【摘 要】
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近年来,为提高川东石炭系气藏低渗区储量动用率,推广实施大斜度井、水平井开发,取得明显效果.但由于区块间地质情况、钻完井及配产等方面的影响,已投产水平井生产效果差异大,
【机 构】
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中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院
【出 处】
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第四届全国天然气藏高效开发技术研讨会
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近年来,为提高川东石炭系气藏低渗区储量动用率,推广实施大斜度井、水平井开发,取得明显效果.但由于区块间地质情况、钻完井及配产等方面的影响,已投产水平井生产效果差异大,其合理产能、稳产能力及主要影响因素尚不清楚,增加了水平井部署风险.本文采用产量不稳定分析方法,结合储层钻遇情况、完井方式、措施改造及开采方式等,对已投产的30口大斜度井、水平井的产能特征、稳产能力、产量递减规律以及储量动用等方面进行了综合分析,明确了影响大斜度井、水平井生产效果的主控因素,主要包括储层物性、剩余地层压力、水平井钻遇率等;在此基础上,根据气井实际生产效果和主要影响因素,建立了川东石炭系气藏大斜度井、水平井动态分类指标和典型生产模式,并开展了合理配产及稳产适应性条件研究,认为对于储层物性较好,区域储层厚度大于15m,孔隙度大于4％;水平井钻遇有效储层段大于200m;剩余地层压力系数高于0.6 ;且不受地层水影响.此种情况下,适合部署大斜度井、水平井开发,可取得较好的开发效果,单井测试产量普遍高于20×104m3/d,相对稳定产量高于3×104m3/d,单井控制储量高于1×108m3;反之,对于储层物性较差,特别是剩余地层压力较低的(小于0.6),或受地层水影响大的区块,则不适合补充大斜度井、水平井开发.针对川东石炭系气藏已投产大斜度井、水平井开发效果的综合评价分析,对该区下步大斜度井、水平井的高效实施提供了依据.
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