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。     

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。     

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。     

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。     

致密砂岩气藏多段压裂水平气井动态控制储量计算方法

致密气藏的特点是渗透率极低,动态变化复杂。动态储量是气井生产决策的依据,常用的有容积法、常规物质平衡法和产量递减等,其中最常用的是物质平衡方法,但需要关井获得地层压力,影响气井正常生产,对气田来说经济性差。以动态物质平衡为基础,在拟-拟稳定状态下,结合气藏渗流方程和物质平衡方程,推导出可以用井底流压来表示地层压力,并结合致密气藏生产特点提出利用井底流压来计算动态储量的方法。该方法简便实用,与其他方法相比,不需要关井即可求得平均地层压力,从而避免影响气井正常生产,就能够快速准确算出生产各阶段的储量变化。     

多相混输临界携砂速度研究进展

在油气开发及水合物试采过程中,常常发生出砂现象,使得多相混输携砂机理研究成为海上油气开发和天然气水合物试采过程中防止气-液-固浆液在多相混输流动体系中形成堵塞的关键。系统总结了多角度管路中气-液-砂多相临界携砂的实验研究成果,综述了多角度管路中气-液-砂多相临界携砂机理及临界携砂流速的关键影响参数,包括管道倾斜角度、管道直径、液体黏度、颗粒体积分数,深入分析了临界携砂流速曳力系数计算的研究进展,为油气开采与水合物试采过程中避免出砂带来的安全问题提供了基础理论依据,同时指出了目前研究中存在的问题及今后研究的方向。(图1,表3,参51)     

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。     

基于多元线性回归的开发井绝对无阻流量预测

对于新钻开发井,气井绝对无阻流量的大小是决定新钻井能否实施的关键指标,所以准确、快捷地预测气井绝对无阻流量对于气藏储量动用、提高采收率具有重要意义.目前绝对无阻流量是通过气井投产后采用稳定试井获得,对于未钻的井现场多数采用类比法,但精度低,影响钻井决策.针对绝对无阻流量预测的问题,首先开展了绝对无阻流量影响因素的渗流理论分析以及与实际生产动态特征的相关性分析,以此为基础,利用多元线性回归方法开展了绝对无阻流量与各地质参数的定量关系研究,建立了新钻开发井绝对无阻流量与不同参数的预测模型,并对不同模型进行了统计学检验以及实例检验.结果表明,影响绝对无阻流量的主要因素主要有地层系数(kh)、地层压力(pe)、孔隙度(φ)、动态储量等,各因变量之间不存在共线性,建立的4种模型中以kh、pe两个参数建立的预测模型在对新钻开发井的实际预测中精度较高,预测模型中需要的参数kh、pe在现场生产中也容易获得,计算方法简单快捷,解决了新钻开发井快速预测问题,为新钻开发井是否实施提供了依据,因此,该方法对气藏打开发井、特别是低渗透气藏后期补打开发井的决策中具有一定的实践意义.     

高温裂缝性凝析气藏压裂技术研究

针对安棚深层系特低孔特低渗高温裂缝性凝析气藏压裂的难点,研究确定了压裂液配方。根据压裂裂缝温度场模拟计算结果,研究了变浓度压裂液优化设计技术,既可保证压裂施工携砂的需要,又可实现压裂液的迅速破胶和快速返排,避免对储层的伤害;研究了在前置液中段塞式加入粉陶降滤技术,解决了压裂过程中砂堵的难题,从而保证压裂效果。通过压裂设计优化及配套斜率式加砂和裂缝强制闭合技术,提高气井的产能。现场应用后取得了明显的增产增储效果,为安棚深层系凝析气藏的开采提供了技术支撑。     

松辽盆地南部金山气田成藏模式及气藏主控因素分析

为分析气藏的主控因素并明确有利储层的展布,结合区域地质背景及测录井、地震等资料,分析了金山气田的烃源岩、储集层、盖层的特征和展布以及油气运移通道的方式。金山气田的烃源岩有机碳含量较高,有机质类型以腐殖型Ⅲ型为主;储层物性呈低孔低渗致密特征,油气运移通道主要以断裂和连通砂体为主。总结了该气田的成藏规律并初步建立了成藏模式:金山气田为下生上储、断砂输导、盖层封堵的成藏模式,沙河子组为最有利的储集层发育层位。据此综合分析了研究区的构造特征、沉积砂体特征,结合完钻井的试气试采动态资料开展了储层发育影响因素研究,并对该气藏的主控因素进行了分析。研究表明,金山气田储层具有河道控砂、微相控储和层状分布的特征,气藏具有岩性控藏、差异聚集和丰度控产的特征,以此指导有利储层展布规律认识和井位部署。     

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。     

大牛地气田合理控制降压带液技术研究

针对气田开发过程中通过放空进行带液越来越频繁的问题,对降压带液气井生产特征进行分析,优化降压带液气井分类治理思路,通过对气井的生产制度和工艺措施进行优化,并在华北油气分公司采气一厂开展控制降压带液试验进行推广验证,形成了大牛地气田合理控制降压带液指导做法。试验结果表明,一类气井可避免降压带液;二、三类气井依据产液量大小可合理控制降压带液;四类气井降压带液不可避免,需要制定合理的降压带液周期或采取补充能量的方式减少气井降压带液。该方法推广后在未影响气井产液的情况下,每天的降压带液放空量由最高的10.73×104 m3降至目前的6.90×104 m3,8个月共减少天然气放空810×104 m3,大大减少了天然气的浪费,保护了气井产能。     

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。     

水平气井直井段与斜井段流压计算模型优化

XS气田水平气井井身结构复杂,测试过程中易发生测试仪器卡、掉事故,绝大部分水平气井测试仪器只能下至直井段,无法获取斜井段压力数据,不能满足生产动态分析等工作对压力数据的需求。在前人研究基础上,开展了水平气井直井段与斜井段压力计算方法研究,运用气藏工程现有静、流压计算公式建立直井段与斜井段压力计算模型,编制压力计算软件,利用软件实例计算水平气井直井段与斜井段压力,并将计算结果与实测数据对比分析,总结出流压计算误差与气井生产情况、日产气量和水气比之间存在4种关系类型。其中,当气井日产气量和水气比均较高时,现有的两相流模型计算流压值较实测值偏大。针对以上情况,对现有水平气井直井段和斜井段流压计算模型进行系数修正,并通过实例计算确定合理修正系数。在XS气田水平气井直井段和斜井段流压计算中,该修正后模型较修正前模型误差平均下降7.7%,降低了测试风险,具有显著经济效益和社会效益。     

海上中等强度砂岩出砂预测研究

针对中等强度砂岩岩石力学特性,采用岩石应力场与流体渗流场相耦合的方法建立了出砂预测模型,对生产过程中井壁岩石塑性区的扩展进行模拟,对出砂临界生产压差进行了计算。结果表明,非均匀地应力条件下塑性区最先在最小地应力方向出现,随着井底流压的降低,塑性逐渐扩展,并最终呈现椭圆状。由于塑性的影响井周应力发生变化,切向应力降低严重,井壁上的切向应力降为最小。井壁岩石的等效塑性应变超过0.0045,此时井壁岩石会发生大规模的脱落,造成严重出砂。实际生产表明,井底流压13MPa时,井口无出砂,计算结果与现场监测结果一致,较好地指导了现场完井防砂的选择。     

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。     

泌阳凹陷南部陡坡带核三段砂体沉积和油气分布特征分析

泌阳凹陷南部陡坡带核三段发育了3种不同类型的沉积砂体：扇三角洲砂体、辫状河三角洲砂体、曲流河三角洲砂体。不同类型的砂体分布在凹陷区域的不同位置,受物源等地质条件的影响,其砂体沉积特征及储集性能和油气的分布均有明显的差异。通过对岩石组成、层理类型、内部相带的发育情况等的分析,阐述了3种类型沉积砂体的特征,并进一步对3种沉积砂岩的储集性能及其油气分布进行论述,从而为该地区的油气勘探开发提供依据。     

碳酸盐岩底水气藏型储气库动态特征及水淹机制

储气库注采气能力、库容及工作气量是衡量储气库能力的重要指标,储气库动态特征分析是评价储气库能力的重要手段。基于某碳酸盐岩底水含硫气藏改建储气库(A储气库)的多周期注采生产情况,通过系统分析储气库运行动态特征,评价了水平井注采气生产能力,利用两种方法对储气库库容进行复核,分析了气藏H2S质量浓度变化,评价了脱硫运行方式,结果表明:该储气库单井产能高,库容落实程度高,具备高效开发潜力,但仍需探索脱硫运行方式。研究分析了A储气库生产中出现的AH1井水淹停产问题的形成机制,提出了恢复气井生产能力的具体方案,并成功应用于现场。研究成果对中国碳酸盐岩底水气藏型储气库生产运行及能力评价具有指导作用。(图1,表5,参20)     

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。     

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。