长庆油田致密气藏气井动态储量计算方法研究

长庆气区气井普遍面临储层低渗致密、压力测试数据缺乏、生产制度不稳定、井数多等难题,传统评价方法难以及时准确评价气井动态储量。针对长庆气区渗流及生产特征,提出了一种便于现场应用的产量不稳定分析方法,结果表明,引入叠加时间函数的致密气井动态储量评价方法,计算结果较为准确,可有效处理变产量,且不依赖于传统图版拟合,同时计算相对简单,方便现场应用,为快速、准确评价长庆气区致密气井动态储量提供了技术支持。     

相控建模在剥蚀残留碳酸盐岩储层中的应用

由于长期的风化、剥蚀作用,靖边气田南区奥陶系碳酸盐岩储层剥蚀严重，各小层侵蚀沟槽分布复杂。直接利用工区范围内井点数据建立储层属性模型，沟槽内非储层井点值将影响到储层建模结果的准确性。为准确描述靖边气田南区剥蚀残留碳酸盐岩储层属性分布特征，借鉴河流相砂岩储层相控建模思想，针对储层特殊情况，提出了沟槽相和地层相概念，将相控建模应用到靖边气田南区储层建模中。在构造建模的基础上，首先建立工区范围内各小层地层相模型，从而形象地刻划出研究区地层分布特征，并在相控的条件下，有效地排除了沟槽内井点数据对储层属性参数预测的影响，从而为数值模拟研究提供了准确的静态参数场,为后期分析评价气藏提供了依据。     

榆林南区动态跟踪模拟及稳产潜力评价

综合应用压降法、流动物质平衡法、产量不稳定分析法等落实了榆林气田南区动储量．并在动储量评价过程中，对新引进方法进行了改进，形成了适合榆林气田实际情况的低渗气藏动储量评价方法：以一点法产能试井为基础，对低渗气藏产能变化规律、气藏合理生产规模进行了论证；在三维精细地质建模的基础之上．结合气井生产动态特征，对全气藏生产井进行精细的历史拟合，建立了气藏动态模型，并以此模型为基础评价气藏稳产潜力。通过研究，在动储量评价、产能论证、稳产潜力方面取得了相应的成果，为榆林气田南区高效合理开发奠定了基础。     

靖边气田增压开采方式优化研究

靖边气田已进入自然稳产的中后期阶段,主力区块气井井口压力低于9MPa,由于采用高压集气模式,增压开采潜力巨大。靖边气田面积大、井数多,非均衡开采严重,单一增压方式存在局限性,依据靖边气田的开发动态特征和地面建设现状,对比不同增压方式的适应性,优选了以区域增压为主、集气站增压为辅的混合增压方式。按照整体部署、分期实施的原则,精细气藏动态描述,将靖边气田优化为30个增压单元,增压时间2010～2015年。     

井下节流气井的生产动态模拟新方法

为了防止天然气水合物的生成以及井底积液的产生,鄂尔多斯盆地苏里格气田很多气井在井底都安装了井下节流装置,此类气井的产气量和井底流压均随着生产时间的增长而逐渐下降,没有一个绝对稳定阶段,故如何利用数值模拟的方法来实现对安装井下节流装置气井的动态模拟,是当前亟待解决的问题。为此,从油藏流动模型和井下节流气嘴流动模型出发,以井底为求解节点,通过耦合处理,提出了定气嘴尺寸生产的新理念;建立了气藏渗流、井下节流装置嘴流的计算模型,推导了新的数值模拟源汇项方程,实现了气藏渗流与井下节流装置嘴流的相互耦合。实例计算结果表明:新的数值模拟方法能够更加准确地体现安装井下节流装置气井的生产动态特征,能有效地应用于产能预测和稳产期评价,同时也为类似气井的产能计算提供了技术支撑。     

鄂尔多斯盆地上古生界气藏产能差异探讨

鄂尔多斯盆地上古生界苏里格气田和榆林气田储层均为低压、低孔和低渗储层，然而榆林气田气井生产状况却明显优于苏里格气田。为此，利用铸体薄片、压汞、物性和动态测试资料，探讨了不同低压、低孔和低渗储层气井产能差异的主要因素，指出了形成较高产能储层的条件。通过对榆林气田和苏里格气田气藏特征进行对比，结合控制气井产能的地质和工程因素的分析，认为造成两个气田气井产能差异的主要地质因素是储层的孔喉结构和储层规模。榆林气田储层以粒间孔+中、粗喉道为主，延伸宽度160~420 m，优于苏里格气田储层；苏里格气田砂体属于辫状河沉积，矿物成熟度较低（岩屑石英砂岩），且仅粗粒沉积构成储层，而榆林气田砂体属于三角洲沉积，砂体连续性好，矿物成熟度高（石英砂岩），因而后者具有更高的产能。这表明在鄂尔多斯盆地寻找较高产能储层的目标是：具有横向更连续的砂体和更易形成好的孔喉结构的三角洲沉积。     

低渗透碳酸盐岩气藏数值模拟精细历史拟合技术研究

数值模拟是气藏动态分析的重要手段,但对于靖边气田下古生界碳酸盐岩气藏,由于储层非均质性强、井筒流动规律复杂,历史拟合多解性强,利用常规静态地质储量、井口压力、产量资料进行历史拟合难以准确确定历史拟合调参数及其取值范围。在常规历史拟合基础上,开展气井单井动储量评价、井筒流动动态分析、压力恢复试井及产气剖面分析,并将其研究结果用于指导数值模拟历史拟合,有效降低了历史拟合的多解性,为准确建立低渗透碳酸盐岩气藏数值模拟模型和开展气藏动态预测奠定了基础。     

榆林南储气库水平井注采试验研究

榆林南储气库区属于低孔低渗砂岩气藏,有效储层厚度薄、非均质性强,在解决储气库运行时效方面,水平井注采能力表现出独特的优势,关于其注采能力的试验研究显得尤为重要。结合库区气井实际生产动态,主要围绕注采方式、注采周期、试井等方面开展水平井注采试验研究,并且建立注采试验井区模型,分析压力变化规律,设计产能试井,通过多种方法优化方案设计。根据设计优化结果,进行库区水平井注采先导试验,落实气井最大注入能力、试验区地层压力水平,为储气库区方案编制及工艺、地面设备和参数选取提供依据。     

长庆油田天然气勘探开发进展与“十三五”发展方向

2013年中国石油长庆油田公司(以下简称长庆油田)在鄂尔多斯盆地建成我国最大的油气生产基地,2015年长庆油田天然气产量达到375×108 m~3。为了持续稳产和提质增效,首先总结了"十二五"期间长庆油田天然气勘探开发的成果,分析了天然气发展的有利条件:1天然气资源丰富;2勘探开发主体技术日趋成熟;3精细化管理水平不断提升;4天然气市场需求潜力大。然后梳理了长庆油田天然气发展所面临的挑战:1资源劣质化趋势明显;2已开发气田稳产能力减弱;3低产井随时间延长不断增多;4天然气市场供需矛盾显现。进而指出了"十三五"期间长庆油田天然气勘探开发的发展方向和目标:1天然气勘探围绕上古生界致密气、下古生界碳酸盐岩和新区新领域3个层次展开,实现天然气储量的快速增长及勘探领域的有序接替;2合理进行开发规划,重点做好老气田稳产工作,提高致密气采收率,加强新区产能建设,实现长庆气区天然气年产量稳中有升;3预计到"十三五"末,长庆油田天然气年产量将达到400×108 m~3。     

一种计算气藏废弃压力的方法一二项式产能方程法

废弃压力是准确计算气藏采收率和可采储量的基础和前提。二项式产能方程法评价气藏废弃压力能够反映出气藏原始压力、气藏埋深、储层非均质特征、以及不同废弃条件等多种因素对于废弃压力的影响,因此该方法评价结果较传统废弃压力评价方法如经验法、气藏埋深法等更可靠。针对二项式产能方程法在求解参数过程中存在的难点,对该方法进行了迭代改进,并编写了相应程序,提高了计算效率及精度。