苏6加密井区井网井距优化数值模拟研究

苏里格气田苏6加密井区属于辫状河和曲流河沉积,砂体连续性差。井网井距的合理确定是此类气藏有效开发的关键问题。采用目标区块的实际地质模型,根据实际情况设计了6套井网形式,通过对比不同井网的开发效果确定最佳井网井距。数值模拟研究发现,苏6加密井区的最佳单井控制面积为0.355km2,最佳井距为600m,最佳排距为600～800m。研究结果可为目标区块以及同类区块的有效开发提供技术依据。     

低渗透气田合理井网井距研究

苏里格气田苏53区块盒8、山1段气藏为低渗低丰度岩性气藏。在分析该区块地质特征基础上,结合气井生产动态资料,采用经济极限单井面积法、技术最优单井面积法及数值模拟法探讨了低渗透、低丰度岩性气藏合理井网井距。3种井距设计方案结果表明:采用南北向排距大于东西向井距的600m×1200m近似菱形基础井网能最大限度地提高采收率,并获得最佳经济效益,而且便于后期开发加密调整。     

苏53区块东南区压裂水平井井网优化设计

苏53区块自2010年实施水平井整体开发以来,主产区已基本完成井位部署及产能建设,水平井开发正从富集区转向接替区;而东南区储层物性变差,储量丰度减小,原有的井网井距、裂缝参数及压裂方案必然难以继续适应.针对东南区的地质特征,通过气藏精细描述和数值模拟手段,开展了压裂水平井井网优化设计,并优选出最佳井网部署方案:菱形平行...     

苏里格气田苏6区开发井网优选

苏6区位于苏里格气田中部,投产时间早,地质认识程度高,是建立精细地质模型和开展井网优选等数值模拟工作的最佳区块.该区块属于辫状河沉积体系,有效砂体分布呈分散状,且砂体规模小,连续性差,具有低渗、强非均质性的特点.针对该类气藏特点,从目前的技术水平和认识程度,设计了33套不同排距和井距的开发方案.随机地质建模和数值模拟研究结果表明:800 m×600 m井网为最优井网,可以实现单井累计采气量和区块生产井数最大化;同时针对该类气藏砂体分布规模小、连续性差的特点,建议布井方式宜采用井间加密布井,可以有效降低投资风险,同时随着开发工作的逐步深入和地质研究工作的逐步加深,采用井间加密布井方式可以有效提高钻井成功率降低成本.     

西峰油田白马区井网系统研究

西峰油田白马区长8储层属低孔、低渗储层，如何合理有效地开发低渗透储层，从而充分发挥地层潜能，提高油井单井产量至关重要。文中利用理论计算、经验公式、数值模拟、经济评价方法，充分论证了适合西峰油田低渗透储层开发的最佳井网形式，提出了菱形反九点法井网，井距520～540m，排距为180～220m是开发该类油藏的合理井排距，并在现场实践中取得了较好的开发效果。     

苏里格气田苏53区块合理井网井距研究

苏53区块是典型的低压、低渗、低丰度、非均值性强的岩性气藏,应用经济极限及合理采气速度方法计算了该区块的技术合理井网井距,并结合数值模拟研究及现场试验结果确定该区块气藏的合理井距。建议开发方案:储量丰度高于1.3×108m3/km2区域采用600m×800m近似菱形不规则井网一次成形,集中建产;而储量丰度低于1.3×108m3/km2区域先采用600m×1 200m近似菱形不规则井网控制。     

苏里格气田苏10井区开发技术策略

苏里格气田探明天然气地质储量巨大，是典型的低压、低渗、低丰度、非均质性强的岩性大气藏，其主力含气层段为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段，属于河流相-三角洲沉积相。其中苏10区块盒8-山1段砂体叠加连片，厚度大，表现出“东薄西厚”的趋势。储层储集空间以孔隙为主，裂缝局部发育，低渗、低压特征尤为突出。根据苏10井区的地质特征分析，认为不适宜进行常规开发，推荐采取小井距部署、井间接替保持稳产的开发原则，初期按照衰竭式降压采气的开发模式开发，后期适时进行机械增压开采。通过对开发方式论证及井网井距的优化论证，建议采用分层压裂、合层开采，菱形井网，600×1200 m井距一套层系的开发方案。确定了废弃开发界限，当增压外输时，废弃井口压力为1.0 MPa，单井废弃产量为0.17×10⁴m³/d。     

蟠龙油田特低渗油藏合理井网井距研究

蟠龙油田属于特低-超低渗储层,非均质性强,油井单井产能低,迫切需要研究合理的注采井网井距,提高油井产量。首先计算了考虑变形介质和启动压力条件下的合理注采井距,然后从注采平衡的角度提出了合理的井网形式,根据裂缝特征分析了合理的井排方向,最后综合考虑了极限井网密度、最终采收率和单井控制可采储量,得到了合理的井网密度。研究结果表明,蟠龙油田合理的注采井距为350~400 m,排距100~150 m,合理的井网形式为菱形反九点面积注采井网,合理井排方向为NE66°~NE75°,合理的井网密度为25口/km2。     

开发压裂井网优化数值模拟研究——以莫北油田莫116断块为例

莫北油田为低孔低渗储层,需压裂投产。针对莫北油田莫116断块,采用数值模拟技术,选取五点井网、反七点井网、反九点井网及菱形反九点井网的开发方式为研究对象,通过改变井网方位、对比各井网的开发效果,依次确定最佳井网方位;继而,在不同井排距条件下,分别模拟四种井网的单井累产油量,结合经济评价结果,优选出四种井网的最佳井排距;最终,最佳井网方位为井排与裂缝平行,最佳井排距为350 m×200 m。     

低渗透储层合理井距优化研究

合理的开发井距是影响油藏开发效果的关键因素,通过生产情况和数值模拟技术可以进行优化研究。某区块主力生产层位沙二下段,为低孔、低渗储层,砂泥岩薄互储层发育,且砂体横向变化大。为确保该区块产能建设顺利实施,优选出合理开发井距,为该区块产能建设发展实施奠定基础。