徐深气田火山岩气藏井间加密后动态储量变化特征

针对徐深气田A区块火山岩气藏储量动用程度低、稳产能力差的问题,开展了井间加密试验,而加密井一旦与老井连通,不确定其能否提高储量动用程度。为此,采用分区物质平衡方程技术分析了井控动态储量变化过程,结合火山岩气井动态储量结构特点,提出了连通气井间动态储量变化的3种特征:①持续增长型,加密井与老井动态储量逐步增加,相互间储量无明显干扰,加密后提高储量动用程度;②干扰型,加密井的动态储量全部源于分采老井的储量,加密后主要提高采气速度;③干扰—增长交互型,加密井既分采了老井的储量,又动用新的储量,加密后可提高储量动用程度。研究结果表明:老井补给区以致密储量为主,加密井虽然初始地层压力低,但仍明显高于老井,表明现井网下储层中广泛发育的致密储量动用差,为加密井提供了物质基础,同时采用水平井加密既能提高储量动用程度又可获得高的产能。

井间加密的可行性分析

JK13井区是牛地气田最早投入开发的井区之一,目前已进入递减期,因此对该井区开展了井间加密的可行性分析。根据产量劈分模型和试井的压降漏斗分析方法,分析了前期已部署加密井加密的合理性,为后期部署加密井作指导;利用流动物质平衡法计算了该井区盒3、盒2、山1三主力层位目前的地层压力,了解目前地层压力分布情况;运用试井解释结果,分析了目前井网井距的合理性。研究结果表明,目标区井网整体部署较为合理,局部位置存在井间加密的可行性。

水平井技术在超稠油挖潜中的应用

以曙一区杜84块兴隆台油层为例,探讨了水平井技术在超稠油油藏挖潜中的应用。研究结果表明,在块状超稠油油藏,直井小井距蒸汽吞吐开发方式下,利用水平井技术加密挖潜可以获得较好的效果,既可以提高采收率,又可以提高经济效益,为同类油藏的挖潜提供了一定的借鉴。

子洲气田开发潜力分析

子洲气田是陕京输气线的起源地,承担着向北京地区供气的重要任务。自2007年8月正式投入生产以来,已经连续稳产7年,目前气藏地层压力下降快,为实现子洲气田的长期稳产,因此有必要摸清子洲气田的现有开发潜力。本文在综合分析子洲气田地质和生产动态资料基础上,通过对子洲气田进行查层补孔、层间接替、排水采气、增压开采、井间加密、滚动扩边等潜力进行分析,制定子洲气田的挖潜方案,运用数值模拟模型对各挖潜潜力的措施效果进行预测。本文的研究工作对维持子洲气田的长期稳产和平稳供气有着十分深远的战略意义,同时对研究同类型气藏开发潜力具有一定的借鉴意义。

水平井在杜229块二次开发中的应用

杜229块超稠油油藏经过10年的开发,目前可采储量采出程度达到了73.1%,进入蒸汽吞吐开发后期。针对开发中存在的油井高轮低效、井间汽窜严重、套变等问题,实施了二次开发,提高采收率。水平井为二次开发的主要方式,日产能力高,周期累油高,吨油成本低。在杜229块通过应用水平井实现了井间剩余储量、薄层、高压未动用区域的动用,达到了延缓杜229块递减,最终提高采收率的目的。

渤海油田某水平井防碰轨迹控制技术

渤海辽东湾某油田经过20多年的开发,井网密集,截至2012年年初共布有300余口油井。为进一步提高采收率,增加采出程度,目前正在进行新一轮的井间加密调整,由此导致钻井过程中井眼防碰问题极为突出,尤其是X平台新钻井。由于使用老X平台新建外挂槽口,X平台新钻井表层轨迹与周围井缠绕、穿插,井眼防碰压力、轨迹控制难度很高。文章以该平台某水平井轨迹控制为例,通过合理槽口选择、井身结构优化、控制井段预留、出现井眼碰撞后的反应操作、侧钻轨迹设计等技术,解决了本井表层出现严重井眼碰撞问题后的钻井问题,避免了槽口浪费以及其他不必要的损失,节约了成本,为渤海后续类似作业积累了技术经验。

互层状超稠油油藏水平井优化设计

为提高D84块XLT超稠油油藏动用程度,筛选出直井动用程度较差的Ⅻ组、育组油层,西部整体部署加密水平井,应用STARTS数值模拟软件,对部署水平井进行了参数优化设计。研究结果表明,开发D84块中厚互层状油藏,水平井部署区单层有效厚度大于5m、水平段长300～400m、井底蒸汽干度50%、注汽速度350t·d-1、注汽强度15～20t·m-1、合理采液量为40～50t·d-1时,具有一定的经济效益。本次研究为中厚互层状超稠油油藏的水平井开采和采用直井与水平井组合的开发方式提供了科学依据。

牙刷状油藏剩余油挖潜方式研究

在构造形态、含油几何形状和水驱油渗流机理等方面,牙刷状油藏的与常规油藏存在较多差异。本文通过建立均值油藏理论模型进行概念数值模拟,从油井转注、井间加密钻井、注灰层钻塞复采、窜流注水采油等不同的方式模拟对牙刷状油藏的剩余油进行挖潜,探讨了挖潜方式的可行性,并提出了窜流注水采油方式,为后续牙刷状油藏剩余油挖潜提供了理论支持。

页岩气剩余储量评价及提高储量动用对策——以川南长宁页岩气田五峰组—龙马溪组为例

剩余储量评价对气田开发效果评价及进一步提高气田储量动用尤为重要,为此以四川盆地南部长宁页岩气田为研究对象,通过有机地球化学测试、三轴岩石力学实验、数值模拟等方法,从储层展布、剩余储量评价、提高储量动用等方面进行了系统分析。结果表明:研究区平台井控储量采出程度为45%~70%,井均剩余储量为(0.5~1.5)×10^(8)m^(3),局部区域存在挖潜潜力;长宁页岩气田存在3种未动用储量类型:井网部署空白区、压裂未充分改造区和纵向未动用区;在单井剩余储量>1.0×10^(8)m^(3)的区域内,按照地质—工程—开发耦合选井原则,开展重复压裂井优选;优选网状缝发育区且先期部署井间距大于500 m的区域,结合地面井场条件开展同层加密井的部署和实施;储层、岩石力学及数模分析认为,⑤小层为上部气层最优靶体、与下部气层①小层靶体垂向距离>20 m,优选网状天然裂缝发育区、压力系数>1.2、上部气层I类储层连续厚度>10 m的有利区进行错层立体开发,预期可提高平台储量动用率30%。相关认识可为页岩气区块的井网部署策略提供借鉴和参考。