克拉美丽气田火山岩气藏无阻流量法配产研究

克拉美丽气田火山岩气藏单井按无阻流量的1/4进行配产,其结果与实际生产情况相差较大,合理配产系数大小不一,规律性差。为确定合理的配产系数,指导新井配产,需对单井分类后分别进行优选。为此,在分析产能主要影响因素的基础上,利用试气、生产资料将单井分为3类;在利用单井动态模型法、产量不稳定分析法、物质平衡与产能方程联合法并考虑最小携液产量的基础上确定了单井的合理产能,进而分别对3类井的配产系数与试气无阻流量的关系进行研究,发现它们具有良好的对数关系。利用该方法指导克拉美丽气田的配产,取得了良好的效果。     

克拉美丽气田火山岩气藏试气与试采差异性研究（） 引用格式:高云丛，李相方，刘华.克拉美丽气田火山岩气藏试气与试采差异性研究［J］.石油钻采工艺，2012，34（1）:75-77，81. 摘要: 中图分类号:TE37

克拉美丽气田是新疆油田公司第一个千亿立方米整装气田。针对气田火山岩储层岩性物性变化快、低孔低渗、气水关系复杂的地质特征和生产动态特征差异大的投产早期开发情况,结合15口气井试气与试采资料,评价了气井产能主要影响因素,在气井试气与试采特征基础上,系统分析了火山岩气藏试气与试采差异性。研究表明:火山岩气井初始产能的高低与其稳产能力不存在必然关系,试采无阻流量与地层系数关联性强,更接近气井真实产能,气井合理配产和后期方案调整中应充分利用试采数据;压裂井试气建立的产能方程与试采曲线特征差异较大的重要原因之一是压裂导流能力随时间下降显著,产能预测需要考虑压裂井试气时的裂缝效应。     

修正等时试井资料分析新方法在克拉美丽气田火山岩气藏中的应用

克拉美丽气田是新疆油田公司在准噶尔盆地腹部发现的首个1000亿方级的大型火山岩气田,前期测试及生产资料表明气藏储层物性平面变化大,渗透性差,常规的回压法产能试井耗时长,天然气消耗大,修正等时试井延续测试期间流压很难达到稳定,影响气藏产能分析与评价。本文采用修正等时试井资料处理新方法来分析解释低渗透火山岩气藏修正等时试井资料,实例分析表明该方法处理低渗透气藏产能测试资料的可靠性,为分析评价火山岩气藏产能大小提供了一种可靠的方法。     

克拉美丽气田采气工艺技术

克拉美丽气田是中国石油新疆油田公司发现的第一个地质储量上千亿立方米、以火山岩为储层的气田,因其储层的非均质性强,开发难度极大。根据克拉美丽火山岩气藏的特征,开展了气井的井口装置、管柱优化、完井工艺和排液采气工艺的研究和现场应用分析,形成了一体化管柱射孔、压裂投产、储层保护等适应克拉美丽气田特点的开采工艺技术。通过对各生产阶段、不同压力及出水量的气井采气工艺的研究和合理选择,满足了不同阶段气井生产的需要,保证了克拉美丽气田的高产稳产,达到了进一步提高气藏最终采收率的目的。     

徐深气田火山岩气藏开发早期试井评价

近年来松辽盆地北部深层徐家围子断陷天然气勘探取得了重大突破,2005年徐深气田提交天然气探明地质储量1 018.68×10⁸m³。为搞好徐深气田火山岩气藏的开发工作,应用气井产能测试及压力恢复试井等资料的解释分析,对徐深气田火山岩气藏进行早期评价。建立气井产能方程,初步确定火山岩气藏气井产量和无阻流量差异较大,气藏模型类型复杂多样,储层平面分布范围有限,多数压裂井附近存在不流动边界,因此,单井合理配产和控制边底水采出是高效开发徐深气田的重要手段。     

克拉美丽气田产能影响因素分析

克拉美丽火山岩气田包括滴西17、滴西14、滴西18和滴西10等主要气藏,不同井区开发效果差异明显,且同一井区不同井单井产能也存在较大差异,产能的不确定性严重影响了克拉美丽气田的高效开发。通过对克拉美丽火山岩气田的岩相、岩性、断裂发育程度和钻完井工艺等方面的分析,认为气藏的火山岩岩相、岩性是影响气井产能的主要因素,爆发相和火山角砾岩、正长斑岩、英安岩产能高。另外,裂缝的发育、欠平衡作业与水平井钻井也是促使克拉美丽气田产能较高的原因。     

准噶尔盆地克拉美丽气田裂缝性火山岩井壁稳定性分析与研究

准噶尔盆地克拉美丽气田是裂缝性火山岩气藏,地层裂缝发育,钻井难度大。井壁稳定性分析研究
将为克拉美丽气田井身结构设计、水平井钻井方向选择、钻头选型、防漏堵漏等钻井难题的解决提供指导和依据。
利用测井资料所解释的各层位井段岩石弹性参数、强度参数、地应力剖面等数据,进行井壁稳定性分析研究,建立
了克拉美丽火山岩气藏地层坍塌压力、地层破裂压力随井斜角、方位角的变化关系图。此研究成果将为为后期钻
井提供理论支持。     

克拉2气田产能预测方程的建立

克拉2气田是西气东输的主力气田，准确预测其产能是设计开发方案的基础。以克拉2气田现有产能测试资料为基础，分别确定了各次测试的拟压力和压力平方法无阻流量，根据无阻流量与地层系数的关系，建立了普遍适用于该气田主力产气层的典型二项式产能方程。用拟压力产能方程能够比较准确地预测克拉2气田单井产能和生产压差，也能预测不同打开程度下全气藏的平均产能和生产压差；压力平方法产能方程可用于粗略估计气井产能。图1表1参9     

克拉美丽火山岩气田产水来源综合分析

克拉美丽气田属于高孔、特低渗火山岩气藏,储集层非均质性极强,裂缝分布不均,气、水关系极为复杂,单井生产动态差异大,产水类型多样。对气藏产水的来源、机理和规律的认识还不清楚。在前人工作的基础之上,综合应用多种方法对克拉美丽气田的产水问题进行了研究,明确了克拉美丽气田的产水来源,并运用Mcketta-Wehe图版法定量计算了不同类型产水量,并分析了不同类型产出水对气井生产的影响。     

一点法经验数优化方法在HD海域气田的应用研究

HD海域已开发气田实施了大量回压试井和一点法试井。利用陈元千经验数或通过对实施过回压试井的气井取经验数的平均值作为气藏经验数来预测气井无阻流量,平均误差均超过20%。鉴于此,此文以无阻流量误差最小为目标,建立一点法经验数优化方法。通过对该海域X和Y气藏研究发现,X气藏和Y气藏最优经验数分别为0.083和0.15,无阻流量平均误差分别为4.3%和15%,比常规方法分别减小27.7%和40%。此研究可一定程度提高一点法产能评价的精度,对于提高一点法产能评价方法在气田的适应性具有一定的意义。     

徐深气田A区块低渗透火山岩气藏早期动态特征认识

火山岩气藏开发是近年来天然气勘探开发的一个新热点领域,低渗透储层气藏的动态特征认识是火山岩气藏开发领域的一个难点.A区块是徐深气田储量规模较大的井区,储层非均质强,整体以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,是比较有代表性的低渗透火山岩气藏.从对A区块地质特征分析入手,重点结合井区内试气和短期试采测试资料分析,开展气藏早期动态评价,初步认...     

考虑垂向裂缝发育的火山岩气藏部分打开井试井分析方法

针对准噶尔盆地克拉美丽火山岩气藏物性差、非均质性强、裂缝类型以垂向的斜交缝和高角度缝为主等因素导致压力动态变化难以准确描述等问题,建立了一种考虑垂向裂缝发育的部分打开井模型,运用点源法、分离变量法和拉普拉斯变换法等方法,求解得到拉普拉斯空间下的解,通过Stehfest数值反演法得到实空间的数值解,绘制典型曲线图版,典型曲线分为6个主要流动段：井储段、过渡段、球形流段、早期径向流段、不稳定窜流段和晚期径向流段。将研究成果应用于克拉美丽气田滴西18区块的某井,对该井的3次试井测试进行了分析和解释,结果表明：该井呈现部分打开特征,垂向渗透率较大,随着生产进行,打开程度逐渐减小,水平渗透率变化较小且不稳定窜流段无明显变化,与生产资料基本一致。该模型不仅可以用于垂向裂缝发育的部分打开井的压力动态变化研究,还可以进行实测试井资料的试井分析和解释,研究结果可为火山岩气藏有效开发提供一定的理论依据。     

辽河盆地黄沙坨火山岩油藏开发实践

在火山岩储集层研究基础上,对辽河盆地黄沙坨火山岩油藏进行开采动态及现场试验研究,并对火山岩油藏开发方式进行了探讨。指出,由于火山岩储集层非均质性极强,在火山岩油藏开发初期切不可贸然采用注水开发,应在实验井组中取得经验后,方可逐步推广;开发初期,实施加密井调整措施,可提高储集层动用程度,延长油藏无水开采期,改善开发效果;开发中期钻一定数量的水平井,可进一步提高单井产能,使油藏保持较长期的稳产、高产。这些经验是值得在开发火山岩油藏时借鉴的。     

徐深气田火山岩气藏气井试采模式建立

徐深气田火山岩气藏处于勘探开发早期阶段,主力产气层位为营城组火山岩储层,受火山喷发多期性的控制,火山岩气藏岩性岩相变化较快、储层致密且非均质性严重,单井产能差异大,气藏类型复杂多样,通过气井详实可靠的试气、试采资料,进一步认识气藏至关重要.根据气田试气、试采实践,阐述了目前徐深气田火山岩气藏气井试采模式,对单井进行了科学系统的试采安排,各试采阶段目的明确,衔接合理,利用该方法进行单井试采,获得的资料能够有效地对单井进行动态评价,为火山岩气藏高效开发提供第一手资料.     

应用动态描述方法识别储层储渗结构特征

大庆徐深气田火山岩储层中既发育有低孔渗储层,又发育高孔渗储层和天然裂缝,在井控流动区域内,三者因分布规模和组合方式的不同而形成了多种储渗结构。通过采用不稳定试井和生产动态分析等技术,研究气体在储层中的渗流状态和气井的产量、压力变化特点,将渗流状态和产量、压力变化特点结合,认识气井井控流动区域内火山岩储层储渗结构特征。识别4种类型的储渗结构形式,包括低孔渗体连续分布型、高孔渗体连续分布型、高孔渗体局部连续型和方向性裂缝发育型,其研究结果对认识火山岩储层特性具有重要意义。     

松辽盆地徐深气田致密火山岩气藏气水分布特征及主控因素

松辽盆地徐深气田是典型的致密火山岩气藏。随着气藏开发不断深入,气井陆续出水,强烈的水侵和水气比不断攀升严重制约了气藏的高效开发,正确认识火山岩气藏内气水关系及其主控因素已成为提高气井产能的重要因素。研究区火山岩气藏气水关系复杂,总体表现为“上气下水”特征,气水分布以火山机构为基本单元,全区无统一气水界面,同一火山机构内可存在多个气水系统,不同的气水系统也可具相同的气水界面。在营城组火山机构刻画的基础上,综合利用生产测试和物性、压汞、薄片等动静态资料,系统分析徐深气田致密火山岩气藏气水分布特征,明确火山岩气藏气水关系主控因素。结果表明：烃源岩展布控制了营城组火山岩气藏气水的宏观分布,火山机构和构造联合作用影响天然气的聚集、调整,火山岩复杂的孔隙微观结构制约着储层内气水分异。     

庆深气田火山岩气藏试井曲线特征分析

庆深气田火山岩气藏储层埋藏深、温度高,储层岩石类型复杂,储集空间复杂多样。通过对庆深气田火山岩气藏试井曲线特征分析归类,对火山岩气藏的渗流介质类型和储层发育特征等有了进一步认识,为评价该气藏提供了借鉴,可为认识具有类似试井曲线的气井提供指导。     

丘东气田修正等时试井优化设计探讨

丘东气田是低渗储层年气田,采用修正等时试井方法较为合理。经在温１井、温８－２６井实施修正等时试井工艺,提出了气井修正等时试井的优化方案,包括等时间隔的选取、延时生产时间的确定、气井产量的确定、生产管径的影响、井筒容积的影响、压力计下深及施工过程 的监测几方面,以供同类气井产能试井借鉴。     

火山岩致密凝灰岩气藏开发潜力分析——以松南火山岩气藏为例

松南火山岩气藏是一个高效开发的火山岩气藏,已开发生产6年,目前仍具有年产5亿方的生产能力。但是随着气藏生产时间的延长,气藏边底水推进、水气比快速上升、动态储量减少、天然气市场供不应求和冬季保供带来的峰谷差加大等因素,给气藏持续稳产带来了巨大挑战。通过分析YD1HF井高含CO2和腰深101井压裂高产,结合目前气藏动态认识,详细论述了火山岩致密凝灰岩第一低孔渗带未动用储量的范围和规模,通过调研和类比其他气藏储层条件和开发方式,认为致密凝灰岩储层通过水平井开发,采用分段适度压裂改造可提高产能,实现经济有效动用,最大限度提高储量动用率,保持气田长期稳产。