新疆阜康市阜试1井煤层气产气分析及小井网布设建议

本文通过对新疆阜康市东40km处白杨河西阜试1井钻井、排采情况的分析,44号煤层洞穴完井和42号煤层高能气体射孔压裂效果不明显,导致该生产试验井产气量很低。本文建议对阜试1井采用清水加沙压裂,以提高其产气能力,并根据高倾角地层的特点,提出布设"梯形井网"的方式,来提高综合产气能力。

阜康矿区白杨河西煤层气井网布设的探讨

为调查并评价新疆阜康矿区白杨河西煤层气的资源潜力和可采性,在白杨河西一带布设了煤层气小井网。通过对该区地形地质条件和煤层气储层特征的分析,结合国内其它地区小井网布设的经验,确定采用'W'型布设井网,并确定了井间距,以期对今后本区煤层气勘查有所借鉴。

四川煤层气井施工的问题与对策

在四川施工了5口煤层气井(其中参数井4口),各项参数反映四川煤层气具备了开发和小井网试采的储层条件。但在施工中存在钻探进度慢、测试坐封选层难、井斜控制难、煤层对比和采取率不甚理想、煤储层污染严重等问题。通过分析,提出采用"三开"井身结构、防斜打直、进一步开展大口径绳索取心的攻关、储层保护等建议,以推进四川煤层气的勘探开发中钻探技术上的保证。

超低渗透油藏合理开发技术政策的认识与实践

近年来，随着储量品位的逐年降低，超低渗透油藏的开发成为油田开发的重点。以鄂尔多斯盆地靖安油田大路沟二区油藏为例，通过开展“小井距矩形井网、小水量超前注水、前置酸加砂压裂、合理生产参数”等开发技术政策的探讨，研究提高超低渗透储层开发效果的配套技术，并取得了一些阶段性成果与认识。现场实践表明研究区的合理开发技术政策为：采用小井距矩形部署井网，井排走向与最大主应力方向一致，井排距500m×120m；坚持“小水量、长周期”超前注水政策，超前注水量2600—3000m^3，超前注水天数为140d，压力保持水平达到110％～120％时投产；油井改造推广应用前置酸加砂压裂工艺，针对个别厚油层采用多级加砂压裂工艺技术；采油井流压控制在3．5～4．5MPa，生产压差控制在7．5MPa左右。为鄂尔多斯盆地超低渗透储层的高效开发提供借鉴。

致密砾岩油田高效开发理论认识、关键技术与实践——以准噶尔盆地玛湖油田为例

为高效开发准噶尔盆地玛湖致密砾岩油田,开展了一系列理论探索和矿场试验。在理论探索方面,提出了致密砾岩复杂缝网绕砾成缝、井间主动干扰等理论,发展了立体交错井网优化部署、空间应力场主动控制与利用、多元协同优化等关键技术,形成了砾岩不同于页岩的特殊沉积结构和强非均质性是形成复杂缝网的有利条件、小井距一次井网能够控制和利用井间干扰使缝网更加复杂化、通过协同优化可以实现最优规模和最佳形态压裂等认识。在矿场试验方面,经历了直井注水、直井衰竭、水平井体积压裂开采等试验,在确定“水平井+多级压裂”为主体开发技术后,又进行了水平井井距和段长、缝簇间距以及压裂方式、规模和顺序等矿场试验。特别是在玛131井区,按照地质工程一体化思路,创新采用“大井丛、多层系、小井距、长井段、交错式、密切割、拉链式、工厂化”系列技术,建立了100,150 m小井距高效立体开发试验示范区。半年以上生产实践表明,示范区单井平均产油量优于500,400,300 m井距对应井组,储量动用率大幅提升,采收率显著提高,最终单井累计产量与大井距井组最好水平相当,经济效益明显优于区块平均水平。

某油田长6超低渗透油藏合理开发技术研究

近年来,随着储量品位的逐年降低,超低渗透油藏的开发成为油田开发的重点。以某油田为例,通过开展"小井距井网、小水量超前注水、控制套压增产、合理流压"等开发技术政策的探讨,研究提高超低渗透储层开发效果的配套技术,并取得了一些阶段性成果与认识。现场实践表明研究区的合理开发技术政策为:采用小井距部署井网,井排走向与最大主应力方向一致;坚持小水量、长周期的超前注水政策;采油井合理控制套压,实现短期增产。