一种边水气藏水侵方向定量识别方法——以川东地区黄龙场长兴组生物礁气藏为例

对于有水气藏,提前预判水侵方向是非常重要的。为了有效识别边水气藏水侵方向,首先定义影响边水气藏水侵的4大关键地质参数,然后借助优序图法确定这些地质参数的权重,建立水侵风险系数的数学表达式并绘制水侵风险系数平面分布图,即可由图判断水侵优势方向。以四川盆地东部地区黄龙场构造上二叠统长兴组气藏为例,应用结果表明:①气藏北翼地层水水侵方向由北北东方向侵入H4-X3井区,气藏南翼地层水由北北西方向侵入H1-X1井区;②气藏北翼的H5井区和H1-X2井区可能为气藏后续开发的优势水侵方向;③气藏实际出水情况显示出水井水侵风险系数大小与气藏实际出水顺序一致。结论认为:①将多种静态地质参数对边水气藏水侵的影响转化为单一指标——水侵风险系数,克服了以往边水气藏水侵方向无法定量表征的局限性。②利用水侵风险系数平面等值线图可以快速、定量地识别边水气藏开发中后期优势水侵方向。     

水侵识别技术在水驱气田的应用

不稳定试井法可以对水驱气藏水侵的强弱进行早期识别。随着气藏开发的进行,针对海上水驱气田多层合采的气井见水后,产水层位及类型难以识别的问题,建立BF图版应用于水驱气田开发领域。根据水分析化验资料绘制出不同层位的离子浓度分布BF标准图版,将单井离子分布图与BF标准图版进行比对,可以对多层合采井的出水层位进行有效识别,弥补了部分井因生产测井测试资料有限而难以进行水侵识别的不足,为气藏控水治水提供有效依据。同时,根据生产数据建立了拟均质砂岩气藏的水侵特征图版,判断合采井的驱动类型。综合应用不稳定试井识别法、BF图版、水侵特征图版等手段,实现了产水规律有效识别,对复杂水驱气藏的合理开发具有重要意义。     

不同类型有水气藏提高采收率的途径和方法

四川盆地有水气藏大多数已出地层水,裂缝水窜引起的气藏水侵严重影响了气藏的生产,导致气藏采收率降低.本文针对有水气藏提高采收率的目的,通过总结四川有水气藏出水特征,提出有水气藏可分为裂缝-孔隙型边水气藏、裂缝-孔洞型底水气藏、缝洞发育型多裂缝系统有水气藏3种主要类型.论述了有水气藏影响采收率主要因素裂缝水窜卡断、绕流等方式形成封闭气,裂缝水窜封隔各气区形成死气区,地层水堵塞气通道降低储层渗透率,水侵降低生产压差提高了废弃压力.在此基础上文中结合实例气藏论述了水侵不活跃气藏采用控制边部区域气井生产压差,裂缝-孔隙型边水活跃气藏早期边部排水,裂缝-孔洞型底水气藏早期高渗区气水界面以下层段排水,缝洞发育型多裂缝系统水侵活跃气藏早期低部位区域排水和高部位控制开采速度,不同类型有水气藏提高采收率的不同途径和方法.     

滴西18火山岩气藏产水特征研究

克拉美丽气田滴西18火山岩气藏储层非均质性强、气水关系复杂、气井产水量大,严重影响气藏的开发效果。气藏产水特征研究是气藏治水、排水采气提高采收率的基础。通过对气井产出水水性分析、地层水产出规律、水侵类型及水侵特征规律的综合研究表明:滴西18火山岩气藏部分气井Cl-浓度及矿化度已大幅超出该气藏地层水均值;产出地层水的DX1804、DX1805、DXHW181、DXHW182井为底水侵入。侵入模式:DX1804和DX1805井为纵窜横侵型;DXHW181和DXHW182井为水锥型;水侵特征,DX1804井生产水气比上升型态属裂缝水侵型;DX1805、DXHW181和DXHW182井生产水气比上升型态属舌进弱水侵。     

底水丘滩体储集层特征及开发对策

碳酸盐岩底水气藏储集层复杂多样,储集层中裂缝发育,导致气井出水,气藏开发效果差。以土库曼斯坦阿姆河盆地BTU碳酸盐岩气田为例,通过分析研究区地质特征,明确了裂缝发育特征,揭示了气井高产的有利因素。基于水体能量评估结果和储集层物性特征,细分丘滩体水侵储集层类型,评估不同类型气藏水侵风险。分析不同类型气井生产动态,总结气井出水动态特征和产量递减规律,结合国内外控水采气经验,从而提出不同水侵特征类型储集层高效开发对策。     

裂缝型底水气藏水侵动态研究

裂缝型底水气藏裂缝较为发育,储层非均质性强,气井普遍产水且形式较为复杂,为明确该类型气藏的水侵规律,准确预测气井的见水时间,以C气田Y层组裂缝型底水气藏为例,根据出水井的水侵特征及裂缝发育情况,总结出产水井的水侵模式,然后采用统计学方法,利用部分油藏地质参数,建立裂缝厚度、单井产量与气井出水时间的非线性关系,绘制裂缝型底水气藏气井产水时间的预测图版,从而预测气井在不同配产下的见水时间。该研究可为该类型气藏的合理开发提供一定的指导。     

低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律及开发对策研究--以磨溪气田雷-1气藏为例

识别低渗碳酸盐岩边底水气藏产水动态规律,为该类气藏有效控水防水提供依据,以四川盆地川中地区磨溪气田雷一¹气藏为例,开展低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律研究。结果表明:气藏产水主要由孔隙可动水、局部封存水和边水构成,其中局部封存水对气藏影响较小。气井生产普遍受到孔隙可动水的影响,几乎没有无水采气期,生产中水气比逐渐增大。气藏中区、东区边翼部位气井受到边水侵入影响。气藏边水沿层均匀侵入,气井距气水界面距离不同,水侵特征也不同。气井距气水界面越近,气井水侵特征出现的越早,水侵越活跃。根据不同产水类型的气井,针对性的提出了控水开发对策。     

普光气田气井水侵特征识别及出水模式探讨

针对预判普光气田气井是否发生水侵的问题,分析了水、气井出水前后的液气比、压力、流体性质等变化规律,得出半定量到定量的水侵识别指标。 普光气田目前有 ５ 口出水井,普光Ｃ 等 ６ 口井具有明显的早期水侵特征,为减缓边水推进速度,对低部位气井采取限产控水、降低生产压差等措施,现场应用效果显著。 通过动静态数据分析认为,普光 Ａ１ 与普光 Ｂ１ 井属于裂缝－孔隙型储层水侵模式,其余 ３ 口出水井属于孔隙型储层水侵模式。     

根据水区压力变化特征辨识高含硫边水气藏水侵规律

高含硫气藏产地层水严重影响生产,其安全清洁开发要求准确掌握水侵规律。储层非均质性强的边水气藏通常在某些方向水侵强度更大,表现出局部活跃水侵特征。经典水驱物质平衡分析方法基于全气藏平均地层压力进行计算分析,对局部水侵动态敏感性弱,早期研判和预测这类水侵影响较困难。为此,以水侵通道上水区观察井压力变化分析为重点,研究形成了诊断水侵特征、估算气藏开发全过程潜在水侵量大小的方法。与过去利用靠近水侵前缘的生产气井压力恢复数据分析局部水侵特征方法比较,围绕观察井录取动态资料作分析对气藏生产影响小且测压数据几乎不受生产制度变化的干扰。结论认为,多种方法配合能深入认识水侵规律,增强气藏开发治水提高采收率的针对性。     

西湖凹陷气藏出水规律及控制因素

东海西湖凹陷已开发的气藏以水驱气藏为主,大部分气井投产后2~3年开始出水,产量递减快,因此,正确认识边底水气藏的出水规律及控制因素,是成功开发该类气藏的关键。以西湖凹陷生产动态数据为基础,利用产水特征参数判别法和不稳定试井水侵识别法研究了气井的产水特征及水气比上升规律,形成了水驱气藏早期水侵综合识别方法,明确了不同类型水驱气藏的含水上升规律及主控因素。依据气井无水采气期长短及含水上升规律,可将水驱气藏产水特征曲线归结为3种类型,分别为尖峰状竖型、梯状台阶型、凹状缓慢型,其中尖峰状竖型主要受水体大小影响,以强边水气藏为主;梯状台阶型主要受隔夹层发育程度及韵律特征影响,以隔夹层不发育的底水气藏为主;凹状缓慢型主要受储层及水体大小影响,以弱水驱气藏为主。水驱气藏出水规律及控制因素的研究,为水驱气藏开发技术政策的制定奠定了基础。     

提高边水气藏采收率的方法研究

气藏开发实践表明，边水气藏的采收率要比定容气藏低得多。如何采取有效的方法提高边水气藏的采收率一直是气藏开发领域的一大难点。为此，从目前边水气藏的采收率普遍较低的现状分析出发，通过对边水气藏气、水两相渗流特征及影响水驱气藏采收率机理的分析发现，气藏的废弃压力和水侵波及系数是控制气藏一次采收率的主要因素。为提高边水驱气藏的采收率，目前传统的做法是控制气藏开采速度、保持气藏能量、尽可能地延长气藏的无水采气期和控制边水的入侵速度，这种开采方式最终造成边水气藏水淹时的废弃压力很高，而采收率较低的局面。由此建立了加快边水气藏开采速度、降低气藏废弃压力、增大水侵体积系数可以有效地提高边水气藏采收率的观点，文章从理论上论证了该思路的可行性，并以实际边水气藏为例进行了计算，计算结果说明了本思路的正确性。     

边水气藏气井合理生产压差及产量的确定

在水驱气藏开发过程中，气水界面的稳定运动及均匀推进对于气井稳定正常生产、提高气藏采收率有较大影响。考虑具有一定倾角的均质各向同性边水气藏，在假设原始气水界面为一水平面的情况下，利用气、水地层渗流的基本规律，从理论上推导了保持气水界面稳定运动时气体渗流速度应满足的条件，同时获得了气井合理生产压差及产量的表达式，并对１口边水气藏气井的生产进行了分析，结果表明所提出的计算方法具有符合现场生产实际的特点，为边水气藏气井合理工作制度的确定提供了依据。     

水驱气藏型储气库运行动态产能评价

水驱气藏型储气库运行过程中伴随有边水运移,导致储层气、水两相分布及渗流特征趋于复杂,气库动态运行参数指标难以预测。为正确揭示水驱气藏型储气库注、采运行规律,针对气库储层地质特征,设计了储气库建设及注采运行智能模拟系统,并开展了注采模拟对比实验;系统分析了水驱气藏型储气库运行规律,认为边水运移是影响气库储层动用状况的主要因素,并从室内物理模拟角度提出水驱气藏型储气库运行动态预测方法;考虑边水运移、岩石膨胀作用及储层展布特征的对应关系,建立了水驱气藏型储气库动态运行识别图版。矿场样本检验结果表明,所提出的分析方法行之有效,可以作为水驱枯竭气藏型储气库的产能评价标准。     

涩北气田弱水驱气藏水侵早期识别方法

弱水驱气藏开发早期的水侵特征不明显,识别起来比较困难。现场多采用水样监测和对水气比曲线进行分析等方法对气藏的水侵特征进行识别,但这些方法都是在地层水进入气井之后才能进行判断,不利于提前采取预防措施。以涩北二号气田边水能量较弱的A气藏为例,通过引入生产指示曲线法、存水体积系数法和视地质储量法对气藏早期的水侵特征进行识别,并通过不同采出程度下的曲线特征进行了对比。结果表明：视地质储量法对气藏水侵作用敏感性强,曲线发生上翘拐点时对应的采出程度最低,比现场经验法低20%;视地质储量法水侵识别结果可靠性高,能更早地发现气藏的水侵特征。该研究成果对于无裂缝发育、孔隙性相对均质的弱水驱气藏进行早期的水侵特征识别具有指导意义。     

陇东环县油区M井区长8储集层特征及单井产能预测

为了制定陇东环县油区M井区长8储集层合理的单井生产方案、确保M井区产能最优化,将岩性、物性和含油性等储集层静态地质特征与渗流规律、生产状况等动态特征研究相结合,基于M井区的地质资料、岩心资料、相渗分析资料和测井资料等开展了储集层特征、剩余油分布规律及单井产能预测,预测了M井区合理的单井产量。研究表明:M井区长8储集层具备典型的超低渗透储集层特征,测井响应特征较为显著,储集层呈现对油水的双重润湿性;M井区油藏为构造岩性油藏,油水分布受到岩性控制作用,沿着河道方向,物性好、含油性好、在构造相对高部位含油性好;M井区产量主要来自于M井区中-东南部,目前剩余油在平面上主要分布在M井区北部、中南部局部区域;物性参数法、试油资料折算法和试采法适合于M井区的单井产能预测。M井区长8储层合理的单井产量为3.5~4.0 t/d。研究成果为M井区长8储集层进一步开发奠定了重要的资料基础。     

提升水驱气藏开发效果的先期控水技术

活跃水驱气藏通常会因为水侵、水淹而造成开发效益降低,使得该类气藏的采收率远低于不活跃水驱气藏。为此,提出了先期控水的技术思路。其原理是对活跃水驱气藏在开发早期就采取控水措施,即在水驱气藏投入开发前,认清水体分布特征,预测水侵方向、方位及水侵量,在地层水侵入的源头利用控水井先期开展控水作业,尽量延缓气藏水淹的时间。具体方法是:在气藏发生水侵的高渗条带的来水方位上部署控水井,实施排采泄压、阻隔拦截、诱导转向,或利用水驱气藏下部的低压储层对气藏侵入水实施纵向灌注、邻层转储,以削弱侵入水的能量、改变侵入水的流向、抑制边底水的活跃性,达到减缓水侵速度、阻隔水侵路线、减少水侵面积的目的,进而提升水驱气藏的开发效果、提高水驱气藏的最终采收率。以柴达木盆地涩北气田为例,进行了先期控水技术的部署与尝试。结论认为:该项技术是与油田注水开发相似但又相反的,可实现水侵气藏均衡开采、控水稳气的保护性开发技术。     

裂缝性有水气藏开采特征和开发方式优选

裂缝性有水气藏指具有边（或底）水（包括带油环或底油）气藏和凝析气藏，其储集层属裂缝-孔隙型或裂缝-孔洞型，非均质性严重，主要储集空间是基质中的孔、洞、主要渗流通道是裂缝。在裂缝性有水气藏开采过程中，地层边（或底）水（和油）容易沿裂缝通道向生产井窜流，造成气水（和油）多相流、井产量降低，部分气区被水封隔为难采区，水窜入含气区对采气危害很大，若不及时采取措施，就会降低采收率，造成难以弥补的损失，根据平衡开采原理，提出避免水害以提高这类气藏采收率和开发经济效益的最佳开发方式，并辅以3个老气田的实例加以说明。     

复杂油藏开发中的能量保持研究

对于边底水驱油藏、应力敏感油藏与高油气比油藏等复杂油藏,如果地层能量保持不适当,将会改变储层的渗流特征,显著降低油藏的采收率和开发效益。在深入研究复杂油藏生产特征的基础上,根据渗流理论阐述了边底水驱油藏水侵对储层的伤害、高油气比油藏脱气对渗流的影响、应力敏感油藏在较大应力下对渗流的影响,同时分析了其影响程度与地层能量保持的相互关系。在此基础上,提出了复杂油藏能量优化控制措施:对于边底水驱油藏,可以通过控制采油速度与产量、采用合理的井型及控制地层能量,改善油藏渗流特征,促进油藏的高效开发;对于应力敏感油藏和高油气比油藏,可以通过采用合理的井型、适时注水、采用合理的开采速度、改善油藏的渗流特征,提高采收率。