印尼Ban低压气藏气举排液失利原因分析及对策

印尼Ban气田于1979年开发第一口探井,在早中新统钻遇厚度为13.7 m TAF组砂岩气藏,之后数十年在该气田陆续共钻有7口开发井。随着Ban气田开发进入中后期,该气田部分气井出水问题日趋严重,且气藏压力导致气井间歇产水直到无气产出。在经过间歇开关井诱喷、连续油管气举之后,一部分井成功生产但另一部分井并无效果。通过Ban气田气举排液失利原因进行总结分析发现,Ban部分气井气举失利因素主要和地层水或者外来水造成气藏水锁、气藏结垢、气井井身结构、气举工艺方式有关。针对不同失利原因制定解决方案包括：除水锁液体体系、复合酸液解堵剂。经实践证明,针对不同气井停产原因利用以上方案均起到很好的作业效果,恢复了积液气井生产。     

榆林低渗透气藏产水原因及其对开发的影响

低渗透气藏常存在气水同产现象,其原因及其对气藏开发的影响受到很多油藏工程师的关注。本文通过对低渗透、气水同产气藏资料的统计和分析,解释了低渗透气藏产水的类型为凝析水、原始地层水和边、底水;孔喉毛管力作用导致气水同层,存在高气水过渡带,致使所有气井产水;在非均质条件下,某含气饱和度的气水界面并非水平面,而是呈不规则的起伏界面;气井产水导致井底附近地层导流能力降低、井筒积液降低生产井生产压差;平面上气井产水存在较大差异,局部区域产水量大,影响气藏开发。     

靖边气田新增探明储量区块马五1+2气藏特征

靖边气田新增探明储量区块实测地层压力资料与气层中部海拔进行拟合回归相关性较好,其压力梯度与气田本部压力梯度值很接近.新增储量区块内无论是天然气组份,还是相对密度与靖边气田本部都有明显的一致性,表现了同一气藏的特征.通过气藏流体性质和试气结果的分析,按照气井不同产量分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类井分别进行评价.对比本次新增探明储量区块与已探明面积内投产井配产指标发现,二者不同类型气井井数比例一致,单井平均无阻流量及平均配产产量也接近.     

榆林地区产层特征分析

榆林地区的产层主要分布于山32段,根据现有的井资料,可分为产水不产气、气水同产、产气不(少)产水及极低—微产气型。表面上看,榆林地区山32段储层的地层水呈块状或透镜状分布,无连片水体。实际上,该区地层水并非完全独立,气藏中不存在"边水"或"底水",找不到绝对的气水边界,只存在一些相对富集的区域,即相对富水区。分析榆林地区产层特征有助于更透彻的了解储层,避开出水层,提高油田效益。     

探讨如何延长气井的自喷期

地层水锥进会严重影响气井的生产能力和气藏的采收率。地层水锥进可能导致衰竭式开采的效率变差、有锥进的井可能较早报废,锥进也影响作业、产量及开采的经济性。气藏多为中-高孔隙度,中-高渗透率的水驱凝析气藏,对于这类气藏,气藏中边底水舌进、锥进是影响气藏采收率的主导因素,在目前的开采方式下,气藏的水体侵入又是不可避免的,延缓地层水锥进及降低水的产出是气田提高采收率的关键因素。要使水驱气藏获得较高的采收率就必须针对水体舌进、锥进必须采取有效的对应措施。针对延长气井自喷期,本文在控制单井产量延长无水采气期、降低携液临界量延长自喷期做了详细的分析,总结了延长气井自喷期的方法。     

提高靖边气田间歇气井开井时率试验研究

随着气田的开发和天然气的不断采出,地层压力逐渐降低,间歇气井日益增多,这些气井由于地层能量低、储层物性差及产水因素的影响,导致气井只能间歇开井生产。靖边气田经过深入研究间歇气井的地质情况及生产动态特征,采取低配产连续生产、喷射引流、解堵助排采气等相应措施,提高了该类气井的开井时率,使整个气田实现高效均衡开发、持续稳定生产。     

苏里格气田西区盒8段气水分布及产水类型划分

苏里格气田是典型的的低孔、低渗透的岩性油气藏,其主力产层盒8段砂体多期叠置,气水分布复杂,在对苏里格气田西区盒8段的水体剖面、平面分析的基础上,得出研究区盒8段水体分布特征:纵向上水层多为单个的薄层;平面上,水体主要分布在研究区的中部、北部,水体分布相对分散,无区域性大面积连片分布的水体;运用测井解释、结合生产动态、对比注入量和返排量以及水化学分析结果,其中水化学分析结果以矿化度及水型为主,结合研究区及相邻区关于地层水的研究,将苏里格气田盒8段产水类型划分为正常地层水、淡化地层水和残留压裂液三类,为进一步研究地层水化学特提供了基础。对气田的开发具有一定的指导意义。     

松南气田营城组火山岩气藏产能特征及影响因素分析

松辽盆地长岭断陷松南气田火山岩气藏的许多开发规律还有待探索,已试采的井表明火山岩的气井产能特征复杂,搞清其主要影响因素是成功开发该气田的关键。利用地质、试气、试采、试井等资料,从宏观与微观两个方面对火山岩气藏气井产能的影响因素进行了研究。得出以下认识和结论:宏观上,火山机构的分布范围、构造位置及储层物性对气井的产能有控制作用,火山岩相具有规模小、多变化的特点使得相邻气井产能变化大、可对比性差;微观上有效渗透率、地层系数、井型、地层水以及气井作业等因素都不同程度地对气井产能产生影响。     

整体判别见水体系在超高压凝析气田中的应用

判别气田是否见水,是气藏开发的有效监测手段,能够为后期井网结构调整,储层改造,开采方式转变提供重要的参考依据。超高压凝析气田,因开展饱和度测试等具有较大风险,所以无法有效识别气水界面变化或水体运移情况。本研究以某超高压凝析气田某采气井X为例,通过采用RTA软件解释,数学推导验证和化验相结合的思路,提出系统判别气田见水的新方法。     

徐深气田几种排水采气方法比较研究

徐深气田开采的气藏构造复杂、气水关系复杂,部分气井在生产一段时间后产出地层水,并出现井底积液现象、甚至水淹停产的现象。本文主要列举了徐深气田在几种排水采气方法上的应用和摸索,并对这几种排水采气方法进行研究,希望对气田的下一步开发能够起到指导作用。     

子洲气田山_2~3段富水区水化学特征研究

油气田地层水与油气伴存,不仅可以改变油气性质,自身在与岩石反应过程中也在不断变化,其形成反映了油气形成、演化的总过程。钠钙系数、碱交换指数等常用的地层水化学特征参数,是判断气藏保存条件的重要参数。本文以这几类水化学参数对子洲气田的山23段气藏保存条件进行了分析,不仅论证了山23段地层水浓度大,具有沉积水漫长水岩作用,深循环、径流停滞或交替缓慢、浓度浓缩、正变质特征,还从水化学的角度论证了在本层的三块富水区不具有相互连通性。     

徐家围子断陷深层火山岩储层气水层录井评价方法

松辽盆地北部徐家围子断陷深层火山岩储层类型多样化,气水关系复杂,气水层识别评价难。为了解决以往在深层储层气水层识别评价上的局限性,提高录井解释评价精度,为试气及压裂选层提供可靠依据,应用储层物性及气测资料计算灌满系数及地层含气量评价储层含气性的方法,建立了深层气水层识别标准及评价图版,在生产应用中取得了较好的效果,提高了深层天然气井的录井解释评价精度。     

数值模拟技术在石炭系边水气藏开发中的应用

川东石炭系气藏地层水以边水形式存在,气藏的出水类型主要为裂缝水窜型和沿高渗带舌进型。本文对数值模拟方法在川东石炭系边水气藏开发中的特点进行了总结,通过云和寨和万顺场两个石炭系气藏的应用实例可以看出,数值模拟预测的云和寨石炭系气藏云和2井见水时间与实际非常接近,而应用数值模拟开发方案对万顺场石炭系气藏池6井实施排水采气,有效的保护了气藏遭受水侵的危害。     

有水气藏水体活跃程度评价新方法

以水侵常数为评价指标,基于气藏工程方法与计算机自动拟合方法,利用气藏气井实际生产数据求取各气井控制区域水侵常数,结合气井井位数据,绘制气藏水侵常数分布图。通过该方法分析S气藏2-5-11小层,确定各单井水侵强度为1.2～4.92,平均水侵强度为2.49,判定该小层水体较活跃。通过气藏水侵常数分布图发现小层整体水体较活跃,东北部与西南部水体最为活跃,气藏外部水体侵入存在两条明显水侵路径,小层被水侵入封割为4个独立区域,区域内受水侵影响较小。有水气藏水体活跃程度评价新方法为明确气藏水侵特征与水体活跃程度,制定气藏治水方案提供技术支撑。     

徐家围子断陷徐东地区气藏控制因素研究

徐家围子断陷徐东地区气藏控制因素复杂,本文从构造、烃源岩、储层三个方面对气藏进行了解剖,结论如下：断裂是深部天然气运移成藏的主要通道;烃源岩与火山岩储层合理匹配是形成大气田的基础;岩性以酸性火山岩类为主,孔隙和裂缝是火山岩的主要储集空间,爆发相储层最为发育,溢流相具有一定的储集能力;气藏流体分布上气下水,没有统一的气水界面,为岩性气藏。     

吴起采油厂水源水与储层配伍性能研究

本文通过对吴起采油厂的水源水与长2、长6、延9等地层水的配伍性实验,结果表明,水源水与延9、长6储层的地层水配伍性好,而与长6储层地层水配伍性较差。水源水与储层配伍性能实验结果表明,水源水在延9和长2储层K2/K1均在大于0.95范围内,说明水源水与储层是配伍的,对储层不会造成伤害。而水源水在长6储层K2/K1小于0.95,说明水源水对储层造成一定的伤害。     

疏松砂岩气藏水锁机理模拟

水锁损害是气藏开采中最常见的损害之一。对于以层内水、层间水和边水为主的疏松砂岩有水气藏,出水水源不同,气井表现出了不同的产水特征和不同的水锁损害程度。目前,大多数学者对气田水锁研究集中在微观模拟实验定性的研究阶段,具体水锁损害对现场开发指标的影响,还缺乏定量化的研究手段。本文以青海xx气田为例,用1数模模拟方法研究了不同产量和生产压差等开采指标情况下,疏松砂岩层内水和边水对气藏的影响程度,定量分析了这两种水源对气田水锁损害的程度,为今后气田配产和合理生产压差制定及防水、治水,提供了定性和定量化的依据。     

低渗透油田水驱开发效果评价—以N区块为例

低渗透油田开发进入中后期,合理评价注水效果是制定合理精细注水政策的前提和基础。通过地层压力与饱和压力关系分析压力保持水平级别,利用相对渗透率曲线得出含水率与采出程度理论曲线,通过与实际曲线位置关系评价开发效果好坏。利用水驱指数与注采比关系,计算得出不同注采比条件下标准图版,将实际曲线与同类油藏存水率、水驱指数标准图版对比评价水驱开发效果。研究表明,N区块生产能力较好,采液量、注水量差异与地层压力变化保持一致,利用含水率与采出程度关系图版、存水率图版、水驱指数图版评价油藏开发效果较好。     

底水气藏气井见水时间预测方法

基于Sobocinaki-Cornelius方法对底水油藏水锥突破时间的计算公式,通过数值模拟计算,得到了底水气藏的无因次锥高与无因次时间的相关关系式,利用该方法可以较为准确的预测底水气藏水锥突破的时间。胜利油田某气藏的计算结果表明,该方法合理可靠,对指导底水气藏的开发具有重要意义。