涩北气田提高气井单井产量工艺技术探讨

涩北气田埋藏浅、气层跨度大、气层薄、气水层间互、地层胶结疏松、泥质含量高、出砂严重且砂粒细，为泥质粉砂岩沉积。通过试采阶段的开发，大部分气井控制生产压差生产，导致气井产气量偏低，地层出砂已经成为制约涩北气田高效开发的关键。采取合理的生产压差防止气井出砂和相适宜的控制气井出砂的工艺技术，对大幅度提高气井单井产量具有非常重要的意义。     

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水驱多层气藏采用多层合采方式进行开采，是减少开发井网、井数，提高单井产量，防止气井出砂，从而实现气田高效开发的有效途径。但若层间互不连通，由于各气层气水边界及驱动能量不尽相同，在多层合采时，边水推进速度不一致，某单层的提前见水将导致全井产量和压力大幅度下降，甚至可能导致气井关闭。因此，此类气田一般采用射孔层段优化来保证射孔单元内各气藏（层）的边水能够均匀推进，使气井具有较高的产量和较长的稳产时间，从而提高气田采收率。文章利用物质平衡原理推导出此类气田射孔层位优化的一种实用方法，通过优化气层在平面上的射孔井网、井数和纵向上的打开程度，使同一射孔单元内各层保持相同或相近的采气速度，可达到射孔层位优化的目的。该方法在青海涩北气田得到应用，提高了气田单井产量，并对气田稳产和提高采收率有积极意义。     

涩北气田出砂现状及规律研究

本文根据了涩北一号、涩北二号气田作业井史资料,统计出涩北一号、涩北二号气田出砂井井数;涩北气田各层系出砂井分布情况;砂埋气层情况;涩北气田气井砂面上升速度分布情况等数据,了解了涩北气田的出砂现状。并研究了涩北气田的出砂规律及出砂的影响因素。为日后的工作打下了基础。     

涩北气田气井合理配产的综合技术对策

柴达木盆地涩北气田具有岩性疏松易出砂、多层、气水关系复杂易出水、储量动用程度不均衡等开发技术难题,为了确保气田的稳产及合理高效开发,在制订开发技术对策时单井的合理配产非常关键。针对该气田气井出水、储层岩性疏松应力敏感及多层合采等特点,常规的气藏气井配产方法已不适用,从出水气井无阻流量的评价、抑制地层出砂的临界产量计算、多层多气水系统抑制边水推进的平衡采气等角度出发,探讨了涩北气田气井合理配产的综合技术对策。运用气藏数值模拟技术,对涩北一号气田典型层组的合理配产方案进行了开采指标预测,模拟结果显示所提出的以动态配产为技术特点的配产策略能够达到稳气控水、最大限度地提高天然气采出程度的目的。     

涩北气田多层合采产量劈分新方法

涩北气田长井段多层合采井在生产过程中不同程度存在层间干扰,抑制了低产层产能的发挥,针对这种生产状况,结合涩北气田气藏地质特征,研究出了适应涩北气田长井段多层合采井产量劈分方法,为多层合采井层间干扰分析和分层采气工艺的实施做好技术支撑。使气井每一生产层最大限度地发挥潜力,为青海油田的高效开发创造了有利条件。     

三层分采及分层测压技术在涩北气田的应用研究

涩北气田疏松砂岩气藏层多、层薄、气水间互,各层压力差异较大,非均质性强;储层具有埋藏浅、跨度大、欠压实、成岩性差、胶结疏松和高粘土、高泥质、高矿化度以及敏感性强、出砂严重等特点;气井靠控制压差生产,3/4的气井产量限制在(3～5.0)×104 m3/d,大大地影响了气井产能的发挥。首先从从涩北气田气藏地质特征入手,通过对二层或三层气层合采时的层间压力、层间流量变化的模拟分析和从储层物性参数、压力变化等对气井稳产期、气井产量等影响的分析,提出了三层分采及分层测压技术,并对三层分采及分层测压技术在气田现场应用效果做了评价。现场实际应用表明,三层分采及分层测压技术在涩北气田应用效果良好,具有广阔的发展空间。     

砂岩多层气藏多层合采合理配产方法研究

砂岩气藏开发过程中气井出砂是一个较为普遍的问题,若出砂较为严重,就会严重制约气井产能和气田开发效益的提高。为了防止地层出砂、提高气井单井产能,多层砂岩气藏采用多层合采方式是一条有效的途径。为此,文章提出了两种多层砂岩气藏多层合采防止地层出砂、提高气井产能的合理配产方法,实例计算结果表明,临界渗流速度法配产结果与气井实际产量吻合程度较高,该成果为多层砂岩气藏多层合采气井的合理配产提供了新的思路和技术手段。     

涩北疏松砂岩气藏出砂实验研究

出砂是制约柴达木盆地东部涩北气田高效开发的重要因素之一。本文根据涩北气田储层地质特征和生产条件，设计了一系列出砂物理模拟实验，分析研究引起出砂的因素及出砂机理，结果表明：在控制压差生产的条件下，涩北气田出砂并不严重，而水的流动对出砂具有严重的影响，因此在气田的生产管理和防砂措施中，应以降低气层中的渗流速度和防止气层中产生水的流动为主，达到主动防砂的效果。     

柴达木盆地第四系疏松砂岩天然气储层可动水预测方法研究

柴达木盆地涩北气田为第四系疏松砂岩储层气田,气田构造平缓,储层岩性疏松,气层含气饱和度较低,气水关系复杂。涩北气田的出水模式有边水水侵、泥质隔层内水的窜流、水层水窜流和储层束缚水转化为可动水等。其中,储层束缚水转化为可动水产出是一种新的出水形式。在气田开发过程中,天然气不断采出,地层压力逐步下降,储层在上覆地层压力作用下被压缩,孔隙度降低,地层含水饱和度增加,当储层压力下降到一定程度时,部分束缚水逐步变成可动水产出,从而影响气田生产。根据涩北气田储层地质特征,结合气田出水规律,分析了涩北气田气井出水原因及类型。从开发实验、数据分析入手,建立了储层束缚水变可动水产出预测图版,该图版中储层含水饱和度曲线与束缚水饱和度曲线交点对应的压力即为气藏层内可动水临界出水压力,研究表明随气藏压力下降,气层束缚水可转变为可动水产出。     

分层开采工艺在涩北气田的应用

针对涩北气田第四系疏松砂岩气藏长井段、多产层的地质特征,开展了两层、三层分层开采工艺管柱及配套的测试工艺和分层采气配产优化技术的研究,实现了该气田长井段疏松砂岩气藏防止气井出砂和达到提高气井产量的目的,形成了一项高效开发涩北气田的特色采气工艺技术。现场实施了油套分采工艺、同心集成式三层分采工艺和偏心投捞测试三层分采工艺技术共72口井,通过分采工艺技术的应用,在控压生产条件下,最大限度降低了层间跨度,有利于发挥不同气层的生产能力,极大地提高了涩北气田的单井产能。     

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柴达木盆地东部气田是我国陆上第四大气田，地质储量丰富。产层属于第四系，岩性主要为粉砂岩和泥质粉砂岩，成岩作用弱，胶结疏松。储层以粒间孔隙为主，物性属于高孔中渗的储集特征。目前气田面临严重出砂，从而气藏的产能受到限制。文章从储层特征和开发工艺技术分析入手，结合室内实验，得出了疏松砂岩出砂的砂粒中包括以下四个方面的颗粒：①渗流砂出砂，含量为3％－4％，任何措施都不可避免的砂粒；②弱胶结附着的颗粒出砂，主要粒径为＜37μm，由于工作液与储层流体、矿物不配伍而导致形成；③储层骨架颗粒破坏型出砂，主要是施工工艺参数不合理形成的；④砂穴崩落型出砂，综合因素引起的质变。根据不同砂粒的出砂机理不同，文章给出了针对性的预防措施和建议。     

气田防砂效果评价方法与标准探索

当前,国内针对气井防砂效果的评价尚无统一标准。根据涩北气田生产实际情况,结合气井生产、防砂特点,提出了气井防砂效果评价方法。该方法综合考虑了气井防砂前后生产情况、防砂工艺挡砂效果、防砂工艺有效率及防砂工艺有效期。应用气井防砂效果评价方法,对涩北气田3种主导防砂工艺的防砂效果进行了系统评价。评价结果表明,涩北气田主导防砂工艺防砂效果较好,3种主导防砂工艺中,纤维复合防砂工艺效果最好,其次为高压一次充填防砂工艺和端部脱砂压裂防砂工艺。防砂效果评价结果与气田生产实际认识符合,进一步说明了该气井防砂效果评价方法适用于涩北气田。     

涩北气田疏松砂岩气藏储集层堵塞机理及解堵技术应用

涩北气田是柴达木盆地天然气开发的主要区域,具有多层、极易出砂、边水气藏等特点。随着气田的深入开发,因水锁伤害、黏土矿物水化膨胀运移、入井流体增多等因素导致储集层堵塞的气井不断出现,严重影响气井产能。结合涩北气田疏松砂岩气藏储集层泥质含量高的特点及出水加剧的现状,通过模拟实验,确定了储集层堵塞的主要影响因素为黏土矿物含量。以保护储集层为出发点,考虑针对性及经济性优选解堵液,形成了适用于涩北气田疏松砂岩气藏的化学解堵技术。现场应用表明,该解堵技术具有施工快、有效率高和有效期长的特点,解堵效果及应用前景较好。     

涩北气田多层合采出水原因及识别

为了获得经济的产能,很多气井都采用多层合采的方式进行生产。但对于多层合采边水气藏,生产中地层出水会引起气井产量大幅度下降,从而降低气井的生产能力;而多个生产小层合采则加大了对出水层位判断的难度。为此,通过一系列的技术手段,从多角度、多资料综合判断出水层位和出水原因尤为重要。根据柴达木盆地涩北一号气田的出水特征,充分利用生产资料、测井资料、地质资料,采用动态和静态资料有机结合的方法,总结出涩北一号气田产出水的水型主要是凝析水、边水、层间水、层内水、工作液返排水;提出了通过产出水矿化度、生产曲线、测井资料、固井资料、产气剖面、工艺措施、井与边水距离、邻井出水情况等８个因素综合分析以确定出水原因和出水层位的新方法。实践表明,该方法能够有效地判断出水层位和出水原因,为制订下一步的防水、控水措施提供依据。     

低压低产气井连续油管冲砂试验及分析

长庆气田部分气井出现不同程度的井底积砂现象，对气井的正常生产和后期测试产生了一定影响。针对这种情况，提出了采用连续油管高黏度液体携砂、氮气循环顶替欠平衡注入段塞式冲砂技术。经榆林、苏里格气田现场3口井试验，冲砂作业时间短，对储层伤害小，为低压、低产气井冲砂作业提供了一种新途径。     

涩北一号疏松砂岩气田的防砂策略

涩北一号气田储层埋藏深度差异大,主要为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩,胶结疏松,泥质含量高,成岩性差,气井所出砂为细粉砂,平均粒度0.04～0.07 mm,常规防砂技术基本无效或效果很差,防砂难度极大,属世界性难题,这严重地制约了该气田的高效开发。近10年来,纤维复合防砂、高压一次充填防砂等先进防砂技术在涩北气田得到了实践应用,但在取得很大成功的同时也暴露出一系列新的问题。基于涩北一号气田一类、二类和三类气藏的不同特性,考虑不同井段、不同类型的储层岩石胶结差异,研究出按相近类型气藏合层开发的新开发模式、基于气田不同储层临界生产压差值的适合于临界出砂的压差生产方式以及加密井网等保守性防砂策略。实际开发效果对比结果表明,该保守开发策略解决了以往防砂方式带来的经济效益差、采收率低、有效期短等问题。     

涩北气田疏松砂岩气藏出砂预测模型建立

涩北气田储层胶结疏松,地层易出砂。准确地预测地层出砂对后期确定合适的防砂工艺是非常必要的。采用纵波时差、出砂指数、组合模量和斯伦贝谢比等4种出砂预测模型对涩北气田纵向和横向出砂规律进行了分析验证。同时,采用经验模型法、BP模型法和Arco模型法预测出砂临界生产压差,并与现场实际值进行对比,认为Arco模型较为合理。最后,通过室内模拟实验,建立了出砂预测模型,经实际出砂统计数据验证,偏差小于15%,可用于现场出砂量预测。     

涩北气田开发中存在的技术难题及其解决途径

柴达木盆地涩北多层疏松砂岩气田具有气水关系复杂、易出砂、易出水、储量动用程度不均衡等开发技术难题,国内外可供借鉴的经验较少。从涩北气田的储层地质特征入手,结合产量、出水与出砂动态规律,深入分析了涩北气田所面临的各项开发技术难题,以控水稳气、提高天然气采收率为目的,从气藏精细描述、开发机理、气藏工程等角度,提出了下一步解决这些难题的思路：①对于出水问题,需要重点研究气水层的识别技术、出水机理与水源的综合评价、出水气井的产能评价、边水水体能量评价、防水治水措施以及储层内气水运动的动态监测技术;②对于出砂问题,攻关方向是防砂工艺与产能的协调、主动防砂的生产压差控制;③对于提高储量动用程度,需要进一步完善、设计新资料的获取方案、提高三类储层的解释精度;④对于涩北气田水平井技术运用,需要优化设计、精心施工和综合评价。     

高压充填防砂工艺在涩北气田的应用

青海柴达木盆地涩北气田属第四系地层，气层埋藏浅，胶结疏松，成岩性差，在开采过程中地层易出砂，涩北气田先后进行了4口井的机械防砂、8口井的化学防砂都没有成功，通过3口井的压裂充填防砂后，产气量明显提高，且没有出砂，说明压裂充填防砂在涩北气田有一定的适应性，为今后涩北气田防砂指明了方向。     

涩北气田第四系疏松砂岩气藏有效开发工艺技术研究及应用

如何有效开采疏松砂岩气藏一直是世界性的难题。针对涩北气田第四系疏松砂岩气藏开发中存在出砂严重、治砂难度大,管外封窜不严、治水难度大等难题,青海油田公司经过多年的探索试验和攻关研究,在多项工艺技术上得到突破,形成了适合涩北气田疏松砂岩气藏的出砂监测技术、防砂工艺技术、冲砂工艺技术、分层开采技术和排水采气工艺技术等特色开发技术。通过采气工艺技术的现场试验和推广应用,表明这些工艺技术是进行疏松砂岩气藏开发的有效方法,并为涩北气田的产能建设做出了重要贡献。