砾岩致密油地质工程一体化井距优化——以玛131小井距立体开发示范区为例 被引量：4

1

作者 曹炜 鲜成钢 +5 位作者 吴宝成 文恒 于会永 申颍浩 余智超 余凯 《石油科学通报》 CAS 2024年第1期103-116,共14页

玛湖砾岩致密油藏的开发存在着地层非均质性强,两向应力差大,天然裂缝不发育和物性差的问题,为了更经济有效的开发,在玛131井区首次开展了小井距立体开发现场试验,试验区整体采收率较高但经济效益并未达到预期,急需开展井距优化工作。... 玛湖砾岩致密油藏的开发存在着地层非均质性强,两向应力差大,天然裂缝不发育和物性差的问题,为了更经济有效的开发,在玛131井区首次开展了小井距立体开发现场试验,试验区整体采收率较高但经济效益并未达到预期,急需开展井距优化工作。本文采用地质工程一体化的思路和方法,建立了完整的立体井网井距优化流程,同时结合压裂参数和响应特征提出了一种多井多段条件下快速拟合压裂缝网模型的方法,主要包括:开展系统性油藏工程分析,基于精细地质和地质力学模型采用非常规裂缝模型进行复杂缝网模拟与拟合,耦合油藏数值模拟开展生产历史拟合,通过压裂数模一体化模拟完成了示范区井距优化并结合大范围井距矿场试验进行了验证。研究结果表明,解析缝长和模拟缝长结果可相互验证,百3段水平井裂缝相对较长,平均支撑半缝长70.1 m,平均水力裂缝高度24.6 m;百2段水平井裂缝相对较短且存在穿层效应,平均支撑半缝长61.1 m,平均水力裂缝高度28.3 m。在具备一定渗透性的地层条件下,两套开发层系的井距均可适当扩大至200~300 m,在确保较高采收率条件下提高单井产能和经济效益。本文优化验证后的井距范围可在同区块同层位进一步推广,所使用的立体井网井距优化流程可以被其他非常规油气藏类型所借鉴。 展开更多

关键词 致密砾岩 立体井网 地质工程一体化 多级水力压裂 井距优化

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超低渗油藏水平井井间干扰影响因素分析及井距优化 被引量：2

2

作者 任佳伟 白晓虎 +2 位作者 卜军 王飞 余金柱 《非常规油气》 2024年第4期79-88,共10页

鄂尔多斯盆地超低渗油藏开发已进入中期,新井加密和老井重复压裂已成为区域采收率提高的重要手段,体现出井间距持续变小,压裂规模持续增长的趋势,导致出现井间干扰程度高以及单井产量快速递减等问题。为解决井间干扰程度评价及预防控制... 鄂尔多斯盆地超低渗油藏开发已进入中期,新井加密和老井重复压裂已成为区域采收率提高的重要手段,体现出井间距持续变小,压裂规模持续增长的趋势,导致出现井间干扰程度高以及单井产量快速递减等问题。为解决井间干扰程度评价及预防控制等问题,利用油藏数值模拟方法,建立了水平井组数值模拟模型,评价单井及井组压裂改造后动用范围,开展井间干扰程度影响因素分析。结果表明:基质渗透率及天然裂缝渗透率越高,单井压裂规模越大,井间距越小,井间干扰程度越明显。单井EUR和区块整体采收率存在最佳匹配关系,需要优化合理井距来平衡区块采收率和单井累积产量的关系。以上研究结果可为井距优化及重复压裂技术应用提供有效指导。 展开更多

关键词 华庆油田 超低渗油藏 水平井 井间干扰 井距优化

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延安气田致密砂岩气藏开发井距优化研究 被引量：1

3

作者 雷开宇 高小平 +3 位作者 李云 吴艳 刘洋洋 钟高润 《延安大学学报（自然科学版）》 2024年第1期40-44,共5页

鄂尔多斯盆地延安气田上古气藏是典型的强非均质多层复杂叠置致密砂岩气藏,单井控制规模小、开发及动用难度大,为提高区块开发效果,在地质及气藏动态研究基础上,优选泄气半径法、干扰试井法、经济评价法对延安气田Y145井区开发井距进行... 鄂尔多斯盆地延安气田上古气藏是典型的强非均质多层复杂叠置致密砂岩气藏,单井控制规模小、开发及动用难度大,为提高区块开发效果,在地质及气藏动态研究基础上,优选泄气半径法、干扰试井法、经济评价法对延安气田Y145井区开发井距进行优化调整。泄气半径法结果表明,井距在580~736 m较为合适;干扰试井法结果表明,山2层>500 m较为适宜,山1及盒8层控制规模相对山2较为有限;经济评价法结果表明,Ⅰ+Ⅱ类储量区整体经济极限井距为617 m,合理井距为702 m。综合3种方法的研究结果,得出在目前经济技术条件下,采用600~700 m井距逐步完成加密调整可进一步提高区块储量动用程度和整体采收率。该研究可为同类气田井网加密调整提供一定的理论依据。 展开更多

关键词 延安气田 致密砂岩气藏 井距优化 采收率

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苏里格致密砂岩气田开发井距优化 被引量：62

4

作者 何东博 王丽娟 +2 位作者 冀光 位云生 贾成业 《石油勘探与开发》 SCIE EI CAS CSCD 北大核心 2012年第4期458-464,共7页

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... 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%。 展开更多

关键词 致密砂岩气田 井距优化 砂体规模 泄气范围 经济评价 采收率

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基于压裂效果评价的页岩气井井距优化研究 被引量：11

5

作者 王妍妍 王卫红 +2 位作者 胡小虎 刘华 郭艳东 《西南石油大学学报（自然科学版）》 CAS CSCD 北大核心 2018年第5期131-139,共9页

针对页岩气藏最优井距很大程度上受限于压裂效果后评估的问题,开展了多段压裂水平井改造参数解释研究,并在此基础上开展井距优化。通过建立的渗流数学模型明确页岩气井生产时地层中存在的流态,形成基于线性流识别和特征线诊断技术的压... 针对页岩气藏最优井距很大程度上受限于压裂效果后评估的问题,开展了多段压裂水平井改造参数解释研究,并在此基础上开展井距优化。通过建立的渗流数学模型明确页岩气井生产时地层中存在的流态,形成基于线性流识别和特征线诊断技术的压裂参数解释方法,并对参数解释的不确定性进行了分析论证。之后通过定义百米地层累产气进行均匀压裂情况下井距优化。研究表明,地层进入边界控制流后能准确确定裂缝半长,且不影响气井的产能预测;井距的决定性因素是裂缝半长,二者之间的比例关系受SRV内外区相对物性和裂缝导流能力的影响,据此可指导现场井距优化及开发技术政策制定。 展开更多

关键词 页岩气 压裂水平井 SRV 改造参数解释 井距优化

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深层页岩气地质工程一体化井距优化——以威荣页岩气田为例 被引量：13

6

作者 赵勇 李南颖 +1 位作者 杨建 程诗胜 《油气藏评价与开发》 CSCD 2021年第3期340-347,共8页

页岩气井距设计是气田开发技术政策设计的关键,关系到资源最大化利用,井距设计与地质特征和压裂工艺技术密切相关。威荣页岩气田开发方案初期设计400 m井距,随着产能建设主体压裂工艺由“控近扩远”向“密切割”工艺转变,微地震监测、... 页岩气井距设计是气田开发技术政策设计的关键,关系到资源最大化利用,井距设计与地质特征和压裂工艺技术密切相关。威荣页岩气田开发方案初期设计400 m井距,随着产能建设主体压裂工艺由“控近扩远”向“密切割”工艺转变,微地震监测、压裂模拟以及动态分析均反映产建井井间储量动用不充分,现有井距需进一步优化。为进一步提高气田的储量动用及采出程度,实现气藏效益开发,采用地质建模—数值模拟一体化技术方法,开展了不同改造工艺的单井数值模拟研究,明确了改造工艺转变带来的单井储量动用状况差异;在单井研究基础上建立了“密切割”工艺下的井组数值模拟模型,结合技术、经济指标对开发井距进行优化。研究表明:在现在工艺及经济条件下,推荐威荣气田最优井距由400 m调整为300 m,20年末采出程度可从22%提高到28%。 展开更多

关键词 压裂工艺 井距优化 数值模拟 威荣页岩气田 地质工程一体化

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页岩油藏多段压裂水平井井距优化研究——以新疆吉木萨尔油田为例 被引量：7

7

作者 梁成钢 陈昊枢 +4 位作者 徐田录 石璐铭 周其勇 滕志辉 何永清 《陕西科技大学学报》 CAS 2020年第3期87-93,共7页

多段压裂水平井的开发方案设计和井距优化是其复杂缝网压裂技术研究的重点内容.针对新疆吉木萨尔页岩油藏,利用不稳定渗流理论建立了多段压裂水平井多井数值模型,基于井间干扰小、储量动用充分的原则,确定典型多段压裂水平井合理井距.... 多段压裂水平井的开发方案设计和井距优化是其复杂缝网压裂技术研究的重点内容.针对新疆吉木萨尔页岩油藏,利用不稳定渗流理论建立了多段压裂水平井多井数值模型,基于井间干扰小、储量动用充分的原则,确定典型多段压裂水平井合理井距.结果发现,当井距大于260 m后,单井累计产油量增量趋于平缓.综合累计产油量变化曲线和压力分布图,可确定吉木萨尔多段压裂水平井合理井距范围在260~280 m左右.在两井井距为260 m的条件下进行产量预测,得到生产5年累计产油量为52526 m 3,可看出页岩油的生产主要依赖于前两年生产,后续三年生产影响较小,主要由于控制半径较小所致,可为同类页岩油藏的开发提供科学有效的技术支持. 展开更多

关键词 页岩油藏 压裂水平井 数值模拟 井距优化

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鄂尔多斯盆地韩城区块煤层气开发区井距优化 被引量：1

8

作者 岳宁远 吴仕贵 +1 位作者 聂志宏 蔺景德 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2018年第S1期98-101,共4页

鄂尔多斯盆地东南缘韩城煤层气开发区总体上煤层渗透率较低,压降漏斗的扩展速度较慢,形成连片压降和面积排采所需的时间相对较长,并且不同井区煤层物性的非均质性强,压降漏斗的扩展速度差异较大,导致产气状况差异较大。为此,利用反褶积... 鄂尔多斯盆地东南缘韩城煤层气开发区总体上煤层渗透率较低,压降漏斗的扩展速度较慢,形成连片压降和面积排采所需的时间相对较长,并且不同井区煤层物性的非均质性强,压降漏斗的扩展速度差异较大,导致产气状况差异较大。为此,利用反褶积方法分析历史排采数据,分析该区高、低产井组压降半径的扩展速度,计算压降区域开始重叠的时间,据此对该区煤层气井的井距优化问题进行研究。结果表明:(1)单从井距因素来考虑,韩城开发区目前主体井距280~350 m是偏大的;(2)韩城开发区井距在250 m以下时,高产井组仅需3.6年即可形成面积压降,低产井组则需要7.9年即可形成面积压降。该研究成果为确定合理井距提供了依据,进而建议在韩城开发区进行小井距加密井试验,进一步落实煤层气的开发参数,以提高开发效果。 展开更多

关键词 鄂尔多斯盆地东南缘 韩城区块 煤层气 井距优化 压降 反褶积方法 开发效果

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基于地质工程一体化压裂模型的页岩油压裂方案优化——以吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

9

作者 李嘉成 邹家伟 +3 位作者 田刚 王亮 王俊超 佟亮 《断块油气田》 北大核心 2025年第1期35-46,共12页

芦草沟组页岩油储层致密、天然裂缝发育,采用小井距开发时,井间应力干扰严重,优选压裂施工参数、明确压后裂缝扩展规律是提升芦草沟组开发效益的关键。为减少井间、簇间应力对页岩油小井距多层立体井网压裂的干扰,同时降低重复改造,文... 芦草沟组页岩油储层致密、天然裂缝发育,采用小井距开发时,井间应力干扰严重,优选压裂施工参数、明确压后裂缝扩展规律是提升芦草沟组开发效益的关键。为减少井间、簇间应力对页岩油小井距多层立体井网压裂的干扰,同时降低重复改造,文中在明确芦一段裂缝特征、地应力分布的基础上,建立了芦一段精细地质模型,在其约束下联合FracMan平台建立了地质工程一体化的压裂数值模型,并基于该模型开展了加砂量、簇间距、井距等压裂参数优化的研究。结果表明,芦一段最优加砂量为1600 m^(3),合理簇间距为6 m,最优井距为200~250 m。现场微地震监测与模拟缝网吻合度高达91.2%,表明地质工程一体化压裂模型的模拟结果可真实反映地下实际缝网。芦一段压裂后形成了“水力主缝”型、“水力主缝+天然裂缝”型和“天然裂缝”型等3种缝网。研究区以“水力主缝”型缝网为主,压后裂缝的半缝长集中在70~105 m,缝高主要分布在20~30 m。虽然缩小井距和簇间距可以增加“水力主缝”型缝网数量,获得更大的半缝长和缝高,使储层改造更充分,但也极易产生井间窜流,造成最终采收率的损失。 展开更多

关键词 页岩油 天然裂缝 井距优化 芦草沟组 吉木萨尔凹陷

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中深层水热型地热资源集群式开发井位部署参数研究与应用——以HTC地热田为例

10

作者 盖长城 赵忠新 +2 位作者 任路 颜艺灿 侯本峰 《油气藏评价与开发》 CSCD 北大核心 2024年第4期638-646,共9页

在中国“双碳”战略背景下,清洁能源的高效开发利用逐渐成为各行业关注的焦点,而中深层水热型地热资源是一种储量丰富、运行稳定、绿色环保的清洁能源。近年来,随着地热资源开发利用程度逐渐增加,开发模式逐渐向集群式发展,相比以往的... 在中国“双碳”战略背景下,清洁能源的高效开发利用逐渐成为各行业关注的焦点,而中深层水热型地热资源是一种储量丰富、运行稳定、绿色环保的清洁能源。近年来,随着地热资源开发利用程度逐渐增加,开发模式逐渐向集群式发展,相比以往的分布式开发模式,集群式开发具有经济、稳定、抗风险能力高、改扩建能力强等优点。但开发模式、采灌井网、采灌井距等关键参数仍在探索阶段,这些参数对集群式开发影响明显,亟须对此开展机理研究、优化关键参数。以HTC地热田作为研究对象,利用数值模拟技术,耦合地下温度场、压力场、水流场建立数学模型,分析不同开发模式、采灌井网、采灌井距条件下地下温度场、压力场、水流场变化规律,确定最优参数,指导矿场生产。实践证实,该方法可有效保障地热开发项目稳定运行,实现地热开发项目经济效益最优化。 展开更多

关键词 中深层水热型地热资源 集群式开发 数值模拟 开发模式优化 井网优化 井距优化

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利用非线性渗流数值模拟技术对低渗透油藏井网进行优化

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作者 梁栋斌 卫喜辉 《重庆科技学院学报（自然科学版）》 CAS 2012年第3期75-77,共3页

研究认为,低渗透油藏中流体主要呈非线性渗流流动。为了更准确地模拟这一过程,选用自研软件,低渗透油藏非线性渗流数值模拟一体化系统,对纯17块油藏的概念模型进行数值模拟计算。在利用该软件对不同井距的五点井网进行模拟计算时,采用... 研究认为,低渗透油藏中流体主要呈非线性渗流流动。为了更准确地模拟这一过程,选用自研软件,低渗透油藏非线性渗流数值模拟一体化系统,对纯17块油藏的概念模型进行数值模拟计算。在利用该软件对不同井距的五点井网进行模拟计算时,采用水驱产能比这一指标进行对比分析,从而优选出合理井距。低渗透油藏生产井产能往往较低,需要进行生产井人工压裂。利用自研软件,对生产井人工压裂缝的导流能力和裂缝穿透率进行模拟计算,进而优选出合理的压裂缝导流能力和裂缝穿透率。 展开更多

关键词 非线性渗流数值模拟 井距优化 人工压裂缝 水驱产能比

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苏里格气田召30井区盒8段层序格架内砂体构型分析 被引量：12

12

作者 王涛 侯明才 +3 位作者 王文楷 王峰 吴恒 苏中堂 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2014年第7期27-33,共7页

召30井区位于鄂尔多斯盆地苏里格气田东部,研究该区的储集砂体构型可为井距优化提供依据。为此,基于对该区二叠系下石盒子组盒8段层序界面、层序结构及叠加样式等的综合研究成果,建立了该区盒8段高分辨率层序地层格架,在此等时地层格架... 召30井区位于鄂尔多斯盆地苏里格气田东部,研究该区的储集砂体构型可为井距优化提供依据。为此,基于对该区二叠系下石盒子组盒8段层序界面、层序结构及叠加样式等的综合研究成果,建立了该区盒8段高分辨率层序地层格架,在此等时地层格架内开展了储集砂体的构型分析。结论认为:1中期基准面旋回层序格架内的砂体构型揭示了不同类型河流砂体的叠加样式及分布规律,辫状河砂体主要发育于中期基准面上升初期,砂体切割和相互叠置程度高,砂体连通性好;而曲流河砂体则发育于基准面下降期,砂体多呈叠加—独立型,砂体连通性差。2短期基准面旋回层序格架内的砂体构型定量刻画了不同类型河流单河道和河道带的砂体规模,曲流河单河道砂体最小宽度仅11.42m,最大宽度达145.22m,平均宽度为42.7m;河道带最小宽度仅87.04m,最大宽度达1 135.58m,平均宽度为330.68m;辫状河单河道砂体最小宽度仅46.40m,最大宽度达494.89m,平均宽度为208.36m;河道带最小宽度仅109.76m,最大宽度达8 807.3m,平均宽度为2 244.12m。 展开更多

关键词 鄂尔多斯盆地 苏里格气田 召30井区 二叠纪 高分辨率 层序地层格架 砂体构型 井距优化 气田开发效益

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涪陵气田焦石坝区块页岩气持续稳产技术政策优化 被引量：2

13

作者 刘莉 郑爱维 +4 位作者 包汉勇 梁榜 蔡进 张谦 刘霜 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2023年第6期96-104,共9页

涪陵页岩气田是我国首个实现商业化规模开发的页岩气田,主力产区焦石坝区块自2017年底开始有70%的气井进入递减阶段,稳产面临极大挑战。为保障气田持续稳产,基于焦石坝区块已实施的一次井网257口井生产资料,分析了上奥陶统五峰组—下志... 涪陵页岩气田是我国首个实现商业化规模开发的页岩气田,主力产区焦石坝区块自2017年底开始有70%的气井进入递减阶段,稳产面临极大挑战。为保障气田持续稳产,基于焦石坝区块已实施的一次井网257口井生产资料,分析了上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组储量动用情况,通过开展地质建模和数值模拟一体化为核心的储量动用状况评价技术攻关,明确了焦石坝区块一次井网开发下的剩余气分布情况,建立了地质、地面、工艺及经济“四位一体”的开发调整井水平段长度优化技术,形成了页岩气开发调整技术政策优化技术,指出了区块下一步提高采收率的方向。研究结果表明:①焦石坝区块一次井网中①—⑤小层600 m井距之间的储量动用不充分,⑥—⑨小层在裂缝不发育区储量基本未动用,在裂缝发育区储量部分动用;②基于剩余储量最富和压裂改造最易两大原则,优化了开发调整井最优穿行层位,下部气层加密井水平段穿行轨迹以①小层为主,上部气层井最优水平段轨迹为⑦小层顶之下的6 m;③以压裂干扰、投产干扰核心评价方法为基础,通过开展不同井距试验,优化建立了同层系300 m井距、上下部气层投影井距150 m的开发调整井网井距优化技术。结论认为,通过焦石坝区块一期井网的生产动态分析,明确了焦石坝区块剩余气分布情况,并建立了开发调整井提高采收率技术,为保障涪陵页岩气田的持续稳产提供了技术支撑,对于我国非常规油气资源高效、经济动用具有重要的参考借鉴和示范推广意义。 展开更多

关键词 页岩气 开发调整 水平井轨迹优化 井网井距优化 五峰组—龙马溪组 焦石坝区块 水平段长 采收率 储量动用

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低渗透气田合理井网井距研究 被引量：23

14

作者 李爽 朱新佳 +1 位作者 靳辉 井元帅 《特种油气藏》 CAS CSCD 2010年第5期73-76,共4页

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... 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。 展开更多

关键词 苏里格气田 苏53区块 低渗、低丰度、岩性气藏 井距优化 经济极限 数值模拟

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玛18井区低渗透异常高压油藏开发参数研究 被引量：4

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作者 孔垂显 《特种油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2018年第5期104-108,共5页

艾湖油田玛18井区属于典型的低渗异常高压油藏,针对其开发早期阶段开发方式、井网、井距及生产动态参数认识不足等问题,以艾湖油田玛18井区的地质特征为基础,结合油藏工程和数值模拟方法,开展关键开发技术政策参数优化研究。研究结果表... 艾湖油田玛18井区属于典型的低渗异常高压油藏,针对其开发早期阶段开发方式、井网、井距及生产动态参数认识不足等问题,以艾湖油田玛18井区的地质特征为基础,结合油藏工程和数值模拟方法,开展关键开发技术政策参数优化研究。研究结果表明:玛18井区天然能量充足,前期利用地层能量进行开发,地层压力降至50 MPa时采用水驱开发方式;注采井网采用菱形反九点井网,优化合理井距为300 m;T_1b_1作为主力开发层,注水开发12 a后T_1b_2作为接替层系进行开发;设计产能为9. 5 t/d、最优的注采比为1. 2时,20 a后最终采出程度为24. 52%。研究结果为研究区开发方案的编制和同类油藏的有效开发提供了技术支持。 展开更多

关键词 低渗异常高压油藏 玛18井区 注水开发 井网井距优化 生产参数优化 艾湖油田

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基于地质构造特征的地热资源评价及开发部署

16

作者 柏宗宪 王宇飞 +6 位作者 郝杰 马明珍 柏宗翰 王亮亮 祝志敏 黄政 马英亮 《油气藏评价与开发》 CSCD 北大核心 2024年第6期834-841,共8页

世界能源结构正在经历由以化石能源为主、清洁能源为辅向以清洁能源为主、化石能源为辅的根本性转变,清洁、可再生的地热资源逐渐成为未来可持续发展的关键能源之一。以河北省西南部的藁城区为主要研究区域,基于该区独特的地质构造特征... 世界能源结构正在经历由以化石能源为主、清洁能源为辅向以清洁能源为主、化石能源为辅的根本性转变,清洁、可再生的地热资源逐渐成为未来可持续发展的关键能源之一。以河北省西南部的藁城区为主要研究区域,基于该区独特的地质构造特征和丰富的地热资源储量特征,建立了地热资源精细化评价体系,在此基础上,部署了地热资源高效开发的井位和井间距。结果表明:开发区具有优良的热源条件,热储层和盖层优势突出,地层流体的水质结垢和腐蚀风险较低,地热资源品质高。部署采灌井40口,按照1∶1的比例分配(采水井20口,回灌井20口),设计采灌井距380 m(开发年限30 a)时可以满足长期换热和供暖的需求。基于地质构造特征的地热资源评价及开发部署研究,可为现场地热资源的持续与高效开采提供参考。 展开更多

关键词 地热资源 评价体系 热突破边界 井距优化 井位部署

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考虑页岩气储层及开发特征影响的逻辑增长模型 被引量：6

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作者 赵群 王红岩 +4 位作者 孙钦平 姜馨淳 于荣泽 康莉霞 王雪帆 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2020年第4期77-84,共8页

随着页岩气开发工作的持续快速推进,如何深入分析页岩气井生产动态、评价气井生产特征,成为页岩气建产区评价、新区开发方案制订和规划方案编制等工作中亟待解决的问题。已有学者将逻辑增长模型(以下简称LGM模型)应用于非常规气藏气井... 随着页岩气开发工作的持续快速推进,如何深入分析页岩气井生产动态、评价气井生产特征,成为页岩气建产区评价、新区开发方案制订和规划方案编制等工作中亟待解决的问题。已有学者将逻辑增长模型(以下简称LGM模型)应用于非常规气藏气井的产量递减分析中,但未考虑页岩气储层及开发特征的影响,该方法仍有进一步完善和发展的空间。为此,基于前人的研究成果,建立了考虑页岩气储层及开发特征的逻辑增长模型(以下简称RB-LGM模型),并且以四川盆地长宁区块页岩气开发井为例对页岩气井生产动态进行了分析,将分析结果与Arps双曲递减模型的拟合、预测结果进行了对比;在此基础上,采用RB-LGM模型来确定水平井的最优井距。研究结果表明:①在LGM模型的基础上,RB-LGM模型根据页岩气开发采取大批量集群式部署水平井的特点,将页岩气储层参数(厚度、页岩密度、含气量)及开发参数(水平段长度、井距、采收率)相结合,作为水平井产气量拟合的逻辑控制因素,从而使气井的产量预测结果更加合理;②采用RB-LGM模型既能够对气井早期生产数据进行良好拟合,又能够保证后期预测结果在逻辑条件控制下收敛;③由于RB-LGM模型考虑了页岩气储层和开发特征的影响,因而既可以用于水平井井网优化,又可以通过数据反演来分析开发区域内储层参数的变化趋势。 展开更多

关键词 页岩气 储集层特征 产量递减 逻辑增长模型 水平井 Arps递减模型 井距优化 经济效益 四川盆地长宁区块

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大古67块特低渗透油藏开发探索与实践 被引量：2

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作者 李媛媛 胡向阳 +3 位作者 姚清芳 张燕 陈静 霍凯忠 《石油地质与工程》 CAS 2011年第4期56-58,7,共3页

大王庄油田大古67块是一个深层、特低渗透、断块油藏,平均空气渗透率9.6×10^(-3)μm^2,主要含油层系是二叠系石盒子组,从试油至今经历了天然能量开采、注水开发稳产、加密调整增产三个开发阶段。开发上具有油井投产初期产能差异大... 大王庄油田大古67块是一个深层、特低渗透、断块油藏,平均空气渗透率9.6×10^(-3)μm^2,主要含油层系是二叠系石盒子组,从试油至今经历了天然能量开采、注水开发稳产、加密调整增产三个开发阶段。开发上具有油井投产初期产能差异大、天然能量不足产量递减快、储层物性差注水井吸水能力差等特点。经过多年的开发探索总结出应用井网井距优化、强化有效注水、压裂油层改造以及油层保护等开发技术,可以有效提高特低渗透油藏开发效果。该块目前平均单井日产油量5.3t,综合含水28.1%,采出程度8.74%,采油速度1.27%。 展开更多

关键词 特低渗透油藏 大古67块 井网井距优化 有效注水 压裂油层改造 油层保护 开发效果

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