大牛地气田水平井无阻流量与全烃位置关系研究
大牛地气田水平井合理配产初探
大牛地气田水平井合理配产初探【摘要】大牛地气田属于致密低渗气田类型，随着水平井开发规模的增大，水平井呈现出与直井截然不同的生产特征，对其合理配产的争论越来越多，因此，探讨该气田水平井合理配产很有必要。
数值模拟做为一种有效的油气藏模拟方法，已被广泛应用于油气田开发中，本次研究通过油藏数值模拟手段，对投产时间超过半年的20多口水平井进行历史拟合，并预测了其稳产时间，并与无阻流量建立起对应关系，为今后水平井开发提供参考。
【关键词】水平井数值模拟合理配产大牛地气田位于陕西省榆林市与内蒙古自治区伊金霍洛旗、乌审旗交界地区，面积2003km2。
区块内构造、断裂不发育，总体为北东高、西南低的平缓单斜。
气田为孔隙型低渗-特低渗气驱气藏，地质特征表现为“一大、一多、一强、四低”，即储量规模大，含气层位多，储层非均质性强，压力系数、储层渗透率低、储量丰度低、单井产量低。
气田钻井揭露地层平均厚度3000m，二叠系下石盒子组、山西组、石炭系太原组为主要目的层系。
从2004年投产第一口水平井以来，大牛地气田目前已有投产水平井100多口，平均无阻流量较高，具备工业开发的价值。
随着水平井在开发中优势的显现，水平井稳产的合理配产如何确定，也成为水平井开发中不可忽视的问题之一。
1 油藏数值模拟原理油藏数值模拟就是应用数学模型再现实际油田生产动态。
具体通过渗流力学方程借用计算机，结合地震、地质、测井、油藏工程学等方法在建立的三维地层属性参数场中，对数学方程进行求解，实现再现油田生产历史，解决油田实际问题。
发展到今天，油藏数值模拟已成为油田开发研究、解决油田开发决策问题的强有力的工具，从衡量油田开发效果的好坏到预测投资、对比油田开发方案、评价提高采收率方法等，油藏数值模拟得到极为广泛应用（如图1所示）。
2 模拟结果通过ECLIPSE模拟对对投产水平井稳产3-5年进行模拟。
建立数值模拟模型（如图2），过对生产满半年的水平井进行拟合，对23口井的不同无阻下对应的稳产期进行预测。
水平井试井解释在大牛地气田的应用
水平井试井解释在大牛地气田的应用摘要本文对水平井试井解释进行了研究,分析了不同流动段的曲线形态,并提出了水平井试井解释的思路,采用不稳定试井解释结果对水平井无阻流量的确定及二项式曲线的绘制作了一定的描述,通过对大牛地气田DF2井的压恢解释,认为方法是可行的。
关键词大牛地气田;水平井;试井解释0 引言随着国内外钻井水平的不断发展,水平井作为油气田的一个增产手段已经越来越多的被国内各大油气公司所认可,而且增产效果明显,相对钻井技术而言,水平井试井解释缺明显滞后,本文通过大牛地气田DF2井不稳定试井资料的解释入手,对水平井试井解释进行了部分研究及探讨,对该地区水平井的不稳定试井解释积累了经验。
1 水平井流动阶段分析由于水平井的井眼是在产层中钻进,因此水平井流动阶段根据井眼位置的不同大致可以分为以下几种:1)井筒存储流动阶段与垂直井的情况相同,在流动初期,水平井测试曲线的双对数曲线首先也是出现斜率为1的直线段,这段为纯井筒存储流动段,通过井筒存储段的曲线可以求取井筒存储系数等参数。
2)初始径向流动阶段当水平井开井生产时,在没有受到地层顶、底面影响时,地层流体沿井眼方向呈径向流动,根据垂直井的解释经验,在导数曲线上,该流动段表现为一条水平直线段,在半对数曲线上表现为一条直线。
但该流动阶段受地层渗透性、地层厚度、井筒存储等因素的影响,这一流动段有时候会很短甚至在导数曲线上无法观察到。
当获得初始径向流动阶段的半对数曲线斜率时,可以采用下式获取地层渗透率。
(1)式中:Kv为垂直渗透率,μm2;KH为水平渗透率,μm2;q为产量(油、气、水)m3/d;μ为粘度MPa﹒S;m为初始径向流半对数曲线直线段斜率;L为水平井长,m。
对于天然气井测试与垂直井相同采用拟压力代替压力进行解释,拟压力定义为:(2)获取地层渗透率的公式为公式(3):(3)3)拟径向流阶段随着流动时间的增加,地层中的流体扩散到水平段以外,这时候“压降漏斗”沿着地层平面类似于径向的向扩大,这个流动阶段称为拟径向流动阶段,在导数曲线上表现为一条水平直线段,在半对数曲线上表现为一条直线。
内蒙大牛地固井技术研究
内蒙大牛地固井技术研究摘要：大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部是近几年中石化能源接替区块，主要气层为二叠系下石盒子组、山西组和石炭系太原组三套储集岩，三套储集岩在纵向上互相叠置，平面上互相叠合，构成了气田复合连片的储集体。
其储层特点为低压、低渗透致密气藏，多数产层渗透率较低，具有低孔隙度、低含气饱和度、低产的特征，面对该区块的地层特点，我们在此区块展开有针对性的固井技术及水泥浆体系的研究与探索，提高固井质量，为能源开发提供保证。
关键词：大牛地固井难点技术措施鄂尔多斯盆地大牛地气田区内构造、断裂不发育，总体为东北高、西南低的平缓单斜，平均坡降6～9米/公里，倾角0.3～0.6度。
局部发育鼻状隆起，未形成较大的构造圈闭，属于上古生界石炭系—二叠系海陆交互相含煤碎屑岩含油气体系。
主要含气层为上古生界（二叠系、石炭系）和下古生界（奥陶系）。
一、固井作业的难点1、大牛地气田具有低压、低渗、个别井段漏失严重。
刘家沟组（约1900-2100米处）甲方经验最高承压当量密度为1.35g/cm3。
由于其漏失层位位置比较深，且承压能力相对薄弱，对我们的水泥浆体系（密度）和施工作业（排量控制）要求严格。
2、井斜大：钻井设计要求在2100-2300米处进行造斜，钻至A点井斜为90度左右，最大狗腿度为7-9度。
①大斜度井、水平井钻井过程中常常会形成键槽和椭圆形井眼，造成不规则井眼，大大降低了注水泥时顶替效率。
②在大斜度井段和水平段对井壁的侧压较大，从而增大了下套管的摩擦阻力，使套管下到设计深度的困难增大。
③套管紧贴井壁难以居中，同时在重力的作用下会使上下环空间隙不一样，套管偏心严重，居中度差，易造成钻井液窜槽，甚至贴边，造成水泥浆顶替效率低，由于钻井液没有胶结强度，与大部分水泥浆不相容，如果顶替效率低，残留的钻井液不但在套管环空中形成没有胶结强度的连通槽道，而且破坏与之接触的水泥浆的凝固特性，使周围的水泥石强度下降，造成水泥环失去层间的封隔能力。
大牛地气田水平井固井技术应用分析
２０ 年第 ９ ０８ 期
西部探矿工程
６ ９
大 牛地 气 田水 平 井 固井技 术 应 用分 析
李正 国， 蒋新立
（ 华北石油局井下５ ０２
摘 要： 主要 分析 了水 平 井固 井的施 工难 点和影 响 固井质 量 的主要 因素 ， 结合 对鄂 尔 多斯盆 地 大牛地
（） １下套管难度大 ： 由于井眼轨迹 的变化和重力作 用的影响， 套管在通过大斜度井段和水平井段时与井壁 之间的摩阻增大， 导致套管下放困难。 （） ２水平气井固井对水 泥浆性能要求高 ： 既要保 证 水泥浆有较好的防气窜效果 ， 浆体还要具有低滤失 、 零
析水 、 膨胀及 很好 的流 动性 和沉 降稳 定性 。 微 （） ３ 钻井和固井对钻井液性 能的要求侧重点不 同：
气田水平 井 固井设 计 、 工数 据 、 施 固井质量 的对 比分析 ， 出了解 决水平 井 固井难题 的工 艺技 术措 施 ， 提
且在 该 工 区 ４口水 平 井的 固井施 工 中逐 步进 行 了应 用 ， 固井质 量得 到 了逐 步提 高。
关 键词 ： 大牛地 气田 ； 平 井 固井 ； 术难 点 ； 泥浆性 能 ； 术措 施 ； 水 技 水 技 顶替 效 率 ； 流顶 替 紊 中图分类 号 ： ２ ６ 文 献标 识码 ： 文章 编 号 ：０ ４ ５ １ （ ０ ８ Ｏ — ０ ６— ０ ＴＥ ５ Ｂ １０ — ７ ６ ２ Ｏ ） ９ ０ ９ ４
１ ２ 水 平井 固井质量 的影响 因素 ．
下完套管后必须通过 大排量循环泥浆的方式清除 井壁和套管壁上形成的虚泥皮， 循环排量不低于钻进时 排量的 １２ ． 倍 ， ． ～１５ 循环时间不低于 ２ 在压稳不漏 周；
的情况下调整钻井液的性能 ， 使固井前 的泥浆性能达到 “ 三低一薄” 即低粘 、 ， 低切、 低失水 和薄泥饼 ， 以达到提 高 顶替效 率 的 目的 。 ２ ２ 套 管扶 正器 的选 择和 安放 ． 双弓弹性扶正器在下套管时与井壁之间摩 阻相对 较小， 且扶正效果好于单 弓扶正器 ； 刚性扶正器尽量选 用旋流式 ， 可以提高顶替效率 。因此 ， 采用 双弓弹性和
大牛地气田水平井钻井技术难点与对策
大牛地气田水平井钻井技术难点与对策大牛地气田构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，地层普遍含砾、下部地层研磨性强、可钻性差、有的含玄武岩、易塌、易漏、地层倾角大、煤层段坍塌，水平井扭矩摩阻大、定向托压、轨迹控制难度大、钻头选型困难等不利因素，通过优选钻头、螺杆合理选择，钻井参数优化，实施直井段防斜打直、定向稳斜段井眼轨迹控制、防塌、防漏堵漏技术、MWD、LWD轨迹检测控制，钻具失效预防等工艺措施，取得很好的效果。
标签：水平井；钻井技术；难点对策；大牛地气田鄂尔多斯盆地大牛地区块水平井施工中由于地层普遍含砾、下部地层研磨性强、可钻性差、有的含玄武岩、易塌、易漏、地层倾角大和油气、水层的不确定性，水平井扭矩摩阻大、定向托压、轨迹控制难度大、钻头选型困难等不利因素，导致钻井速度慢，周期长，井下复杂故障率高的技术难点，制定技术措施，达到预期效果。
1 钻井难点①钻头选型困难，大牛地水平井靶前距小、斜井段造斜率高，PDC选择难；②造斜段地层可钻性差、研磨性强，螺杆磨损严重，钻头寿命短，使用数量多，制约钻井速度；③大尺寸井眼定向机械钻速低；④定向扭矩摩阻大、托压、轨迹控制难度大；⑤钻具失效严重，频繁起下钻影响施工周期；⑥井漏、井塌严重，井眼净化困难；⑦大斜度井段钻遇煤层，煤层胶结松散，卡钻的风险高。
2 技术对策2.1 钻头优选根据地层及临井资料选用合适的钻头类型。
定向段下导向钻具和PDC钻头或者高转速轮牙轮完成定向造斜钻进，采用PDC钻头，钻头工作时间基本不受限制，在延长组-刘家沟组井段，推荐使用牙轮钻头HJ517G等；石千峰组-石盒子组，使用适合中硬到硬地层的PDC钻头；山西组以下地层使用617型牙轮钻头；造斜段使用PDC钻头。
2.2 优选钻井参数及钻具组合3.2.1 钻井参数2.2.2钻具组合优选一开：φ311.2mmbit+φ203mmNDC×1根m+φ203mmDC×2根+φ177.8mmDC×3根+φ158mmDC×6根+φ127mmHWDP×15根+φ127mmDP二开直井段：φ215.9mmbit+φ172mmLG+φ158mmNHWDP×1根+MWD+φ158mmDC×（6-11）根+φ127mmHWDP×15根+φ127mmDP二开定向段：φ215.9mmbit+φ172LG+φ158mmNHWDP×1根+MWD +φ127mmHWDP×（15-30）根+φ127mmDP三开水平段：φ152mmbit+φ120mmLG+φ88.9mmNHWDP×1根+MWD +φ127mmHWDP×（15-50）根+φ127mmDP2.3 井眼轨迹控制技术2.3.1 直井段防斜打直采用大钻铤，钟摆钻具组合，控制钻压等。
大牛地气田一点法试井对计算无阻流量的影响
从 图 中可 以看 出 ， 随着 井底 流 压的下 降 ， 阻 流 无
量逐渐变小。当流压 下降到一定程度 ， 无阻流量趋
［ 作者简介 ］ 张兴权 ， ， 男 工程师 ，９４年毕业 于长 春地质学 院 ， １９ 一直从 事地 层测试 及资料解 释工作 。
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来预测地 层 产 能往 往 偏 大 。经 验 统 计 表 明 ， 井 时 开 间越长 ， 所求 的无 阻流量 越 低 ， 准确性 越 高 。
试井理论分析
大 牛地 气 田计 算无 阻流 量公 式是 采用 长 庆经验 公式 ， 此一 点法 产能 经 验 公 式 是 基 于 长 庆 气 田丰 富 的稳 定试 井资料 得 出 的 ， 大 牛地 气 田具有 代 表性 。 在
间， 少 气体 的放 空和 节约析误 差 ， 减 特 别是对 于属 于低 渗透 气藏 的大 牛地 气 田 ， 计算 的无 阻 流量 均 偏 高 。经 验 统 计表 明 ， 井 时 间越 所 开
长 ， 求 的无 阻流量越 低 ， 确性越 高 。 所 准
１大 牛地 气 田一点 法经 验公 式 ．
由（ ） 、３ 式 可 以看 出 ， 响无 阻流量 计算 结 ２式 （） 影 果 的主要参 数是 气产 量 和稳 定 的井 底流 压 。井 底 流 压 和产量 关 系密 切 ， 量 越 小 ， 底 流 压越 大 ； 量 产 井 产 越大 ， 井底 流压越 小 。 以气井 不 同流压 ， 根据适 合 的
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２０ ０ ７年 ｌ ２月
油
气
井
测
试
第 ｌ ６卷
第 ６期
大 牛 地 气 田一 点 法 试 井 对 计 算无 阻 流量 的影 响
张 兴权
水平井钻井技术在大牛地气田的应用
水平井钻井技术在大牛地气田的应用
唐志军
【期刊名称】《石油钻采工艺》
【年(卷),期】2009(031)006
【摘要】随着水平井钻井技术日趋完善与成熟,正不断探索用于低渗透气田的开发研究.分析了应用水平井开发大牛地低渗透气田的钻井技术难点,阐述了水平井钻井技术,包括钻具组合、钻进参数优选、侧钻、井眼轨迹控制、煤层段钻进以及测量设备配套等技术.探索了大牛地气田水平井钻井技术应用的可行性,利用配套的钻井技术在该地区完成了9口水平井的应用,取得了较好的效果,可为同类油气田提供技术参考.
【总页数】4页(P40-43)
【作者】唐志军
【作者单位】胜利石油管理局钻井工艺研究院,山东东营,257017
【正文语种】中文
【中图分类】TE243
【相关文献】
1.大牛地气田水平井优快钻井技术探索 [J], 张晓文;任富鹏
2.大牛地气田欠平衡水平井钻井技术 [J], 卢周芳
3.全过程欠平衡钻井技术在大牛地气田的应用 [J], 许萍
4.水平井优快钻井技术在大牛地气田D10PH-5井的应用 [J], 刘新成;王锦昌
5.大牛地气田二级井身结构三维水平井钻井技术研究与应用 [J], 孙庆春
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一点法试井在大牛地气田的应用
一点法试井在大牛地气田的应用摘要：气井一点法试井工艺技术简单，施工成本低，施工周期短，已广泛应用于大牛地气田气井产能预测和评价。
一点法试井只要求测取稳定的地层压力、一个工作制度下的稳定流压，对于缺少集输流程和装置的新井而言，可以大大缩短测试时间，减少气体的放空和节约费用，减少资源浪费。
关键词：大牛地气田一点法无阻流量产层预测一点法试井是指在累积相当数量的产能资料，即产量及其相应稳定流动压力的数据，通过回归，建立无阻流量与它们之间关系的统计规律，即经验公式，又称为经验曲线法。
试井时，只需要测一个点，获得气井的一个稳定产量及相应的稳定流动压力，既可以由经验公式推算出无阻流量。
一、研究区概况大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段。
主要含气层段为上古生界二叠系下石盒子组、山西组，石炭系太原组；储层岩性主要为岩屑砂岩和石英砂岩；主要储集类型为粒间余孔和溶蚀孔。
储层物性很差，各气层压裂前基本无产能（0.0008×104～0.688×104m3/d），所有气井均在压裂后进行产能试井。
由于气井产量普遍偏低，多数气井都采取一点法试井求取产能。
因此，一点法产能试井的结果对全气田产能评价至关重要。
二、计算无阻流量的一般步骤在大牛地牛气田地区，一口气井一般要求从放喷起第三天开始求产。
录取的气产量即为稳定产量。
井底的流压可以下电子压力计测取，其步骤为：1.根据要求，从井口到气层中部依次选取8个测点，下电子压力计由下到上依次测取每个点的流压流温，每个点停留10min。
2.通过压力回放资料计算流压梯度，推算地层中部流压3.根据大牛地气田地区压力资料，计算气层中部的静压。
4.计算无阻流量三、现场应用以大牛地气田D66-153井盒1气层为例。
D66-153井位于陕西省榆林市榆阳区小壕兔乡沙则汗村二组，构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部。
盒1层岩性浅灰色粗砂岩，测井解释井段为2816.5-2823.2m，孔隙度11.2%，渗透率0.6×10-3μm2，综合解释为气层。
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大牛地气田水平井无阻流量与全烃位置关系研究
大牛地气田储层具有低压、低产、低孔及薄层的特征，水平井是提高单井产量、改善开发效果、提高采收率的有效技术措施，大牛地气田是第一个以水平井建产的气田，近年来水平井井数逐年增长。
但是水平井在渗流面积、渗流机理、气液两相流方面不同于垂直井，本文主要通过现场数据对比分析找到水平井无阻流量与水平段全烃位置关系，对水平段动用率较低的部分挖潜气藏潜能，并为后期新井井位选择提供依据。
标签：大牛地气田;储层;水平井;无阻流量;全烃显示位置
1 地质概况
大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部伊陕斜坡，其上古生界自下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2、盒3共7套气层，主要目的层孔隙度为6.8%-7.9%，渗透率为0.325-0.906mD，地层压力系数为0.85-0.99，含气饱和度为57%，是一个典型的低压、低渗、低含气饱和度的致密气藏。
该气田的规模开发始于2005年，2003年开始进行先导性试验，2004年进入开发准备阶段，2005年进入大规模开发阶段，水平井开发从2006年以来呈现逐年增多趋势，目前已建成40亿方的生产能力，是中石化向北京、山东、河南等地供气的主要气源地。
水平井作为“提高单井产量”的工程工艺技术措施，在大牛地气田的开发中已取得初步成效。
从2011年至2014年，针对不同的产能建设区和目的层，大规模开发以水平井建产。
本次通过对222口开发水平井统计对比分析全烃显示数据以及无阻流量数据，找到了水平井无阻流量与水平段全烃位置关系[1]，为后期新井井位选择提供依据。
2 水平井平均全烃与无阻流量的关系
2.1 水平井测井数据分析
通过对大牛地气田250口开发水平井的全烃显示段长进行统计分析，发现水平井水平段长集中在1100-1200m，全烃显示段长占水平段总长度的88%-100%，差别不大。
在理想情况下，同一全烃显示段长的水平井平均全烃与无阻流量应该呈良好的线性关系。
但是通过統计，各层位气井的平均全烃与无阻流量的关系大致上呈线性关系，但存在许多散点，对这些散点进一步展开分析研究。
考虑到水平井水平段某个位置可能受工程工艺、压裂完井等因素的影响，导致储量并没有被完全利用起来，出现平均全烃高但无阻流量低的现象，因此对全烃显示位置与无阻流量大小的关系进行分析[2]。
2.2 全烃显示位置与无阻流量对比分析
将全烃显示距离A靶点位置分为2大类6小类：①、单一类（前、中、后）;
②、复合类（平均、前中、前后、中后）。
根据全烃显示距离A靶点位置进行组合对比，找出了42组井进行数据对比分析。
首先，将所有水平井的平均全烃按升序排列，其次，筛选出平均全烃与全烃显示总长度相近但不符合线性关系的气井进行分组，最后，结合高全烃显示位置对每组气井进行无阻流量比对分析，得出同一平均全烃、含烃显示长度的气井[3]，主要含烃位置离A靶点越近，无阻流量越高。
3 不同组合类型对比举例分析
3.1 单一类
3.1.1 前、后位置对比分析
DPH-40与DPH-17都位于盒1层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，且DPH-17的平均全烃略大于DPH-40的平均全烃，在理想情况下，DPH-17的无阻流量应略大于DPH-40的无阻流量，但却恰恰相反。
DPH-40的全烃显示集中在靠近A靶点的前部，而DPH-17的全烃显示集中在远离A靶点的后部，考虑由于工程工艺因素，导致水平段后部的储量没有水平段前部的储量动用率高。
得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要含烃显示位置位于水平段前部的井的无阻流量大于主要含烃显示位置位于水平段后部的井的无阻流量的结论，这类井组数共有8组。
3.1.2 中、后位置对比分析
DPH-69与DP45H都位于盒1层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，且DP45H的平均全烃略大于DPH-69的平均全烃，在理想情况下，DP45H的无阻流量应略大于DPH-69的无阻流量，但实际却恰恰相反。
DPH-69的全烃显示集中在水平段距离A靶点的中部，而DP45H的全烃显示集中在远离A靶点的后部，考虑由于工程工艺因素，导致水平段后部的储量没有水平段中部的储量动用率高。
得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要含烃显示位置位于水平段中部的井的无阻流量大于主要含烃显示位置位于水平段后部的井的无阻流量的结论，这类井组数共有7组。
3.1.3 前、中位置对比分析
DPT-45与DPT-11都位于太2层，且水平段长均为1000m，全程均有全烃显
示，它们的平均全烃接近，且DPT-11的平均全烃略大于DPT-45的平均全烃，在理想情况下，DPT-11的无阻流量应略大于DPT-45的无阻流量，但实际却恰恰相反。
DPT-45的全烃显示集中在水平段距离A靶点的前部，而DPT-11的全烃显示集中在远离A靶点的中部，考虑由于工程工艺因素，导致水平段中部的储量没有水平段前部的储量动用率高。
得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要含烃显示位置位于水平段前部的井的无阻流量大于主要含烃显示位置位于水平段中部的井的无阻流量的结论[4]，这类井组数共有6组。
以前上三类对比分析得出了主要全烃显示位置离A靶点近，它的无阻流量高的小结。
3.1.4 前、前对比分析
DPS-17与DPS-15都位于山2层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，且DPS-15的平均全烃略大于DPS-17的平均全烃，在理想情况下，DPS-15的无阻流量应略大于DPS-17的无阻流量，但实际却恰恰相反。
它们的全烃显示都集中在距离水平段A靶点的前部，但DPS-17较DPS-15的全烃显示集中度更靠前一点，考虑由于工程工艺因素，导致全烃显示越集中在距离A靶点近的地方，储量动用率越高。
得出了同一层位气井，在平均全烃差不多的情况下，主要全烃显示位置越聚集靠近A靶点，它的无阻流量越高，此类井共6组。
3.2 复合类
<E：＼123456＼中小企业管理与科技·上旬刊201510＼1-297＼120-1.jpg>
图1 复合类（前中、前后、中后组合）
DPH-71、DPH-15与DPH-79都位于盒1层，且水平段长均为1200m，全程均有全烃显示，它们的平均全烃接近，但DPH-71的无阻流量大于DPH-15大于DPH-79考虑由于工程工艺因素，导致水平段前中部的储量动用率高于水平段前后部高于水平段中后部。
得出了同一层位气井，在水平段长与平均全烃差不多的情况下，主要全烃显示位置越聚集靠近A靶点，它的无阻流量越高[5]，此类井共9组。
4 结论及建议
①本次通过队250口开发水平井无阻流量与全烃位置关系研究分析，得出平均全烃与无阻流量的关系大致上呈线性关系，但存在许多散点。
②全烃显示距离A靶点位置单一类比对分析，得出无阻流量由高到低是：同一平均全烃、含烃显示长度的气井主要含烃位置位于前部>中部>后部。
③全烃显示距离A靶点位置复合类比对分析，得出若主要含烃位置均位于前部/中部/后部，主要含烃位置越集中在离A靶点近处则无阻流量越大。
④通过对42组全烃显示不同类型组合进行比对分析，得出同一平均全烃、含烃显示长度的气井，主要含烃位置离A靶点越近，无阻流量越高。
⑤从水平井无无阻流量与全烃位置关系研究，发现水平井中后的动用储量相对较低，为后期气藏产能挖潜及新井井位部署提供了依据。
参考文献：
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