柿庄南区块煤层气资源可采性评价

基于沁水盆地柿庄南区块3#煤层储量丰度、临储比及渗透率参数分布,统计上述参数影响范围内有效井(工程质量好,生产时间超过1 a)的平均产气量,采用灰色关联度分析方法,确定主地质参数评价值函数及权重系数,建立产能预测公式。借助Petrel软件,建立离散化的产能预测属性模型,得到平均产能预测图。根据煤层气开发平均产能类型划分标准,划定煤层气开发类型。此研究可为后期生产提供开发依据,指导柿庄南区块下一步方案部署。     

煤层气压裂井开采浅析

压裂是煤层气增产的主要措施,但是,此技术并不适用于所有煤层。我国煤层气的开采处于初始阶段,煤层渗透率低,压裂技术广泛应用。因此,需要分析煤层气压裂井的增产机理及其开采特征,结合已开发煤层,分析压裂井的适用性,从而指导后续煤层气合理开采。     

鄂尔多斯盆地临兴致密气小井眼高效钻完井技术

临兴区块致密气钻井工作量大、钻机资源受限、钻井提速达到瓶颈期、开发成本高,急需建立新的作业思路及模式.通过将常规二开8-1/2"井眼优化为6-1/8"、5-1/2"生产套管优化为4-1/2"、与现场试验结合的高效钻头优化设计、优化钻具组合来提高井眼轨迹控制精度、开发强润滑超疏水钻井液体系,建立了临兴区块致密气小井眼钻完井技术;通过开发微膨胀早强防气窜水泥浆体系、小井眼套管居中技术和固井施工参数优化技术,解决了临兴区块小井眼套管居中难度大、顶替效率低等难题.试验结果表明:与常规井眼相比,小井眼井身结构单井套管用量减少21％,固井水泥用量减少52％,钻井液用量减少34％,岩屑量减少52％;钻井周期比常规井眼缩短47.5％,机械钻速提高56.2％;固井质量优良率大于90％.临兴区块小井眼钻完井技术提高了钻完井效率,满足了致密气降本提质增效及环保需求,具有良好的推广应用价值.     

深煤层井组CO_2注入提高采收率关键参数模拟和试验

深部煤层井组注入CO2开采煤层气技术主要通过CO2的强吸附效应,能够置换出更多的CH4,同时实现CO2的长期大量的埋藏。通过试验分析,柿庄北地区CO2的吸附能力是CH4的2倍,随着解吸压力的降低,CH4比CO2会更快的解吸,能够有效的置换CH4。CO2的注入引起煤储层物性的变化,主要是由于CO2的吸附和解吸引起的基质膨胀与收缩效应造成渗透率的变化,并且呈现随着压力的降低先降低后迅速增加的变化规律。基于渗透率变化规律,应用模拟软件建立地质模型和数值模型,分析了CO2注入量、频率和注入方式对井组或单井的产量、采收率和CO2埋藏量的影响。模拟结果认为注入量10~15 t/d,连续注入90 d,关井90 d,反复实施2 a后,可以实现采收率的提高。通过现场试验验证,该区3号煤层吸附CO2的能力在8 t/d,井组的埋藏潜力约为12 616 t。     

浅谈低渗致密气藏开发过程中的水锁损害

水锁损害广泛存在于低渗透致密砂岩气藏,是低渗透致密砂岩气藏的主要损害类型之一,这严重地影响着气藏的勘探开发效果。针对此情况,对水锁损害进行系统研究。总结了水锁损害的影响因素、水锁损害评价及预测方法以及开发各阶段解除水锁的关键技术。只有避免大量流体侵入滞留储层才能有效预防水锁损害,在对地层水充分认识的前提下,选用合理的开采方式和开采工艺,降低水锁损害,提高气藏采收率。     

一种含水率预测模型的建立及应用

含水率是反映水驱油田开发生产动态的一个重要指标,准确预测水驱油田含水上升规律对油田开发具有重要意义,可为油田开发动态分析、开发规划及开发方案调整提供合理依据。鉴于传统含水率预测方法具有一定局限性且与油田开发时间无关,文中依据水驱油田含水上升规律和广义Weibull分布的特征,建立了一种含水率随开发时间变化的预测模型（广义Weibull模型）,克服了传统方法在预测水驱油田含水率中的不足。从含水率变化特征分析认为,特定条件下,新模型涵盖了几种特定的含水率预测模型,可以描述凸形、S形和凹形的含水上升规律,适用范围相对单一模型更为广泛。3个油田的实例应用表明,新模型预测精度较高,误差较小,平均相对误差分别为2.01%,6.29%和10.65%,与实际含水上升规律吻合程度较好,适用于整个开发阶段的含水率预测。     

大港油田埕海二区沙一下特殊岩性油藏开发方案设计

埕海二区沙一下为特殊岩性油藏,受构造和岩性双重控制。此区块裂缝分布,断块多,非均质性严重,油水关系复杂。针对上述特点,对沙一下进行优质储层带划分并分析影响此类油藏开发效果的因素。确定埕海二区沙一下开发原则,优选合理开发方式,对井型、井网、井距等参数进行优化。在油藏工程设计及数值模拟优化基础上,设计合理开发方案,综合对比各方案的开发参数与经济指标,优选了合理高效开发埕海二区沙一下特殊岩性油藏的开发方案,并给出了相应的开发建议。     

澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气水平井开发优化

以澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气为例,依据渗透率和含气量,将储集层划分为4类,建立井组模型,提出相应的中煤阶煤层气水平井开发策略。针对Ⅰ类和Ⅱ类煤储集层渗透率较高,优化单井控制面积,采用与面割理垂直的单分支SIS水平井开发,后期加密,大幅减少钻井进尺、地面井口数;针对Ⅲ类煤储集层,考虑先期投产井对该区域压力的影响,适当增加单井控制面积,优化水平分支长度和夹角;Ⅳ类煤储集层渗透率较低,单井控制面积小,SIS水平井和MBL井开发效果均较差,建议暂不开发。