苏里格气田致密气藏水平井指标分类评价及思考

致密砂岩气藏是我国天然气资源的重要类型,水平井是提高该类气藏单井产量的主要技术手段。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气藏砂体的内部结构复杂,气层薄而分散,具有很强的非均质性,水平井产能差异极大。因此,采用气井分类评价的思路,建立不同类型气井地质模型与产能动态特征关系,按产能和经济效益将气井分为好、中、差３类。根据目前该气田水平井的部署情况,分类评价水平井优选井位加密部署和区块整体部署两种方式下水平井的开发指标,用以指导致密气藏水平井的开发评价。在此基础上,针对致密气藏产能评价的难点,提出了基于单裂缝的水平井产能评价新思路;从致密砂岩气藏提高储量动用程度的角度,初步讨论了水平井砂体内部构型、开发后期剩余储量的分布方式,并给出了相应的开发建议：非主力层未动用储量采用混合井型井网进行开发,主力层段内的未控制储量要在经济技术允许的条件下;水平井井距和压裂间距应按照合理范围的下限来考虑。     

疏松砂岩气藏低压低产井开发对策研究

随着疏松砂岩气藏的开发,低压低产井的逐渐增多导致气藏储量动用失衡,影响整个气田开发方案的实施,降低气藏的最终采收率。为了保证气田的稳产,以典型的疏松砂岩气藏涩北气田为背景,在掌握气藏储层特征的基础上,通过气井生产特征的分析对低压低产井进行了分类,结合气井低压低产形成的原因,针对性地提出了不同类型低压低产井的开发对策。现场应用效果表明,采取相应的开发对策后气井产量增大,能够保证气田稳产,提高气藏的最终采收率。     

新场气田上沙气藏压裂开发评井选层研究

压裂是低渗砂岩气藏开发的主要手段之一,而低渗砂岩气藏复杂的地质特性、平面及纵向上的非均质性造成相当一部分气井压后产能低,增产效果差。压裂开发前如何进行合理的评井选层,往往是压裂增产成败的一个关键因素。新场气田Js21气藏难动用储量比例大,III类储量占79.2%,目前主要以压裂开发为主。通过对气井压后产能及影响因素的评价与分析,认为储量级别、储层物性、构造位置等参数是压裂开发中评井选层的主要决定因素,从而提出了新场气田Js21气藏有针对性的压裂开发评井选层原则,在目前工艺条件下,当储能系数(HSg)大于0.63,地层系数(KH)大于1.90×10-3μm2.m,气井压裂后能获得较好的工业产能。     

中浅层低渗透断块砂岩气田开发调整实践

汪家屯气田扶、杨油层气藏在开发过程中出现储量动用程度低、气井稳产期短、产量递减快、开发动态与地质认识不符等问题.为了重新认识气藏、增加气藏动用储量、提高采收率,在地层对比、三维地震构造解释及储层预测等地质研究基础上,进行了气井动态特征分析、气井产能评价、单并井控动态储量计算、井间连通关系等研究;评价了气藏井网适应性,明确了气藏剩余潜力分布及大小;编制了气藏开发调整方案,并采用数值模拟方法进行井距论证和开发指标预测.     

低渗透气田勘探大场面的基础——气藏评价

气藏评价的主要内容包括：地质特征评价、储量评价、产能评价、主题开发技术优选、开发方式和开发指标研究以及健康安全环境评估等。具体可分为两个阶段,即早期评价阶段和开发评价阶段。其任务是以实现气田科学开发为目标,深化气藏地质认识,评价储量,落实产能,通过先导型实验优选气田开发主体工艺技术,完成开发概念设计或开发方案编制,最终为规模储量转化为规模产量创造条件。长北气田属于低孔、低渗、低压的岩性气藏,耗时6年的前期评价,搞清了储层地质特征,编制了科学的开发方案,是气井获得高产的主要因素。2008年底,长北气田已建成年产30×10^8m3天然气生产能力,实现了高效开发。     

长庆气区低渗透非均质气藏可动储量评价技术

气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下,已开发地质储量中投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时,可以从气藏中流出的天然气总量。开展气藏可动储量评价,落实开发基础,是气田后期开发调整的重要依据。长庆气区储层渗透率低、非均质性强,加之气井排水采气、冬季用气高峰期提产等因素,导致利用常规方法评价气井可动储量存在地层压力测试点少、气井工作制度不稳定等难点。针对上述问题,充分应用气藏生产动态资料,通过重整压力和流量将气井变压力、变流量生产数据转换为等效恒压力或恒流量数据等途径,在常规压降法评价的基础上,形成了产量不稳定分析法、流动物质平衡法、优化拟合法等气井可动储量评价方法。应用上述方法全面追踪评价了长庆气区靖边、榆林等气田单井可动储量及其变化,为气田加密井部署、工作制度优化、储层二次改造井优选等提供了依据,进一步提高了气田储量动用程度。     

中原油田低渗凝析气藏开发成功

低渗凝析气藏的有效开发是国内外气田开发的难题之一。中原油田相继探明了白庙、桥口、濮67气藏等深层凝析气藏，其天然气储量占全油田已探明气层气地质储量的42．3％。这些气藏是典型的深层低渗凝析气藏，具有储量埋藏深、物性差、气层变化快、凝析油含量变化大、地露压差小、高温、高压等复杂的地质特征，开发难度较大，投产气井普遍存在单井产能低、产量递减快、稳产基础薄弱、气井易积液等问题。研究建立了较准确的地质模型、优化压裂液体系和裂缝参数等10多个方面的研密成果和技术创新点.     

新场气田须二段气藏水体特征的初步认识

新场气田须二段气藏目前产水量大，这对开发工作造成了较大影响。因此，从气藏连通性出发，对气藏动态储量进行了计算，并从水侵强度、水侵量、气井出水类型等方面对气藏水体特征进行了初步分析，认为该气藏属中弹性水驱气藏，水侵量较大，气井出水为衡侵-纵窜型。吸取国内外类似气藏的开采经验，对新场气田须二段气藏的合理开发提出了建议。     

开发中后期气田产能挖潜技术对策——以四川盆地东部五百梯气田石炭系气藏为例

以四川盆地东部五百梯气田为例,针对开发中后期气田面临的开发不均衡、低渗低效储量多且动用程度低、气井动态产能变化导致配产不合理、气井普遍产水、富集区采出程度高且综合递减率高及缺少新的储量动用评价和剩余储量分布预测方法等主要问题,提出五百梯气田开发后期技术对策。技术对策主要有:(1)地层划分与构造描述,依据地震解释资料精细刻画断层及构造起伏变化;(2)储渗单元划分和定量表征,动、静态结合评价储渗体形态、尺度、连通性及含气规模;(3)流体分布及动态响应分析,综合构造、储集层及气井生产动态特征,分析确定气藏气水分布规律;(4)储量动用程度评价与产能复核,从静态地质储量和动态储量角度评价气藏储量动用情况及剩余可动储量规模,明确下一步动用方向,校正气井产能,指导气井开发后期合理生产制度的确定;(5)静态地质模型建立及动态修正,利用精细三维地质建模和数值模拟手段预测气藏压力及剩余储量分布特征;(6)剩余储量预测及分类评价,结合动态修正后的预测模型,开展剩余储量分类评价,指导产能挖潜部署;(7)采气工艺技术及工具研发,针对开发中后期气田的现状,提出针对性的采气工艺技术并研发了配套工具。     

定容气藏压降曲线变化原因分析

气田开发过程中,掌握气井(气藏)的动储量是评价储量动用情况、稳产能力、井网井距的重要标志之一,目前国内外计算动储量的方法较多,靖边气田经过多年的计算比对,确定压降法、产量不稳定法适用性强,计算结果较为准确。但是在用压降法计算过程中,部分气井动储量发生明显变化,是什么原因导致动储量改变以及该如何确定最终动储量是本文的研究重点。     

低渗透气田加密调整技术研究

加密调整是保持气田稳产的重要技术措施。为了提高低渗透气田的采收率和开发经济效益．基于气藏工程理论，采用动态法计算气井动态储量、储量动静比、泄流范围等有关开发技术指标，结合气井静、动态特征进行分类．分析、评价不同类型气井开发效果，从而指出需要进行加密调整的井区，加密部署井距参考邻井泄流直径、物性等。提出的气田加密调整技术方法思路新颖、实用有效、简便易行。     

油气藏数值模拟技术在保山气田开发方案中的应用

保山气田属于上第三系小型砂岩气田,天然气为生物成因气。储层埋藏浅,砂岩胶结疏松,成岩性差。气藏均为砂岩透镜体。储层泥质含量高,渗透率低。具有较强的非均质性。具有纵向上含气储层多、厚度薄。横向上连通性差的特点。大部分气藏储量小、气井产能低。通过利用油气藏数值模拟方法研究该气田的开发方案。并进行现场实施,取得了较好的效果,不仅较大幅度提高了气田的储量动用程度和产量,而且提高了气藏的采收 率。明显改善了气田的开发效果。实践证明,开发方案可以科学、有效地指导气田的开发生产,对于提高气田采气速度,加快开发进程,缩短投资回收期,实现小型气田立体、高效开发具有重要的意义。     

安岳气田灯影组四段气藏特征及开发技术对策

安岳气田灯影组四段为强非均质性碳酸盐岩气藏,面临储层非均质性强、气井产能差异大等众多难题。为了进一步提高气藏储量动用程度,采用动态和静态相结合、研究和管理并重的研究方法,综合地震、钻井、测井、生产动态等资料,深入分析了气藏地质特征和开发特征。研究结果表明,气藏地质特征为：(1)构造-沉积分异导致有效储层发育在平面上呈现出明显分区的特征;(2)优质储层的发育受沉积、岩溶和微裂缝3个因素综合控制;(3)由台缘向台内,地层岩性趋于复杂、储层变薄,储层非均质性变强。气藏开发特征为：(1)叠合岩溶发育导致气井产能在平面上具有明显分区分带特征;(2)储层强非均质性特征导致气井初期的高产与长期稳产能力不匹配;(3)特殊工艺井和分段酸压工艺可大幅度提高单井产量。在气藏特征分析的基础上,结合模型分析和同类气藏开发经验,确定开发技术对策：(1)多手段融合刻画气藏特征,明确优质储层发育特征,夯实储量基础;(2)全生命周期提高采收率,采用不规则井网,优选大斜度井、水平井井型,有针对性制定增产工艺方案,中—后期通过打补充井、地面增压、排水采气等多手段结合挖掘气藏开发潜力;(3)分单元管理提高气藏开发水平,以单井...     

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一个气田从发现到正式投入开发，必须在前期通过必要的技术和手段解决可以不需要多打井就能落实的储量、构造、气水边界等开发决策参数，而试井技术就是其中的一项关键技术。由于盐城气田是江苏油区目前为止发现的最大气藏，怎样合理高效地开发好气藏，必须在开发初期认清构造、砂体连通性和气井的产能，在目前仅有的几口探井和评价井的基础上，利用试井解释技术计算地层参数、落实构造和储层的连通发育情况，求取气井单井无阻流量，分析部分气井的进一步利用和措施改造的潜力，为气田的下一步试采提供初步的理论依据。     

新场上沙气藏难采储量层水平井技术开发与实践

针对直井生产过程中暴露出单井控制动态储量低、气井产量低、压力下降快、稳产能力差等一系列问题,为改善气田开发效果,提高储量动用程度和采收率,在新场沙溪庙组气藏难采储量层开展了水平井开发技术的研究和应用,取得了较好的效果.经过几年的研究和实践,逐步形成了水平井区筛选、水平井与直井组合并网、水平井优化设计及水平井分段压裂等一系列特色配套技术,目前水平井在难采储量层已达到规模实施阶段,日产气为邻近直井的3～8倍,生产效果较好.该研究为实现水平井技术在川西低渗气藏难采储量层的全面推广应用提供了技术保障.     

苏里格气田水平井整体开发技术优势与条件制约——以苏53区块为例

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,单井产量低,建井数量多,直井开发经济效益较差。为提高单井产量,改善气田开发效果,进一步提高开发效益,转换开发方式,开展气藏水平井开发技术攻关,取得了阶段性成果。在苏53区块开展水平井整体开发试验,利用水平井整体开发建成10.0×108m3/a天然气生产能力,是苏里格气田唯一的水平井整体开发建设的区块。由于受到气藏埋藏深、储层非均质性强、气水关系复杂、经济技术条件等因素影响,继续扩大气田水平井整体开发规模受到制约。通过有利条件与不利因素的分析研究,可以促进水平井整体开发技术的推广,更多地应用于类似气藏的开发。     

页岩气开发技术与策略综述

页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,但是页岩气藏储藏层结构复杂,多为低孔、低渗型,开发技术要求很高,需要大量的技术资金和人员投入。重点介绍了国内外页岩气勘探开发技术,主要包括储层评价技术(测井和取心)、水平井增产技术(多分支井水平井和对接连通水平井)、射孔优化技术以及压裂增产技术;分析了国内在页岩气研究开发中存在的主要问题,指出了当前页岩气开发技术的发展趋势。     

深层凝析气藏单井控制地质储量下限研究

我国东部气田近几年探明深层凝析气藏的储量规模越来越大，但气藏开发技术难度大、工艺复杂，使开发风险增大。开发好深层凝析气藏的关键之一就是要确定气藏单井控制地质储量下限，指导开发井位部署，优化井位设计，提高其经济开发效益。以东濮凹陷深层凝析气藏为例，综合应用气藏工程理论和现金流量法，对深层凝析气藏单井经济可采储量和控制地质储量下限进行了研究，在此基础上对影响气藏单井控制地质储量下限的因素进行了分析，认为气藏单井控制地质储量下限与气藏单井产能、天然气价格、凝析油含量呈幂指数递减规律，与井深呈指数递增关系。     

水平井技术在苏里格气田低渗气藏中的应用

苏里格气田是典型的低渗、低压、低丰度岩性气藏,单井产量低,建井数量多,直井开发经济效益较差。为进一步提高开发效益,长庆油田转换开发方式,开展"三低"气田水平井开发技术攻关。2008-2009年,苏里格气田加大水平井开发试验力度,完钻10口水平井,投产8口,初步形成了水平井井位优选和随钻地质导向、钻井提速及储层改造等技术,取得了显著的效果为苏里格气田水平井规模开发提供了有利的借鉴和指导作用。     

新场气田蓬二段气藏二次开发调整研究

针对新场气田蓬二段低渗透砂岩气藏一次调整后采出程度仍较低的开发现状,采用地质和气藏工程方法分析气藏加密调整的可行性,选择试验区块并采用数值模拟方法进行井距论证和开发指标预测。预测和实际结果表明,局部加密调整能进一步改善气藏的开发效果,达到了提高气藏采收率的目的。