反凝析作用对苏里格气田上古生界气藏开发的影响

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏在开发中产生一定量的凝析油,含量约为10g/m~3,属于微含凝析油气藏,如果生产初期配产过大,那压力下降就会过快。在反凝析作用下,凝析油在近井地带析出形成多相流,堵塞微孔隙和吼道,导致气相渗透率降低,使得气井产量大幅下降,部分被封闭的天然气无法采出,层内凝析对储层的伤害有可能是永久性的。为此,通过对该气藏层内反凝析机理、层内凝析影响因素的分析及室内试验.再使用新建立的三维数学模型对单井进行预测,结果表明该气藏"三低"(低孔、低渗、低产)特征加剧了凝析液对储层的伤害。同时还分析了气井产能降低的根本原因.并对气井生产管理提出了建议:①在保护开采阶段,投产初期应合理配产,以低于无阻流量的1/5~1/8配产,尽可能延长露点线以上开采时间,使凝析油尽可能不在地层中析出;②在反凝析阶段,要在系统研究的基础上得出准确的相态图,要快速通过该阶段尽早进入蒸发阶段,使已经凝析出来的凝析油再次蒸发汽化,从而降低储层污染。该研究成果对苏里格气田上古生界气藏的科学开发以及进一步提高采收率具有重要意义。     

苏里格气田水平井高效建产技术

实践证明,苏里格气田采用常规开发技术难以实现高效开发。面对这一开发难题,近年来以开发试验区为载体进行了针对低渗透气田的水平井高效开发技术攻关,在气藏精细描述、钻井、储层改造等关键技术上均取得了新的突破,形成了以水平井井位优选及部署、地质导向、快速钻井、储层保护及改造等为主体的建产配套技术,即：①逐步形成了水平井选井及部署的５种有利砂体模式、４项部署原则、３种部署方式等３项成熟技术;②水平井入靶及地质导向形成了９项关键技术;③快速钻井形成了靶前距、井身结构、钻头选型、钻具组合、钻井参数等优化技术;④钻井和试气过程中形成了储层保护技术;⑤储层改造形成了工艺优选及其相关工艺措施系列。现场应用结果表明：所实施水平井全部获得成功,平均钻井周期为57.8 d,平均砂层钻遇率达80.4% ,平均无阻流量为55.6×104 m3/d,开发效果良好。水平井高效开发技术的日益成熟对同类型气田的开发具有指导意义。     

苏里格气田苏东41-33区块气藏富集区域预测

苏里格气田苏东41-33区块为典型的低孔、低渗气藏.开展气藏富集区域预测对于目标区块的开发非常重要.通过对构造特征、沉积相、储层特征进行研究,分析了砂体展布规律,确定了有效储集砂体的特征、类型以及主控因素,建立了有效砂体分类评价的标准,并根据该标准对目标区的气藏富集区域进行了预测.预测认为在目标区的东北部、中部和西南部...     

苏里格气田特殊开采模式下的气井产能计算方法

苏里格气田目前已进入大规模建产开发阶段,在现有开采模式下通过优化简化工艺,气井普遍不再采用“一点法”放空求产,压裂排液结束后直接接入流程生产。在此条件下,现场摸索出一套气井产能计算的新方法,该方法是以前期勘探、评价阶段的气井测试资料为基础,从气井压裂排液过程中短期压力恢复速度与无阻流量之间的关系入手,通过归纳分析和进一步推导,最终确定两者之间的线性关系进而获得气井产能的计算新方法。该方法是针对苏里格型气田特殊开采模式下气井产能评价的一种尝试,经过验证表明该方法简便实用。     

苏里格气田水平井开发技术

苏里格气田属典型的“三低”气田,主要目的层属冲积平原背景下辫状河沉积体系,叠置砂体具有明显的方向性,气藏规模小,砂体展布范围有限,有效砂体连通性差,储层非均质性强,采用常规井开发难以提高单井产量。水平井开发作为提高单井产量及采收率的重要手段已在苏里格气田得到推广应用,但如何确保水平井顺利实施、提高储层钻遇率和实施效果已成为水平井开发的技术难点。为此,以苏6、苏36-11区块所实施水平井为例,系统梳理了近年来水平井实施过程中出现的各类复杂问题,通过对水平井实施情况进行分析,结合气田基本地质特征,分别从水平井选井、水平井入靶、水平段地质导向等关键环节入手,总结出了适合苏里格气田水平井开发相关配套技术。通过现场应用,其效果明显,对类似地区的水平井施工也具有一定指导作用。     

激光熔覆Fe基合金粉末熔覆层的组织及性能研究

采用金相显微分析、EDS分析等方法,研究了激光熔覆Fe基合金粉末熔覆层的组织及性能。结果表明:该激光熔覆层的表面微气孔数量与熔覆速度有关,熔覆速度越快,出现微气孔的概率越大。该熔覆层的显微组织主要由平面晶、胞状晶和树枝晶等组成,在树枝晶的不同区域存在成分偏析。随着熔覆速度的增加,该激光熔覆层的硬度和耐腐蚀性都会受到影响。     

靖边气田马五1+2气藏相对富水区成因及开发

靖边气田下古生界马五₁₊₂气藏是靖边气田的主力气藏，但该气藏存在大小不等的相对富水区，大的上百平方公里，小的仅几平方公里，它们既不同于边水、也不同于底水，而是一种含水饱和度相对较高且可移动的成藏滞留水。特殊的地层水类型决定了其开发的特殊性。随着开发井网的完善，相对富水区数量也相应增加。文章通过分析相对富水区的成因、气水移动规律，研究了相对富水区开发技术，提出“内降外控、以排为主”的开发技术，大的富水区通过采取各种排液措施，降低水体内部地层压力，控制相对富水区外围纯气区的气井产量、保持相对富水区外围较高地层压力；孤立、透镜状小水体，通过强排，降低其地层压力，控制水体外侵，提高气藏采收率。     

含水气井井筒压力计算方法

Cullender和Smith模型是计算气井井底压力的首选方法。从气体稳定流动能量方程出发,运用两相流知识,讨论了模型推导中涉及的气-水井流密度、气-水井流质量流量、气-水井流体积流速、气-水井流Moody摩阻系数的计算方法,给出了各参数的实用公式,将公式代入气体稳定流动能量方程,得出适用于高气水比气井井筒压力计算的修正Cullender和Smith模型。经计算实例对比,新模型效果良好,计算精度可以满足测试要求。     

致密砂岩气藏水平井生产技术对策

苏里格气田二叠系盒8段、山1段主力气层属于致密砂岩储层,目前水平井是气田的主要开发方式和主力生产井,然而水平井存在生产初期压力、产量递减快,低产阶段井筒易积液、气井管理难度大等问题。针对上述问题,通过开展水平井压力、产量及井筒积液规律等研究,提出了水平井"合理控制压降、低配长稳"的技术管理思路,优化了水平井井下节流器参数配置、排水采气及间歇制度等配套工艺措施。采用上述对策措施后,有效控制了气井压降、出砂,并延长了气井连续稳定生产时间,井下节流器配产符合率提高了17%,在减少积液水平井间歇开关频次、泡排药剂用量和加注频次同时,排出了井筒积液,延长气井开井周期,水平井生产时效明显提升。     

苏6加密井区井网井距优化数值模拟研究

苏里格气田苏6加密井区属于辫状河和曲流河沉积,砂体连续性差。井网井距的合理确定是此类气藏有效开发的关键问题。采用目标区块的实际地质模型,根据实际情况设计了6套井网形式,通过对比不同井网的开发效果确定最佳井网井距。数值模拟研究发现,苏6加密井区的最佳单井控制面积为0.355km2,最佳井距为600m,最佳排距为600～800m。研究结果可为目标区块以及同类区块的有效开发提供技术依据。