摘要：普光地区陆相千佛崖组整体为中深层、高压低温、致密砂岩-页岩凝析气藏,两个气藏在纵向上为叠置分布,隔层厚度较大,开发潜力不明确,且致密砂岩及页岩两套不同的气藏需要制定两套或多套针对性强的开发技术政策。本文针对该情况,以国内类似低渗致密气气藏开发方式、井网井型设计、井距设计等作为参考,确定普光地区陆相千佛崖组采用井网衰竭的开发方式,利用水平井进行开发,并对水平井于裂缝角度设定进行评价;参考同类型气藏开发指标,预估该气藏初步产能为5~8 × 104 m3/d;借鉴国内相似气藏开发实践经验,将采气速度控制在2%~3%,天然气采收率为30%,凝析油采收率为25%。

摘要：针对底水油藏开发中存在的问题,应用正交设计方法研究井网形式、井网密度、生产压差、地层压力保持水平、年产液速度、注采比等参数对开发过程和开发效果的影响,研究不同注采参数下油藏的注入特征,油井液、油、含水的变化特征,压力变化特征,获得一定地质条件下的开发模式和技术界限。

摘要：松滋油田复Ⅰ断块红花套组油藏具有砂体厚度大、低孔、特低渗且具有一定底水能量的特点,针对该油藏的特殊性,以精细三维油藏模型为基础,利用油藏数值模拟技术,通过建立概念模型以及典型实体模型对该油藏的开发技术政策进行优化,最终优选方案设计总井数24口,其中新井13口,包括2口直井、5口水平井共7口油井,预计前3年平均年产油4.63×104t。

摘要：D1区C1、C2层油藏2011—2013年建产,随着2013—2016年技术政策不断优化调整,该区油藏逐渐趋于稳定。对油藏分部位储层物性、含油性及剖面非均质性分析,认识油藏地质特征,结合油藏的见效、见水特征,压力和水驱状况,总结油藏开发规律,对油藏分部位合理开发技术政策进行研究,明确油藏下步治理措施及稳产方向。

摘要：济阳坳陷为中国东部典型的陆相断陷盆地,古近系沙河街组沙四段—沙三段沉积一套巨厚的中低成熟度页岩油储层,资源量超100×10^(8)t,目前处于评价试验阶段,勘探开发前景广阔。针对陆相页岩油岩相复杂、储集空间多样、非均质性强、烃源岩厚度大的特点,以地震、测井、录井、取心及实验分析等资料为基础,开展烃源岩有利岩相、储集性、含油性、可动性、可压裂性“四性”评价,通过评价井部署和井组先导试验实施,形成以甜点立体评价、井网立体优化、水平井立体压裂为核心的评价技术,落实资源潜力及技术适应性,为优选建产区带、实现规模化开发产能建设提供重要支撑。通过博兴、牛庄和民丰等地区立体评价试验,落实甜点评价标准可靠性、井距层距合理性和压裂工艺适应性,建成中国石化首个10万吨级页岩油先导试验井组,有力支撑了济阳陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区的高效建设。

摘要：大牛地气田属致密砂岩气田,剩余未动用储量品位差、有效厚度薄、纵向叠合程度低,采用水平井开发效果较好,但国内没有成熟的开发技术和经验。因此,优化研究水平井开发技术政策,完善气藏工程配套技术显得尤为重要。为此,基于经验公式、动态分析、数值模拟、经济评价等方法,对水平井整体开发动用条件下的产能评价、单井设计、井网井距等开发技术政策进行了优化研究,明确了层系划分原则,确定了多种产能评价方法,明确了气井配产比例为无阻流量的1/5-1/3,水平段长1 000-1 200 m,轨迹应垂直于最大主应力方向并尽量位于储层中部,压裂缝设计应参照定量计算模型,井网采用排状交错井网,井距800-1 200 m,废弃地层压力8 MPa,采收率40%。形成的气藏工程优化技术,已应用于大牛地气田水平井整体开发方案中,为方案成功实施提供了技术保障。