低渗透油田井网井距研究

子北油田黄家川区块位于鄂尔多斯盆地东北部,主力油层是延长组长6油层,为中孔-小孔型、特低渗-超低渗储层,井网系统对开发效果影响尤其明显,因此如何合理确定井网井距对本油田的开发具有重要意义。本文运用了数值模拟法、经济法计算了其极限井距和技术合理井距,对该区块现已形成的正方形反九点基础井网进行了评价,认为目前的井网基本上是合理的,后续开发大部分注水井由目前的采油井转注,只需部署少量新注水井。     

织金煤层气赋存特点及排采工艺

中织金-郎岱-安顺区在对10口煤层气井排采,对织金煤层气赋存特点及排采工艺等有了全新认识,本文通过分析总结影响该区块排采的因素,对排采管柱、排采设备等进行优化及优选,形成一套针对煤层多而薄、且层距较远的煤层气井的排采工艺技术,为该区块的后续开发起指导作用。     

稠油油藏行列井网多层火驱优化设计研究

辽河油田W块为薄互层状普通稠油油藏,目前处于蒸汽吞吐末期,油井处于低产低效状态,继续吞吐潜力小。该块于2005年开展了面积井网多层火驱先导试验,取得了很好的效果。为了提升区块产量,决定进一步扩大火驱规模,针对区块构造特征,主体部位构造平缓设计采用面积井网火驱开发,构造较陡区域设计采用行列井网。采用数值模拟、油藏工程等方法进行行列井网火驱优化设计研究,设计最佳井网井距、注采参数,该研究对同类油藏火驱开发具有一定的借鉴作用。     

自来屯孔二段低渗透油藏开发方案研究

针对自来屯孔二段低渗透油藏特点研究,合理划分、选取开发层系,确定了合理的开发井距,优选了井网进行了开发整体部署,并开展过程跟踪,不断优化井位及射孔井段,确保了油层最佳的动用,提高了区块开发效果。     

子北油田某区开发井网合理井距分析

本文中所研究区块是特低渗、非均质性比较明显的非常规性油藏,需要确定一套合理的开发井网。本文以子北油田某区为例,研究了该区开发井网的合理井距。通过井网优化和对井距计算,最终确定了开发井网的合理井距。     

苏里格气田桃7区块加密井组数值试井分析

苏里格气田桃7区块按目前井网已无处部署井位,为延长区块稳产年限和提高采收率,急需开展加密井部署研究,落实加密井的合理井网井距及剩余储量分布.常规气井生产特征动态分析只能求取单井井周附近的地层参数与单井控制储量,并不能描述区块或井网的气藏参数分布特点.选取桃7区块内一加密井组开展数值试井分析,利用测井资料、动态监测资料及...     

沁南盆地煤层气U型水平井部署优化研究

针对煤层气生产中提高单井产能的需要,提出采用U型水平井进行开发的技术思路,并依据构造简单、煤层厚度大、含气量高、煤体结构完整、水文地质条件简单等标准对U型水平井的部署区域进行了区块优选。对影响该区域U型水平井部署的水平段距离、水平段长度和水平段位置进行了优化研究。结果表明:U型井水平段间距过小,会造成控制地质储量偏小,影响稳产期长短和后期的产气潜力;井距过大,虽然控制储量会相对变大,但是很难形成井间干扰,难以达到面积降压的目的,累产气量也并未增加;从15 a的累产气量来看,最优井距为300 m;最优间距的大小受煤储层割理渗透率的影响明显,随着渗透率增大,最优间距增大;水平段位于煤层中部时日产气量和累产气量较高,推荐水平段位于煤层中部。     

页岩Ⅰ区块储层布井方案及优选

页岩Ⅰ区块页岩气储量丰富,勘探开发前景较好。井网部署在提高单井控制储量和全区累产量中发挥着巨大作用。为了能最大限度的开发利用资源,结合该区块的地质特征,主要采用合理采气速度法、规定单井产能法、经济极限法等,确定页岩Ⅰ区块生产井井距,同时借鉴该区块已有生产井的水平段长度,最终设计出四种井网部署方案,通过数值模拟对四套开发方案进行生产预测,最后优选出一套开发方案:井距400排距400水平段长度1500m,新布39口水平井投入开发,累计产气量达211.8*108m3,采出程度为43.6%。     

珲春盆地煤层气开发井网优化设计

井网布置的科学性和合理性直接影响到煤层气田开发的开发效果和经济效益。通过COMET3数值模拟软件对珲春盆地煤层气开发井网进行优化,综合考虑地质因素和开发效果等因素,设计了300m×250m、300m×200m、250m×200m三种井距,进行单井产量和累计产量预测。研究表明,基于盆地构造裂缝展布方向确定了NE向的井网方向。渗透性和井间干扰、开采年限、稳产时间、采气速度、动用储量以及经济效益等因素,确定300m×250m井距是较为合理的设计,具有一定推广价值     

煤层气井各阶段排采制度研究

煤层气排采技术是煤层开发利用的核心和关键,制定符合本区块煤层气井开发特点的排采制度对区块的开发效果及其重要。本文以某区块13口重点高产井为例,通过在不同排采阶段对不同排采制度造成的产能差异进行分析,制定出符合该区块提产稳产阶段的排采制度。     

志丹油田白家山东部油区井网及井距排距部署方案

目前志丹油田白家山东部油区属于开发扩边区域,需要整体部署开发方案,合理规划井网及井距排距,从而使该区域开发取得良好的经济效益,选择合理的井网及井距排距,直接影响着油田开发的效果。本文依据从事志丹采油厂勘探开发研究工作经验及认识,从白家山东部油区油藏特征、地质构造、地面工程实际出发,有针对性的提出该井区改善井网形式,优选井距排距的部署开发方案。     

延川南煤层气井组的井工厂钻井实践

井工厂模式在煤层气钻井中的应用能提高煤层气的开发效率,节约大量土地,降低煤层气开发成本,减少对环境的污染。随着延川南煤层气区块产能建设的启动,对钻井周期及钻井成本提出了更高的要求。结合延川南煤层气区块的特点,在现有丛式井钻井技术的基础上,从井位部署、轨迹控制等关键工艺技术进行探讨和研究,提出了一套适合于延川南煤层气开发的"井工厂"钻完井工艺技术,为区块大规模开发奠定良好的技术基础。煤层气井工厂钻井开发模式的在延川南煤层气区块的应用,对于低成本高效开发具有重要的意义。     

沁南区块煤层气井压裂液体系研究

我国大部分煤层属于低压、低渗、低饱合状态,水力压裂是煤层气开采的主要手段,压裂液的选择对压后煤层气产量影响巨大。通过对沁南区块不同矿区煤层气井压裂及排采效果的分析评价,认为活性水和活性水伴注氮气是最经济有效的入井液,为该区块煤层气井压裂液选择提供技术支持。     

涧峪岔138井区合理井网优化

涧峪岔138井区经过多年的开发,地层压力不断下降,产量递减,严重制约了该油藏的有效开发。通过对该区块油藏动态的分析,优化了该区的井网系统。研究认为:该区井网排距选用150m,井距为480m,其井网密度为14.0口/km2。     

浅析沁水盆地煤层气井排采动态影响因素及开发对策

本文结合实际案例,对煤层气井排采的影响因素进行分析,并提出科学可行的开发措施.力求通过明确压裂缝延伸与隔水层厚度关系、制定合理的开发方案、优化排水系统等方式,降低煤层产水量,确保煤层气的有效产出.根据研究表明,区块部分煤层气井产水过高会抑制产气效果,且过高产水量主要因外源水补给所致.断裂构造更容易沟通煤层顶底板含水层,...     

低渗透油藏超前注水开发井网适应性分析

本文针对Z油田5个超前注水试验区,采用理论分析和区块动态分析相结合的方法,运用数值模拟手段评价了试验区的井网适应性和超前注水效果,明确了井网形式与含水上升规律、地层压力、采油速度之间的关系,为油田的开发调整和新区块开发布井提供依据。     

低渗透油藏超前注水开发井网适应性分析

为了研究超前注水井网的适应性,本文针对Z油田5个超前注水试验区,采用理论分析和区块动态分析相结合的方法,运用数值模拟手段评价了试验区的井网适应性和超前注水效果,明确了井网形式与含水上升规律、地层压力、采油速度之间的关系,为油田的开发调整和新区块开发布井提供依据。     

宁县-合水地区延安组煤层气开发潜力分析

宁县一合水地区区域勘探结果显示该地区具有丰富的煤层气，长庆油田区域勘探项目组在宁县一合水区块延安组部署了宁X井、宁Y井和新试Z井共3口煤层气井，并用了一年的时间进行排水采气进行煤层气产量的验证，本文以这3口井为基础，讨论了宁县一合水地区延安组煤层的开发潜力，以及今后在技术、设备等方面需要改进和提高的地方提出简单意见，希望在今后该地区的煤层气开发方面参照和借鉴。     

安塞油田坪桥区块不同井网形式下压裂缝参数优化方法研究

针对安塞油田坪桥区块储层物性差、非均质性强、微裂缝发育等造成的油井最优压裂参数难以准确确定的问题,分别结合基础井网、油井排小井距加密井网和小排距矩形加密井网三种主要的井网形式,运用数值模拟、正交设计、生产动态分析等方法,开展了压裂缝穿透比和导流能力优化,优化结果为:基础井网下最优穿透比和导流能力分别为0.5～0.6和400m D?m;油井排小井距加密井网最优穿透比和导流能力分别为0.5～0.6和150～200m D?m;小排距加密井网最优穿透比和导流能力分别为0.3～0.4和150 mD?m。该认识为安塞油田坪桥区块及类似油田的压裂缝参数优化提供了理论依据。     

稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究

从C油藏的地质因素出发探讨该稠油油藏经过若干轮次蒸汽吞吐后,最适宜的转驱方式,通过数值模拟的方法,比较蒸汽吞吐后转接的不同温度的热水驱、蒸汽驱与常规水驱的开发效果,对比得出了320℃的蒸汽驱为最佳转驱方式。利用油藏工程论证及数值模拟法,确立了该区块最佳井网形式为反九点法井网,井距90 m,最优注采参数为:注汽速度50 t/d,采注比1.2,井底蒸汽干度0.5。