威远页岩气田单井产能主控因素与开发优化技术对策

发布时间：2021-04-13 05:40

　　针对威远页岩气田优质储集层厚度小、水平应力差大及井间产能变化大等特点,在20余口评价井页岩储集层地质和测井评价基础上,系统分析、总结了全区100余口水平井优质储集层钻遇率、优质储集层厚度和压裂参数特征与单井测试产量的关系,明确单井产能的主控因素,提出水平井开发优化技术对策。研究表明,优质储量动用程度是决定水平井单井产能的主控因素,即页岩气水平井产能受控于优质储集层发育厚度、优质储集层钻遇长度和储集层改造程度。基于上述认识,对威远页岩气田进行了开发优化:①水平井靶体位置定于龙一11小层中、下部（威202井区）和龙一11小层（威204井区）;②开发井优先部署在优质储集层厚度较大的威远县城周边区域;③采用中高强度改造方式。优化方案实施后,单井测试产量和单井预测最终可采储量均大幅提高。图12表1参26 

【文章来源】：石油勘探与开发. 2020,47(03)北大核心EISCICSCD

【文章页数】：9 页

【部分图文】：

威远页岩气田五峰组底界埋深等值线图和五峰组—龙马溪组地层综合柱状图

(2)优质储集层厚度小，区域变化大。由图3可见，工区内Ⅰ+Ⅱ类储集层厚度为29～47 m，优质储集层（即Ⅰa类储集层，具有“四高”特征，下文详述）厚度较小，区域变化较大，主要分布在龙一11小层，其中威202和威204井区优质储集层厚度相对较大，但平均厚度仅3.8 m，导致钻井过程中提高优质储集层钻遇率的难度较大。图3 威远页岩气田五峰组—龙一1亚段储集层对比剖面图（剖面位置见图1)

图2 威远页岩气田龙一1亚段三维地震曲率分布图与威202井成像测井图(3)水平应力差大。威202和威204井区水平应力差明显高于自201井区，导致水力压裂形成复杂缝网的难度增大。威202、威204井区最大主应力为70.0～88.3 MPa，最小主应力为54.0～69.6 MPa，水平应力差达16.0～18.7 MPa；自201井区最大主应力为84.0MPa，最小主应力为76.3 MPa，水平应力差为7.7 MPa（见表1）。

【参考文献】：
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本文编号：3134727