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鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发前景 被引量：87
1
作者 接铭训 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2010年第6期1-6,共6页
鄂尔多斯盆地东缘蕴藏着丰富的煤层气资源,预测1500m以浅煤层气地质资源量约9×1012m3,是中国石油天然气股份有限公司近期勘探开发的重点区域。为弄清该区煤层气的勘探开发前景,在综合分析鄂尔多斯盆地东缘煤系地层,主力煤层的构造... 鄂尔多斯盆地东缘蕴藏着丰富的煤层气资源,预测1500m以浅煤层气地质资源量约9×1012m3,是中国石油天然气股份有限公司近期勘探开发的重点区域。为弄清该区煤层气的勘探开发前景,在综合分析鄂尔多斯盆地东缘煤系地层,主力煤层的构造、分布,煤储层的物性、饱和度等煤层气基本地质条件及煤层气资源情况的基础上,认为该区的煤层具有较好的含煤性、含气性和可采性;结合煤层气勘探开发实践,对鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区进行了整体评价,提出了渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区。结论认为:鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的"甜点"区。 展开更多
关键词 鄂尔多斯盆地东缘 煤层气 资源量 单井产量 勘探开发前景 富集区 大型煤层气田
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中国煤层气开发存在的问题及破解思路 被引量：51
2
作者 朱庆忠 杨延辉 +4 位作者 左银卿 张学英 张俊杰 宋洋 郎淑敏 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2018年第4期96-100,共5页
单井产量低是长期制约中国煤层气产业发展的难题,为了寻求破解良策,以中国石油华北油田公司沁水盆地煤层气开发实践为例,系统分析了该盆地煤层气开发所面临的问题和挑战,在此基础上提出了该盆地煤层气开发的技术策略。研究结果表明:(1)... 单井产量低是长期制约中国煤层气产业发展的难题,为了寻求破解良策,以中国石油华北油田公司沁水盆地煤层气开发实践为例,系统分析了该盆地煤层气开发所面临的问题和挑战,在此基础上提出了该盆地煤层气开发的技术策略。研究结果表明:(1)应针对该盆地煤层气解吸—扩散—渗流的产出特征,优选有效的工程技术手段以确保增产效果;(2)在煤层气开发低效区进行的先导性开发技术试验,已经取得了一定的产量提升,但要实现低效区块煤层气产能的整体提升还有很长的路要走;(3)目前正在实施的煤层气高效开发示范区目的层深度介于900~1200 m,一旦成功将对中国中深层近80%的煤层气资源的高效开发产生巨大的推动作用,因而极具挑战性;(4)提出了勘探评价向控制高效优质储量精准选区转变、产能建设由整体推进向寻找高效区开发转变、工程技术由改造向疏导转变的技术策略。结论认为:(1)煤层气开发的必由之路应遵循强化问题意识,持续创新思维,科学制定战略思路,做好开发建设顶层设计,实现高效建产开发;(2)具体工作中,需要重点解决好高效产能区块的选择、工程技术手段的优选、运行成本的降低等3个关键问题。 展开更多
关键词 中国 煤层气 开发 区块选择 工程技术手段 运行成本 开发效益 沁水盆地 单井产量 产能恢复
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塔河油田缝洞型油藏单井注水替油技术研究 被引量：35
3
作者 荣元帅 黄咏梅 +2 位作者 刘学利 罗娟 李峰 《石油钻探技术》 CAS 北大核心 2008年第4期57-60,共4页
塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选... 塔河油田在碳酸盐岩油藏能量弱的定容性单井缝洞单元进行了注水替油试验,大幅度提高了原油采收率。通过全面分析塔河油田大量现场注水替油资料,提出了以下注水替油技术:选择通过机采手段无法正常生产的定容性油井进行注水替油,并优先选择溶洞型储集体油井;注水替油前要尽可能利用天然能量,在地层压力难以维持正常机抽生产时进行注水替油;在注水替油的第一个周期,周期注采比应控制在0.25～0.50;溶洞型储集体油井早期注采比应控制在1.0～2.0,中后期控制在0.5～1.0;裂缝性储集体油井早期注采比应控制在0.8～1.5,中后期控制在0.3～0.8;溶洞型储集体油井前期可适当提高注水速度,裂缝性储集体油井的注水速度不宜过高;注水压力应低于井口承压能力和地层破裂压力;注水焖井后开井产液量不能高于注水前正常生产时的产液量。这些技术为碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油生产提供了理论依据和技术支撑。 展开更多
关键词 碳酸盐岩油气藏 单井 注水替油 提高采收率 塔河油田
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长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向 被引量：20
4
作者 张明禄 樊友宏 +2 位作者 何光怀 张宗林 田建峰 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2013年第8期1-7,共7页
鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密砂岩气藏(苏里格气田)的经济有效... 鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密砂岩气藏(苏里格气田)的经济有效开发。近期该公司以建设"西部大庆"为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展:①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量超过直井的3倍,产能建设比例保持在50%以上;②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本;③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。截至2012年底,长庆气区建成了年产300×108 m3以上的天然气生产能力,当年产气量达到290×108 m3,长庆气区已经成为我国重要的天然气生产基地。下一步该公司将按照"攀峰工程"发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关:水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。 展开更多
关键词 鄂尔多斯盆地 长庆气区 低渗透天然气藏 开发技术 水平井 丛式井 工厂化作业 单井产量 低成本开发
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庆城油田页岩油水平井压增渗一体化体积压裂技术 被引量：18
5
作者 张矿生 唐梅荣 +1 位作者 陶亮 杜现飞 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2022年第2期9-15,共7页
庆城油田页岩油储层低压、低脆性指数特征明显,是阻碍体积压裂后建立高效驱替渗流系统的重要因素,为此,研究了压裂、增能和渗吸(压增渗)一体化体积压裂技术。建立了页岩油储层类型精细划分方法;基于长期产液剖面测试所得矿场大数据,优... 庆城油田页岩油储层低压、低脆性指数特征明显,是阻碍体积压裂后建立高效驱替渗流系统的重要因素,为此,研究了压裂、增能和渗吸(压增渗)一体化体积压裂技术。建立了页岩油储层类型精细划分方法;基于长期产液剖面测试所得矿场大数据,优化了不同储层类型改造策略;利用油藏数值模拟方法,优化了压增渗体积压裂技术关键参数。研究表明:Ⅰ+Ⅱ类储层改造段数占比83.6%,产出占比95.5%,为主要产能贡献段;Ⅲ类储层产出占比仅4.5%,对产能贡献有限,因此,应优先改造Ⅰ+Ⅱ类储层,选择性改造Ⅲ类储层;Ⅰ类和Ⅱ类储层进液强度最优区间分别为20~25 m^(3)/m和15~20 m^(3)/m,增能方式为同步增能。庆城油田200余口页岩油水平井应用了压增渗一体化体积压裂技术,单井初期产油量由9.6 t/d提高至18.0 t/d,单井1年累计产油量由2380 t提高至5256 t,单井估计最终可采量由1.8×10^(4) t提高至2.6×10^(4) t,取得了显著效果。该技术为其他同类非常规页岩油藏高效开发提供了技术借鉴。 展开更多
关键词 页岩油 水平井 体积压裂 产液剖面 单井产量 庆城油田
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确定油田经济产量的最低运行费用法 被引量：14
6
作者 刘斌 郭福军 +2 位作者 杨丽 肖迅 宋玉琳 《石油勘探与开发》 SCIE EI CAS CSCD 北大核心 2001年第1期92-94,共3页
我国大部分老油田已进入注水开发中后期 ,产量递减不可避免 ,油气开采成本逐年递增 ,直接影响着油田的经济效益。最低运行费用法从生产决策的角度出发 ,以油井为计算单元 ,通过确定单井的最低运行费用来计算油田的经济产量。单井日产油... 我国大部分老油田已进入注水开发中后期 ,产量递减不可避免 ,油气开采成本逐年递增 ,直接影响着油田的经济效益。最低运行费用法从生产决策的角度出发 ,以油井为计算单元 ,通过确定单井的最低运行费用来计算油田的经济产量。单井日产油量的税后收入与维持油井正常生产所必须的最低日消耗费用刚好持平时 ,其日产油量就是该井的经济极限产量 ;而当日产油量的税后收入低于最低日运行费用时 ,其日产油量则为单井无效益产量。这种方法既涉及油田的地质开发参数 ,又考虑了目前的经济技术参数。参 展开更多
关键词 油田 原油产量 经济产量 最低运行费用法
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煤层气单井开采数模研究 被引量：10
7
作者 张冬丽 王新海 《江汉石油学院学报》 CSCD 北大核心 2004年第1期76-77,共2页
建立了煤层气单井开采的数学模型和数值模型 ,包括双重介质中气水两相流动方程、煤层裂缝孔隙度和渗透率的压力敏感性模型 ,并提出了相应的数值模型及其解法 。
关键词 煤成气 单井 开采 数学模型 数值模拟
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低渗透油藏超前注水单井产能影响因素 被引量：8
8
作者 罗晓义 杨钊 +2 位作者 宋考平 崔香花 刘凤贤 《大庆石油学院学报》 CAS 北大核心 2008年第6期43-45,共3页
应用数值模拟方法研究了注水时间、渗透率、井距、地层压力因数对低渗透油藏超前注水效果的影响.结果表明:超前注水可提高驱动压差,减小压敏效应对低渗透油藏开发的不利影响;超前注水时渗透率低的油井产能下降幅度小,具有较好增油效果;... 应用数值模拟方法研究了注水时间、渗透率、井距、地层压力因数对低渗透油藏超前注水效果的影响.结果表明:超前注水可提高驱动压差,减小压敏效应对低渗透油藏开发的不利影响;超前注水时渗透率低的油井产能下降幅度小,具有较好增油效果;超前注水需选择合理注采井距,井距过大、过小均不能取得最佳驱油效果;正常压力及异常低压油藏适合超前注水,异常高压低渗透油藏建议采用滞后注水开采. 展开更多
关键词 超前注水 注水时间 地层压力因数 低渗透 压敏 单井产能
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面积注水开发指标计算方法的改进 被引量：7
9
作者 吕爱民 姚军 +2 位作者 王伟 龙隆 周文胜 《新疆石油地质》 CAS CSCD 北大核心 2012年第2期189-192,共4页
应用等值渗流阻力法全面考虑油水渗流阻力的影响,推导出了面积注水油藏见水前后油水井的单井产量公式。考虑水驱过程中油藏内各点含水饱和度的变化,应用物质平衡方法推导出了油井见水的开发时间的计算公式。在开发时间的计算公式中同时... 应用等值渗流阻力法全面考虑油水渗流阻力的影响,推导出了面积注水油藏见水前后油水井的单井产量公式。考虑水驱过程中油藏内各点含水饱和度的变化,应用物质平衡方法推导出了油井见水的开发时间的计算公式。在开发时间的计算公式中同时引入了面积修正系数并给出了五点井网和反七点井网面积修正系数的计算公式,使油井见水的开发时间的计算精度大大提高——反七点井网的见水时间可减小偏差21%、五点井网的见水时间可减小偏差57%.计算实例表明,应用改进后方法得到的计算结果符合水驱油藏的开发规律。 展开更多
关键词 开发指标 单井产量 开发时间 面积注水
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库车坳陷X井致密砂岩储层氮气钻井实践与认识 被引量：6
10
作者 张晓东 汪凯 +3 位作者 王延民 陶赟 蔡光林 何石 《石油钻采工艺》 CAS CSCD 北大核心 2015年第2期24-26,共3页
通过欠平衡钻井技术的理论研究和室内试验,形成了一套较完善的适用于高压高产致密砂岩储层的氮气钻井方案,具有合理的注气设备配套方案、钻具组合、井身结构设计以及整套工艺流程。以库车坳陷东部的X井为例,通过与多口邻近致密砂岩储层... 通过欠平衡钻井技术的理论研究和室内试验,形成了一套较完善的适用于高压高产致密砂岩储层的氮气钻井方案,具有合理的注气设备配套方案、钻具组合、井身结构设计以及整套工艺流程。以库车坳陷东部的X井为例,通过与多口邻近致密砂岩储层的常规钻井液钻井技术相比,X井的机械转速最大提高了24.3倍,钻井周期最多缩短了62 d,单井产量是邻井的4.2倍。致密砂岩储层氮气钻井在X井的成功应用,再次证明了在致密砂岩储层使用氮气钻井技术可以提高机械钻速、缩短钻井周期、提高单井产量的目的。同时验证了氮气钻井技术和装备的安全可行性,为库车地区乃至全国推广高压高产致密砂岩储层氮气钻井技术奠定了基础。 展开更多
关键词 致密砂岩储层 氮气钻井 机械钻速 钻井周期 单井产量 应用前景
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页岩气水平井增产改造关键参数分析 被引量：4
11
作者 曾凌翔 《油气井测试》 2020年第5期27-32,共6页
为优化页岩气水平井增产改造技术,有效提高单井产量,推进页岩气效益规模开发,基于支撑剂运移、裂缝复杂度等多因素约束条件,结合井底压力分析,形成了不同阶段的排量、黏度、水平段长等参数优化图版及排量窗口;采用体积压裂软件模拟与实... 为优化页岩气水平井增产改造技术,有效提高单井产量,推进页岩气效益规模开发,基于支撑剂运移、裂缝复杂度等多因素约束条件,结合井底压力分析,形成了不同阶段的排量、黏度、水平段长等参数优化图版及排量窗口;采用体积压裂软件模拟与实例相结合,总结出段塞数量、裂缝条数与单井产量存在一定的正相关性;运用生产曲线历史拟合,反演水力裂缝参数、有效动用储层厚度,对渗透率等储层参数以及压裂改造体积进行评价。在A井等实际应用表明,页岩气水平井增产改造关键参数分析技术提高了储层产能评价的有效性和压裂设计的目标性,可为压裂设计与现场施工提供有效的理论支撑。 展开更多
关键词 页岩气 水平井 参数优化 单井产量 体积压裂 生产曲线
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鄂尔多斯盆地XY区块提高单产技术对策 被引量：4
12
作者 李龙龙 张扬 +6 位作者 张静 曹纯洁 汪永宏 贾宝全 杨兴海 肖彬 胡文超 《石油化工应用》 CAS 2017年第12期31-34,共4页
鄂尔多斯盆地XY区块自2009年投入开发以来,暴露出注水有效驱替系统难建立、压力保持水平低、单井产能低、方向性见水、提单产难度大等问题矛盾凸显。针对该区"注水不见效,见效即见水"的特征,近几年通过注水井深部调驱、注水... 鄂尔多斯盆地XY区块自2009年投入开发以来,暴露出注水有效驱替系统难建立、压力保持水平低、单井产能低、方向性见水、提单产难度大等问题矛盾凸显。针对该区"注水不见效,见效即见水"的特征,近几年通过注水井深部调驱、注水井分层注水、周期注水、沿裂缝加强注水、开展油井化学堵水试验,取得一定的认识,通过对比分析认为堵水调剖在该区适应性较好,下步建议扩大试验,提高区块整体单井产能,降低递减,确保该油藏持续稳产。 展开更多
关键词 有效驱替 单井产能 周期注水 堵水调剖 持续稳产
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确定油气储量起算标准的新方法 被引量：4
13
作者 张伦友 青红 黄嘉鑫 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2010年第2期126-129,共4页
"油气储量起算标准确定方法"是储量计算中关键而又敏感的问题,长期以来未得到有效解决。根据多年来的储量计算与评价研究,认为可从单井储量价值评估入手,以单井的投入、产出盈亏平衡为条件,采用将未来采出量折算成现值产量的... "油气储量起算标准确定方法"是储量计算中关键而又敏感的问题,长期以来未得到有效解决。根据多年来的储量计算与评价研究,认为可从单井储量价值评估入手,以单井的投入、产出盈亏平衡为条件,采用将未来采出量折算成现值产量的新方法,研究该井回收产能建设投资的最低经济可采储量,作为储量起算标准,由此测算不同稳产年限或递减率条件下的稳定日产量。分别以川渝地区2口油气井为例,说明了具体的确定方法。 展开更多
关键词 油气 单井 储量起算标准 价值评估 现值产量 经济可采储量 方法
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用具有补给的物质平衡模型确定单井稳产水平 被引量：3
14
作者 杨玲 高炜欣 孙卫 《西北大学学报（自然科学版）》 CAS CSCD 北大核心 2004年第4期469-472,共4页
目的　为了解决生产实际中单井稳产水平评价的问题。方法　采用具有补给的物质平衡模型确定气井单井稳产水平,探讨影响单井稳产水平的因素及其在模型中的反映。结果　运用该方法根据给定的生产规模及稳产要求,可快速计算出气井单井的稳... 目的　为了解决生产实际中单井稳产水平评价的问题。方法　采用具有补给的物质平衡模型确定气井单井稳产水平,探讨影响单井稳产水平的因素及其在模型中的反映。结果　运用该方法根据给定的生产规模及稳产要求,可快速计算出气井单井的稳产水平。结论　运用具有补给的物质平衡模型,可为现场提供一种简单易行,可以将单井和全区生产结合起来进行单井稳产水平评价的方法。 展开更多
关键词 物质平衡 数学模型 单井稳产 生产预测
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一种多功能支撑剂性能评价与现场应用
15
作者 谢琳 陈华生 +1 位作者 李德明 宋德显 《化工管理》 2024年第26期125-130,共6页
针对有利于改善水力裂缝远端支撑并良好配伍,从悬浮、减阻、水解3方面评价了一种多功能支撑剂的性能及现场应用情况。实验表明,支撑剂不借助外加增稠剂就能在清水中均质悬浮,静态悬浮率≥60%,远高于常规支撑剂悬浮率;支撑剂外层覆膜水... 针对有利于改善水力裂缝远端支撑并良好配伍,从悬浮、减阻、水解3方面评价了一种多功能支撑剂的性能及现场应用情况。实验表明,支撑剂不借助外加增稠剂就能在清水中均质悬浮,静态悬浮率≥60%,远高于常规支撑剂悬浮率;支撑剂外层覆膜水化后具有复合减阻作用,可实现清水配置减阻;在较高温度下,复合支撑剂混砂液自身加速水化,水解后黏度≤3 mPa·s。该多功能支撑剂现已在中、深非常规储层完善应用,在降低井口泵压、提高单井产量方面具有较好效果。 展开更多
关键词 远端支撑 单井产量 高泵压 悬浮 降阻 水解
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织金区块煤层气单井产能地质因素分析 被引量：4
16
作者 熊斌 《油气藏评价与开发》 2014年第4期58-62,共5页
通过对织金区块生产井地质参数的对比分析,认为影响织金区块煤层气单井产能的地质因素包括煤体结构、灰分、含气量、煤层厚度及煤层埋深等,其中煤体结构和含气量是影响单井产能的主控因素。总结出碎裂煤、低灰—低中灰、高含气量、较厚... 通过对织金区块生产井地质参数的对比分析,认为影响织金区块煤层气单井产能的地质因素包括煤体结构、灰分、含气量、煤层厚度及煤层埋深等,其中煤体结构和含气量是影响单井产能的主控因素。总结出碎裂煤、低灰—低中灰、高含气量、较厚煤层、埋深适中等有利煤层地质特征与高电阻、高声波等有利煤层测井响应相结合的选层技术,为提高该区块煤层气单井产能规模,深化认识储层特征,结合地质实际,选择合理的层位生产提供技术支持。 展开更多
关键词 织金区块 煤层气 单井产能 煤体结构 灰分 含气量
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陕西地区地热井同井分层采灌取热特性
17
作者 刘承诚 《油气藏评价与开发》 CSCD 北大核心 2024年第6期878-884,924,共8页
地热能作为一种关键的清洁可再生资源,在中国储量丰富,尤其是中深层地热,资源开发潜力巨大。推动中深层地热资源的开发利用,对于优化中国能源消费结构、实现节能减排以及推进“双碳”目标具有深远影响。研究以陕西地区某地热井为例,提... 地热能作为一种关键的清洁可再生资源,在中国储量丰富,尤其是中深层地热,资源开发潜力巨大。推动中深层地热资源的开发利用,对于优化中国能源消费结构、实现节能减排以及推进“双碳”目标具有深远影响。研究以陕西地区某地热井为例,提出了在地热井同-井筒内实施“下采上灌”的技术方案,综合考虑了内管-环空-井周地层的动态换热过程,构建了水平井井筒和储层流固热三维耦合模型,通过这一模型深入探讨了隔层厚度、地层渗透率和孔隙度以及完井管柱结构对取热效果的影响。研究结果表明隔层的有无对取热效果的影响显著。无隔层时,在分层采灌30 a后,采出水温度下降高达9℃。隔层厚度为40 m时,取热效果最好。在开采量和回灌量一定时,回灌层和隔层的孔隙度和渗透率的降低会降低取热效果,而开采层的渗透率和孔隙度对取热效果的影响不显著。 展开更多
关键词 地热 单井 分层采灌 数值研究 换热
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海上底水油田高效开发的技术对策——以海上X油田为例 被引量：2
18
作者 宋春华 景凤江 何贤科 《石油天然气学报》 CAS CSCD 2012年第11期142-146,172,共5页
海上油田由于其特殊的作业环境,以及开发过程中高科技、高难度、高风险和高投入的特点,决定了其经济生产期一般为10～20年,比陆上同类油田短得多。为使海上油田具有与陆上油田相近的较高采收率,实现高效开发,则需要采取特殊的技术对策... 海上油田由于其特殊的作业环境,以及开发过程中高科技、高难度、高风险和高投入的特点,决定了其经济生产期一般为10～20年,比陆上同类油田短得多。为使海上油田具有与陆上油田相近的较高采收率,实现高效开发,则需要采取特殊的技术对策。针对海上典型底水油田X油田,通过采取适应油田地质特征的开采策略,如水平井与定向井相结合、单采与合采相结合、自喷与多样化人工举升相结合以及高采油速度等一系列开发技术对策,使其在有限的生产寿命期内实现了较高的采收率,并取得了良好的经济效益。 展开更多
关键词 海上油田 高速高效 水平井 单采 合采 自喷开采 人工举升
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关于大幅度提高我国煤层气单井产量的探讨 被引量：3
19
作者 薛冰 《煤炭科技》 2018年第1期19-21,共3页
我国煤层气资源十分丰富,经过多年的发展与探索,形成了开采煤层气的一系列技术,如水平井、羽状井钻完井技术、排采智能调控技术、煤储层压裂改造技术等,基本上已经具备了完备的系列开发技术,处于世界的先进行列。但是,从煤层气单井产量... 我国煤层气资源十分丰富,经过多年的发展与探索,形成了开采煤层气的一系列技术,如水平井、羽状井钻完井技术、排采智能调控技术、煤储层压裂改造技术等,基本上已经具备了完备的系列开发技术,处于世界的先进行列。但是,从煤层气单井产量来看,我国的发展远不如美国,单井产量低、产能衰减快、成本高的问题已经成为制约我国煤层气发展的重要障碍。因此,寻找到能够以较低成本、高效率开采出高产量的单井煤层气成为我国煤层气产业的重要目标。主要针对我国当前煤层气产量低现象进行深入的探讨研究并提出相对应的解决建议。 展开更多
关键词 煤层气 单井产量 解吸 渗流
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塔里木盆地塔中地区衰竭废弃缝洞型碳酸盐岩挥发油藏及凝析气藏注水效果分析 被引量：2
20
作者 杨磊 韩红霞 +3 位作者 施英 周锦明 张珑 祁英会 《天然气地球科学》 EI CAS CSCD 北大核心 2015年第S2期202-206,共5页
针对塔里木盆地塔中缝洞型碳酸盐岩凝析气田试采过程中暴露出的能量不足、递减大的问题,2010年以来,对衰竭开发末期的挥发油藏及凝析气藏,先后选取15个单井缝洞单元开展注水替油,对确认的2个多井缝洞单元开展对应注水,均见到了一定的效... 针对塔里木盆地塔中缝洞型碳酸盐岩凝析气田试采过程中暴露出的能量不足、递减大的问题,2010年以来,对衰竭开发末期的挥发油藏及凝析气藏,先后选取15个单井缝洞单元开展注水替油,对确认的2个多井缝洞单元开展对应注水,均见到了一定的效果。截至2015年5月,在累计注水29.05×10~4 m^3后新增油3.1×10~4t、气848.26×10~4 m^3。同时,对注水开发机理进行了研究,对单井注水替油的影响因素、技术政策进行了分析总结,为塔中碳酸盐岩挥发油藏及凝析气藏衰竭期末补充地层能量提高采收率提供了矿场支持。 展开更多
关键词 塔中 缝洞型 碳酸盐岩 凝析油气田 单井 注水替油 井组
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