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。     

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。     

应用不稳定试井特征曲线分析凝析气井生产动态的新方法

不稳定试井和生产测井都是目前油气田动态检测的重要手段。相态重新分布使不稳定试井特征曲线异常,给凝析气井试井解释带来困难,但同时也给异常复杂的试井特征曲线分析提出了新的问题。通过对凝析气井不稳定试井特征曲线和测试资料进行分析及对比研究,阐述了受相态重新分布影响的试井特征曲线与生产测井结论的联系,能够对相应射孔层位的产出做出定性判断,为凝析气井生产动态监测提供一种新的参考方法。     

克拉苏构造带超深气藏地层水特征及水化学相图建立

克拉苏构造带超深气藏在勘探-评价过程中,气井见水从早期的边底水逐渐变得复杂化。见水井平面上不同构造位置和垂向上不同层段的出水程度、水型、水性、水与气的产量均存在较大差异,严重影响储层的勘探-评价进程。以地层水试验分析、构造资料为基础,排除非地层水因素干扰,建立了克拉苏构造带超深气藏的5种不同类型水体(边底水、封存水、过渡带水、凝析水、非地层水)水化学相图。结合测试及试采资料明确了5种类型水体与气井产能之间的关系,边底水、过渡带水常位于气水界面或圈闭溢出点附近,对气井产能影响较大,气井较难获得高产气流;凝析水常分布在克拉苏南部构造的储层中上部,对产能影响较小,气井常获高产气流,产水量总体小且持续稳定;封存水常见于气藏东翼的储层中上部,初期产水量较大,随着开采时间的增加,产气量逐渐上升,产水量逐渐减少。明确不同类型水体性质,有利于对气田勘探-评价阶段出水期地层水源头进行准确地追踪、分析,为今后正确认识气藏规模提供一定的指导。     

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。     

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。     

低渗气藏数值模拟产能评价法研究

产能测试是评价气藏产能的最直接手段,但对于低渗气藏的气井,较难获得准确的产能。为了能有效地对该类气井进行产能评价,笔者通过研究,建立了一种低渗气藏产能评价的新方法,即数值模拟产能评价法。该方法是利用精细的地质建模、油藏数值模拟及产能评价相结合的一体化方法。该方法通过实践应用,能快速对低渗气藏的产能做出基本评价,为低渗气藏的产能评价提供一种新的手段。     

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。     

连续油管排水采气工艺技术在苏东41-33区块的应用

苏里格气田为低压低产气藏，气井在生产中后期携液能力差，导致井筒积液不断增多，严重影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，结合苏里格气田现场情况，开展了连续油管排水采气工艺试验。依据管柱优选理论，根据不同油管规格临界携液流量的不同，优选临界携液流量低、油管磨阻小的Ф38．1mm油管作为生产管柱，通过对2口井试验前后油套压差和产气量对比分析发现，采用该油管有助于提高气井携液能力，取得了良好的排水采气效果。     

苏里格气田柱塞气举排水采气工艺技术研究

苏里格气田为典型的“三低”气藏，气井生产中后期携液能力降低，导致井筒积液，影响气井正常生产，部分气井甚至出现积液停产现象。为提高气井携液能力，开展了柱塞气举排水采气工艺试验。介绍了柱塞气举工艺原理及柱塞组成，通过柱塞气举参数设计、柱塞类型及优化方式优选，总结了柱塞气举现场试验开展情况及试验效果评价。柱塞气举工艺利于排出井筒积液，确保了气井产能的有效发挥，经济效益可观，取得了良好的应用效果，为苏里格气田低产低效气井排水采气工艺的推广应用提供了的借鉴。     

基于改进的相似度判别的气象传真图底图去除方法

在对气象传真图像进行矢量化识别之前,为了消除底图的影响,需要将底图从图像中去除,本文在研究以往底图去除算法的基础上,提出了一种改进的相似度判别的底图去除方法。该方法从细化后的接收图像中提取出各条分离的曲线,将曲线分别拿到标准的底图数据中相对应位置进行相似度判别运算,当遍历完接收图像中所有曲线后,即完成对整幅图像的判别。整个过程相当于只对整幅标准底图遍历一遍,所有曲线也仅参与运算一次即可得到判别。该方法在准确识别底图的基础上,使得运算的数据量大大减小,改善了原有方法运算量大且算法复杂的缺点。     

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。     

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。     

气举测井技术在油田中的应用

为准确、快速地寻找出水层位和判断潜力层,结合实际井况,对无偏心井口的抽油机井利用气举诱喷技术进行产液剖面测井。现场应用表明,该方法工艺简便,占井周期短,可为上产措施提供依据。     

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。     

低孔低渗储层油水层识别技术

随着石油勘探难度的加大,低孔低渗油藏逐步成为石油勘探开发主要领域之一,它也是我国老油田增加石油地质储量及提高原油产量的主要领域。鄂尔多斯盆地延长区石盒子组气藏是一套低孔低渗砂岩储层,砂体厚度小,连通性差,非均质性强,给储层的流体性质判别带来诸多困难。以延长区多口井29个试气层段为依据,结合地质和录井资料,利用中子一声波重叠法、电阻率一孔隙度交会法、正态概率分布法和判别分析法等方法,开展气层、低产气层、水层及千层的测井识别研究,建立该组储层流体性质判别标准。结果表明,这些方法对于识别该储层流体性质是有效的,并且在验证过程中取得了较好的效果~([1])。     

音叉密度计在克拉2气田的应用

生产井中，通过测量井下流体的密度或持水率、持气率可阻准确识别流体。克拉2气田在2012年前通过压力折算出流体密度曲线，2012年开始采用音叉密度计测量流体密度。阐述了音叉密度计工作原理和压力折算密度原理，对压力折算密度和音叉密度计在曲线形态和密度值上进行了分析对比，并研究了音叉密度计对载水气井的反映。与压力折算密度相比，音叉密度计不受流体速度变化、管柱摩擦影响，测量精度更高；不受流体温度影响，能真实反映流体的密度，为克拉2气田生产动态监测提供了准确的依据；且音叉密度计还能有效监测载水气井。     

矩形井网在辫状河气藏开发中的应用

XX气田二叠系气藏为低渗透、低丰度的辫状河沉积气藏。在分析了该区块的地质特征基础上，结合气井生产动态资料，对气藏的井网方式及井网密度进行研究，设计多套方案，并通过数值模拟法探讨了低渗透、低丰度岩性圈闭气藏的合理井距。数值模拟结果表明，采用井距1000m、排距800m的矩形井网能够保持较长的稳产年限及较高的采出程度和采收率。     

海上低渗气藏定向井压裂经济开发地质下限探讨

介绍了东海低渗气藏的地质特征,分析了东海低渗气藏定向井压裂的3种开采特征,即高产平稳型、中产快速递减型、低产平稳型。通过机理模型研究了动用储量、储层渗透率、裂缝长度、裂缝宽度等参数对低渗气藏产能的影响。在此基础上,探讨了3种不同工况条件(即已有生产井兼顾、已有平台新钻井、新建平台依托开发)下海上低渗气藏定向井压裂经济开发的地质储量下限。在目前经济条件下,建议海上低渗气藏开发以现有生产井深层兼顾和已有平台新钻井压裂开发为主。     

高产蛋鸡选择技术

介绍了高产蛋鸡的特征和高低产蛋鸡的识别与低产蛋鸡的淘汰方法。