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苏里格气田气井工作制度优化 总被引:3,自引:1,他引:2
苏里格气田低渗、低产、低效气井压力下降快,产量递减幅度大,稳产阶段短,恢复程度低,为保证进入流程,在生产经过一段时间后便改为间歇生产。然而在间歇生产时,凭经验或者采用在高产井生产中应用较为广泛的采气指示曲线法、系统分析曲线法、数值模拟方法来确定开井生产时的产气量和稳产时间以及关井时间,难以符合低产低效气田的生产实际。为此,通过理论分析,采用模糊优选方法,给出了模糊目标函数、优选指标及其隶属函数和权数,最后编成程序并在现场进行了验证。通过对某典型井的生产制度调整前后的对比分析,表明模糊优选方法适应苏里格气田低产低效井气井合理生产制度的确定,具有较好的现场应用价值。 相似文献
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苏里格气田低产井稳产技术研究 总被引:1,自引:0,他引:1
苏里格气田部分井因生产时间长,井底流压低,稳产难度不断加大,而开发实践证明,苏里格致密砂岩气藏在低压条件下仍具有一定的稳产能力。本文利用气田生产动态数据和压力恢复数据,采用分段动态拟合与试井解释相结合的方法,确定气井储层物性参数,在此基础上建立数值模拟模型,在充分考虑应力敏感条件下,优化致密储层压力控制条件和开发方式。研究结果表明:第一,苏里格低产井应以不同的稳产目标合理配产;第二,低产井应严格控制井底流压压降速率;第三,低产井应采取长关短开的间歇制度,以降低应力敏感性对于储层的重复伤害;第四,低产井应确定合理的开关井时间,并建立动态的调整机制。 相似文献
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针对苏里格气田低渗透气藏有节流器气井井筒内临界携液参数取值认识不清的问题,建立了有节流器气井气液两相流动压力分布模型,分析了4种临界携液模型的适用性,总结了该区块有节流器气井的临界携液参数沿井深的分布规律。研究表明:Turner、Coleman、Peng Zhaomin模型适合判定苏里格气田气井是否积液;有节流器气井临界携液流速随井深增加而持续减小,在节流器位置突降,井底处最小;临界携液流量在节流器上方随井深增加持续降低,在节流器下方持续增高,其最大值位于井口;建议以临界携液流量沿井深分布的积分与井深的比值做为临界携液流量的最终值。该研究对提高临界携液模型应用效果及气井稳产具有重要指导意义。 相似文献
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鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。 相似文献
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水平井产能是油(气)田开发的重要参数之一,也是油(气)井配产的重要依据。 对于低(特低)渗透油气藏油(气)井产能的确定,一点法产能试井是一种快捷而有效的方法,只需一个稳定点测试资料即可完成,较其他常规回压试井和修正等时试井方法简单、省时、经济。一点法产能公式的得出,对于苏里格低(特低)渗透气藏的产能分析具有重要的现实意义。 应用气藏数值模拟方法,选择苏里格气田典型井建立气藏单井模型,结合二项式产能方程,得到了苏里格气田水平井一点法产能公式,并对该公式进行了验证。结果表明,该一点法产能公式应用于苏里格气田的水平井产能分析具有较高的精度。 相似文献
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运用气藏开发动态资料,选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量,故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征,在动态资料不断补充和丰富的基础上,综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算,分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。结论认为,苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量,Ⅰ类井平均单井动态储量为2 936×104 m3,Ⅱ类井平均平均单井动态储量为1 355×104 m3,Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×104 m3。所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。 相似文献
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低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议——以鄂尔多斯盆地为例 总被引:2,自引:0,他引:2
鄂尔多斯盆地蕴含上、下古生界两套气藏,地质复杂程度高,非均质性强,大规模运用水平井开发的实践虽然形成了相关的配套开发技术,基本上实现了低渗透气藏的高效开发,但未来提升单井产能的技术攻关方向仍不明确。为此,将以苏里格气田为代表的上古生界气藏和以靖边气田为代表的下古生界气藏作为研究对象,对282口水平井从构造、沉积、储层、地震、钻井、改造等方面进行了整体研究。结果表明:长庆气区已形成的储层预测及精细描述技术等5项特色水平井技术系列是有效、实用的,但仍面临着3项急需攻克的瓶颈难题,可以从储层定量表征、小幅度构造识别及描述、水平井开发井网优化及提高采收率、水平井改造技术攻关、降低开发成本新策略等5个方面共17项技术措施入手进行攻关,以进一步降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。 相似文献
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为了应对国际油价持续低位徘徊的严峻形势和适应国内环境保护工作的新要求,中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地苏里格气田开展了地质、开发技术攻关。通过地震+储层构型分析,对该气田上古生界河流相砂岩气藏储层进行了定量表征;开展成藏机理及主控因素综合分析,对下古生界海相碳酸盐岩气藏储层进行了整体评价。在此基础上,从井位部署、轨迹设计、地质导向等3个方面完善了致密砂岩水平井开发技术,形成了大井组布井技术及针对上古生界、下古生界气藏多层系含气特点的立体开发技术。上述勘探开发系列技术在该气田的实施效果表明:(1)上古生界气藏新增建产有利区150 km~2,下古生界气藏筛选出含气有利区450 km~2;(2)水平井开发技术的完善,提高了水平井在上古生界气藏的实施效果,2016年完钻水平井平均有效储层钻遇率超过60%、平均试气无阻流量达45×10~4 m~3/d;(3)上古生界、下古生界气藏立体开发技术大幅度提高了天然气储量的动用程度,提高了单井产量;(4)大井组开发技术的规模应用使单井平均占地面积缩减49.9%、单井平均建井周期缩短10 d,同时还便于气井生产管理、减少了环境污染。结论认为,该系列技术为苏里格气田降本增效提供了技术支撑,可供同类型气田借鉴。 相似文献
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位于四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区范围内的威远页岩气田(以下简称威远区块),同一平台上气井的生产动态特征存在着较大的差异,目前对于其页岩气井产气量的主控因素和开发工艺措施的有效性认识尚不明确。为此,以威远区块PT2平台的6口水平井为例,针对气井生产动态存在的差异,从钻遇优质页岩段的长度、水平段轨迹倾向、压裂段长度、改造段数、加砂量及井底积液等方面进行分析,明确了影响威远区块页岩气水平井产气量的主要因素,进而提出了有针对性的开发措施建议。研究结果表明:(1)优质页岩段钻遇长度是气井高产的物质地质保障,水平压裂段长度、改造段数/簇数和加砂量是主要的工程因素;(2)页岩气井生产早期均为带液生产且水气比较大,当产气量低于临界携液流量时,井底积液对产气量和井口压力的影响不容忽视;(3)建议低产井应采用小油管生产(油管内径小于等于62 mm),对于上半支低产井,应及早采取橇装式排水采气工具和措施以释放气井产能,而对于下半支低产井,则应放压生产,防止井底过早积液。 相似文献
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苏里格气田气井废弃产量预测 总被引:2,自引:0,他引:2
气井废弃产量是气田开发的一项重要技术经济参数,也气田最终采收率预测的主要依据,而该参数的确定一直停留在静态方法计算阶段。然而,气井生产时间一般长达十多年甚至几十年,目前采用的静态计算方法与气井生产实际存在差异。为了确定苏里格气田各类气井生产经济寿命期,在油藏工程方法预测气井产量变化规律的基础上,对该气田不同类型井采用类比方法预测了气井20a采气成本以及相关费用;运用现金流法分别计算了Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类井的废弃产量和气井经济废弃时间。结果表明:Ⅰ类井经济生产期大于20a;Ⅱ类井经济生产期为16a,废弃产量为0.102×104m3/d;Ⅲ类井经济生产期为8a,废弃产量为0.11×104m3/d。研究成果为该气田不同类型气井生产寿命的确定和对策制定以及不同类型气井最终经济可采储量的确定提供了依据。 相似文献