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借鉴大庆油田储层研究成熟的做法对指导南堡油田储层研究工作的开展具有重要的意义。系统调研大庆油田资料,将大庆油田储层研究分为五个不同阶段,总结不同阶段储层研究的主要做法及认识结论;对比南堡油田沉积环境、井距条件、研究基础等方面与大庆油田的差异,参考大庆油田储层研究的做法,对南堡油田目前的储层研究给出三点建议:1建立全凹陷范围内储层格架以指导小层级别之下的储层精细研究;2加强表外储层的针对性研究以指导河流-三角洲体系开发中期注采完善与调整;3构型研究应与开发阶段相对应,目前南堡油田处于开发早-中期,受井距条件及地震资料品质的限制,不宜强求构型研究的大规模开展。 相似文献
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苏德尔特油田兴安岭油层属于低渗透油田,层间非均质性强,油井措施效果逐年变化。通过分析苏德尔特油田开发特征,分析了缩小井距技术、提压注水技术、大规模压裂技术和注气技术在苏德尔特油田兴安岭油田开发中的应用效果,结果表明缩小井距技术配合常规压裂建立矩形井网可实现井网最优;提压注水技术是一个缩短"量变"到"质变"时间的有效技术;大规模压裂技术能够有效改善特低渗透油藏储层渗流条件;CO_2注气技术能够改善注入剖面,为低渗透油田开发提供指导。 相似文献
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为了降低煤层气井排采过程中的储层伤害,通过分析松河井田的资源开发条件及煤层气井排采数据,总结各排采阶段不合理排采控制引起的储层伤害特征,提出不同排采阶段合理的排采工艺对策。分析结果表明:松河井田煤层气资源丰度达到2.09×10^8m^3/km^2,煤层气资源开发条件较好;松河井田多煤层合层排采过程中,不合理排采控制工艺对煤层气井的产气量影响较大;排采初期以速敏伤害为主,排采中期以气锁和应力闭合伤害为主;修井作业及停抽期间,气锁效应及应力闭合对煤层造成伤害的可能性增大。合理的排采控制能够有效降低煤层气井的储层伤害,提高煤层气井产气量。 相似文献
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煤储层压力是影响煤层气产出的关键因素,查明煤储层压力在煤层气井排采过程中的传播规律对于煤层气的开发具有重要的指导意义。为此,本文在分析煤层气井排采机理的基础上,重点研究了煤储层压力在不同的煤储层边界条件和排采制度下的传播规律。研究表明:在不同的煤储层边界条件和排采制度下,储层压力传播形成的压降曲线各异;煤储层压力的传播过程可分为两个阶段,即压力传播到储层边界之前为第一阶段,传到储层边界之后为第二阶段。 相似文献
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随着榆树林油田开发工作的不断深入,所面对的开发对象越来越复杂,因此,针对不同的开发对象需要弄清储层的特征与产能的关系。由于榆东地区油藏埋藏深,储层岩性致密,孔隙度、渗透率均较低,不同的储层产能差异较大,有的井见到含油显示,储层厚度也较大,但压裂改造后并无产能。仅用测井曲线准确识别产能的高低难度较大,因此在油藏评价阶段为准确判断每个层的产能,需要研究该区储层性质、特征与产能的关系。通过对榆东地区扶杨油层的岩性、物性、含油性、电性的"四性"特征的评价,总结出该区储层的特征与产能的相互关系,为油田的射孔选层、压裂改造、高效开发提供了可靠地依据。 相似文献
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为得到高煤阶储层煤层气井排采的压力-产气-产水动态平衡关系,揭示不同压力控制下的煤储层煤层气井排采的流体效应及机制,以沁南地区X1和X2煤层气井为研究对象,在X1煤层气井排采阶段划分的基础上,分析了不同压力条件下的煤储层煤层气井排采解吸规律及流体效应;研究了不同排采阶段的套压、动液面高度、井底压力及枯竭压力与产能的关系;数值模拟了X2煤层气井在压力控制前后的产能变化特征。结果表明:煤层气井排采的流体效应取决于是否对排采见气初期套压进行控制,排水阶段结束后采用蹩压、控压的排采制度,可有效提高煤层气井的产能。 相似文献
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扶余油层储层预测技术研究及应用 总被引:1,自引:0,他引:1
大庆油田松辽盆地扶余油层的沉积及储层发育情况比较复杂,河道砂体变化大,储层发育不集中,在地震剖面上没有明显的反射规律,针对常规地震属性优化线性回归定量进行储层预测符合率较低的实际,提出运用优化后的地震属性与较近区域井资料进行线性回归,全区应用不同的回归系数定量预测储层,使地震储层预测符合率有了较大提高,并对近井区域线性回归储层预测方法的原理及其实际应用效果进行了论述. 相似文献
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《煤炭学报》2021,(8)
为明确煤层气井开发过程中煤储层压降扩展规律,建立了考虑气水同流的压降扩展模型,开展了压降扩展速度及压降漏斗扩展形态主控因素分析,在沁水盆地南部樊庄、郑庄区块设计了5口直读压力钻孔,实时监测煤层气井生产过程中地层压力变化和传导规律,基于监测结果讨论了储层压降扩展在井网优化中的应用。研究结果表明:高煤阶煤储层在平行于最大水平主应力方向的压降扩展因压裂裂缝影响存在明显的双段性,压降横向及纵向扩展速度较快;在垂直于最大水平主应力方向的压降扩展双段性不明显且压降扩展速度较慢。甲烷解吸膨胀的弹性能对煤层气井压降扩展的影响不可忽略,储层边界的压力扩展在压力降至临界解吸前后存在"双峰"变化。在相同排采制度下,压降漏斗扩展速度及形态主要受水动力条件、渗透率、地解比及束缚水饱和度影响,水动力条件越活跃、渗透率越低、地解比越小、束缚水饱和度越大,越不利于压降横向及纵向传播,含气饱和度较低的储层进行开发时,需要适当延长排水期、扩大压降漏斗在解吸前的波及范围,才能够在解吸后获得更快的解吸效率,以换得更长的稳产时间。通过分析部署在樊庄、郑庄开发井网内的井间地层压力监测井实测数据,认为储层压降扩展存在协同降压和协同解吸2个阶段,为了实现协同增产,两井井距范围内煤储层压力必须下降至解吸压力以下。使井间储层压力全部降低至解吸压力以下的最大井距定义为"协同增产临界井距"。该井距受渗透率及应力场控制,渗透率控大小、应力场控方向。渗透率越高,临界井距越大;与最大水平主应力方向夹角越小,临界井距越大。煤层气开发过程中应考虑不同方位的"协同增产临界井距"差异,开展差异化井网井距设计,以最大化动用资源,提高采收率。 相似文献
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为了在油气田开发后期得到更加精确的储层预测结果,以大庆油田长垣背斜北部过渡带萨尔图油层为目的层,采用地质统计学反演方法研究地下储层空间发育规律。地质统计学反演结合地震数据横向分辨率与测井资料垂向分辨率,在约束稀疏脉冲反演的基础上,通过马尔科夫链蒙特卡洛模拟和非线性最优化求解的方法开展反演计算。结果表明:针对4~5 m储层,反演预测结果符合率达到95%;针对3~4 m储层,反演预测结果符合率达到90%,反演结果与地下储层发育情况基本一致。地质统计学反演运用地震数据、测井资料以及已有地质认识,能够精确预测厚度5 m以下的储层,为油气田开发后期稳产措施实施、开发方案调整、剩余油储量计算奠定了基础。 相似文献
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柳林区块煤层气地质条件、储层条件优越,含气量及含气饱和度高,产气潜力大.煤层气的产量受多重因素影响,通过分析已投产煤层气井的生产特征,对比高产井和低产井存在的差异性,揭示柳林区块控制煤层气井产量的主控因素,指导下步煤层气的滚动开发. 相似文献
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为了查明不同煤储层渗透率条件下煤层气井极限产气量,保障煤层气井持续稳定高产,根据煤储层几何模型、启动压力梯度与渗透率关系及气体试井、渗流理论,结合实验室测试,构建了不同煤储层渗透率条件下煤层气直井极限产气量的数学模型。柿庄区块勘探开发资料的验证结果表明:当极限产气量与产气高峰的平均产气量接近时,产气控制合理,稳产期能够保持持续、高产;其他条件相同时,极限产气量随渗透率增加呈乘幂型增加,随单相水流阶段产水时间的延长呈指数型增加;煤储层渗透率相对较低时,尽量延长单相水流阶段的排采时间是提高煤层气井产气量的一项关键措施。 相似文献
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煤层气井网密度及井距优化是影响煤层气产量和经济效益的重要因素,井网密度及井距的设计优化是煤层气开发方案的重要组成部分。当前对于煤层气开发井距的研究大多单一考虑产能因素或者是经济因素,对于二者综合评价研究较少。为探究煤层气开发井网密度和井距的最优方案,并综合评价煤层气井的产能与经济效益,以韩城北区块为研究对象,基于区块基本地质条件和煤储层物性资料,确定了煤层气开发适用的井网样式和井网方位。通过经验对比法、单井合理控制储量法、经济极限井距法、规定单井产能法和经济极限井网密度法计算并讨论了韩城北区块煤层气开发井网密度和井距部署方案。利用煤层气产能数值模拟软件Comet3,模拟和评价了不同井距开发方案下的产能,并采用折现现金流法进一步从经济评价角度优化了煤层气开发井网密度。结果显示,韩城北区块煤层气开发适用的井网样式为矩形井网;井网方位为NE49°;数值模拟结果表明,当井距为200 m×250 m时煤层气井稳产期产能最高,累计产量最多;依据1 km2不同井距布井方案的经济评价对比显示,当井网密度大于10口/km2时,该区块煤层气开发具有经济效益,其中... 相似文献
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南堡滩海大位移井钻井关键因素优化设计 总被引:1,自引:0,他引:1
大位移井钻井实施过程中表现最为突出的问题是摩阻扭矩大,它制约着井眼轨迹的有效延伸,尤其在常规钻完井技术时表现得更为明显。冀东油田近年来基于常规钻完井技术条件下,通过对井眼轨道优化设计、钻具组合优化、摩阻扭矩精细预测与控制、井眼延伸极限评估等方面的精细研究与优化设计,有效地模拟分析和论证了南堡滩海中深层大位移井钻井井筒力学行为,提升了对大位移井钻井实践可行性认识和指导了钻完井方案的设计。在南堡滩海成功实施了几十口水平位移大于3000 m的大位移井,最大水平位移达4940 m,为南堡滩海在常规经济技术条件下大位移井的钻井实施提供了技术支持。 相似文献
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