中深层水热型地热资源集群式开发井位部署参数研究与应用——以HTC地热田为例

在中国“双碳”战略背景下,清洁能源的高效开发利用逐渐成为各行业关注的焦点,而中深层水热型地热资源是一种储量丰富、运行稳定、绿色环保的清洁能源。近年来,随着地热资源开发利用程度逐渐增加,开发模式逐渐向集群式发展,相比以往的分布式开发模式,集群式开发具有经济、稳定、抗风险能力高、改扩建能力强等优点。但开发模式、采灌井网、采灌井距等关键参数仍在探索阶段,这些参数对集群式开发影响明显,亟须对此开展机理研究、优化关键参数。以HTC地热田作为研究对象,利用数值模拟技术,耦合地下温度场、压力场、水流场建立数学模型,分析不同开发模式、采灌井网、采灌井距条件下地下温度场、压力场、水流场变化规律,确定最优参数,指导矿场生产。实践证实,该方法可有效保障地热开发项目稳定运行,实现地热开发项目经济效益最优化。

C1单元沙二段开发井网完善优化研究

针对C1单元沙二段储层薄、地层压力低、部分区域井网仍不完善的问题,本文通过建立数值模拟模型,模拟C1单元沙二段2、3号小层未控制区域,优化布井原则,完善该区域井网;优化开发方式,调整注入成分的用量,改善已动用区块的开发效果。数值模拟结果表明:布井厚度为3.2m以上,边部井纵向上位于储层下部最优,而内部井纵向上位于储层上部最优,距边水距离要大于180 m,井水平段长度应该在180 m左右,蒸汽吞吐前期注汽强度为10 t/m左右,蒸汽吞吐后期注汽量应逐周期增加5%;目前情况下,前置N2增能防窜+伴注N2扩大蒸汽波及体积效果最好,最优用量为前置N26万m^(3)+伴注N26万m^(3)。根据现场应用结果,新布井网单井产油为11.5 t/d,比老井网单井产油量增加6.59t/d,为其他区块后续开发提供了经验借鉴。

低渗砂岩油藏水平井开发井网模式优选

水平井开发油藏已成为提高储量控制程度和改善油田开发效果的重要手段,在我国许多油田开始得到普遍应用,根据水平井对油藏的适应条件,大庆、长庆等低渗、特低渗油田将水平井作为提高油井产能和油田产量的主要方式。利用数值模拟方法和矢量化井网概念研究了具有原生裂缝的特低渗油藏应用水平井开发的井网优化模式,以长庆油田元48井区长4+5油藏为原型展开研究,主要包括井距、井网形式的模拟分析,水驱方向优选等,最后得到合理水平井开发井网形式。研究结果对同类油藏具有实际指导意义。

低渗透油藏CO_2驱井网模式数值模拟

文中介绍了几种CO2驱常用井网模式的特点及适用范围,根据大庆油田外围某低渗区块地质与流体物性参数建立地质模型,在相态拟合的基础上对CO2驱不同井网模式进行了数值模拟研究。结果表明：该区五点井网的采出程度和地层压力保持程度要高于正方形反九点井网;五点井网中,排距与井距之比处于0.20~0.33和0.90~1.12范围内时采出程度较高,正方形井网的采出程度最低;储层中渗透率的各向异性、层内非均质性及天然裂缝的发育,使得同一井网密度下不同井排距方案的采出程度差异变大,并且会造成CO2的不均匀推进,影响采出程度。

坪北低渗透油藏开发井网优化

鄂尔多斯盆地坪北油田长81。油藏是典型的渗透率低、储量丰度低、产能低的三低油藏。合理选择“三低油藏，，的井网形式、井网密度以及井排距关系到油田的采油速度和最终采收率。为了经济有效地开发此类油藏，应用油藏工程、油藏数值模拟和经济评价方法开展研究，得到了坪北浦田低渗透砂岩油藏不同原油价格下合理井网形式、井网密度及井排距。研究表明，低渗透油藏参数变化较大，需要对不同储层类型进行合理分类，同类型油藏的采出程度与井网密度成很好的正相关关系，适当采用偏大的井网密度可提高低丰度、低渗透油田产油量和效益。

“井工厂”压裂模式在大牛地气田的应用

为进一步加快大牛地气田利用水平井组开发天然气步伐,结合盒1气层改造的要求,在多级管外封隔器水平井分段压裂工艺的基础上,开展了井组压裂模式的研究。通过优化压裂设计,同时结合施工参数及裂缝监测结果对设计参数进行实时调整,形成了丛式水平井组"井工厂"压裂模式分段压裂工艺。在R井组6口水平井进行了现场试验,压后井组无阻流量达77.88×104m3/d,成功探索出了适合致密砂岩气藏水平井组"井工厂"压裂开发的有效途径。

Toson油田井网部署及实施效果评价

Toson油田为复杂断块油藏,平均地层倾角16.0°,平均渗透率9.8×10^-3μm^2,平均含油面积1.19 km^2。针对地层倾角大、物性差、含油面积小等特点,不同断块区别对待,进行开发层系、井网、井距、注水方式优化。依据单井产量下限,确定采用一套层系进行开发;技术、经济角度综合考虑,确定合理井距为220~300 m;依据断块形态及地层倾角,优化井网及注水方式,极窄断块采用“之”字形井网、边部注水方式,宽缓断块采用三角形井网、边部加点状注水方式。方案实施后取得了较好的效果,油藏构造、储层认识基本符合实际,构造格局未发生大的变化,有效厚度具有高部位较大、向低部位逐渐减小的特点。开发方式、层系划分及注采井网设计基本适应,有20个月左右的稳产期,受效井比例70%,预测产量基本符合油田实际。

低渗透储层井网与压裂整体设计中的产量计算

基于低速非达西渗流基本公式,运用单元分析法及流线积分方法推导出了矩形井网与压裂一体化模式的产量和启动系数计算公式,简称为ND-Ⅱ法。分析了裂缝长度、井排距对产量及储层动用状况的影响,从理论上阐明了对于低渗透储层采用矩形井网与压裂一体化开发模式比传统的面积井网更加有效,明确了压裂不单是一种增产措施更是一种改变渗流场的开发手段。文中所建立的计算方法可应用于低渗透储层矩形井网与压裂一体化开采模式的井网几何参数设计、产量计算以及储层动用程度评价。

薄互层稠油油藏蒸汽吞吐转火驱井网改造方法

为了充分利用现有井网高效开发油藏并合理动用薄互层油藏,提出了基于薄互层稠油油藏蒸汽吞吐后转火驱的一种老井网改造方法,设计了在原有蒸汽吞吐井网的基础上适当打新井的井网模式,并设置了2套井网来实现燃烧方向错开的对向火驱开发模式。结果表明,该方法使得油层火驱热量得以充分利用,大大提高了油藏动用程度。

海拉尔盆地高陡断块油藏井网优化及应用效果

针对海拉尔盆地高陡断块油藏地层倾角大和需要压裂投产的特点,着重考虑重力作用、人工裂缝等因素,优化了合理井网形式和注水方式。研究结果表明,规模较大断块适合采用正方形井网部署,可以减缓由于重力作用造成的注入水向低部位水窜、以及由于人工裂缝造成的采油井过早见水;在窄条带状断块以及断层附近可采用灵活井网形式。在注水方式方面,通过机理模型及数值模拟等方法,综合确定窄小断块采用边部注水方式,规模较大断块则采用边部结合点状的注水方式。实施效果表明,所采用的井网形式和注水方式是合理的。

聚驱后注液方式和井网结构对微球调驱效果影响研究——以大庆萨尔图油田为例

以大庆萨尔图油田储层条件为研究对象,通过物理模拟驱油实验研究了聚驱后注入方式和井网结构调整对可动微球调驱效果的影响。结果表明,聚驱后实施进一步提高采收率措施时,通过提高注入速度来尽快达到较高注入压力水平可以取得较好增油降水效果。除此之外,聚驱后将原井网调整为直井+水平井井网,不仅可以改善水驱开发效果,而且可动微球调驱效果也可以得到充分发挥。与单独可动微球相比较,表面活性剂+可动微球二元体系具备了扩大波及体积和提高洗油效率的双重功效,采收率增幅较大。

地热资源可循环利用井网模式评价方法——以东营凹陷中央隆起带地热田为例

在地热资源的开发利用过程中,为实现沉积盆地型地热资源的绿色可持续利用,并保持热储层压力不降低,地热尾水必须实施回灌,但不合理的采灌井网布局容易造成回灌井压力升高、采水井温度降低等问题。针对制约回灌的关键问题,提出利用数值模拟技术建立地热资源可循环利用井网模式评价方法,即在概化地热地质模型的基础上,利用渗流场—地温场耦合模拟软件Petrosim-Tough2进行地热流体运动和热交换的数值模拟,根据确定的最优单井出水量,针对不同的采灌井数比和采灌井距,通过经济评价和模拟运算,确定保证不产生热突破的最优井网模式。该评价方法有效地解决了沉积盆地型地热资源开发利用过程中采灌井网布局不合理导致热突破及回灌压力过高,进而造成成本过高的工程技术问题,可以为实现沉积盆地型地热尾水回灌及地热资源的绿色可持续利用提供有利的技术支持。

孤岛油田层系井网互换油井致效机制及见效模式

孤岛油田西区北Ng3-4开展层系井网互换先导试验,通过层系井网互换,改变液流方向,提高波及体积,互换后该区块取得了较好的开发调整效果,但单井实施效果差异较大。采用Tanimoto系数法求解驱替压力梯度和水油渗流速度比2个判识参数场间的向量相似度,引入耗水控制指数评价参数评价变流线致效机制。结合油井见效规律,将油井见效特征归纳为4种模式:即时见效型、滞后见效性、反复见效型和无效型。致效机制研究结果表明,油井互换后所处流线部位及井区油水分布,直接影响互换后油井对现层系的剩余油动用状况及高耗水层带的控制程度,进而影响互换后油井的生产效果。

基于地质模式的多元地震属性储层预测

针对在密井网条件下提取薄储层地震属性信息时存在的问题,提出一种基于地质模式的多元地震属性储层预测方法.研究结果表明：该预测方法能够使井、震属性的相关系数由0.28提高到0.72;在提高井、震属性匹配程度的基础上利用多元逐步回归法降低了采用单一地震属性进行储层预测的多解性,进一步提高了目的层的砂岩厚度预测精度（达到0.89）,砂体的平面分布特征也更符合地质规律;在密井网条件下进行井间砂体定量预测行之有效.

钻井式煤炭地下气化技术的发展及关键力学问题

煤炭地下气化技术是有希望解决我国能源危机的重要手段之一,是煤炭资源高效清洁利用的有效手段之一,是拓展天然气资源实现战略资源接替的有效方法之一。本文通过调研国内外煤炭地下气化技术,将煤炭地下气化技术分为两类,即钻井式技术和巷道式技术,并重点叙述了钻井式煤炭地下气化技术开发模式。钻井式煤炭地下气化技术的发展可分为4个阶段:(1)基础理论研究阶段;(2)钻孔式技术开发模式阶段;(3)不同贯通方法直井钻井开发模式阶段;(4)水平井钻井开发模式阶段。本文分别对钻孔式、直井钻井式以及水平井钻井式等3种煤炭地下气化技术开发模式的技术核心进行了论述。通过对比不同技术开发模式的使用状况,对其优劣进行了评价。在总结煤炭地下气化技术开发模式发展历程的基础上,指出了地下煤气化技术的发展趋势,对我国将要到来的煤炭地下气化商业化开发局面有积极的指导意义。

柴达木盆地东坪基岩气藏的特殊地质条件及其开发模式探讨

东坪气田位于柴达木盆地西北部阿尔金山前东段,是新近被发现的国内外罕见的基岩古潜山块状气藏.依据目前的地质认识,要实现该气藏的规模上产开发还存在着较大的难度.因此,评价该气藏的特殊地质条件和试采动态特征,探讨其开发模式和技术对策就显得格外迫切而重要.为此,在评价认识其圈闭类型,基岩储层岩性、物性和气藏类型等的基础上,对试采和测试资料进行了统计分析,总结出该气藏单井产能、压力降低、含水情况等基本特征,从静、动态的角度阐明了该基岩气藏特殊的开发地质条件.进而结合该气藏的开发难点,探讨了开发单元、井型井网、合理配产等关键问题,明确了该基岩气藏滚动上产的技术路线,提出了先直井后水平井、井距500～600m、单井产气量取值5×104～7×104 m3/d的开发方案.

大港低渗透油藏井网优化研究初探

低渗透油藏井网部署的好坏直接影响到开发的成败。在调研国内低渗透油藏井网设计模式演变的基础上,采用油藏数值模拟软件,对比分析基础井网开发效果,优选出开发指标较好的优势井网。在此基础上,对人工裂缝参数进行优化,对不同的缝网组合方案进行预测,对比优选出最优的人工压裂缝条数、长度、位置、导流能力等参数,从而达到缝网的最优组合。低渗透油藏井网优化研究在大港油田部分低渗透区块展开现场实施,取得了初步效果。

苏里格致密砂岩气藏大井组混合井网立体开发技术

苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏,针对其纵向上多层系含气、横向上砂体连续性差的地质特征,形成多层系大井组混合井网立体开发技术。通过复合砂体垂向分期,单期河道砂体平面划界,明确有效砂体孤立型、切割叠置型、堆积叠置型和横向局部连通型4种叠置方式。利用现场干扰试验、气藏工程论证等方法优化井网,针对不同砂体叠置方式和储集层特征,形成混合井网。考虑水平井、直井和定向井的开发优势,形成针对古生界多层系的大井组混合井网立体开发技术。该技术实现了山1段和盒8段河流相砂岩储集层、马家沟组五段海相碳酸盐岩储集层立体开发,整体储量一次动用,有效提高储量动用程度,降低开发成本,保障气田经济有效开发。

复杂断块油田精细油藏描述与滚动开发实践——以塔木察格油田为例

复杂断块油藏是大庆油田稳产的重要接替领域,多年来针对复杂断块油藏地质特点,基于古地貌恢复重构盆地原型模型,刻画了断裂系统和主力砂体展布等精细油藏描述,深化了成藏模式类型与复杂油水分布规律认识。系统开展了井网优化、滚动外扩,形成了多轮次滚动高效开发模式,有效支撑了塔木察格油田上产到100×10 4 t产量规模,主力断块采油速度保持在1.2%以上,取得了较好的开发效果,对类似的合作开发区块具有指导意义。

X区块特高含水期层系井网优化调整技术及其应用

层系井网与油层的适应性是影响油田开发效果的重要因素,始终贯穿油田开发的不同阶段。以X区块为例,针对纵向上层间干扰严重、平面上注采井距过大、多套井网交叉造成井距不均匀等矛盾,从开发历程入手,结合油田开发现状,分析了井网演变过程;剖析了油田开发中层系井网存在的问题,在理论分析和油藏工程方法相结合的基础上确定了层系井网技术经济界限,制定了层系组合原则,确定了纵向上细划层系与平面上缩小井距相结合的井网调整方式。结果表明:X区块在层系井网调整实施后,层间矛盾缓解,井段跨度减小,渗透率变异系数下降;平面上井距更加合理,水驱控制程度和多向连通比例增加;新井投产效果较好;老井效果明显,产量上升,含水率下降;全区含水率下降,产量递减减缓,X区块预测可提高采收率5.5百分点。研究成果对今后油田类似区块的开发具有指导意义。