靖边气田开发层系井网适应性评价
靖边气藏产水特点及影响因素分析
系数
低产
<5
21 668 7
151 304 3 - 21 68
中低产 5 ~ 10
51 801 2
321 670 7 - 11 88
中高产 10 ~ 20
61 363 4
581 378 7 - 11 88
高产
> 20
81 016 9
1301893 - 51 69
分析靖边气田 42口产水量大于 1 m3 /d井的 分布特点, 气田产水井分布受构造形态、储层物性 非均质、沟槽分布及微构造等因素的影响, 部分生 产井生产受多种因素的共同影响, 低渗透带和负 向构造上的生产井日产水最高, 累积水气比也最 高 ( 见表 2) 。
量增加, 产气量下降; ②产水量基本保持不变, 产 气量稳中有降; ③正常稳定生产类型; ④产水量变 化不大, 产气量增加; ⑤高产水, 低产气, 生产不正 常。
表 1 靖边气田各类生产井 参数统计
类型
产量 / 平均渗透率 / 平均无阻流量 / 表皮
( 104m3 / d)
10- 3Lm2
104m3
* 收稿日期 2006 - 01 - 10 第一作者 简介 孙来喜, 1965 年生, 现在 西南石油学院 / 石油与天然气工 程 0学科 博士后 流动 站, 主 要从 事储层 开发地质、油气田开发及 油气藏数 值模拟 方面研 究工作。 地址 ( 615000) : 四川省成都市, 电话: ( 028 ) 83032024, E m ai:l sun laix@i 1631 net。
在生产的气井中有 57口先后出水, 有些出水 井因井筒积液严重已经暂时关闭, 如陕 170等井。 从产水量来看, 这些井普遍表现出产水量小、且稳 定的特点。其中, 产 水量大于 20 m3 / d的井有 6 口, 超过 5 m3 /d的井总计只有 16口, 占所有出水 井的 28% , 典型的如陕 93等井, 而产水量小于 5 m3 / d的井总计有 41口, 占所有出水井的 72% 。 313 水气比普遍不高, 变化趋势以稳定为主
靖边气田难动用储量区水平井布井优化研究_张海勇
第13卷第1期2013年1月1671—1815（2013）01-0140-05科学技术与工程Science Technology and EngineeringVol.13No.1Jan．2013 2013Sci.Tech.Engrg.石油技术靖边气田难动用储量区水平井布井优化研究张海勇何顺利门成全顾岱鸿（中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249）摘要针对目前靖边气田水平井开发效果不理想的现状，通过分析难动用储量区的物性参数特征，优选出水平井布井的试验区，并结合靖边气田水平井井位布署原则和井位优选流程，在选井参数优化研究的基础上，综合考虑古残丘分布、小幅度构造分布、沟槽分布、有效厚度分布、K f H e 分布、储量丰度分布等因素，对试验区块进行水平井布井优化设计和产能预测。
结果表明：预测试验区37口水平井的无阻流量为3.0 68.5ˑ104m 3/d ，总和1146ˑ104m 3/d ，单井无阻流量平均31ˑ104m 3/d ，效果很好。
研究成果对于促进碳酸盐岩气藏难动用储量区的开发应用具有一定的参考价值。
关键词水平井靖边气田难动用储量布井优化中图法分类号TE17；文献标志码A2012年8月24日收到中国石油大学（北京）科研基金（KYJJ2012-02-18）资助第一作者简介：张海勇（1988—），男，博士研究生。
研究方向：油气田开发地质和油气藏数值模拟。
E-mail ：zhanghaiyong2010@sina．cn 。
靖边气田地层平缓，构造简单，储层为蒸发潮坪沉积的奥陶系岩溶型碳酸盐岩，气藏埋深3000 3700m ，侵蚀沟槽分布复杂，造成各区储层厚度不一，储层非均质性很强，是典型的低渗、低产、低丰度层状气藏［1］。
随着气田的开发，气田周边成为重要的稳产接替潜力区，但是气田周边的地质情况更加复杂：开发实践证实其地质条件较差，一是侵蚀沟槽尤其是毛细沟槽发育［2］；二是储层致密，孔洞充填程度高。
靖安油田大路沟三区分层注水适应性评价
靖安油田大路沟三区分层注水适应性评价【摘要】分层注水是解决油田开发中的层间矛盾，实现有效注水，保持地层能量，维持油田长期稳产、高产，提高水驱动用储量和采收率的重要手段。
靖安油田大路沟三区储层非均质性强，各向物性差异、层间矛盾、层内矛盾十分突出，注水过程中的单层突进和层间干扰现象十分明显，实施分层注水，油藏吸水剖面明显改善，水驱动用程度增加，递减降低，提高了水驱开发效果。
【关键词】储层非均质性分层注水开发效果1 油田概括靖安油田大路沟三区属于平缓西倾单斜背景上的鼻隆背斜与岩性组合圈闭，油藏为岩性——构造油藏，原始驱动类型为弹性弱水压驱动。
储层河道砂体发育，呈北东西南向展布，平面上为条带网状，剖面上为顶平底凸的透镜状。
大路沟三区经过12年的开发历程，经历了勘探发现、储量评价试采、上产阶段、稳产阶段等四个阶段。
2 分层注水必要性分析2.1 非均质性表现特征油田开发初期，采用笼统注水，由于不同渗透率的油层自然吸水量相差几倍到几十倍，层间吸水差异大，造成注入水单层突进和平面舌进，对应油井过早水淹，非主力低渗透油层储量动用较差。
通过对取芯井岩芯渗透率进行非均质参数评价可得：大路沟三区长213与长221层层间、层内非均质性强。
路39-21井合采长213、长221层，两层物性参数相似，通过分层采油分层测压测试发现长221层压力（10.7MPa）高于长213层（9.1MPa），全井日液量5.43m3，日产油1.85t，含水59.9%，长221层日液量5.45m3，日产油2.18t，含水52.9%，长213层日液量3.50m3，日产油1.70t，含水42.8%，两层合采时液量小于两层分采液量之和，且长221层含水高于长213层，说明存在明显的层间干扰现象。
2.2 非均质性导致“水驱不均”注水井由于纵向上反韵律，导致层内尖峰状或部分段不吸水。
层间物性差异可导致水驱不均，部分层位不吸水。
路35-18井反韵律特征，下层不吸水，通过分注后，吸水变均匀，吸水厚度由4.10m↑20.62m。
气井精细分类管理应用与效果评价
气井精细分类管理应用与效果评价摘要：随着气田开发持续推进，气井数量日益增加，气田稳产需从气井管理入手，充分发挥气井产能，维持气井平稳生产。
目前气井的分类方式无法满足生产需求，对生产管理指导性不强，造成气井管理难度极大。
开展气井精细分类管理，制定适宜的气井精细分类方法，同时对应制定各类气井管理措施并开展效果评价，建立气井管理规范，降低气井管理难度，提升气井管理质量，最终实现气田科学稳产的目的。
关键词：气井；精细分类管理；管理措施；科学稳产；一、区块概况目前X采气厂作业生产管辖区域主要为理苏6区块东部、苏东41-33以及苏54，管理面积2904平方公里，探明+基本探明地质储量1983亿方，已动用储量767.7亿方。
该作业区拥有生产气井1165口，平均油套压2.3/7.39兆帕，产能550万方/天，生产能力521万方/天，井均日产气量0.47万方，气井利用率98.5%，开井时率95.5%。
二、气井分类的管理思路气井分类管理是指将具有共性特点的管理目标进行分门别类，对具有同一特性的管理目标进行定量管理的一种方法。
在气井的分类管理时一定要抓住主要矛盾，结合苏里格气田储层物性差而导致的三低问题等角度出发进一步优化现有分类模式。
目前作业X区气井分类主要是按照调峰井、自然连续井、措施连续井、间歇井、长关井进行分类管理；结合生产实际发现气井分类方式相对粗放，涵盖不完全，缺乏统一管理措施及评价标准，不能满足目前“精细化管理”需求，管理难度极大。
通过优化后形成调峰井、新投产井、连续生产井、间歇生产井、工艺措施井这六大类。
另外针对水平井、下古井、探井三种类型井丛形成专项优化管理，最终形成了“6+3”气井精细化管理成果，进一步提升气井生产能效，适应气田发展新需要。
三、精细分类基本情况及具体优化措施（1）优化新投产井生产制度，提高产能贡献率按照四步走的基本原则，如投产前，加强产建数据资料的收集整理，合理配产，明确生产方式，是否采用节流器生产、是否需要进行三相分离、是否采取无阻生产。
二次开发层系的井网优化调整
二次开发层系的井网优化调整
赵玉双
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2014(000)011
【摘要】喇萨杏油田层系井网面临的主要问题包括：一是纵向上射孔层位跨度大，层数多，层间矛盾突出；二是平面上层系间开采对象交叉、注采井距大、多向水驱控制程度低。
以萨北开发区北二东为例，于2008年开展井网优化调整技术研究与试验，充分利用现有井网资源，尽量不打井或少打井，通过层系井网优化重组及综合利用，提高三类油层控制程度及动用程度，有效控制水驱产量递减；同时与三次采油井网统筹考虑。
【总页数】1页(P51-51)
【作者】赵玉双
【作者单位】大庆油田勘探开发研究院
【正文语种】中文
【相关文献】
1.高尚堡油田二次开发中注采井网的重组调整——以高5断块为例
2.沈家铺油田
重组开发层系与重建注采井网方案优化与实施3.多层系油田开发层系划分和井网
井距研究——以陆梁油田陆9井区白垩系、侏罗系油藏为例4.双河油田井网二次
加密调整做法及效果分析5.靖边气田开发层系井网适应性评价
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提高靖边气田间歇气井开井时率试验研究
莲
５ 站 Ｂ ０ ２ ３ １ ３ ５ ６ ． ． — ３ Ｏ
６ Ｂ ６
开 ｌ 时 井２ 小 开 ６时 井小
开 小 井８ 时 开６时 井小
开井】小 ０埘
０ 连生 ０１１ ． 续产 ８ １８ ６ —— １ 续 产 ０１１ ． ０连 生 ８１８ ——
表２ 试 验 气 井 资 料 统 计 表
序 集 站井 号 气 号
１ 站 Ｂ ０ １ ． ． １ １ ６１ ２ ０ － １ １
２ Ｂ ２
试前 验
开井 小 ８时 开 小时 井８ 开 ６时 井小
试后 验
试开时 验始甸
通过 地质 与气 藏 工程 筛选 分 析 ， 出储层 物性 选 较 好具有一 定 的供 给能力 （ 井开 井初 期 能以 １ 气 ～２ ×１ ／ ０ｍ。ｄ连续生 产 ， 稳产 １ —２年 以上 ； 后期 间歇生 产 阶段能 以每 天间开 生产压 力恢复 程度较 高 ）均不 ， 产或 产少量地 层水 ， 内符合 单井计 量条件 、 站 排水采 气措施 配套等 的间歇气 井 。 选 取 ９口间歇气井 ， 施低配 产连 续生 产试验 ， 实 其试 验情况 如表 １ 示 ： 所
０ 蔗续 产 ０ ６ ２ ． 生 ８ —１ — ０６ 连 产 ０ ４ ３ ． 续生 ８ —０ —
０ 差 产 ０ 】 ２ ， 续生 ８ ｓ 】 Ｏ 一 一
０ 】 ７７ ． ｛ ． １ 一 ４ ０
７ 站 Ｂ ０ １ ４ １ ． ４ ７ ３ ０ ． ３ － １ ０
８ Ｂ ０ １ ３ １ ． ８ ３ ０ ． ２ － ５ ０
重影 响气井 的利用率 与开井 时率 。因此如何 保障问 歇 气井 正常生 产 ， 已逐 渐成 为气 井 管理 的重点 和难
靖边气田陕200井区高分辨率层序地层研究
６ ９
靖边气田陕 ２ ０ ０ 井区高辨率层序地层研究
井 区储 层成 因类 型及 展 布特征 进行 预测 。
参 考文献 ：
［ １ ］田咏，雷卞军，顾 绍 富．等．靖 边 气 田陕 １ ０ ０井 区马五 一 亚 段高 分辨 率层 序地层 研 究［ Ｊ ］ ．西部探 矿 工程， ２ ０ １ ０ ［ ２ ］王玉 新， 冯 增招，韩 征．鄂 尔 多斯奥 陶 系马家 沟群 层序 地层研 究［ Ｊ ］ ．石 油大 学学 报， １ ９ ９ ５ ， １ ９（ 增刊） ［ ３ ］王红 罡．吕炳全 ， 孙 小 刚．长庆 气 田储层 的高 频层 序地 层学分 析 ［ Ｊ ］ ．同济大 学学 报， ２ ０ ０ ０ ｌ ２ ８（ ５） ： ５ ４ ２ ～５ ４ ６ ［ ４ ］邓 宏文．美 国层 序地 层研 究 中的新 学派 ：高分辨 率层 序地 层 学［ Ｊ ］ ．石油 与天然 气地 质， １ ９ ９ ５ ［ ５ ］田景 春 ，彭军．等 ．长庆 气 田中 区马 家 沟组高 频旋 回层 序地 层学 分析 ［ Ｊ ］ ．油气地 质 与采 收率。 ２ ０ ０ １ ， ８（ １）： ２ ２ １—２ ２ ６
摘要 ：以鄂 尔多斯盆地靖边 气田南部 陕 ２ ０ ０井 区马 家沟组马五 卜４地层 为研 究对象 ， 研 究高分辨 率层序地 层对沉积微相和储层发 育状 况的控制作 用。研 究表 明 ：马五 卜４亚段构成一 个长期基 准面下降半 旋回 ，可划分 为 ４个 中期基准面旋回和 １ ６ ～１ ９个短期基准 面旋 回，长期基 准面旋 回对马五 １ — ４亚段 的沉积微相和储层 的控 制作用是概略性 的，通过高分辨率层序地层对 比技术得 出中期基 准面旋 回和短期基 准面旋回对沉积微相和储层
垂 向 上 分 布 的控 制 是 显 著 的 。 关键词 ：高分辨率层序地层 ；沉积微相 ；储层 ；靖 边气田 中图分类号 ：Ｐ ６ １ ８ ． １ ３ ０ ． ２ 文献标 识码 ：Ａ 文章编号 ：１ ０ ０ ６ — ０ ９ ９ ５（ ２ ０ １ ４）０ 卜０ ０ ６ ９ － ０ ４
浅析油田开发过程中复合井的油藏适应性评价
浅析油田开发过程中复合井的油藏适应性评价作者：孙晓荣来源：《中小企业管理与科技·上中下旬刊》 2015年第6期孙晓荣中油辽河油田公司欢喜岭采油厂辽宁盘锦124114摘要院复合井技术是90 年代国外继水平井技术之后兴起的一项新技术，它具有一般水平井的优点，目前国内复合井在各种油藏中的开发已经显示出不可替代的优势，本文就不同油藏类型的复合井的适应性进行粗浅的分析。
关键词院辽河油田;油田开发;水平井;复合井1 概述复合井的组合方式很多，对于不同类型的油藏应该采取适合其油藏特点的组合类型。
在筛选应用复合井提高油藏采收率和边际储量动用程度油藏的时候，应根据筛选标准进行，以避免不必要的无效工作。
实际生产中影响复合井产能的因素较多，如分枝井所在不同油层以及同一油层储层各向异性的影响、分枝井之间距离的影响、分枝井交叉流动的影响，在产能预测时要根据复合井的组合类型和开发油藏的特点采取相应的预测方法，比较准确地预测复合井的效果。
复合井的成败因素除了与油藏认识程度紧密相关以外，还与工艺技术水平和经济指标密切联系，由于复合井的成本比较高，因此在复合井实施前要充分论证现有的工艺技术和经济可行性，确保复合井的成功应用，拓宽复合井的应用前景。
2 复合井在不同类型油藏的适应性2.1 层状油藏我们通常开发油藏在纵向上存在多层，各层渗透率、孔隙度存在着差异。
而隔层的存在，使各层发育又存在着独立性。
可采用上中下分布的层叠型多筒分枝水平井，也可采用层叠反向多层分布的分枝水平井（采用分枝回接系统），实现我们通常所说的“多层开采”，提高油藏的开发效果。
也可在同一直井中把成排的分枝井钻到不同的生产层中来开采多产层油藏。
2.2 低渗油藏在低渗储层中的应用复合井可提高致密砂岩的采收率。
同样，延长井的长度和裸露带是重要的考虑因素。
因此，层叠式、平面式和反向式都可适用此类油藏。
英国阿科公司于1996 年夏季在北海海域的波凯尔油田的A3 井侧钻了两个水平分枝井眼，地层渗透率为0.5-1.5md，平均孔隙度为12%。
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油气开采化 工 设 计 通 讯
Oil and Gas Production
Chemical Engineering Design Communications
·63·
第44卷第11期
2018年11月
推广使用。
参考文献
[1] 曹建.试验井口在线投球打压装置的研制[J].中国石油和化工标准与质量，2017，（09）.[2] 贾丽.气体钻井井口抽吸装置的抽吸计算模型[J].西部探矿工程，2017，（10）.
一般井距愈小，井网愈密，开发效果愈好，最终采收率愈高。
若井网太密，钻井过多，势必会使经济效益变差，甚至出现负经济效益[1]。
因此在确定井网密度时，不仅要考虑国家对石油与天然的需求，还应根据不同油气田的地质特征及各阶段生产特征，从现有技术经济角度出发，合理、科学、经济地部署井网，因而井网密度的经济极限计算必不可少[2]。
1 经济极限井网密度与井距
1.1 井网密度与井距计算
本次采用“加三分差法”计算合理实用井网密度S r ，即在经济最优井网密度的基础上，加三分之一经济最优井网密度与经济极限井网密度的差值。
S r =S b +（S m -S b ）/3
（1）式中：
S m 为经济极限井网密度，公顷/井；S b 为经济最佳井网密度，公顷/井；
经上述计算得知，油价为40美元/桶时，各层系经济最优、经济极限及合理实用井网密度分别为12.2~21.9well/km 2、35.6~92.2well/km 2、20~45.3well/km 2，对应的经济最优、经济极限井距分别为213.8~286.9m 、104.1~167.6m ，合理实用井距为148.5~223.8m 。
如前所述层系有效厚度下限与井距关系可知，油价2 119元/t （40美元/桶）情况下，当井距大于150m 时，层系有效厚度下限急剧变小；而井距小于130m 时，层系有效厚度下限迅速增大。
因此，在考虑最大限度提高砂体井控程度与经济效益的前提下，构造主体部位的合理井距确定为150m 左右。
1.2 实际井网密度与井距
开发方案实施阶段采用350m 井距，正方形井网开发，1999—2003年调整方案实施阶段，进一步调整为150~220m 井距，不规则井网布井，近几年根据气田复杂断块气藏的地质特点，以断块或区块为单元，不断进行局部井网调整与完善。
目前气田各开发层系实际井网密度与井距均略大于层系合理
实用值，说明各层系都不可能整体加密，仅有零星加密的余地。
进入高含水期，由于气田储层非均质性强，水淹问题日趋严重，若考虑曾经高含水生产的井和注水井，层系实际井网密度基本已低于合理实用井网密度，层系整体加密的潜力已经很小。
2 井网控制程度
研究区构造复杂，断层发育，且断块面积小，呈北东-南西向或近东西向条带状分布。
通过近几年井网的不断调整，气田已由开发方案阶段的350m 井距，正方形井网，进一步调整为目前的150~220m 井距，不规则井网布井，现行井距和井排方向与断层、断块构造形态基本匹配。
砂体分布较分散，平面纵向上连续性差，规模偏小，开发难度较大。
目前钻遇砂体中含油气面积大于0.03km 2的砂体共595个，占砂体总数的25.55%，储量比例为72.84%，现行井距和不规则井网布井方式与砂体延展方向、长度、宽度较匹配，注采连通率较高。
含油气面积小于0.03km 2砂体共计1 734个，储量占总储量的27.16%，目前150~220m 井距下很难进行有效注水开发；单井钻遇的砂体占砂体总数的38.04%，储量占总储量的8.59%，平面上不连续，纵向上不规则重叠，动用难度大。
从油气层分布特点来看，平面上连续性较差，延伸方向基本为北西向，且主要分布在构造高部位，边部少，储量丰度低，储量分布不均。
目前油气层系生产井主要集中分布在构造主体较高-高部位，通过不断以断块为单元进行局部加密调整，井网控制程度逐步提高。
3 结语
总的来看，综合考虑技术经济因素，各开发层系整体加密的潜力已经很小，目前150~220m 井距，不规则井网布井能较好地适应气田地质特征。
参考文献
[1] 马雯迪.二类油层三元复合驱开发层系优化组合研究[J].内蒙古石油化工，2015，41（22）：115-117.[2] 张武，丁晓军，张勤学，等.花土沟油田主力开发层系地质建模[J].青海石油，2009，27（2）：6-12.
摘 要：科学合理的井网密度应该既能达到储量损失小，最终采收率高，采油气速度较高和开发效果较好，又能取得较好的经济效益。
分析了靖边气田开发层系井网适应性，研究表明，合理井距确定为150m 左右，目前井网控制程度较高，加密潜力较低。
关键词：井网调整；开发层系；油气井产能；经济效益中图分类号：TE35 文献标志码：A 文章编号：1003–6490（2018）11–0063–01
Adaptability Evaluation of Well Network in Jingbian Gas Field Development Layer
Shi Pei-ming ，Liu Lei ，Dang Xiao-jun
Abstract ：Scienti fic and reasonable well network density should not only achieve small reserves loss ，high final recovery rate ，high oil recovery speed and better development effect ，but also achieve better economic bene fits.The adaptability of the development layer of Jingbian gas field is analyzed.The research shows that the reasonable well spacing is about 150m ，and the well network control degree is high and the potential of encryption is low.
Key words ：well network adjustment ；layer series of development ；oil and gas well productivity ；economic performance 靖边气田开发层系井网适应性评价
史配铭，刘 磊，党小军
（中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆钻井总公司，陕西西安 710018）
收稿日期：2018–07–12作者简介： 史配铭（1984—），男，甘肃景泰人，工程师，主要从事
油气田钻井工作。