煤层气分段压裂水平井产能主控因素研究

多段压裂水平井是非常规天然气开发的重要技术,但水平井多段压裂投入成本较高,不合理的布井和不合理的压裂施工方案都可能导致煤层气井无法产生经济效益.因此,为了降低煤层气多段压裂水平井投资风险,文章采用数值模拟的方法对影响煤层气多段压裂水平井产能的地质因素和工程因素分别进行正交试验.研究结果表明:影响煤层气多段压裂水平井产能...     

南海东部X-5井古近系低渗储层压裂可行性研究

南海东部古近系储量规模巨大但产量低,储层物性差是制约产能释放主要因素,压裂改造是低渗油气藏开发的关键。以X-5井文3段为例,从资源规模、构造特征、沉积储层、岩石物性、矿物组分、岩石脆性、黏土矿物含量、敏感性、地应力特征等多综合评价其压裂可行性[1]。成果表明：（1）文3段砂体厚度大,井控储量满足压裂技术经济界限;（2）文3段属于低孔低渗储层,但局部发育地质甜点段;（3）地层平缓,储隔层应力差大,且脆性矿物含量高,利于裂缝延伸;（4）钻井靶点距离断层> 350m,压裂工程风险低。因此,X-5井文3段具备压裂改造的地质条件。     

海上废弃气藏改建地下储气库可行性——以琼东南盆地H气田为例

目前离岸远、水深较深的海上废弃气藏改建地下储气库的研究尚处于起步阶段。为此,以琼东南盆地H气田岩性气藏为例,以气藏构造特征、密封性评价、储层特征及气藏特征等静态特征研究为基础,结合气藏开发过程中产能评价、动储量评价、连通性分析研究,开展储气库库容参数、注采能力、工作气量、井数及井网等储气库运行参数设计论证,最后以数值模拟为手段,依据设计注采方案,模拟储气库运行指标。分析及模拟结果表明：(1)该区块是一个圈闭封闭性好,储层内部连通,属于高渗—特高渗气藏,圈闭内充满气,无可动水的常压高温岩性气藏,区块储气规模大,产能高,不产地层水,低含凝析油;(2)储气库运行压力介于23～34.5 MPa之间,库容量75.1×10⁸m³,工作气量26.1×10⁸m³,注采井数仅需10口,最低外输压力15.3 MPa,区块日均采气量2 094×10⁴m³,调峰日采气量达3 200×10⁴m³。结合海上配套工艺技术,认为其设计井数少、工...     

井口降压开采技术在惠州凝析气田的应用

对于凝析气田而言,随着地层压力降低,地层及井筒凝析油的析出增加了稳产难度.针对以上问题,结合海上平台实际条件,本文提出采用压缩机进行井口降压开采及射流泵深度降压技术,不仅减小外输压力的限制,而且可降低井筒积液对产量的影响.该项技术的成功应用,对于海上类似凝析气藏开发后期低产低效井治理及提高采收率有一定的指导意义.