大牛地气田大8—大10井区水平井产能影响因素

大牛地气田大8-大10井区共有开发水平井305口,主要生产层位为太2段、山1段、山2段和盒1段。本文从水平井试气效果影响因素、区内水平井生产效果受控因素及气井产液特征等三方面进行论述,分析了同井区不同层位气井产能高低不同的原因。研究表明水平井试气效果主要受控于3个因素:沉积微相及砂体构型、储层物性条件和储层厚度;水平井生产效果主要受控于气井液气比。太2段沉积有利微相主要为主砂坝和砂坝侧翼砂体,气层呈块状连续发育,盒1段有利微相为辫状河心滩,辫状河砂体发育、气层分散,太2段、盒1段水平井总体试气产能较高;山2段上部发育辫状河心滩,下部为三角洲分流河道,分流河道内砂体发育、气层连续性较好,但河道变化较快,山1段分流河道规模相对较小,河道变化较快,砂体内部垂向上岩性变化较频繁,山西组水平井总体产能较低。大牛地气田大8-大10井区气井产水类型为滞留水,储层孔隙、喉道大小和岩石颗粒表面吸附性能差异使得天然气主要富集于相对高孔隙度、高渗透率的砂岩储层中,气水层多分布在物性较差的砂岩储层中,气井液气比较高意味着气井钻遇较差储层,生产特征表现为低产。

大牛地气田补孔措施效益后评价及效益界限产量研究

随着气田开发的深入,气井补孔已逐渐成为大牛地气田老区稳产及挖潜的主要方式之一。截至2019年年底,大牛地共实施补孔措施96井次。本文通过分析气井"实施补孔"后的动态产出特征,预测不同补孔方式下的累产,结合气井措施投资、当前气井、生产成本等相关指标,评价各措施井目前及评价期的经济效益,并总结气井措施后不同动态特征情况下的效益区间。大牛地气田近年实施的补孔措施经济效益总体可观,评价期内具备较好经济效益的措施井占总计数的66%,生产特征总体表现为三类:一是气井措施后产量上升,递减率较措施前无明显变化,该类措施井评价期经济效益大于50万元;二是气井措施后产量无明显变化,但递减率较措施前明显降低,该类措施井评价期经济效益位于-50万~50万元之间;三是气井措施后产量降低,递减率较措施前无明显变化,该类措施井评价期经济效益在-50万元以下。大牛地气田要想实现措施效益为正,气井措施后预测日增产量必须大于1500m^3。

渭北油田WB2井区长3致密油藏开发方式探讨

渭北油田WB2井区位于鄂尔多斯盆地南部,长3储集层致密,孔隙结构复杂,储层微裂缝较发育,地层压力系数低,油水粘度比较大,开发难度大。WB2井区长3致密油藏2013年开始进行规模水平井多段压裂后弹性能量开发、直注平采井网注水开发、直注直采矩形井网注水开发、直注直采井网注CO_2非混相驱开发及微生物吞吐开发试验。开发试验表明水平井多段分段压裂后弹性能量投产初产较高,但递减快;直井多段超前注水有助于提高水平井初期产能并减缓水平井递减;直注直采注水开发水淹油井比例高,注水开发过程中应合理控制注水井注水压力、注水强度及油井压裂规模;注CO_2非混相驱及微生物吞吐对提高WB2井区长3致密油藏采收率效果不明显。