子洲-米脂气田低产低效井生产动态分析及管理方法

介绍了子洲-米脂气田低产低效气井的储层特点,对低产低效井进行了分类。利用现场开发生产资料并结合低产低效井开发管理经验,对子洲-米脂气田低产低效气井生产动态进行了分析,提出了泡沫排水采气、合理注入防冻剂及间歇提产带液生产的工艺对策。     

基于灰色关联分析的低渗气藏产水气井分类评价

大牛地气田是典型的低孔低渗气藏,对其产水气井进行合理的分类评价,为进一步认识和开发气田提供理论依据.总结了气田的地质概况和生产特征,优选了气井评价指标,基于13口产水气井的地质参数及生产数据,利用灰色关联分析方法,计算出各评价指标的权重系数,量化了各指标对气井生产的影响,排序结果与现场实际情况相符;以此为基础,根据各口...     

四川盆地石炭系气藏出水气井动态特征分类和治水对策研究

以四川盆地东部石炭系气藏36口出水气井动态资料为分析基础,在参数优选的基础上,选择气井无水采气期长短、出水初期日产水量、自喷排液采气期水气比年递增率等为判别指标,采用模糊聚类方法,针对出水气井的动态特征以及对生产的影响进行了系统分类,并对典型出水气井特征进行了深入的研究,提出了有针对性的治水对策。这将对尽早掌握水侵对气井生产的影响、及时制定出针对性强的生产治水对策、提高有水气藏采收率具有重要意义。     

致密含水气藏产液评价模型及应用

针对目前致密含水气藏产液评价方法单一、实用性差的问题,在气井产气、产液特征研究基础上,对产液进行静态、动态评价分类,并以此为基础,建立了致密含水气藏产液评价模型。针对模型中不同类型气井,制订了相应的排水采气思路和建议。将研究成果应用于大牛地气田D28井区,实施一个月后,目标区块日产气量由82.5×10⁴m³/d提高至86.6×10⁴m³/d,日产液量由412m³/d提高至447m³/d,气井生产时率由84.1%提高至87.3%。与现有评价方法相比,新模型可以同时描述气井产液静态特征和产液动态变化趋势,为致密含水气藏气井的精细分类和准确处理提供理论依据,具有现场应用价值。     

临兴先导试验区致密气井非稳态模拟生产分析研究

临兴先导试验区致密气井受井下封隔器限制,油套压差无法判断井筒是否积液,且井底流压等关键参数难以获取,导致现场排液措施滞后,气井积液井数占比超过70%,严重影响气井正常生产及经济效益。常规的稳态生产分析忽略了井筒内瞬态流动影响,无法实时判断致密气井是否出现携液问题。针对上述问题,采用瞬态流动分析方法进行致密气井筒非稳态模拟,并修正油藏参数水气比(WGR)等基础数据,获得致密气井实时生产数据下井底流压等关键参数,与现场气井实测流压、流温数据进行对比,并验证适用性;以此为基础,预测井口气液两相流流态,判断致密气井筒能否正常携液。分析研究结果表明,该方法计算结果可靠,具有很强的实用性,对现场生产排液措施时机选择具有指导作用,可为临兴致密气田生产分析提供借鉴。     

凝析气藏不同开发阶段储集层油气分布特征

复杂的相态变化特点决定了凝析气藏渗流研究比常规气藏具有更大的难度和特殊性。已有凝析气藏油气分布模型均以稳态法或非稳态法测得的相对渗透率为基础,因未考虑凝析液堵塞作用,从而高估凝析油渗流能力,导致结论与现场实际生产情况存在一定偏差,不能准确描述储集层内油气分布规律和正确评估气井产能。目前基于储集层微观非均质性的凝析气藏不同生产阶段油气分布规律的研究较少,缺乏制定气井全周期生产制度的必要理论依据。鉴于此,引入能反映凝析气藏内流体渗流能力的拟稳态相对渗透率测量方法,根据气藏微观孔隙尺度及毛细管压力分布,结合气井不同生产阶段油气渗流特征,形成一套开发全过程油气分布特征描述方法。并将该方法应用于凝析气藏生产参数优化设计,认为凝析气藏开采后期采用大压差生产时,应重点考察拟稳态相对渗透率对油气采出动态的影响,最后通过实际凝析气井的生产动态验证了提出的观点。     

长庆气井除垢方法研究及现场试验效果分析

随着长庆气田开发时间的不断延长,气井在生产过程中表现出不同程度的井筒腐蚀结垢和近井地带储层堵塞现象,严重影响气井的携液能力和井下测试作业及产能的有效发挥,导致气井产量快速下降甚至关停,影响气井最终采收率。本文从长庆气区气井的结垢机理研究入手,对比分析油气田常用除垢方法的优缺点,最终优选化学除垢方法,通过不同区域地质特征和垢物成分分析,有针对性的优化除垢药剂配方并在长庆气区开展了现场试验,取得了显著地增产效果。     

非常规排液技术在长庆气田的应用

长庆气田具有典型的低压、低渗、低产特征。气井实施压裂、酸化等储层改造措施后,依靠产出气携持作用和地层能量进行排液很难达到预期效果。排液时间长且不彻底,容易引起储层二次伤害和影响正常试气生产,必须采取有效的排液技术排出积液,以提高气井产量和确保稳产。基于现场试验,提出了几种非常规排液技术的现场应用,分析了各项技术的可行性,同时开展了现场制氮气举排液试验,并评价了其应用效果;试验表明,油管注气憋压排液和套放排液法适于套压较低的气井;油套连通排液适于部分油放不通而套压较高的气井;现场制氮排液相对成本低,效果明显,值得现场进一步推广。通过试验研究,为同类气藏现场排液技术的应用和决策提供了一定的参考。     

气井开井瞬间井筒积液液面变化规律研究

井筒积液是产水气井不可避免的现实问题,深入了解其开井生产过程中液面的变化规律,对选择合理的排水采气工艺是非常必要的。在前人理论研究的基础上,主要对产水气井开井后液面的变化规律进行了研究,得出了开井瞬间井筒液面距井口高度随开井时间的变化关系,采用油田现场数据对该变化关系进行了计算验证。计算发现,该变化关系能够比较真实地反映现场生产实际情况,在该前提下对影响气井开井瞬间井筒液面变化的各因素（操作因素、气藏因素和流体因素等）分别进行了敏感性分析,为含水气井在实际生产中制定合理的工作制度提供了理论依据,对现场应用具有一定的指导作用。      

考虑液滴变形和流动条件的气井连续携液预测新方法

Turner模型和李闽模型是国内外气田现场应用广泛的临界携液流量模型,二者均没有考虑流动条件对携液气量的影响,将曳力系数取为常数,而高度湍流区雷诺数的变化对曳力系数影响较大,从而使模型的计算结果与现场实际数据吻合度较低。基于这一问题,考虑液滴变形对携液气量的影响,并引入GP模型计算高度湍流区液滴的曳力系数,建立了基于高度湍流条件下的气井临界携液流量模型。新模型提出了一种简化的液滴变形参数计算方法,并考虑了高度湍流区曳力系数随雷诺数的变化。将新模型与Turner模型、李闽模型进行对比和验证,结果表明,新模型的预测结果与气井实际数据吻合最好,可以准确预测高度湍流条件下气井临界携液流量,对于气井的合理配产具有指导作用。     

子洲气田开发效果评价

子洲气田于2007年8月底正式投入生产,主力气藏为山_2,气田具有储层物性较差、非均质性强、气井产能低、局部产地层水、开发管理难度大等特点;通过开展开发效果分析及评价,在加深气藏地质研究认识的基础上,密切跟踪气田生产进程,以静、动态相结合对气井分类,并分析不同类型井生产动态特征,落实气井、气田产能,落实单井动储量,优选有利区等,为下一步滚动开发建产、扩大开发规模提供依据。同时,从气田科学管理以及配套工程技术展开了研究,提出针对不同类型气井实施相对应的管理方式,为实现气田的稳产和合理、高效开发奠定基础。     

安岳气田灯影组四段气藏特征及开发技术对策

安岳气田灯影组四段为强非均质性碳酸盐岩气藏,面临储层非均质性强、气井产能差异大等众多难题。为了进一步提高气藏储量动用程度,采用动态和静态相结合、研究和管理并重的研究方法,综合地震、钻井、测井、生产动态等资料,深入分析了气藏地质特征和开发特征。研究结果表明,气藏地质特征为：(1)构造-沉积分异导致有效储层发育在平面上呈现出明显分区的特征;(2)优质储层的发育受沉积、岩溶和微裂缝3个因素综合控制;(3)由台缘向台内,地层岩性趋于复杂、储层变薄,储层非均质性变强。气藏开发特征为：(1)叠合岩溶发育导致气井产能在平面上具有明显分区分带特征;(2)储层强非均质性特征导致气井初期的高产与长期稳产能力不匹配;(3)特殊工艺井和分段酸压工艺可大幅度提高单井产量。在气藏特征分析的基础上,结合模型分析和同类气藏开发经验,确定开发技术对策：(1)多手段融合刻画气藏特征,明确优质储层发育特征,夯实储量基础;(2)全生命周期提高采收率,采用不规则井网,优选大斜度井、水平井井型,有针对性制定增产工艺方案,中—后期通过打补充井、地面增压、排水采气等多手段结合挖掘气藏开发潜力;(3)分单元管理提高气藏开发水平,以单井...     

苏里格气田低产低效井差异化管理对策

鄂尔多斯盆地苏里格气田储层非均质性强,气水分布规律复杂,随着开发的深入,低产低效井增多,气井的管理、资料分析和应用难度加大。为此,结合对该气田储层地质认识、生产动态特征分析和现场试验的成果,提出"苏中控压稳产、苏西控水开发"的技术思路,将苏中气井分为高、中、低产井;苏西气井分为连续带液井、间歇带液井和积液井,分类分析评价气井生产动态,并提出各类气井的开发技术政策。在气井分类管理的基础上,形成了具有该气田特色的低产低效井差异化管理对策:①不断优化低产井间歇生产制度,有效减少和降低储层应力敏感效应和水锁伤害,提高了低产井外围储量动用程度;②建立气井"三维矩阵"管理方式,明确了气井措施适用范围,量化了措施实施参数,提高了气井措施有效率;③应用智能化气井管理平台,推行气井全生命周期管理。差异化管理对策贯穿气井整个生命周期,大大提高了气井管理效率,老井的开井时率、新井贡献率、措施有效率明显上升,为该气田稳产提供了帮助和支持,也为同类气田的高效开发提供了技术支撑。     

低渗裂缝性气藏产能分类方法

迪那2气田为超高压低渗裂缝性凝析气藏,非均质性强。根据该气田岩心、测井、测试等资料,分析单井产能与裂缝及基质物性之间的关系,在此基础上综合单井裂缝段厚度、裂缝密度、裂缝开度和基质KH值,利用Q型聚类法将开发井划分为3类,并将已分好类的气井作为样本利用线性回归建立了分类判别函数,判别结果与聚类法分类结果吻合程度高,为迪那2气田产能分类评价和开发技术政策制定提供了依据。     

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以鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠系砂岩储层为例，从常规物性分析数据与探井试气产能的关系入手，在该区气藏地质特征及储层研究的基础上，探索性地建立了适用于该区气藏地质特征的储层工业性分类方法和评价标准，将该区储层按关键物性分析参数分为4类，每一类都对应于不同的工业价值。实践表明，这种储层分类可较好地概括该区砂岩储层的物性分布及级差特征，并能与气井的试气产能建立较好的对应关系，在该区的天然气勘探生产中，对正确评价储层工业价值、试气选层及气层改造方案的制定中都有较好的参考价值。     

苏53区块水平井生产动态分类评价

苏53区块自2010年起累计投产水平井209口,随着开采井数和生产时间的不断增加,有必要对水平井进行归类分析并总结其生产规律.基于区块水平井生产数据,按照苏里格动态分类新标准,将209口水平井重新归类,并从生产特征、动储量、累产气、递减率、采收率和动态产能方面,对各类水平井开发指标进行了详尽的评价.结果表明:Ⅰ类井52...     

四川盆地东部页岩气甜点评价体系与富集高产影响因素

四川盆地东部南川地区处于高压—常压过渡带,页岩气储层埋藏以深层、中深层为主,地质条件复杂,单井产气量差异大。为了揭示该区页岩气富集高产的影响因素,基于典型井钻井资料及试气成果,分析了该区页岩气地质特点,建立了页岩气甜点目标评价体系,划分了甜点区,明确了不同甜点区页岩气生产特征,探讨了页岩气富集高产的影响因素。研究结果表明:①南川地区沉积及地球化学特征基本一致,但受多期构造改造作用的影响,由北向南、自西向东,具有孔隙度增加、压力系数变小、含气性变差、地应力变小的特征;②基于分形理论,建立了包含总有机碳含量在内共计6项参数的储层分级评价标准,明确①—③小层为Ⅰ类储层,是页岩气勘探甜点段;③建立了以"物质基础、保存条件和体积改造"3大类13项为评价参数的定量化页岩气甜点目标评价体系及标准,优选出平桥背斜为Ⅰ类甜点区,东胜南斜坡、东胜背斜、平桥南斜坡为Ⅱ类甜点区;④页岩气生产特征具有分区性,Ⅰ类区具有高产气、低产液、稳产期长且产量递减慢的特征,单井测试页岩气产量和估算最终可采储量较高;⑤页岩气水平井产能主要受控于沉积相带、保存条件和体积改造程度。结论认为,该研究成果可以为四川盆地盆缘区页岩气高质量勘探和规模效益开发提供指导和参考。     

东方1-1气田XX井井筒完整性风险分析

随着油气井生产年限日益增加,油气井安全风险凸显,为了保障油气井安全运营,实现油田长期高产、稳产,需要定期对油气井完整性进行风险分析。根据海上油气井井筒完整性理论,对东方1-1气田XX井进行了现场环空压力测试,并根据测试结果对该井井屏障现状进行评估,进而得出该井的井分类结果。研究表明:评估结果符合现场实际,可以为后期井的维护、治理提供参考依据。     

榆林气田南区高效开发与效益评价

根据榆林气田为典型的低渗透岩性气藏的地质特征, 从气田高效开发思路出发, 强化气田开发动态分析, 主要包括气井产能核实和气井分类管理, 实现了低产井的科学开发。采用气藏工程方法简化气田动态监测工作量, 主要通过地层压力、井底流压等的理论计算, 节约了气田开发的大量测试费用。探索气田效益分类方法和判断标准, 采用多项评价指标分析气田效益形势, 为提高气田的开发效益评价工作奠定了基础, 指导了榆林气田的高效开发。