生产测井技术在低产水凝析气藏出水层位识别中的综合应用

气井出水导致单井产气量急剧下降,降低气藏的采收率。及时有效识别气井出水点,封堵出水层位,对控水增气及提高气藏采收率至关重要。东海地区为凝析气藏,单井产气量高,产水量低(10m~3/d左右),常规生产测井资料无明显出水特征,不能识别出水层位。当储层压力低于露点压力时,凝析气藏存在反凝析现象,进一步加大气藏出水识别的难度。生产测井技术是识别气井出水的有效手段之一,针对东海地区油气藏开发中存在的难题,通过对东海地区多口井生产测井资料深入分析,总结出一套适合东海地区的低产水凝析气藏出水层位识别方法。基于东海油气藏特征及地层水类型,提出了通过自然伽马对比法、温度测井法、产出剖面测井与饱和度测井技术结合的方法综合识别出水层位。研究结果表明,当气藏水型为氯化钙等高矿化度地层水时,可以通过对比生产测井自然伽马与裸眼井自然伽马曲线准确识别出水层位;在边底水自然水驱的气藏中,温度曲线可以较好地识别出水层位;饱和度测井可通过监测气藏含气饱和度变化识别出水层位。这3种方法都有一定的适用条件,出水层位识别需结合气藏实际开发情况,选择符合区域规律的方法。     

塔河油田AT1区块凝析气藏底水能量评价

目前塔河油田AT1区块凝析气藏大量气井见水严重，需要选择合理的排水采气工艺以保障气藏有效开发，而掌握该气藏底水能量是正确选择排水采气工艺的基础。为此对地层、天然气物性组合参数和地层压差进行线性回归求得水体倍数，利用物质平衡方程计算该气藏投产以来每年的水侵量、水侵系数以及底水驱动指数，并结合该气藏生产指示曲线及地质特点，研究该凝析气藏底水能量。结果表明，该气藏底水体积约为气藏体积的4．87倍，且为底水驱动气藏，总体判定该气藏底水比较活跃且能量较大。     

蜀南地区碳酸盐岩有水气藏地层水存储方式研究

地层水的侵入严重制约着有水气藏的高效开发，储层渗流条件、地层水水体的大小和存储方式是影响气藏采收率的重要因素。因此，弄清地层水的存储方式对于制定合理有效的治水方案和提高采收率具有重要意义。基于出水机理和水侵特征，首次提出了岩性物性差异局部封存水和断层封存水的概念，并通过实例详尽分析了各种地层水存储方式的水侵特征、水侵模式以及对气藏开发效果的影响。蜀南地区碳酸盐岩有水气藏地层水的存储方式可分为可动自由水、岩性物性差异局部封存水和断层封存水，其中可动自由水包括构造圈闭气藏的边水和底水，岩性物性差异局部封存水包括构造圈闭条件下的局部封存水、裂缝圈闭系统的边部水和底部水。     

东海西湖开发区低产水气井出水层位判别技术

东海西湖开发区多井见水,气藏见水后单井产能明显下降,气藏采收率降低,如何及时采取卡水措施是困扰气藏开发控水稳产的难点之一。见水初期产水量小,常规生产测井曲线上没有明显的出水指示特征,难以准确判别出水层位。深入研究了生产测井曲线与裸眼测井曲线的差异特征,提出了一种基于伽马对比法的低产水气井出水层位判别技术,经实际生产措施验证,准确度高,操作简便易用,有效解决了低产水气井出水层位难以准确识别的问题,对其他地区气藏出水层位识别有较好的借鉴作用。     

苏东气田气井出水水源快速识别方法研究

水源识别是认识气藏气水活动规律、调整合理生产制度、制定相应治水措施的关键。苏里格特低渗气田实施整体压裂改造,裂缝交错分布,出水气井数量大,气井产水异常。在缺乏生产测井资料条件下,应用传统方法难以准确、快速地判断水源类型,造成治水措施选择不准、大量气井暴性出水甚至停产。通过对大量气井的生产动态数据进行挖掘,优选出多个典型井组的气井进行水体能量、水侵量及水体活跃程度综合性评价,并对不同出水类型气井的日产曲线、水气比等7项参数进行筛选、分类、统计,结合现场专家意见,制定了针对苏东气田的水源识别标准,建立了一套快速水源识别方法。现场应用表明,在缺乏生产测井资料的情况下,利用该标准能够方便、快捷、有效地指导识别苏东气井的水源类型。     

徐深气田火山岩底水气藏合理开发对策研究

徐深气田火山岩气藏储层为多期次多个火山体喷发形成,内部岩性复杂,储层低孔低渗,裂缝相对发育,因而气井产能差异大;普遍发育底水且气水关系非常复杂,极易发生水侵。如何科学、合理的确定单井合理产量,优选开采方案,既满足天然气开发需求,又有效防止底水锥进显得非常重要。针对徐深气田A区块火山岩底水气藏,利用容积法和数值模拟法开展了水体规模研究,综合运用无阻流量、节点分析法、采气指数法和数值模拟法确定单井合理产量,并采用整体动用与优选动用以及直井、水平井与直井组合方式,设计并优选了最佳开采方案,从而为研究区下一步挖潜提供了决策依据。     

考虑应力敏感性影响的三项式产能方程

低渗透气藏存在较强的应力敏感性,大量岩石实验数据回归研究表明,幂函数渗透率应力敏感性经验方程相关性相对较好,而前人利用该关系式来研究低渗透气藏气井产能的报道较少。在这样的背景下,利用幂函数应力敏感性经验公式,综合考虑渗透率应力敏感效应、启动压力梯度、紊流效应和表皮系数,建立了一个新的适用于低渗透异常高压气井的三项式产能方程。不同参数组合情况下的气井流入动态曲线对比研究结果表明,应力敏感性、启动压力梯度和紊流效应对低渗透气藏气井产能的影响较大,在产能评价研究时必须予以考虑。     

苏75井区排水采气工艺研究与应用

苏75井区属于典型"三低"气藏,储层普遍含气,气层普遍有水。气井投产后,普遍产水,产量低,递减快。井区平均单井产量1.0×10~4 m~3/d,产量低导致产水气井携液能力减弱,易造成气井普遍出水,井筒普遍积液。结合苏75井区积液井生产特征,研究、摸索泡沫排水采气、气举排水采气、柱塞气举排水采气等工艺及其适应性,形成了排水采气工艺技术系列。各项排水采气工艺措施的实施,确保了井区产水井的连续稳定生产。     

厚层非均质气藏避水方案研究

海上某气田W气藏为一厚度超过100m的边水气藏,储层非均质性强,平面及纵向上物性差异均较大。由于厚层非均质水驱气藏的特殊性,目前有关制定该类气藏开发技术方案中如何避水的经验或方法相对较少。研究主要从开发井井型选择、开发井井位和射孔层段、采气速度等方面进行了优化研究,结果表明实现W厚层非均质气藏有效避水措施主要有:选用直井与大斜度井相结合的井型;保持气藏西侧定向井距内含气边界距离600~1000m,避射气藏底部1/5~1/3层段;控制构造高部位开发井的采气速度在6.5%~7.5%,边部位开发井采气速度在3%~4%。     

大牛地气田出砂井特性分析及预防对策

出砂在油气开发过程中对井下和井场等生产系统各环节都有极大的危害,限制了油气的产能。主要从地质条件和开发工艺2个方面分析大牛地气田采气一队致密储层气藏出砂的特征。出砂严重的气井都属于斜井,位于盒3层段,出砂测井临界值不同于常规气藏,特别是在气井投产早期,出砂规模较大,其中生产压差是气井出砂的关键因素。并提出合理控制气井生产压差、稳定生产、预防出砂的对策。     

马西地区精细勘探与成效分析

马西地区剩余资源量大,勘探目的层系多,勘探领域广,有较大勘探潜力。在马西地区的勘探实践中,应用《陆相断陷盆地洼槽聚油理论与勘探实践》所提出的断陷盆地洼槽区＂优势成藏＂、＂多元控砂＂等新理论指导勘探方向。在马西洼槽区、任东斜坡带、八里庄构造带和南马庄斜坡,解剖和类比已知油藏,深化成藏分析,明确其油气富集规律,并在此基础之上构建新的成藏模式。同时利用精细三维立体解释技术、精细沉积储层研究技术和精细储层预测评价技术准确发现一批构造岩性、地层岩性圈闭,在马西地区形成了新的规模储量区。     

塔河油田DK34井区哈拉哈塘组一段油藏特征分析

塔河油田三叠系哈拉哈塘组一段2号砂体(Th21)是近年来勘探开发的潜力层系,其沉积类型、砂体展布规律及储层非均质性对流体分布的影响一直是关注的重点。对DK34井区Th21油藏特征进行了研究,结果表明:其储集性能以河道中心主流线部位最好,砂体受沉积微相控制作用明显;储层岩石类型主要为细-中粒长石岩屑砂岩,属于中低孔、中低渗储层,纵向上非均质性中等-严重;为中孔、中渗、岩性边底水油藏。通过对该井区的油藏特征分析,为下一步增储上产起到积极的作用。     

四川盆地龙马溪组页岩储层特征差异性探讨——以威远与涪陵地区为例

2015年以来,中国页岩气勘探开发取得重大进展,建成涪陵和威远2个国家级页岩气示范区,年产能超过70×108 m3。但在勘探开发过程中逐渐暴露出区块之间气井产能、压裂液返排率差异性大等问题。针对上述问题,根据岩心观察描述、分析化验资料以及测井解释成果,从储层沉积环境、厚度、矿物组成以及储集空间类型、物性、含气性等特征入手对比储层特征差异性。研究表明,涪陵和威远地区龙马溪组页岩储层各项指标与国外典型产气页岩储层相似,具有页岩气商业建产的储层基础。但与涪陵地区相比,威远地区存在储层厚度略薄,碳酸盐矿物组成含量高,相对富黏土矿物,有机碳含量、有机质孔占比、层理缝发育程度、孔隙度、水平渗透率、实测含气量等低的特征。探讨上述页岩储层特征差异性有利于解释两个地区页岩气藏勘探开发中所遇到的诸多问题,提出不同的压裂开采对策。     

测井资料识别油气水层类型方法研究--以印度尼西亚A气田L层为例

印度尼西亚 A气田整体为一个断块发育、油气水系统分布复杂的凝析气藏，储量计算的难点在于储层油气水层难以准确划分。在进行精细测井解释的基础上，通过分析射孔测试层段已确定的油气水层的测井响应特征，采用三孔隙度差值法与比值法、视水层中子孔隙度测井值法、声波时差差值法、轻/重烃比值法及电缆地层测试法等几种方法，建立了一套适合 A气田油气水层定量识别的标准，并取得了较好的应用效果。     

塔中Ⅰ号气田奥陶系气油比变化规律及生产应用

塔中奥陶系油气藏为礁滩型和层间岩溶储集体控制的碳酸盐岩缝洞型准层状凝析气藏,整体富气局部含油,储层非均质性强,相态特征复杂,气油比变化大。通过对塔中I号气田气油比变化特征,划分出基本稳定型、上升型、波动型和先升后降型4种气油比变化类型。分析了不同变化特征的主控因素,储集空间类型、驱动方式、相态变化及钻井轨迹是影响气油比变化的重要原因。根据这些影响因素,结合生产需要,提出了根据气油比变化在该气田的应用方法,如出水预警机制、钻井轨迹优化、提高采收率对策等。     

水驱气藏全寿命周期产能评价技术研究

海上水驱气藏,直至开发井正式投产前,全面了解气田产能仅限于少数井的DST(钻杆地层测试)测试资料,无法对全井段产能进行合理评价,影响钻后储量估算及开发方案编制。以产能方程为基础,建立了基于DST测试资料解释计算、MDT/RCI(模块式地层动态测试)流度产能评价方法、岩心孔隙结构参数R35产能评价方法、产能模拟试验产能评价方法、带水气井产能评价方法的全寿命周期产能评价体系。实例计算表明,运用MDT/RCI流度法、岩心孔隙结构参数R35法、产能模拟法计算的产能与DST实测值接近,通过对二项式产能系数修正,可以准确预测产水气井的产能。因此,全寿命周期的产能评价方法既有宏观与微观的结合,也有矿场与试验的结合,为客观评价气藏产能提供了技术保障。     

苏里格气田苏54区块天然气富集区优选

苏里格气田苏54区块为低孔、低渗、低丰度气藏,储层非均质性强,有效储层相对孤立、分散且厚薄不一。结合研究区构造及地层展布规律,开展了地震储层预测与沉积微相特征研究,明确了苏54区块有效砂体发育特征,认识了研究区气水分布规律;开展了储能系统研究,分析了平面分布规律。在该基础上,提出了低渗透气藏储层划分标准,苏54区块中部和东部预测出2个有利富集区,优选出Ⅰ+Ⅱ类叠合富集区面积306.5km2。     

T油田注水水质试验分析

T油田注水井注入困难,注水水质造成了储层损害,因此有必要进行注水试验分析。根据T油田储层和流体特征,分析了储层的敏感性,储层速敏、水敏和盐敏的损害程度均是中等偏弱。调查注水水质现状发现,注入水细菌和溶解氧含量高。通过注入水与地层水水质试验、注入水和地层水离子配伍性试验,发现注入水与地层水的化学性质差异较大,混配水结垢现象不十分明显,结垢量随混配样中地层水所占比例的增加而增加。该研究以期为下一步注水水质标准研究提供试验基础。     

塔河9区油气层合采分层储量计算方法

针对塔河9区奥陶系碳酸盐岩储层中部分井凝析气藏与油层合采时,生产气油比变化大、分层产量计算困难、单井控制储量及生产制度难以确定等问题,首先通过生产数据概述了塔河9区油气藏的生产动态特征,通过物理实验分别对油层与气层样品的组分和PVT物性进行了检测,根据流体的组分和PVT物性判定了储层类型;再利用油、气PVT试验数据与产出油密度,建立了合采井中凝析气层产量与油层产量的计算模型;最后,利用模型获取了油层与凝析气层的动态产量数据,并利用Fetkovich产量递减特征曲线方法和Arps方法分析了油层与凝析气层的动态储量。结果表明,塔河9区油层与气层不属于同一个流体系统,油层属于挥发性油藏,气层属于凝析气藏;所建立的模型能实现合采井中气层与油层分层产量的计算,TKX井油层产油量占总产油量的73.91%和总产气量的6.55%,气层产量占总油量的26.09%和总产气量的93.45%;Fetkovich方法和Arps方法计算的储量差距较小,Fetkovich方法计算储量可信度较高。研究结果对塔河9区奥陶系油气藏开发方案的制定有一定借鉴意义。     

鄂尔多斯盆地低渗透气藏新型防水锁剂的研制及性能评价

针对鄂尔多斯盆地致密气低渗透储层,研制出一种新型防水锁剂,该防水锁剂属于氟碳表面活性剂类型。通过测定新型防水锁剂与鄂尔多斯区块地层水配伍性、表面张力、岩心自吸、接触角、渗透率恢复值等试验,对其性能进行室内评价。结果表明,防水锁处理剂与地层配伍性良好,可使表面张力达到超低,岩心自吸水质量最低,接触角可达到78.6°,渗透率恢复率可达到89.6%。该新型防水锁处理剂能有效预防水锁伤害的产生,对改善鄂尔多斯盆地低渗透气藏的开发具有指导意义。