流规律及试井方法不同于垂直井。通过研究,优化出适合大牛地气田的水平井试气工艺技术,可有效开发大牛地气田。 相似文献
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近年来,体积压裂技术成为非常规油气藏开发的关键技术。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩储层压力系数低,并且孔喉及渗流特征复杂,孔渗条件极差,属于典型的非常规气藏,前期水平井采用传统压裂技术改造单井产量低,难以实现经济有效开发。为实现气田水平井高效开发,通过分析苏里格气田致密砂岩储层天然裂缝发育程度、水平两项应力差以及脆性指数等影响体积压裂的主控因素,建立了苏里格气田致密砂岩储层体积压裂技术模式,研究试验形成了复杂裂缝网络特征压裂参数体系,创新形成了体积压裂高效工艺和液体体系。现场试验增产效果显著,总体上较常规水平井单井产量提高1.5~2.0倍,为国内致密气储层体积压裂设计提供了有益的借鉴。 相似文献
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申贝贝 《天然气勘探与开发》2016,(4):59-63
鄂尔多斯盆地大牛地气田属于典型的低孔、低渗致密砂岩气藏,水平井分段压裂是经济高效开发气田的关键技术。针对现有水平井裸眼封隔器分段压裂工艺无法控制裂缝起裂位置、二次改造困难等问题,探索了固井滑套分段压裂工艺在大牛地气田的适应性,阐述了该工艺的技术原理、工具组合和工艺特点,并开展现场应用和压后分析。现场应用情况表明:固井滑套分段压裂工艺不仅能够实现水平井定点压裂,而且施工效率高,能够实现一天压裂改造10段。此外,该工艺采用环空压裂施工,施工摩阻低,工具性能好,施工成功率高,在大牛地气田以及国内其他致密低渗油气田具有较好的推广应用价值。 相似文献
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大牛地气田常规水平井加砂压裂工艺存在支撑剂回流、支撑剂沉降和支撑剂运移堆积导致部分气井压裂效果不理想的情况。为获得大牛地气田上古储层产能上的突破,在开展室内支撑剂沉降实验及砂团稳定性能试验的基础上,结合Fracpro PT压裂软件优化摸拟压裂设计和施工参数,在大牛地气田D66井区DPH-119井二叠系下统下石盒子组盒Ⅰ段进行了纤维脉冲加砂压裂工艺的先导试验。累计注入压裂液3 406.9 m~3,砂量342.6 m~3,液氮量192.9 m~3,纤维量1 573 kg。排液后期采用8 mm油嘴控制放喷求产,计算无阻流量6.53×104m~3/d。与同层位地质显示接近的DPH-128井相比,产量提高了15.1%,取得了较好的效果。该技术为大牛地气田气井的压后高产及高效返排提供了重要的技术支持。 相似文献
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针对大牛地气田储层物性差,"3低2高"的特点,水平井已成为提高油气勘探开发综合效益的重要途径。文中研究了水平井的压裂增产机理以及裂缝起裂模式,通过对比分析不同压裂工艺在大牛地气田的应用情况可知,水力喷射操作简单,成本低,但受喷嘴质量的影响,压裂规模受到限制;而裸眼封隔器分段压裂虽然成功率高,但施工不能有效地控制裂缝的起裂点以及验证裸眼封隔器坐封,而且施工段数也受到井眼尺寸的制约。针对这些问题,文中提出了TAP完井多级分层压裂、连续油管分层压裂、快钻桥塞以及分支井、丛式井等压裂新技术,这将对大牛地气田压裂增产的下一步研究具有重要意义。 相似文献
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针对大牛地盒1气藏水平井钻井周期较长、单井产量低且不能长期稳产的工程技术难点,开展了水平井钻采工程技术研究。对已钻水平井井身结构、钻井液、压裂施工参数及工艺和排水采气工艺进行分析发现,井身结构、压裂施工参数和泡沫性能是制约开发的主要因素,针对性地对φ152.4 mm井眼、多级管外封隔器分段压裂和泡排试验进行了研究,形成了以φ152.4 mm井眼三开井身结构、复合钻井和防塌钻井液为主的优快钻井技术,钻井周期缩短7.79%;建立了适合盒1气藏储层特征的水平井压裂工艺技术,施工成功率98.5%,压后平均单井无阻流量是直井的4.9倍;建立了临界携液模型,试验了速度管排水采气技术,生产时率提高了8.49%。应用结果表明,φ152.4 mm井眼和复合钻井可实现钻井提速,多级管外封隔器分段压裂是盒1气藏建产的有效方式,泡沫排水采气技术可确保气田稳产。 相似文献
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大牛地致密砂岩气田水平井钻完井技术 总被引:3,自引:1,他引:2
鄂尔多斯盆地大牛地气田气藏类型多为低孔低渗砂岩气藏,水锁是气田的主要伤害因素,采用直井配合后期改造虽基本满足了相对高产区产能建设要求,但上述方法在新区不能有效建产,致使占气田近1/3探明储量的下二叠统下石盒子组盒1段气层不能有效动用,采用水平井技术可能是最佳选择。为此,在分析前期水平井钻井存在问题的基础上,优化细化了水平井方案设计,水基微欠平衡、近平衡水平井试验取得突破性进展,初步形成了水平井近平衡钻完井技术,欠平衡水平井钻井工艺在该区初见成效:在下二叠统山西组1—2段(山1—2段)、盒3段等一类气层实现了近平衡自然建产,在盒1段等三类气层实现了欠平衡自然建产。试验成果为有效动用该区探明未动用天然气储量提供了技术支撑。 相似文献