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
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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。
探讨大牛地气田水平井钻井技术
鄂尔多斯大牛地气田水淹水平井复产技术
５结论
泡 泡排
０ 液 连续 ，井筒自流体ｉ段塞流 压缩天 气气 ① 备连通水平 井， 举丰气攀 ０目一井 有邻 井， 邻 井采气管蛆作 注气管残
０＿ 油套连通 平 井，
成
低
０目 一 集气 有 高压气 井 （ 套
十 １ Ｏ Ｍ Ｐ ａ） ， 成 率低
最 终 复产 手段 为液氮 气举 法 。
［ ２ 】 吴燕 茹， 刘均令 ． 积 液 停 产 气 井 复 产 工 艺优 化 研 究 与 应
用． 辽 宁化 工， ２ ０ １ ２
估Ｕ 】 ． 消防科 学 与技 术， ２ ０ １ １ ， ３ ５ （ ５ ） ： ３ ８ １ — ３ ８ ３ 【 ６ 】 郑伟， 宋立 巍 ， 刘博． 某 大型 体 育 场馆 消 防安 全 性 能化 评 估
【 Ｉ １ ． 消 防科 学与技 术 ， ２ ０ ０ ９ （ ２ ８ ） ３ 【 ７ 】 张 国维 ， 朱国庆， 吴维华， 等． 基 于性 能化 防 火设 计 的 建 筑 “ 准安 全 区”判 定 方法 Ｕ 】 ． 中国安全科 学学报 ， ２ （ １ １ １ ， ２ １ （ ４ ） ： ６ （ ） 一 ６ ５
运 用 人 员疏 散 数 值 模 拟软 件 Ｐ ａ ｔ ｈ ｉ ｆ ｎ ｄ ｅ ｒ ￣ ｒ ｊ ＂ 体 育 馆 内的 人 员疏 散 情
况进行模拟研究 ，通过人员疏散模拟确定了人 员必需安全疏散
大牛地气田水平井冻堵浅析
大牛地气田水平井冻堵浅析一、陈述大牛地气田自2012年开始在大8-大10井区进行水平井的开发及生产，目前大牛地气田水平井集气站采用“高压集气、低温分离、井口注醇”的工艺进行生产，采取注入抑制剂为甲醇，可有效地防治水合物冻堵现象的发生。
但甲醇具有中等毒性，易挥发，通过呼吸道、食道侵入人体，对人中毒致死剂量30mL，如果空气中含量达39～65mg/ m3，人在30～60min会出现中毒现象。
因此，使用甲醇必须采取可靠的安全措施。
二、水平井生产概况大牛地气田截止至2012年9月1日，投产水平井55口，主要在2009年、2011年、2012年这3年间开发了大量的水平井。
本文中选取对大牛地气田不同生产年限的水平井，对产气量、注醇量、产水量进行了统计分析。
对于投产一年以内水平井的生产数据分别以DPH-10、DP41S、DP43-5H、DPH-8为代表进行统计，这四口水平井均投产于2012年7月～8月之间，属于刚刚投入生产的水平井，能够反应出水平井在投产之初的特有生产情况。
处于刚投产初期的水平井产气量在生产一段时间后能够保持稳定，且产水量和产气量维持一个正比的关系，但其中的也有例外，气井DP41S产气量是本次统计的4口水平井中最低的，仅约为2×104m3/d，而产水量却一直高居不下，然而根据目前的注醇量数据显示，注醇量最大的气井却是目前DPH-10，且投产至今DP41S、DP43-5H、DPH-8尚未出现过管线冻堵情况，仅DPH-10在8月17日出现过井口冻堵。
因生产时间短，水平井在投产初期存在着压裂液的反排等一系列特殊阶段，详细的生产参数需待水平井投产一段时间后方能明显的显现出来。
对于投产一年以内水平井的生产数据分别以DP16、DP30H、DP27H、DP28T 为代表进行统计，这四口水平井均投产于2011年10月～12月之间，经过2011年的越冬生产及2012年的夏季生产，一年间各个时期的生产数据都有详细的记录，能够充分反应出水平井在稳产初期的生产情况。
大牛地气田水平井水平段虚拟井位深度域反演方法及应用
大牛地气田水平井水平段虚拟井位深度域反演方法及应用秦雪霏【摘要】针对非均质性强烈的复杂储层水平井开发,将水平段测井资料进行采样离散化,并以虚拟直井的方式提取测井曲线,进而从深度域开展岩性随机模拟反演.该方法不仅可以将水平段测井资料有效应用,而且可以根据水平段随钻测井的逐步更新实现水平段动态定量预测.通过大牛地气田试验分析认为,该技术可明显提高单砂体顶底构造及储层内部隔夹层预测精度,对于提高水平井储层钻遇率具有显著效果.%Aiming at horizontal well development of complex reservoir with strong heterogeneity ,logging data of the lateral can be discretized in the form of virtual vertical wells ,and further to carry out lithology stochastic simulation inversion in depth domain .It not only can effectively use the horizontal well logging data ,but also can realize quantitative prediction of the laterals through the updating of logging while drilling in thelaterals .Its application in Daniudi gasfield shows that significant improvement of prediction accuracy is achieved in respect of top and bottom structural framework of the single sand body and the barriers and baffles within the reservoir ,and the reservoir penetrating ratio of horizontal wells is signifi-cantly increased .【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2016(037)002【总页数】6页(P280-285)【关键词】深度域反演;虚拟直井;水平段;水平井;大牛地气田【作者】秦雪霏【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州450006【正文语种】中文【中图分类】TE355.6大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部，气层主要集中分布在上古生界下石盒子组、山西组及太原组，储层具有非常强烈的非均质性[1-2]。
大牛地气田大98井区水平井开发技术政策研究
大牛地气田大98井区水平井开发技术政策研究任广磊;周涌沂;陈奎;杨文娟;李雪晴【摘要】大牛地气田剩余未动用储量大部分为Ⅱ—Ⅲ类低品位储量,水平井开发将是气田产能建设的主要方式.因此,优化研究多级压裂水平井开发技术政策很重要.基于多级压裂水平井数值模拟概念模型,对单井设计、压裂缝、井网和井距进行研究,结果表明:单井水平段延伸方向应垂直于最大主应力方向,水平段位于气层中部最好,压裂缝尽量穿过含气砂体并以锯齿型分布最优,平均压裂半缝长为158m,平均压裂缝间距为112m,采用排状交错井网最优.结合数值模拟法、动态分析法及经济评价法,确定大98井区合理井距为1 000 ～1 200 m,根端距为700m.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2014(021)005【总页数】4页(P90-93)【关键词】多级压裂;水平井;技术政策;井网形态;合理井距;大牛地气田【作者】任广磊;周涌沂;陈奎;杨文娟;李雪晴【作者单位】中国石化华北分公司勘探开发研究院,河南郑州450006;中国石化华北分公司气田开发处,河南郑州450006;中国石化华北分公司勘探开发研究院,河南郑州450006;中国石化华北分公司勘探开发研究院,河南郑州450006;中国石化华北分公司勘探开发研究院,河南郑州450006【正文语种】中文【中图分类】TE37大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部，属致密砂岩气田［1］，储层具有渗透率低、孔隙度小的特点［2-3］。
气田开发过程中采用何种井型进行开发，需考虑气藏地质特点和各种井型开发效果对比来综合确定［4-5］。
针对大98井区低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性的特征，利用直井无法经济有效开发，而水平井单井控制储量大［6］，因此，自2012年开始，大牛地气田采用多级压裂水平井进行规模化开发。
结合大98井区的气藏地质特征和流体性质，建立相应的多级压裂水平井数值模拟概念模型，开展单井设计、井网优化等开发技术政策研究，制定合理的开发政策，是致密低渗透气田高效开发中必须研究的关键问题。
大牛地气田水平井固井技术分析与实践
4 现场应用（以DP3井为例）4.1 井身结构（见图1）图1 DP3井A 点前井身结构示意图4.2 固井方法：采用一次注水泥全井封固的固井工艺。
4.3 固井前钻井液性能表5 固井前泥浆性能要求切力（Pa） 密度 （g/cm 3） 粘度 （S） 滤失量（ml）泥饼 （mm）初切终切 含砂量% PH 值1.1976（马氏）3.60.36130.294.4 压力计算① 环空静液柱压力：35.03MPa（当量密度为:1.341g/cm 3）。
② 尾浆失重时的井底静液柱压力：31.83MPa （当量密度为：1.218g/cm 3）。
4.5 套管串结构设计管串结构：浮鞋+1套管+浮箍+1套管+浮箍+套管串+套管阀+套管串+水泥头 扶正器加法：该井只有在井底部位安放了6只弹性扶正器 4.6 水泥浆体系设计及性能表6 水泥浆灰样性能检测结果性 能 低密度 常规水泥浆 密度(g/cm 3)1.25 1.90 稠化时间 (70℃×30 MPa)min329 213稠化过渡时间min 1516可泵时间min 314 197失水(6.9MPa×30℃)ml 9.8 10抗压强度(70℃×24h) MPa 6.5 24.2自由水ml 0.1 0流动度mm 249 237相容性 与前置液、钻井液相容性好悬浮性 没有分层，静置后上下密度差＜0.03n 0.8784 0.7359 流性指数K(Pa.s n) 0.1175 0.33044.7 顶替排量计算低密度紊流临界排量： Vc=1.50 m/s Qc=70.2 1/s尾浆塞流临界排量： Vc=0.12 m/s Qc=5.28 l/s4.8 前置液的设计用水泥浆添加剂（锁水剂、分散剂）和泥浆材料（低粘CMC）配制低失水、低粘度和流动性较好的前置液17.0m3（占环空高度350m左右）。
4.9 施工技术措施井眼准备：通井和下完套管后要求井队大排量循环洗井，要求排量不小于钻井排量的1.2倍，确保井眼干净、通畅，在井壁稳定的前提下调整泥浆粘度，提高泥浆的流动性。
大牛地气田水平井无阻流量计算方法研究
大牛地气田水平井无阻流量计算方法研究摘要：气井无阻流量对于确定合理配产，改善开采效果具有重要意义。
本文结合气田实际需求，基于动态监测及生产动态数据，建立了大牛地气田水平井无阻流量评价体系。
应用结果表明：无阻流量评价结果较为准确，与生产现状符合，可为国内同类气田开发提供参考。
关键词：动态无阻流量修正等时试井压恢测试产能二项式引言大牛地气田位于鄂尔多盆地北部，是我国重要的能源基地。
气田先后经历了先导试验、直井建产、水平井规模开发的发展阶段，目前已进入产量递减阶段，年递减率在13%-18%。
由于储层物性致密，水平井普遍采用分段压裂方式获得工业气流，但压裂后气井返排率低，同时地层出水量大，造成了气藏气水关系复杂,产能规律复杂,难以准确核实气井产能。
所以确定气井的无阻流量对于合理配产,掌握气藏产能情况具有重要的实际意义。
本文基于气田大量的动态监测及生产动态数据，建立了大牛地气田水平井无阻流量评价体系，为确定气井的产能提供参考。
水平井动态无阻流量评价方法结合大牛地气田开发现状，水平井动态无阻计算的基本思想是，用修正等时试井资料修正约束压恢试井资料，建立用压恢试井数据计算动态无阻流量流量的标准方法，然后再用修正等时试井、压恢试井数据约束无试井资料气井，建立无试井水平井动态无阻流量计算方法。
技术路线如图1。
图1 水平井动态无阻流量评价体系及技术路线 1、修正等时试井评价法目前气田多制度的产能试井以修正等时试井为主，该测试方法要求4-5个不稳定生产制度，设计中保持开井时间等于关井时间，最后利用延续生产的稳定制度，确定气井无阻流量。
以A1-1井为例，采用四开四关+延续生产工作制度，利用修正等时试井压力与产量数据拟合线性方程，、计算得到二项式方程A=40，B=0.6038。
图2 A1-1解释结果根据A值和B值，计算出无阻流量为11.06万方/天。
2、压恢试井评价法压恢试井计算动态无阻流量主要利用的Saphir4.20软甲中的IPR/AOF模块，基本思路是，对于修正等时试井气井，分别通过修正等时试井和压恢试井的方式计算无阻流量。
大牛地气田DF2井井身轨迹控制技术-周继坤
2、导眼施工。为了准确探明气层具体位置，本井实施了复合导眼， 导眼施工。为了准确探明气层具体位置，本井实施了复合导眼， 即在井斜60° 即在井斜60°处，使用Φ215.9mm钻头钻一导眼，钻至3116m。回填至造斜 60 使用Φ215.9mm钻头钻一导眼，钻至3116m。 Φ215.9mm钻头钻一导眼 3116m 点。 复合导眼的优点：井眼轨迹控制比较容易；钻时快， 复合导眼的优点：井眼轨迹控制比较容易；钻时快，大大降低钻井成 本；回填后再进行Φ311.15mm井眼施工时，比较容易侧钻，方便施工。 回填后再进行Φ311.15mm井眼施工时，比较容易侧钻，方便施工。 Φ311.15mm井眼施工时
SHENGLI DIRECTIONAL DRILLING COMPANY
二、概况
概况
大牛地气田储层总体为低孔低渗，产层埋深一般在2880m 大牛地气田储层总体为低孔低渗，产层埋深一般在2880m 左右，气层组储层岩性主要为石英砂岩，石英含量平均96%， 左右，气层组储层岩性主要为石英砂岩，石英含量平均96%， 96% 单井产量低，在气田目前钻（ 单井产量低，在气田目前钻（完）井方式下，不进行储层改 井方式下， 造，一般没有自然产能，尤其是山1气层，经过压裂改造后的 一般没有自然产能，尤其是山1气层， 平均产量也低于1 /d。 平均产量也低于1×104m3/d。如何利用先进适合的钻井工程 工艺技术提高单井产量，是该气田重要的研究攻关内容之一。 工艺技术提高单井产量，是该气田重要的研究攻关内容之一。 2006年在该地区设计施工了DF1井 由于地层复杂等原因， 2006年在该地区设计施工了DF1井，由于地层复杂等原因，造 年在该地区设计施工了DF1 成该井报废，实验未成功。 成该井报废，实验未成功。
大牛地气田DF2井 大牛地气田DF2井 DF2 井身轨迹控制技术
大牛地气田水平井动态产能预测方法
大牛地气田水平井动态产能预测方法何云【摘要】Daniudi gasfield is low porosity, low permeability and tight sandstone reservoir. Horizontal well segmented fracturing is the main development method. The influence of seepage among different cracks and wellbores, made seepage field complicated. It can't get accurate binomial productivity equation by routine analytic formula calculating. So the paper got the parameters of wellbores and reservoir by fitting history curves. Using the parameters, initial and present binomial productivity equations were calculated. Comparing with produc-tivity equation which is calculated by modified isochronous well testing, the binomial pro-ductivity equation in this paper is more accurate, applicable and operable. It can guide the evaluation of the productivity of the horizontal well in Daniudi gasfield.%大牛地气田为低孔、低渗、致密砂岩气田,目前最主要的开发手段是水平井分段压裂.由于裂缝与裂缝之间、裂缝与井筒之间和水平井筒渗流的影响,渗流场十分复杂,用常规的解析公式难以得到准确的二项式产能方程.因此本文通过拟合大牛地气田水平井生产历史曲线得到井筒和储层相关参数,进而求取该井的初始及目前的二项式产能方程.通过与修正等时试井求取的产能方程进行对比准确性较高,因此具有很强的适用性和可操作性,有效的指导了大牛地气田水平井产能评价.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2018(037)003【总页数】6页(P15-19,24)【关键词】压裂水平井;产能方程;二项式;动态;修正等时【作者】何云【作者单位】中石化华北油气分公司采气一厂,河南郑州450000【正文语种】中文【中图分类】TE332大牛地气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段，是典型的低孔、低渗、低丰度的致密低渗气藏。
鄂尔多斯盆地大牛地气田丛式水平井组开发效果评价
鄂尔多斯盆地大牛地气田丛式水平井组开发效果评价吴建彪;刘绪钢;白小霞;于耀南;高鹏【摘要】Almost all the quality gas reserves of Daniudi gas field have been produced .The remaining gas reserves are low in quality,thus cannot be developed efficiently with vertical wells .Considering the strong heterogeneity ,limited sizes of effective sandbodies ,low reserves abundance and low single well production rate of the tight sandstone layers ,horizontal wells are preferred for the development of the remaining gas reserves .Cluster horizontal well group plays a key role in the practical production .Numerical simulation and dynamic evaluation are integrated to evaluate the exploitation performance of Daniudi gas field with different patterns of cluster horizontal well groups by comparing the pressure drawdown rate and gas production per pressure drop unit .The results demonstrate that the angle between the laterals and maximum principal stress should be larger than 60 degrees,and the minimum distance between these wells should be greater than 500 meter when using horizontal wells cluster group as the development strategy .These understandings will provide a useful refer-ence for the exploitation of similar tight marginal gas fields in Ordos Basin and other basins .%大牛地气田优质储量动用殆尽,剩余未动用储量品位低,直井有效开发难度大.针对致密砂岩储层非均质性强、有效砂体规模小、储量丰度低、单井产量低等一系列问题,水平井在非常规油气开发中具有显著的技术优势,丛式水平井组作为水平井整体开发模式之一,对水平井开发效果起着非常重要的作用.采用数值模拟方法和动态评价方法相结合,对比大牛地气田水平井组各开发阶段压降速率和单位压降产气量,开展气田同层(或异层)二井式、四井式、六井式丛式水平井组开发效果评价.研究表明:采用丛式水平井组开发,保证水平段延伸方向与最大主应力方向夹角大于60°,满足井组间最小距离大于500 m的条件时,同层井组部署以两井式反向为主,异层井组部署可采用两井式、三井式或四井式,可实现"三低"气田的规模效益开发,为鄂尔多斯盆地同类天然气资源量和国内外其它同类型致密低渗边际气田经济有效动用提供借鉴.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2016(037)002【总页数】5页(P256-260)【关键词】丛式水平井组;数值模拟;开发效果;大牛地气田;鄂尔多斯盆地【作者】吴建彪;刘绪钢;白小霞;于耀南;高鹏【作者单位】中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州450006;中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州450006;延长油田股份有限公司定边采油厂,陕西榆林718600;中国石化华北油气分公司勘探开发研究院,河南郑州450006;中国石油大庆油田有限责任公司第二采油厂地质大队,黑龙江大庆163257【正文语种】中文【中图分类】TE37北美地区非常规油气革命进程中，丛式井模式作为核心技术发挥了巨大作用[1]。
大牛地气田气井合理工作制度确定
大牛地气田气井合理工作制度确定
王晶;陈青;易小燕;龚才喜;张文洪
【期刊名称】《中国西部科技》
【年(卷),期】2010(9)27
【摘要】大牛地气田为多气层叠置的弹性驱动定容无边(底)水致密砂岩气藏,具有孔隙度低、渗透率低、含水饱和度高、非均质性强等特点;大牛地气田前期多数生产井初期配产偏高、压力递减快、生产压差较大,气井的工作制度发生变化,使得目前确定气井合理工作制度成为一个急需解决的问题.本文利用气井稳定二项式产能方程,通过IPR曲线法结合套压压降率来预测气井开发过程中的合理工作制度,为提高开发经济效益提供依据.
【总页数】2页(P38-39)
【作者】王晶;陈青;易小燕;龚才喜;张文洪
【作者单位】成都理工大学能源学院,四川成都,610059;中国石油化工股份有限公司华北分公司第一采气厂,河南郑州,450000
【正文语种】中文
【中图分类】F4
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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：
[1]钟孚勋.气藏工程[M].北京：石油工业出版社，2001：102-108.
[2]李跃刚，郝玉鸿，范继武.“单点法”确定气井无阻流量的影响因素分析[J].海洋石油，2003（01）.
[3]杨剑，周娟，高燕.气井产能影响因素分析[J].内江科技，2012（06）.
[4] 刘俊山.利用全烃和伽马曲线形态优选压裂段方法[J].录井工程，2010，21（1）：5-6.
[5]欧阳健.石油测井解释与储集層描述[M].石油工业出版社，1994.。