劉忠群

(中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006)

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鄂爾多斯盆地大牛地致密砂巖氣田水平井開發(fā)氣藏工程優(yōu)化技術(shù)

劉忠群

(中國石化 華北油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，河南 鄭州 450006)

大牛地氣田屬致密砂巖氣田，剩余未動(dòng)用儲(chǔ)量品位差、有效厚度薄、縱向疊合程度低，采用水平井開發(fā)效果較好，但國內(nèi)沒有成熟的開發(fā)技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)。因此，優(yōu)化研究水平井開發(fā)技術(shù)政策，完善氣藏工程配套技術(shù)顯得尤為重要。為此，基于經(jīng)驗(yàn)公式、動(dòng)態(tài)分析、數(shù)值模擬、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)等方法，對(duì)水平井整體開發(fā)動(dòng)用條件下的產(chǎn)能評(píng)價(jià)、單井設(shè)計(jì)、井網(wǎng)井距等開發(fā)技術(shù)政策進(jìn)行了優(yōu)化研究，明確了層系劃分原則，確定了多種產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法，明確了氣井配產(chǎn)比例為無阻流量的1/5～1/3，水平段長1 000～1 200 m，軌跡應(yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向并盡量位于儲(chǔ)層中部，壓裂縫設(shè)計(jì)應(yīng)參照定量計(jì)算模型，井網(wǎng)采用排狀交錯(cuò)井網(wǎng)，井距800～1 200 m，廢棄地層壓力8 MPa，采收率40%。形成的氣藏工程優(yōu)化技術(shù)，已應(yīng)用于大牛地氣田水平井整體開發(fā)方案中，為方案成功實(shí)施提供了技術(shù)保障。

開發(fā)技術(shù)政策；低滲透；氣藏工程；水平井；大牛地氣田；鄂爾多斯盆地

大牛地氣田位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部東段，屬于典型的大型致密低滲砂巖氣田，經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)難度大[1-4]。大牛地氣田前期采用直井單層開采和多層合采的方式開發(fā)，取得了比較好的效果。但隨著開發(fā)的持續(xù)，剩余未動(dòng)用儲(chǔ)量品位差、有效厚度薄、縱向疊合層度低，直井無法經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用，適宜采用水平井開發(fā)[5-8]。制定合理的水平井開發(fā)技術(shù)政策，是該類氣藏成功開發(fā)的關(guān)鍵。致密低滲氣藏，目前國內(nèi)尚無全部采用水平井整體開發(fā)的先例可以借鑒。本文以大8-大10井區(qū)為例，結(jié)合氣藏描述成果，采用動(dòng)態(tài)分析、數(shù)值模擬等方法，開展水平井整體開發(fā)動(dòng)用條件下的層系劃分、產(chǎn)能評(píng)價(jià)、水平井設(shè)計(jì)優(yōu)化、井網(wǎng)井距優(yōu)化等氣藏工程方案優(yōu)化研究，為該區(qū)及同類氣藏的開發(fā)提供支撐。

1　層系劃分

根據(jù)水平井開發(fā)特點(diǎn)，結(jié)合氣田地質(zhì)特征、氣層分布及壓裂工藝，確定層系劃分原則：①在工藝能力范圍內(nèi)一套開發(fā)層系最大程度動(dòng)用儲(chǔ)量；②單套層系滿足經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量的需要；③主力氣層與兼顧氣層的縱向總跨度小于60 m，中間煤層、泥巖等隔夾層單層厚度小于2 m，以利于壓裂技術(shù)改造動(dòng)用上下砂巖氣層儲(chǔ)量。

大8井區(qū)下石盒子組1段(盒1段)平面上砂巖厚度大，連續(xù)性好，有效砂體全區(qū)發(fā)育穩(wěn)定，可作為主力氣層。山西組2段2小層氣層薄，有效砂體發(fā)育分散，無法作為主力層位整體部署，但部分區(qū)域盒1段與山2段之間的隔夾層小于2 m，與盒1段跨度30～60 m，且流體性質(zhì)、壓力系數(shù)及儲(chǔ)層物性都比較接近，可做兼顧層。大10井區(qū)太原組2段(太2段)砂巖厚度20～30 m，有效砂體連續(xù)性好，氣層全區(qū)發(fā)育，可作為主力氣層。

依據(jù)區(qū)內(nèi)地質(zhì)特征，結(jié)合開發(fā)層系劃分原則，有以下劃分結(jié)果：①大8井區(qū)盒1段為一套開發(fā)層系，局部區(qū)域兼顧山2-2小層；②大10井區(qū)太2段單層為一套開發(fā)層系。

2　水平井產(chǎn)能評(píng)價(jià)技術(shù)

致密氣藏壓裂水平井滲流復(fù)雜，而且水平井壓裂規(guī)模大，井底容易積液導(dǎo)致產(chǎn)能試井二項(xiàng)式曲線異?；驘o法評(píng)價(jià)產(chǎn)能，這些問題都可能導(dǎo)致水平井實(shí)際產(chǎn)能與預(yù)測產(chǎn)能誤差較大。大牛地氣田形成了多種產(chǎn)能評(píng)價(jià)方法，可以利用不同的資料，計(jì)算氣井產(chǎn)能，為有利區(qū)優(yōu)選、氣井配產(chǎn)及生產(chǎn)調(diào)整等提供依據(jù)。

2.1多級(jí)壓裂水平井產(chǎn)能預(yù)測公式

結(jié)合測井研究成果及實(shí)鉆情況，采用多元回歸，建立了適合大牛地氣田的水平井產(chǎn)能計(jì)算經(jīng)驗(yàn)公式，相關(guān)系數(shù)達(dá)到了0.85。在開發(fā)選區(qū)評(píng)價(jià)，可以利用已有探井、評(píng)價(jià)井資料預(yù)測區(qū)域的水平井產(chǎn)能，優(yōu)選高產(chǎn)有利區(qū)。

QAOF=2.382 4×10-7GR(AC-212)×

H(Ls+4Lg)lgLLD+1.863 8

(1)

式中：QAOF為氣井無阻流量，104m3/d；GR為自然伽馬，API；AC為聲波時(shí)差，μs/m；H為氣層有效厚度，m；Ls為水平井砂巖鉆遇長度，m；Lg為水平井含氣砂巖鉆遇長度，m；LLD為深側(cè)向電阻率，Ω·m。

2.2多級(jí)壓裂水平井產(chǎn)量計(jì)算公式

考慮地層非均質(zhì)、氣層鉆遇率、滲流阻力梯度、變裂縫間距、變壓裂縫規(guī)模等因素對(duì)壓裂水平井產(chǎn)量的影響，推導(dǎo)建立了一種新的致密低滲氣田多級(jí)壓裂水平井量預(yù)測方法。采用大牛地氣田氣井驗(yàn)證，表明預(yù)測結(jié)果與水平井的產(chǎn)量非常接近，效果較好。計(jì)算結(jié)果可以為水平井生產(chǎn)預(yù)測及調(diào)整提供指導(dǎo)。

(2)

2.3“一點(diǎn)法”公式

評(píng)價(jià)致密氣藏氣井產(chǎn)能最準(zhǔn)確的方法是修正等時(shí)試井，但由于修正等時(shí)試井測試時(shí)間長，不便于大規(guī)模使用，在開發(fā)階段多采用“一點(diǎn)法”公式。大牛地氣田的直井“一點(diǎn)法”計(jì)算公式為式(3)。

(3)

式中：QAOF為無阻流量，104m3/d;Qg為氣井產(chǎn)量，104m3/d。

“一點(diǎn)法”公式α取值不同，得到的無阻流量公式不同[9-10]。因此，α的取值是確定大牛地氣田直井“一點(diǎn)法”是否適用于水平井的關(guān)鍵。

利用大牛地氣田已測試的水平井修正等時(shí)試井結(jié)果，以及對(duì)生產(chǎn)時(shí)間較長井開展動(dòng)態(tài)法系統(tǒng)試井來確定一點(diǎn)法中的α值，如表1所示。根據(jù)計(jì)算，α平均為0.869，與公式3中的α值0.879 3相接近，兩者計(jì)算產(chǎn)能基本相同，因此水平井產(chǎn)能計(jì)算可以采用公式(3)。

表1　大牛地氣田水平井一點(diǎn)法α值計(jì)算Table 1　The α values of one point method to horizontal wells in Daniudi gas field

2.4合理配產(chǎn)

一般情況下，確定氣井合理產(chǎn)量應(yīng)該遵循以下原則：①大于經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量。大牛地氣田水平井經(jīng)濟(jì)極限初產(chǎn)為1.94×104m3/d。②單井應(yīng)該具有一定的穩(wěn)產(chǎn)期，滿足氣田生產(chǎn)和市場規(guī)劃。大牛地氣田穩(wěn)產(chǎn)期確定為3年。③井底流入與井口流出協(xié)調(diào)，既能充分利用地層能量，又可以滿足攜液要求。在輔助泡排的條件下，大牛地氣田水平井產(chǎn)量要求為2.0×104m3/d。

依據(jù)以上原則，分別采用試采井動(dòng)態(tài)分析、數(shù)值模擬、物質(zhì)平衡方程法研究表明，氣井合理配產(chǎn)分別為無阻流量的1/5～1/3,1/4,1/4～1/3，綜合取值為無阻流量比例的1/5～1/3。產(chǎn)能評(píng)價(jià)證實(shí)大8-大10井區(qū)水平井無阻流量可以達(dá)到(10～12)×104m3/d，按1/5～1/3配產(chǎn)，單井配產(chǎn)為3×104m3/d。

3　水平井設(shè)計(jì)優(yōu)化技術(shù)

水平井設(shè)計(jì)優(yōu)化主要是利用數(shù)值模擬技術(shù)，結(jié)合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，對(duì)水平井段長、延伸方向等水平井軌跡的優(yōu)化；以及針對(duì)大規(guī)模壓裂改造的工藝特點(diǎn)，開展裂縫半長、壓裂縫位置、壓裂縫排列方式、壓裂縫導(dǎo)流能力和壓裂縫形態(tài)等參數(shù)的優(yōu)化，為工程施工提供指導(dǎo)。

3.1水平井軌跡設(shè)計(jì)優(yōu)化技術(shù)

3.1.1水平井段長度優(yōu)化

在優(yōu)化水平段長度時(shí)，應(yīng)綜合考慮有效砂體長度，統(tǒng)籌考慮投資、效益和工藝實(shí)施可操作性。采用數(shù)值模擬方法，建立單井模型，通過模擬采出程度與水平段長度關(guān)系表明，當(dāng)儲(chǔ)層有效厚度為8～10 m，水平段長度超過1 000 m時(shí)，繼續(xù)延長水平段長，采出程度增加并不明顯。因此，技術(shù)上看1 000 m是水平井段合理長度。結(jié)合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)和數(shù)值模擬指標(biāo)，計(jì)算不同儲(chǔ)層厚度下的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)(圖1,圖2)。大8-大10井區(qū)儲(chǔ)層有效厚度約為8～10 m，因此，1 000～1 200 m水平段長可較好的滿足經(jīng)濟(jì)要求。

圖1　大牛地氣田儲(chǔ)層有效厚度8 m不同水平段 長度經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化Fig.1　Optimization of economic index for different lateral lengths in reservoirs with an effective thickness of 8 meters in Daniudi gas field

圖2　大牛地氣田儲(chǔ)層有效厚度10 m不同水平段 長度經(jīng)濟(jì)指標(biāo)優(yōu)化Fig.2　Optimization of economic index for different lateral lengths in reservoirs with an effective thickness of 10 meters in Daniudi gas field

綜合考慮，大8-大10井區(qū)水平井段長度原則上1 000 m，實(shí)際布井根據(jù)砂體展布可控制在1 000～1 200 m。

3.1.2水平段在儲(chǔ)層中的位置優(yōu)化

研究表明，水平段在儲(chǔ)層中縱向位置，對(duì)壓裂水平井產(chǎn)能及累產(chǎn)氣量沒有明顯影響。分析認(rèn)為有以下兩方面主要原因：①一般認(rèn)為當(dāng)水平段長與氣層厚度之比(L/H)大于2時(shí)，偏心距影響小,而大牛地氣田氣層薄、水平段長，L/H一般大于50;②壓裂水平井氣層經(jīng)人工裂縫貫通，垂向滲透率對(duì)氣井產(chǎn)量及產(chǎn)能影響小?？紤]工程施工的便利，推薦水平段位于儲(chǔ)層的中心位置。

3.1.3水平段延伸方向優(yōu)化

針對(duì)水平段延伸方向的研究，國內(nèi)外已經(jīng)有較多共識(shí)[11-12]。本次研究表明，水平段與最大主應(yīng)力夾角越大，氣井生產(chǎn)效果越好，低于60°效果明顯變差，與已有認(rèn)識(shí)較一致。因此，水平段應(yīng)垂直于最大主應(yīng)力方向。

3.2水平井壓裂縫設(shè)計(jì)優(yōu)化技術(shù)

分段壓裂水平井裂縫地質(zhì)參數(shù)優(yōu)化，已有成果主要集中在壓裂縫長和壓裂縫間距的優(yōu)化[13-15]。大牛地氣田在優(yōu)化設(shè)計(jì)中兼顧了壓裂縫形態(tài)、壓裂縫長、壓裂縫間距和壓裂縫導(dǎo)流能力等因素的影響，并基于儲(chǔ)層滲透率，建立了水平井壓裂縫長度、壓裂縫間距和壓裂縫導(dǎo)流能力的定量模型。

3.2.1壓裂縫形態(tài)優(yōu)化

在總壓裂規(guī)模不變，即總縫長一致的情況下，建立了4種壓裂縫形態(tài)的地質(zhì)模型(圖3)。模擬結(jié)果表明，W型裂縫的采出程度及無阻流量最高。因此推薦采用W型裂縫，并且兩口水平井平行部署時(shí)，長短裂縫交錯(cuò)布置時(shí)效果最好。

圖3　大牛地氣田壓裂縫形態(tài)示意圖Fig.3　Diagram showing hydraulic fracture geometry in Daniudi gas field

3.2.2壓裂縫定量模型

定義無因次裂縫半長為壓裂縫半長與井距的比值，建立不同滲透率(0.3,0.5,0.7,0.9,1.1)×10-3μm2條件下的單井模型，模擬不同無因次裂縫半長(0.05,0.1,0.15,0.2,0.25)的生產(chǎn)效果，得到計(jì)算不同滲透率下的最優(yōu)無因次裂縫半長(表2;圖4)。擬合得到無因次裂縫半長計(jì)算模型為：

(4)

式中：Lf為壓裂縫長，m；d為井距，m；K為儲(chǔ)層滲透率，10-3μm2。

同樣方法，得到最優(yōu)壓裂縫間距計(jì)算模型為：

Ln=1 000/(11.529e-0.75K)

(5)

式中：Ln為壓裂縫間距，m。

最優(yōu)裂縫導(dǎo)流能力計(jì)算模型為：

KfWf=35.189K-0.132 4

(6)

式中：Kf為裂縫滲透率，10-3μm2；Wf為裂縫寬度，cm；KfWf為裂縫導(dǎo)流能力，μm2·cm。

大8-大10井區(qū)盒1、太2氣層滲透率(0.25～0.8)×10-3μm2，平均0.5×10-3μm2，代入公式(4)—公式(6)，得到平均最優(yōu)裂縫半長為131～166 m，平均147 m，最優(yōu)壓裂間距為100～160 m，平均壓裂間距125 m，最優(yōu)裂縫導(dǎo)流能力為29.3～34.2 μm2·cm，平均裂縫導(dǎo)流能力32.1 μm2·cm。

4　井網(wǎng)、井距優(yōu)化技術(shù)

4.1井網(wǎng)優(yōu)化

針對(duì)大8-大10井區(qū)地質(zhì)特征和水平井開發(fā)特點(diǎn)，設(shè)計(jì)了排狀正對(duì)和排狀交錯(cuò)2種井網(wǎng)形態(tài)，建立不同井網(wǎng)形態(tài)數(shù)值模型，預(yù)測開發(fā)指標(biāo)并進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果表明不同井網(wǎng)形態(tài)數(shù)值模擬預(yù)測指標(biāo)整體上較一致?？紤]到礦場征地、工程施工及后期管理，綜合分析認(rèn)為排狀交錯(cuò)井網(wǎng)更容易實(shí)施，所以大8-大10井區(qū)推薦采用排狀交錯(cuò)井網(wǎng)。

4.2井距優(yōu)化

井距優(yōu)化應(yīng)首先在單井經(jīng)濟(jì)極限控制儲(chǔ)量的基礎(chǔ)上確定經(jīng)濟(jì)極限井距，然后在大于經(jīng)濟(jì)極限井距的基礎(chǔ)上，考慮經(jīng)濟(jì)效益、氣藏豐度、氣井穩(wěn)產(chǎn)期、采氣速度等因素，采用不同方法綜合確定合理井距。

表2　大牛地氣田不同滲透率下最優(yōu)無因次壓裂縫半縫長數(shù)據(jù)Table 2　Optimal dimensionless half length of hydraulic fracture under different permeabilities in Daniudi gas field

圖4　大牛地氣田最優(yōu)無因次裂縫半長與氣層滲透率 回歸關(guān)系曲線Fig.4　Regression curve of optimal dimensionless half length of hydraulic fracture and reservoir permeability in Daniudi gas field

4.2.1經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)法

建立產(chǎn)能建設(shè)區(qū)地質(zhì)模型，采用排狀交錯(cuò)井網(wǎng)，設(shè)計(jì)不同的井網(wǎng)密度，針對(duì)不同儲(chǔ)量豐度、不同井網(wǎng)井距條件下的開發(fā)技術(shù)指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測，然后用現(xiàn)金流法，計(jì)算稅后基準(zhǔn)收益率為12%時(shí)的經(jīng)濟(jì)極限井距，以及凈現(xiàn)值最大時(shí)的最優(yōu)井距如表3。

4.2.2動(dòng)態(tài)分析法

大8-大10井區(qū)作為產(chǎn)能建設(shè)新區(qū)，氣井動(dòng)態(tài)資料較少。鄰近的DK13井區(qū)資料豐富，因此主要借鑒DK13井區(qū)的分析結(jié)果。

采用Topaze動(dòng)態(tài)分析軟件及Saphir試井解釋軟件，對(duì)DK13井區(qū)生產(chǎn)時(shí)間長、日產(chǎn)量穩(wěn)定的19口氣井進(jìn)行計(jì)算，表明氣井的平均泄氣半徑420 m。此外，DK13井區(qū)還部署了一口加密試驗(yàn)井——D1-502井，距老井D1-4-11井400 m。D1-502井鉆井過程的DST測試地層壓力低于原始地層壓力，證實(shí)D1-4-11井波及半徑已超過400 m。

借鑒DK13井區(qū)動(dòng)態(tài)分析結(jié)果，同時(shí)考慮到水平井的壓裂縫半長可控制在0～200 m，綜合確定大8-大10井區(qū)水平井的井距為800～1 200 m。大8-大10井區(qū)儲(chǔ)量豐度約1.0×108m3/km2，滿足經(jīng)濟(jì)極限井距要求。

表3　大牛地氣田不同儲(chǔ)量豐度下經(jīng)濟(jì)極限井距和經(jīng)濟(jì)合理井距Table 3　Economic limit well spacing and reasonable well spacing for different reserve abundances in Daniudi gas field

5　廢棄壓力及采收率

針對(duì)大牛地氣田實(shí)際情況，廢棄壓力確定主要采用垂直管流法和經(jīng)驗(yàn)公式，氣藏采收率主要采用經(jīng)驗(yàn)法、數(shù)值模擬法、物質(zhì)平衡法和類比法綜合確定。

5.1廢棄壓力

氣藏廢棄地層壓力是由氣藏地質(zhì)、工藝技術(shù)、輸氣壓力和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)等因素決定的，主要采用垂直管流法、經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算[16]。首先應(yīng)用盈虧平衡原理，計(jì)算大牛地氣田在氣價(jià)1.47 元/m3時(shí)，單井經(jīng)濟(jì)廢棄產(chǎn)量為953 m3/d。大牛地氣田井口外輸壓力為4.0 MPa，折算廢棄產(chǎn)量下的井底廢棄流壓為4.82 MPa，計(jì)算廢棄地層壓力為5.66 MPa。利用經(jīng)驗(yàn)公式法計(jì)算廢棄地層壓力為5.77 MPa。對(duì)于致密低滲氣藏，采用常規(guī)方法計(jì)算的廢棄地層壓力應(yīng)再附加15%～50%，才能更符合氣藏的實(shí)際情況，因此大8-大10井區(qū)的廢棄地層壓力為6.6～8.6 MPa。綜合確定氣藏廢棄地層壓力為8.0 MPa。

5.2采收率

氣藏采收率一般采用經(jīng)驗(yàn)法、類比法、物質(zhì)平衡方法和單井?dāng)M合標(biāo)定等多種方法綜合確定[17]。依據(jù)天然氣儲(chǔ)量計(jì)算規(guī)范，致密氣驅(qū)氣藏的采收率一般小于50%，根據(jù)經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算，其采收率為30%～50%。借鑒G.J.狄索爾斯研究結(jié)果，致密低滲氣藏采收率可低到30%。類比美國東德克薩斯川維斯組氣藏和四川盆地不同類型氣藏，致密低滲氣藏采收率為35%～40%。物質(zhì)平衡法計(jì)算大牛地氣田采收率為38.0%。應(yīng)用數(shù)值模擬，致密低滲氣藏壓裂水平井開發(fā)采收率為41.18%。綜合以上分析，確定大8-大10井區(qū)最終采收率為40%。

6　結(jié)論

通過上述研究成果，大牛地氣田大8-大10井區(qū)于2012年新鉆水平井100口，新建產(chǎn)能10×108m3，方案實(shí)施結(jié)果與氣藏工程論證吻合，該區(qū)也是國內(nèi)首個(gè)致密低滲氣田水平井整體建產(chǎn)示范區(qū)。該項(xiàng)技術(shù)成果也應(yīng)用在了2013—2014年大牛地氣田的開發(fā)方案編制中，實(shí)現(xiàn)了大牛地氣田連續(xù)三年的10×108m3水平井整體建產(chǎn)，氣田儲(chǔ)量動(dòng)用率從41.9%提高到71.4%，氣田年產(chǎn)能為27×108m3提高到45×108m3，應(yīng)用效果較好。相關(guān)技術(shù)成果對(duì)國內(nèi)外致密低滲氣田的水平井開發(fā)也具有借鑒意義。

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(編輯張亞雄)

Engineering optimization technique of horizontal well development for Daniudi tight sandstone gas field in Ordos Basin

Liu Zhongqun

(ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SINOPECNorthChinaCompany,Zhengzhou,Henan450006,China)

Daniudi gas field is a typical tight sandstone gas reservoir.The remaining non-produced reserves are charac-terized by poor quality,thin net pay thickness and poor vertical superimposition of pay zones.For these types of reservoirs,it is critical to optimize technical policy of horizontal well development and perfect gas reservoir engineering technique series.Empirical formula,dynamic performance analysis,numerical simulation and economic evaluation were used to optimize technical policies including productivity evaluation,single well design,well pattern and spacing and other aspects regarding horizontal well development.We defined the principles of strata series classification and selected mutiple methods of productivity evaluation.The study shows that the gas production should be proportionally 1/5～1/3 of open-flow capacity,and the lateral should be 1 000～1 200 meter long.The well trajectory should be perpendicular to the maximum principal stress and be located as close as possible to the center part of the reservoir.The fracturing design should refer to the quantitative calculation model.The well pattern should be staggered line-drive with a well spacing of 800～1 200 meter.The abandonment formation pressure should be 8 MPa.All these factors would finally yield a recovery factor of 40%.The optimized parameters have been applied to the Daniudi gas field,and they provided a strong technical foundation for the successful implementation of the development plan in this tight sandstone gas reservoir.

technical policy for development,low permeability,gas reservoir engineering,horizontal well,Daniudi gas field,Ordos Basin

2015-12-12;

2016-02-24。

劉忠群(1972—)，男，博士、教授級(jí)高級(jí)工程師，油氣田開發(fā)。E-mail:yiyqkfslzq@163.com。

國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05045)。

0253-9985(2016)02-0261-06

10.11743/ogg20160215

TE355.6

A