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塔里木盆地塔中凝析气田为超埋深(5000~7000m)复杂大型碳酸盐岩油气田,储层非均质性强,水平井水平段延伸长,纵向靶层识别难度大,导致水平井完井周期长和钻探成功率低,塔中气田稳产难度大。以往的碳酸盐岩储层水平井井眼轨迹设计,仅考虑了主应力方位,未考虑地应力综合特征,不能较好地保证水平井井眼钻遇优质储层发育带,无法优选有利于井壁稳定的井眼路径。以储层发育规律和储层地应力特征为基础,总结提出了储层钻遇率综合评价、储层顶面应力场预测和叠前叠后裂缝预测3项水平井轨迹优化技术。通过此3项技术的应用,水平井储层钻遇率明显上升,平均为46.5%,水平井钻井成功率在85%以上,实现了塔中气田的有效开发,同时为塔中地区及类似碳酸盐岩油气田的水平井井眼轨迹设计优化提供了依据和指导意见。 相似文献
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塔里木盆地塔中Ⅰ号气田属于碳酸盐岩油气藏,储层孔洞极其发育,但连续性差且随机分布,以往单纯用直井进行开发效果不甚理想,拟采用水平井技术进行改进。为此,运用油藏工程和数值模拟的方法,研究了储层特征对水平井的适应性,并与直井进行了比较,证实水平井在产能、单井控制储量和最终开发效果上都具有明显的优势,最后对塔中Ⅰ号气田水平井的方位、轨迹、长度等进行了优化设计。结果表明,水平井优化设计方面应尽量保证水平段方向与裂缝发育方向垂直,并用“穿头皮”思路(是指水平段距“洞”有一段距离,垂向距离一般控制在10~20 m,防止钻到洞发生井漏,同时也保证完井酸化后能沟通洞)对水平段进行垂向轨迹的优化,水平段的最佳长度在600~800 m。该开采技术的应用使塔中Ⅰ号气田获得了更加经济、高效的开发。 相似文献
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大牛地气田下古生界发育有裂缝-基质性碳酸盐岩气藏,气藏基质渗透率低,微裂缝发育。储层改造过程中存在储层段酸液滤失严重、实现深度酸压困难、直井效果差、建产难等问题。以大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层地质特征为基础,开展了水平井分段酸压工艺技术研究,优选出多级管外封隔分段酸压工艺技术+转向酸液体系。在此基础上,采用"高排量、降阻、缓速、降滤、大规模、深穿透"的技术思路,对水平井分段酸压参数进行了优化,在大牛地气田水平井PG2井的现场试验中取得了良好的改造效果,为今后大牛地气田下古生界同类储层的酸压改造提供了借鉴意义。 相似文献
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针对大牛地气田下古生界低渗致密碳酸盐岩气藏储层非均质性强、微裂缝发育、酸液滤失严重和直井酸压改造难以有效建产等问题,采用水平井裸眼完井、管外封隔分段压裂工具实施分段,并对孔隙型和裂缝-孔隙型储层分别优选低滤失的胶凝酸和黏弹性清洁转向酸或交联酸酸液体系进行分段酸压改造,从而降低了酸压施工风险,取得了显著的酸压增产效果,实现了该气田致密低渗碳酸盐岩气藏的经济有效开发,也为其它致密碳酸盐岩储层水平井的勘探开发提供了借鉴,值得推广应用.但鉴于水平井裸眼井段长、裂缝发育、酸液滤失量大、酸蚀裂缝短等问题,建议结合碳酸盐岩储层特征尝试采用套管固井来实施水平井的多级分段酸压改造.图2表参5 相似文献
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《油气井测试》2016,(2)
塔里木油田塔中I号气田奥陶系碳酸盐岩储层多以裂缝、孔穴、溶洞为主要储集空间,具有埋藏深(5000~7000 m)、温度高(130~170℃)等特点,早期勘探以直井为主,主要寻找大的、高效的"串珠"状地震强反射储层。随着勘探程度的不断完善,有效的"串珠"状地震强反射储层数量逐渐减少,勘探的成功率也随之降低,难度逐渐升高。伴随着水平井钻井技术的不断提高和随钻伽马导向技术的不断成熟,水平井钻探越来越多,水平段也越来越长,采用全通径裸眼封隔器+压控筛管分段压裂工艺,能够增大水平井的泄流面积,提高储层的动用程度。以塔中XX井为例,对水平井裸眼段进行压裂段数优化,对压裂液体系进行了选择,通过压裂软件对压裂规模进行模拟计算,经现场压裂结果证实,酸压施工后水平井产量明显高于周围直井措施井。 相似文献
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为实现高含硫气藏“少井高产、安全高效”的开发目的,对四川盆地普光气田大湾区块碳酸盐岩储层采用了以水平井为主的开发模式。根据大湾区块气藏及流体特点,综合考虑国内外高含硫水平井完井工艺技术现状,选择一次管柱多级卡封,逐级投球打开各层滑套改造储层作为本区块水平井完井工艺,进而开展了管柱参数和结构设计,优化设计出高含硫水平井完井管柱:套管完井分段酸压管柱、裸眼完井分段酸压管柱、套管监测水平井分段完井管柱。该管柱通过8口井现场应用,首次实现了国内高含硫水平井分段储层改造,增产效果明显,为气田的安全高效开发提供了有力的技术支撑,也为类似气田的开发提供了借鉴。 相似文献
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大牛地气田是典型的致密低渗气藏,使用水平井分段压裂工艺技术是开发此类气藏的有效手段,该技术的成功应用已成为目前大牛地气田高效开发的重要保障.大牛地气田主要采用裸眼预置管柱水平井分段压裂工艺,但该工艺存在裂缝起裂位置无法确认、管柱永久留在井里和无法后续改造等局限性.为了解决这些问题,在DPH-47井对可钻桥塞射孔联作水平井分段压裂工艺进行了现场试验.文中论述了该工艺的技术特点,并针对不同技术难点介绍了井下工具水力泵送、水平井钻塞和井口捕屑等3大关键配套技术.现场试验表明,该工艺时效性高,改造效果好,具有一定的推广价值. 相似文献
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鄂尔多斯盆地水平井多级滑套分段压裂技术 总被引:3,自引:0,他引:3
鄂尔多斯盆地大牛地气田和红河油田长水平段裸眼水平井分段压裂时,存在长水平段一次性分隔、裂缝发育与井径扩大井段的有效封隔等问题,针对其地质条件、裂缝发育情况及井眼轨迹与井径变化情况,研制了裸眼水平井多级滑套分段压裂工具,形成了裸眼水平井多级滑套分段压裂技术。该技术在鄂尔多斯盆地20余口水平井进行了应用,共完成了200段的压裂施工。应用结果表明:包含裸眼水平井多级滑套分段压裂工具的完井管柱下入顺利,封隔器封隔有效,滑套打开成功率100%,压裂后增产效果良好。这表明裸眼水平井多级滑套分段压裂技术可以解决大牛地气田和红河油田长水平段裸眼水平井分段压裂中存在的问题,可在鄂尔多斯盆地进行大规模推广应用。 相似文献
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大港油田低渗透难动用储量和非常规油气藏储量丰富,水平井分段压裂完井技术是经济、有效开发低渗透油藏、非常规油气藏的主要手段。为探索水平井分段压裂完井工艺的适应性,大港油田开展了裸眼封隔器分段压裂完井、套管固井滑套分段压裂完井、不动管柱水力喷砂射孔完井工艺试验应用,并形成了以套管固井+滑套分段压裂为主体的分段压裂完井工艺。该工艺具有固完井分段压裂一体化管柱、全通径、压裂作业连续等优点,能够缩短作业周期,后期出水层段可以关闭滑套进行堵水,但也存在投球易导致井筒生产堵塞、胶塞不碰压无法保证固井质量、与相邻井串通等问题,针对存在问题开展了分析评价,并提出解决对策,现场实施后基本实现了油井的正产生产,为此类分段压裂完井方式的下步规模应用奠定了基础。 相似文献
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目前各油田应用的水平井分段改造技术中,水力喷射分段压裂技术由于入井工具较少、现场施工简单,近年来在长庆油田低渗透油藏水平井得到了广泛应用。但前期水力喷射钻具效率较低,施工中换钻具次数较多,影响了水平井试油压裂速度。文中在调研各大油田水平井水力喷射分段压裂技术的基础上,通过工艺改进和现场应用,形成了PSK多级滑套水力喷射分段压裂技术。现场试验表明,该套工具性能稳定,能够实现水平井多段有效分压,单趟钻具能够施工5~6段,大大缩短了施工周期,提高了施工效率。 相似文献
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长庆苏里格气田是典型的致密砂岩气田,水平井开发技术从2008年以来通过技术攻关得到了一定规模的应用。早期受工艺技术限制的影响,现场主要应用的是裸眼完井不动管柱水力喷射分段压裂技术,后期为了提高致密气水平井单井产量,优化完井方式形成了固井完井桥射联作多簇射孔分段压裂技术,压裂增产效果提升显著。通过对2种完井方式的特点、应用情况进行对比分析,对近10年来的开发效果进行了定量评价,总结了苏里格致密气田水平井开发的经验,为气田后期开发及国内类似气藏开发提供依据。 相似文献
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让纳若尔油田Д南低渗透难动用储量近3 000万t,但由于储层薄、物性差、地层压力低等特征,直井难以实现经济开采,水平井产能低。通过引入以水平井分段改造为主导的完井、酸压、气举排液投产一体化技术,形成了分段段数优选、裂缝参数优化、遇油膨胀封隔器+滑套分段完井配套、液氮前置注入及深度酸压和气举排液、采油一体化技术。现场应用结果表明,该工艺有效扩大了水平井控油区域,改善了储层导流能力,缩短了酸压后排液时间,提高了单井产能。水平井分段酸压配套技术的应用实现了该区域储量的有效动用,对中石油海外低渗透难动用储量高效开发具有重要指导意义。 相似文献