高含硫气藏气井产能试井解释理论

气井产能是气田开发方案设计、气井配产、地面建设以及开发方案调整的依据和基础，对其进行分析研究，可以准确地预测气井的动态，了解气层的特性，为合理、科学地开发气田提供充分依据。川东北罗家寨、普光等高含硫气田由于单井产量高、部分井存在硫堵塞等现象，导致产能试井曲线异常，部分井资料出现负斜率现象。从渗流力学出发，分析了高含硫气藏存在的渗流模式，建立了附加表皮、复合渗流模型等产能试井解释数学模型。对川东北罗家寨气田某井实测产能资料进行处理，取得了较好的效果。这对高含硫气藏进行合理配产具有指导意义。     

油藏管网一体化在气田群联合开发中的应用

P-L气田群的长期稳定开发关系着中海油深圳分公司的天然气发展长远规划。基于整个生产系统的油藏管网一体化综合研究模式可靠的衔接油藏、井筒和地面集输等生产环节,贴近生产实际,其在开发生产中重要性日渐突出。结合P-L气田群现状,依托IAM软件平台,建立基于生产系统一体化模式的油藏管网一体化模型,模拟预测气田群的开发动态,进行联合开发研究,突破了气田群常规研究方法,协调气田开发延长气田群稳产期,最大化气田群的产能。     

兴城火山岩底水气藏开采机理研究

兴城火山岩气藏为存在边底水的复杂气藏。为了分析该气藏底水上升规律,为开发方案设计提供科学依据,在分析其主要地质特征的基础上,首先建立了单井地质模型,然后根据单井地质模型和数值模拟技术研究了储层渗透率、水体大小及水体渗透率、隔层位置及大小、垂直/水平渗透率、单井配产以及储层打开程度等因素对开采效果的影响。通过分析认为渗透率等因素都对气井开采产生了不同程度的影响,开发过程中应综合考虑各种因素的影响,以达到合理开发的目的。该研究为兴城火山岩气藏的合理开发技术对策制定提供了依据,同时亦可为同类气田开发提供借鉴。     

吉拉克凝析气田单井产水分析及数值模拟

针对吉拉克凝析气田目前基本采用老井生产,井况复杂,边底水影响严重,开发调整难度大等实际情况,基于对气田综合地层水矿化度、油样颜色变化和油样密度变化、现代产量递减分析诊断曲线以及单井产水特征等的研究,对气藏单井产水原因进行了分析,认为低产水井受局部非均质性形成的共存水影响、高产水井受边底水影响而产水。为了正确表征油环及局部共存水的分布特点,综合国内外带油环凝析气藏建模方法,利用Petrel软件建立该气藏精细地质模型,并采用非平衡初始化方法及赋初始参数场的形式建立了气藏初始化模型。在单井产水分析基础上,通过数值模拟历史拟合对模型进行修正,为后期气藏开发调整提供了基础和依据。图7参14     

大牛地气田山1气藏水平井开发效果影响因素分析

为掌握大牛地气田山1气藏开发效果,明确影响山1气藏水平井产能的主要因素,通过建立单井机理模型,采用单因素分析法,利用数值模拟技术对山1气藏12口压裂水平井进行数值模拟,研究了不同水平段长度、裂缝条数、裂缝半长以及裂缝导流能力对单井产能、稳产时间以及采出程度的影响,为大牛地气田合理开发和后续产能评价提供了可靠依据。     

马井气藏IPM生产一体化数值模拟研究与应用

气田开发作为一项系统性工程,涵盖了气藏动态、井筒举升和地面集输等各个生产环节。但目前气藏研究基本上是逐点分析,难以保证系统分析的准确性和及时性,已不能完全满足生产的需要。为此,结合马井蓬莱镇组气藏开发现状和系统整体研究的实际需求,开展了IPM软件生产一体化数值模拟研究。该软件主要包括地面管网优化设计、井筒动态分析、生产动态综合分析、高压物性分析、油气藏数值模拟、控制连接器等功能模块。利用该软件可进行气井生产历史拟合、气井产能递减分析、气井合理生产管柱研究、气藏稳产预测、气藏生产动态预测、气藏生产方案优化等。弥补了气藏工程软件单一分散的缺陷。     

考虑动态补给的致密强非均质气藏气井新模型

苏里格气田是典型的致密强非均质气藏,气井生产动态特征与常规气藏存在很大差别,如何客观、准确地认识气井动态特征对致密气田开发及生产预测具有至关重要的作用。文中深入研究该气田单井地质、动态特征,发现单井存在明显的分区补给特征。通过质量守恒和镜像法建立苏里格气田考虑动态补给的气藏物理模型,并且依托数值试井技术描述近井储层特征,综合气井生产历史和单井地质特征,实现气藏补给模型的精细刻画,提出气藏补给方向和补给能力定量化描述的研究方法,创新性建立了符合苏里格气田特征的补给气藏模型,为致密气藏的科学开发提供新认识。     

海上气田群一体化闭环优化配产研究

为实现海上气田群联合开发过程中单井科学高效配产,优化气田开发决策,利用集合卡尔曼滤波数据同化方法拟合气田群实时生产和监测数据,获得预测结果与生产动态一致的气田群地质模型。以4个气田群联合开发的累计产气量为目标函数,采用数值模拟技术和粒子群算法进行气田群联合配产智能优化。研究结果表明,智能优化方案10 a累计产气为19.1×10⁸m³,较人工配产方案提高了4.2%,产能优化效果显著。该研究有效提高了开发效果,可为其他复杂油气田高效开发及储气库建设等提供了技术支持和案例参考。     

长宁国家级页岩气示范区地质工程一体化最优化关键要素实践与认识

长宁国家级页岩气示范区的建设和上产历程,从早期以工程探索和实践为主,到第三阶段依托主体技术、全面推进地质工程一体化,在中国页岩气开发探索中具有很强的代表性。围绕"单井提产、整体增效"的核心要求,需要充分运用各种地质工程数据,系统性地研究水平井箱体、压裂改造、生产制度和开发技术政策这四大最优化关键要素,不断提升从单井到全气田的产量、最终可采储量(EUR)和经济指标。基于地质工程一体化研究形成的三维共享地学模型,运用多学科多参数数据分析、应力敏感页岩多场耦合模拟(包括地质力学、水力压裂缝网建模和气藏数值模拟),以及全气田数值模拟等技术和方法,系统分析和评价工程实施效果,通过在目前主体技术条件下的多方案对比,确定了最优化箱体位置和优化的生产制度,明确了压裂参数及工艺、井距参数及布井的进一步优化方向。为了实现整体优化,提出地质工程一体化需从以单井为主的钻井、完井压裂和生产工程,拓展到全气田开发工程。为此,在国内外首次开展了考虑应力敏感性的页岩气全气田数值模拟研究。     

苏里格气田苏20区块开发效果评价

苏里格气田山1、盒8气藏为典型的低孔、低渗、低丰度、强非均质性的岩性气藏,表现出单井产量低、控制储量少、初期稳产较难、开发难度大等一系列开发特征。从井网井距、合理配产等开发指标对区块开发效果影响方面进行评价,为气田下一步滚动建产、扩大开放规模提供依据,为实现气田的稳产和合理、高效开发奠定基础。     

致密气藏低成本地面工艺优化简化技术——以苏里格气田为例

中国石油长庆油田公司苏里格气田是中国致密砂岩气田的代表,具有单井产量低、地面投资控制难度大、单井压降速率快、稳产能力差等特点。为了进一步有效降低致密气藏的开发投资费用,满足致密气藏低成本规模开发的要求,研发并应用新设备、新工艺、新材料对该气田地面集输工艺进行了优化简化:①对地面集气装置一体化集成并组合成橇,研发了天然气阀组一体化集成装置,优化了串接工艺,把原来的井间串接改为阀组间串接,井口天然气通过采气支管输送到阀组,再通过采气干管输送到集气增压站增压,最后通过集气支干线输送至天然气处理厂集中处理;②研发了井组增压一体化集成装置,降低了井口废弃压力,提高了单井的累计产气量;③采用气液分输工艺,24h连续输送,增加了防冻措施,稳定了运行工况;④应用非金属管道,降低了地面开发成本和运行费用。这4项致密气藏低成本地面工艺优化简化技术带来了该气田的经济、高效开发,也将给国内其他类似气藏提供了成熟的建设思路和技术储备。     

涩北气田气井动态多因素合理配产研究

涩北气田面临着岩性疏松应力敏感易出砂、气水关系复杂易出水、多层合采储量动用不均衡、边水推进不均衡、气藏压力下降井筒积液等开发技术难题。为确保气田合理高效开发,制定合理的气井产量非常关键。本文从气井的生产实际入手,以气藏均衡开发、稳气控水控砂、单井产量优化配置为目的,采用产能试井分析方法、气井生产系统节点分析方法,结合气井生产动态主控因素,兼顾气井最小携液、主动防砂原则,提出了具有产能试井资料和不具有产能试井资料的两种气井合理配产方法,建立了涩北气田科学的气井动态多因素合理配产模式。     

高、低渗"串联"气层供气机理物理模拟研究

在国内低渗气田开发过程中,对非均质气层（近井高渗、外围低渗）供气机理认识还存在许多问题。利用物理模拟技术,结合苏里格气田单井地质模型,建立了平面均质高、低渗气层“串联”物理模拟模型（“串联”模型）及实验方法,模拟研究了衰竭开发过程中非均质气层压力和产量变化规律、单井生产动态特征和配产对稳产期产气量的影响。     

靖边气田开发后期增压方案研究

靖边气田全面进入自然稳产期末,地面集输系统已不能适应中、低压气的开发。依据靖边气田现有管网系统结构,对管网增压方式进行比选,建立大型气田区域性增压全局优化模型,结合天然气管网仿真,运用优化技术,决策出最优的气田增压方案,合理布置压缩机站的站位、优化压缩机及管网系统的运行参数,从而协调天然气的采、集、输、配各个环节的关系,在实施天然气集输管网区域性增压输送的同时,既降低管网改造投资,又实现经营部门效益的最大化。     

呼图壁气田高效开发的技术对策

气田的高效开发是建立在对其地质特征的认识、开发方案的制订、开发过程的调控和开发规律的把握基础上的。呼图壁气田为典型的砂岩气田,经过开发前期的科学评价,使多学科综合技术相互配合、相互渗透,创立了气田开发的地下地面一体化开发评价模式;利用现代试井解释技术,落实了气藏地质储量,确定了气田合理采气速度,优化配置了单井产量,并通过均衡压力剖面、产水规律等方面的综合研究成果与应用经验,实现了气田连续稳产10 ａ的高效开发,形成了一套砂岩气藏高效开发技术对策。对该气田开发效果的评价结果表明,气田投资回收期短,累计创产值36.63亿元,实现了稀井高产,对高效开发同类气藏具有借鉴意义。     

靖边气田单井生产动态预测方法研究

针对靖边气田储层分布复杂,单井生产动态难以准确预测的问题,运用油藏工程方法建立了靖边气田单井生产动态预测的基本模型,在基本模型的基础上针对靖边气田气藏特征和生产特征对模型进行优化,得到了适合于靖边气田生产动态预测的方法,提出了在稳产阶段和产量递减阶段气藏的生产动态基本模型不同预测方法亦不同,利用计算机编程方法,分别对稳产阶段和产量递减阶段的生产动态预测方法进行程序化处理,明确了单井整个生产阶段的生产动态特征,达到快速准确预测靖边气田单井生产动态目的,对靖边气田单井生产动态管理、产能评价及开发优化具有重要的指导意义。     

气藏数值模拟及在松南地区的应用

对气藏数值模拟方法进行了综合研究,建立了在均质、裂缝-孔隙介质条件下的气藏数值模拟的数学模型,给出了初始条件和边界条件;通过对方程的线性化处理,使方程得到简化,进而可以利用有限差分方法求解。以松南地区后五家户气田为例进行了该气田的数值模拟研究,并对其开发动态、生产情况、开发指标从数值模拟角度进行分析,发现后五家户气田为低渗透气田,其渗透充在平面上非均质性很强,这就形成气层压力在平面上的传导出现滞后现象。此外,还比较合理的确定单井配产、采气速度、稳产年限、井网、井距等开发指标,初步应用取得了一定的效果。     

IPM气藏生产一体化软件数值模拟研究

目前许多商业软件对气藏的研究基本上是逐点分析,系统分析的准确性和及时性难以保证,已不能完全满足生产的需要。因此结合气田现状和系统整体研究的实际需求,开展了IPM软件生产一体化数值模拟。该软件主要包括地面管网优化设计、井筒动态分析、生产动态综合分析、高压物性分析、油气藏数值模拟、控制连接器等功能模块。利用该软件可进行气井生产历史拟合、气井产能递减分析、气井合理生产管柱研究、气藏稳产预测、气藏生产动态预测、气藏生产方案优化等,填补了气藏工程软件单一分散的缺陷,对提高整个系统油气开采效率和经济效益有重要的指导意义。     

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。     

涩北气田气井合理配产的综合技术对策

柴达木盆地涩北气田具有岩性疏松易出砂、多层、气水关系复杂易出水、储量动用程度不均衡等开发技术难题,为了确保气田的稳产及合理高效开发,在制订开发技术对策时单井的合理配产非常关键。针对该气田气井出水、储层岩性疏松应力敏感及多层合采等特点,常规的气藏气井配产方法已不适用,从出水气井无阻流量的评价、抑制地层出砂的临界产量计算、多层多气水系统抑制边水推进的平衡采气等角度出发,探讨了涩北气田气井合理配产的综合技术对策。运用气藏数值模拟技术,对涩北一号气田典型层组的合理配产方案进行了开采指标预测,模拟结果显示所提出的以动态配产为技术特点的配产策略能够达到稳气控水、最大限度地提高天然气采出程度的目的。