河流相平面非均质储层水平井泄气范围确定方法

为了准确计算河流相平面非均质储层水平井泄气范围大小。通过分析完钻井、录井和测井资料获取气井水平段含气钻遇率及沿水平段不同单元物性参数大小,定量表征井控范围内储层的非均质性。再利用气井产量压力生产数据,采用流动物质平衡方法评价气井动态储量。在此基础上计算井控范围内的气井有效渗流面积,同时结合储层分布特征调整井控泄气范围边界,最终研究形成河流相平面非均质储层气井泄气范围确定方法。研究结果表明:在非均质储层条件下,计算气井泄气半径需综合考虑储层的含气性、物性参数变化和储层分布等因素,通过理论计算和实际井分析对比,可见考虑储层非均质计算的气井泄气半径更符合气井生产实际,泄气范围与有效储层分布契合度高。

延安气田上古生界致密砂岩气藏井控规模研究

延安低渗致密砂岩气田具有气藏地质状况复杂,储层物性差,非均质性强,单井控制范围小、储量动用程度低、开发难度大等特点。延安气田延145-延气2-延128井区作为最早投产开发的区域,经过2012年以来的陆续开发,气井目前普遍出现产量、压力下降快等问题,为了尽可能延长气田稳产期,达到经济高效开发的目的,明确气井产能和压力变化规律、动态储量、控制规模等开发动态,对于延安气田后续开发调整方案的制定及气田持续稳产高效开发至关重要。基于生产动态数据,采用气藏工程方法,对研究区井控储量及控制规模进行了系统评价,在此基础上对气田下一步开发调整方式进行了综合建议。

苏里格致密砂岩气田开发井距优化

为了提高致密气田储量动用程度和采收率,针对苏里格致密砂岩气田单井控制储量低的特点,对合理的开发井距进行了评价研究。通过地质模型、泄气半径、干扰试井、数值模拟和经济效益等5个方面的评价研究,形成了致密砂岩气田开发井距优化系列评价方法,并应用该方法对苏里格气田进行了井距优化论证,得出了苏里格气田开发最优井距。地质模型评价结果表明,井距小于600 m、排距小于1 000 m较为适宜;泄气半径评价结果表明,井距在400～600 m较为合适;干扰试井评价结果表明,井距大于400 m、排距为600 m较为适宜;数值模拟和经济效益评价结果表明,井距500 m、排距700 m较为适宜。综合分析5个方面的研究结果,认为在目前经济技术条件下,井距500 m、排距700 m为苏里格气田开发的合理井网,该井网可使苏里格气田采收率提高到45%。