苏里格气田压力监测方法和远程试井技术

苏里格气田普遍采用井下节流的生产工艺,虽达到了简化气井地面流程、节约开采成本的目的,但同时也给气井动态监测和压力测试带来了困难。多年来,苏里格气田不断探索适合实际情况的气井压力监测分析方法,从不关井测压技术、井筒液面监测技术、井口压力折算技术入手,形成了一整套具有苏里格气田特色的压力动态监测方法,并试验成功了基于井口数据采集、集气站进行处理分析的远程试井技术和不稳定试井分析技术,实现了压力计不下入井下开展气井测试工作的目标。现场应用表明,该套技术基本满足了苏里格气田气井动态分析和生产管理的需求。     

多井试井技术在油田开发中的应用

试井技术是认识油藏并进行油藏评价和生产动态监测管理的重要手段。随着油田监测技术的不断发展 ,测试工艺的改进 ,仪器、仪表的高精度电子化、数字化 ,使得多井试井 (干扰试井及脉冲试井 )技术在油田开发中越来越受到重视和应用。测试仪器从最初的选用地面直读式电子压力计测试发展到目前井下储存式高精度电子压力计测试 ,这一改变大大减轻了测试人员负荷。随着电子压力计精度的提高 ,要求的测试先决条件 (如激动量、时间等 )相应有所降低 ,促进了多井试井技术的应用范围。文章详述了大庆油田在开发过程中 ,多井试井技术在油田动态开发中的主要功能及典型应用     

东坪气田产能及干扰试井一体化应用及资料分析

东坪气田为新开发区块,迫切需要通过测试了解气井生产能力以及井组连通性,为开发方案制定提供依据。目前,气田产能试井主要采用修正等时试井,多井试井主要采用干扰试井,二者均为独立测试。通过在#1井开展产能、干扰综合一体化测试,不仅录取了合格的产能试井资料,同时也取得了与邻井的干扰试井资料。与传统的测试方法比较,一体化测试利用修正等时试井多次开关井产生的干扰脉冲,能同时开展干扰测试,该方法具有测试周期短、施工效率高、录取资料丰富的特点,为在东坪气田进行试井提供了新的思路。     

牙哈凝析气田边水推进判断方法研究

牙哈凝析气田是目前国内已投入开发的规模最大的,具有边水的整装凝析气田.对于水侵凝析气藏,掌握了水侵特征才能有效改善气藏的开发条件.在现场应用中经常采用试井解释的方法研究边水推进的情况.但井底相态变化会影响到试井特征曲线,从而使边水推进的情况不易判断.文章使用现代试井解释方法,应用KAPPA公司的Saphir试井解释软件对牙哈凝析气田3口生产井历次压力恢复试井先进行了试井解释,然后建立三维数值模型,将试井解释成果与数值模拟研究成果相结合,综合判定牙哈凝析气田边水推进的情况.这对正确认识凝析气藏开发动态及水侵特征,加强动态监测技术研究,对凝析气藏进行有效开发起着重要的指导作用.     

榆林气田南区高效开发技术探讨

针对榆林气田的特点，基于气藏地质研究，从开发总体思路和模式、钻井、气藏工程、工艺技术、经济评价等多方面探讨、论证了高效开发技术。坚持“效益优先、优中选优、滚动开发”的原则，贯彻“勘探开发一体化”的基本思路，进行产能建设，扩大开发规模；加深研究合理布井方式和井网密度；选择性开展产能试井，重视工业化开发试验；深入进行动态分析，分类评价气井稳产能力，核实气井产能，采用多种方法确定气井合理工作制度；适时开展低渗低产井渗流规律、递减规律研究；通过理论计算得到某些动态监测技术指标；针对不同储层特征，采用经济、实用、有效的工艺技术措施；低渗低产井可以推广小油管生产方式；适时采取动态法落实气藏（井）动态地质储量、可采储量；重视各环节的经济评价工作；定期开展数值模拟研究；开发过程中从多学科、多方面加深气藏评价研究，适时进行科学的开发调整，提高开发经济效益和采收率。研究并形成适应榆林气田特色的开发配套技术。     

测试资料在火山岩气藏评价中的应用——以徐深气田为例

火山岩气藏开发是近年来天然气勘探开发的热点领域,利用测试资料评价火山岩气藏是优质开发这类气藏、提高对气藏认识重要方法之一,测试资料通常包括压力资料、温度资料、产能资料和流体物性PVT资料等。以徐深气田为例,根据测试资料建立了火山岩气藏试井解释模型,评价储层连通性,判断储层的压力变化,分析水气井的动态特征;根据不稳定试井可以判断表皮系数和裂缝对徐深气田水平井的影响;根据分析生产动态资料可以确定气井合理产量。     

榆林气田水平井产能影响因素分析

榆林气田现有2口水平井,其中X_2井产能较低,开发效果不理想。在地质研究的基础上开展理论分析,选出适合榆林气田的水平井产量计算公式,结合试气结果、产能试井、生产动态、钻井工程等方面,最终得出影响X_2井产能的主要因素。     

东坪基岩气藏试井监测设计技术优化

东坪气田是典型的基岩气田,非均质性强。针对开发动态监测中存在的试井施工程序不清、工作制度不合理,资料录取质量差等问题,从气藏渗流特点入手,以满足气田开发效果综合评价为原则,分析资料录取中存在的问题和影响因素,形成了基岩气田动态监测试井优化设计方法。现场实际应用和资料录取质量对比表明,该方法具有较好的适用性,有效提高了试井监测资料录取质量。     

中国石油苏里格气田研究中心

<正>苏里格气田研究中心成立于2008年底,是长庆油田公司"三院两中心"中唯一围绕苏里格气田开展专项技术研究和服务的科研机构。主要承担苏里格气田发展规划、生产动态分析、开发方案编制、实施,增产、稳产措施实验研究及气藏动态管理和生产优化等工作,工作特点以储层地质研究,方案现场实施和技术支撑一体化为主。     

中国石油苏里格气田研究中心

<正>苏里格气田研究中心成立于2008年底,是长庆油田公司"三院两中心"中唯一围绕苏里格气田开展专项技术研究和服务的科研机构。主要承担苏里格气田发展规划、生产动态分析、开发方案编制、实施,增产、稳产措施实验研究及气藏动态管理和生产优化等工作,工作特点以储层地质研究,方案现场实施和技术支撑一体化为主。     

普光高含硫气田开发动态监测技术

为了解决普光超深高含硫气田动态监测技术系列和相关标准规范缺乏的难题,基于对国内外高含硫气田的调研,通过设备研制、室内实验、理论研究和现场试验形成了超深高含硫气井产气剖面测井、井下取样及流体相态特征分析、水侵动态预测及产水层位识别、气井产能测试及评价、开发监测安全控制等5项动态监测关键技术,并制订了相关规范标准,进而在该气田进行了应用验证。结果表明:(1)所研制的高抗硫产气剖面测井仪器耐温175℃、耐压105 MPa,产气剖面测井43井次,成功率达100%;(2)所研制的高抗硫井下保压取样器耐温150℃、耐压70 MPa,井下保压取样7井次,成功率达100%;(3)地层压力下降至29.5 MPa时地层中有单质硫析出,气井产气量高于20×10~4m~3/d时井筒中不会产生硫沉积;(4)应用产水层位识别技术和水侵动态预测模型可准确识别产水层位和预测气井出水时间,通过优化、调整气井工作制度以控制水侵速度,延长气井的无水采气期;(5)应用"井下永置式压力计+绳缆输送+井口变流量"测试技术和压力计算模型、试井解释模型实现了气井产能测试全覆盖,气井产能评价结果准确;(6)所设计的绳缆式超高压气密封多级防泄漏控制系统动态气密封压力达50 MPa,研发的防喷装置余气处置工艺实现了143井次测试作业"零泄漏、零污染"。结论认为,上述动态监测技术系列为普光气田科学制订增产增储措施、确保长期稳产发挥了重要作用。     

水平井产出剖面测试技术现状及发展建议

水平井产出剖面测试技术作为油气井动态监测的一种重要方法,能够深化地质认识,优化开发方案,提高单井产量,起到油气田开发降本增效的作用。当前水平井产出剖面测试主要有生产测井技术、分布式光纤监测技术及智能示踪剂监测技术,3种技术在测试原理、测试工艺和资料解释方面各不相同,具有不同的适用条件和优缺点。对3种技术的测井仪器现状、光纤传感器种类、智能示踪剂的发展、测试工艺及资料解释方法等进行了回顾和综述,对相关技术的适用性及优缺点进行了比较和分析,并提出了对应的发展建议。通过对水平井产出剖面测试技术现状的梳理及适用性分析,以期为油气井动态监测方法的优选及水平井产出剖面测试技术的进一步研究提供参考。     

页岩气生产动态井下无线监测系统研制与应用

目前页岩气生产过程中井下动态资料的获取途径主要采用生产测井或钢丝下压力计试井等方式,其存在井口装备多、工序复杂、井下数据获取不及时、监测覆盖时间短等不足,为此,开发了一套页岩气井生产动态井下无线监测系统。该系统采用“井下数据无线采集”+“井口物联网终端”+“基地数据中心”的技术架构,将井下数据无线采集工具随油管一起送到储层中,采集井筒中流体温度、压力、流量及含水率等生产动态数据,并直接通过电磁波发射器上传到地面,地面天线接收后再由井口物联网传输到基地监测中心,实现在基地即可远程实时观察页岩气井的井下生产动态情况,根据生产需要及时调整井口生产制度,以便提升生产井的产能。本系统适用井深3500m左右;在设定数据量为4组/d（可调）时,工作时长可达2～3年。系统在威204H36-6井及威202H22-7井进行了现场应用,获取的生产动态数据准确、及时。其中,威204H36-6井根据监控数据开展了控压调产,明显减缓了地层能量衰减速度,提高采收率2~3%;威202H22-7井在邻井的压裂液进入井筒时进行了及时的报警,防止了气井被压裂液淹死情况的发生。页岩气井生产动态井下无线监测系统的开发实现了页岩气井在生产阶段的长期实时监测功能,应用效果良好,具有推广应用的良好前景。     

多层边水气藏的动态监测技术及效果

柴达木盆地涩北气田面临着综合含水率上升、产量递减、边水非均衡推进等生产挑战,多层边水气藏的动态监测就显得尤为重要,这项基础工作贯穿于气藏开发的始终。为此,利用试井和测井的方法直接或间接地测量出气井的地质参数、生产参数、井下技术状况以及各种参数的动态变化等,综合气井生产动态,从产能评价技术、边界探测技术、气藏动态描述技术、生产管柱检测技术和产层动用评价技术入手,判断气田开发是否符合开发方案要求,为气藏开发调整提供第一手资料。该气田是第四系多层疏松砂岩边水气藏,在其试采开发过程中录取到大量产能评价、产层动用以及边界参数变化等资料,通过分析,认为气层的出砂压差宜在地层压力的10%~15%之间,合理产量为无阻流量的10%~15%,合理配产区间在7.1×104~10.4×104 m3/d,最小临界携液流量为7.1×104 m3/d。该研究成果为涩北气田多层边水气藏的开发提供了技术支撑。     

青海涩北气田产气剖面解释方法研究

青海涩北气田的注产气井测试中,由于测井技术的局限性,常规注气井剖面解释方法存在一定的困难.通过对青海涩北气田32口井66井次注产气剖面的测试及资料解释分析,发现涩北气田产出气体为干气,属超低密、超低粘的流体,井下多有积水,而且产层出砂严重.研究出了一套适合此类井的注产气剖面解释方法,正确反映了注产气井各射孔井段的产出注入状况,为油田开发提供了第一手动态监测资料.     

井温测井应用领域的新拓展

在不适宜进行同位素示踪吸水剖面测试的古城油田,推广应用了井温法吸水剖面测试技术,取得了较为准确的吸水剖面,而且在注汽开发油藏动态监测工作中,首创了注蒸汽吞吐采油井普通井温法吞吐剖面测试技术和间歇汽驱注汽井普通井温法吸汽剖面测试技术,拓展了普通井温测井装备的应用领域,大大降低了热采油藏动态监测成本,为油藏动态研究和开发方案调整提供了大量准确可靠的资料。     

塔里木盆地复杂气田试井技术应用新进展

近年来由于部分采气井油管变形、结蜡结垢严重，造成监测仪器下不到井底，从而影响录取资料的质量；同时凝析气藏复杂的相态变化所引起的储层多相渗流和井筒多相流动，给测试资料的解释带来了很大的困难，影响资料的解释精度。因此，常规的试井技术已经远远不能适应开发的需要。经过多年的探索与实践，从试井理论、测试工艺等方面入手，提出了高压气井和凝析气井资料处理及解释方法，初步形成了一套适合于高压气田、凝析气田的试井技术，现场应用效果良好，为气田的生产管理和方案调整提供了优质的监测资料。     

克拉2气田压力动态监测方法

克拉2气田是"西气东输"的主力气田,由于该气田属于异常高压气田,为规避风险,不能将压力计下入产层中部进行测试。为了监测克拉2气田的生产动态,通过在克拉2气田引入高精度电子压力计进行井口测试,利用平均温度和平均压力法将井口测试参数折算至产层中深参数,进而进行压力恢复试井解释、产能试井解释和井口气体漏失监测。研究结果表明,该方法能适应克拉2气田异常高压环境,利用测试结果及其解释可以进行产能计算,为气田稳产提供产能评价;对高压高产气井进行漏气监测,能够检测出漏气的具体位置,提高了克拉2气田的动态监测水平。     

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。     

变流量生产测井在确定动态地层参数中的应用

目前,我国处于开发中后期的油田平均产水率高达80%以上,因此对产层进行评价,确定生产层动态地层参数具有十分重要的意义。通常,压力恢复试井是油藏生产率和地层压力监测的主要方法,但是它需要关井测试,这样,一方面会影响生产甚至由于地层水层间窜流造成停产;另一方面,传统的试井求取的是整个生产井段的平均地层参数。在油藏流动模型分析的基础上,研究了油水生产层地层参数与产液量/吸水量和油井内流压等生产测井资料之间的关系;并根据井下流体渗流理论原理,利用变流量生产测井信息,提出了一种在不关井停产情况下确定每个生产层动态地层参数的方法。该方法克服了油田现场动态监测中,常规测井解释方法无法确定子层动态参数的局限,不但为油藏动态监测开辟了新的途径,而且为油田的合理开发提供了关键参数,是常规生产测井资料应用的有力补充和完善。