川鸭609井试采评价研究

川鸭609井是鸭子河构造带金马鼻状构造中深层天然气勘探取得重大突破的一口气井，对这口气井的地质、测试、试井、试采资料以及试采工艺进行分析评价，可以了解到指导鸭子河气田进一步勘探开发的重要信息和试采技术手段。     

新疆试油公司

新疆试油公司主要从事勘探开发井的试油、试采、试井和油气层改造以及地层测试、修井等综合技术服务工作。     

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新疆试油公司主要从事勘探开发井的试油、试采、试井和油气层改造以及地层测试，修井等综合技术服务工作。     

试采井在海拉尔地区勘探开发中的作用

海拉尔盆地是大庆探区较大的含油气盆地之一,石油地质条件比较复杂,单凭试油资料制定开发方案,会造成很大的误差。海拉尔盆地自1982年勘探以来,共试采了10多口井,本文分析对比了这些试采井及其相应的试油井、开发井的产能变化规律,得出了试油井、试采井及开发井间的产能变化关系,说明了试采井在海拉尔油田勘探开发中的作用。     

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新疆试油公司主要从事勘探开发井的试油、试采、试井和油气层改造以及地层测试、修井等综合技术服务工作。     

徐深气田火山岩气藏气井试采模式建立

徐深气田火山岩气藏处于勘探开发早期阶段,主力产气层位为营城组火山岩储层,受火山喷发多期性的控制,火山岩气藏岩性岩相变化较快、储层致密且非均质性严重,单井产能差异大,气藏类型复杂多样,通过气井详实可靠的试气、试采资料,进一步认识气藏至关重要.根据气田试气、试采实践,阐述了目前徐深气田火山岩气藏气井试采模式,对单井进行了科学系统的试采安排,各试采阶段目的明确,衔接合理,利用该方法进行单井试采,获得的资料能够有效地对单井进行动态评价,为火山岩气藏高效开发提供第一手资料.     

间歇试采井资料解释方法

试采是获得区块地质参数的重要手段,是勘探与开发相衔接的重要环节。大部分的试采井都是以间抽方式进行生产。这种生产方式下油井的井底压力变化复杂,无法采用以往评价油井产能的方法对其产量变化进行预测。采用连续抽油生产情况使用的试井理论处理资料,又不能保证解释结果的准确性。针对间歇试采井的产能预测及资料解释方法,根据间歇试采井生产特点,对间歇试采井井底压力变化规律进行深入研究,从计算间采过程各阶段的地层压力分布入手,推导出间采不同时期的计算方程,应用差分方法求解,并编制出相应软件,解决了以往间歇试采井定产困难、资料解释缺少理论依据的问题。现场应用情况证明这种处理间歇试采井资料的方法是准确实用的。     

试采井下开关井及压力监测工艺新技术

针对油田"低渗、低孔、低产"油藏试采井存在的试采周期长、成本高的实际情况,研究了试采井下开关井工艺技术,并与电缆直读技术相结合,实现了用一趟管柱进行抽油试采及井下开关井,并对压力资料进行实时录取和监测。通过在实际井的应用证明,可减少试采井的压力恢复时间40 d以上,有效地缩短试采周期,降低工人劳动强度,节约生产成本。     

保德区块煤层气勘探历程与启示

主要根据地质认识转变、技术发展、钻井数量、勘探成果与产气量,将保德区块煤层气勘探历程划分为4个阶段.对外合作勘探评价阶段,水平井型排采8+9#煤层,产水量大、排液降压困难;井组试采评价阶段,丛式井组合层排采4+5#煤层和8+9#煤层,排水采气效果显现;勘探开发一体化先导试验阶段,优选富集区井网面积降压试采,获得高产突破...     

科学试油试采技术的形成与发展

为了准确录取储层产量、流体性质、压力及地层参数等各项资料,对油气藏做出科学评价,为油气田开发提供可靠数据,多年来针对大庆探区低渗透致密复杂岩性地层、试油试采储层埋藏不断加深和高温高压的特点,结合安全环保要求,开发了油气井产能预测技术、高效射孔技术、中浅层地层测试配套技术、高温高压井试气配套技术以及试井解释评价技术.该技术在大庆外围探区,特别是低产低渗油气层勘探中起到了重要作用,取得了明显的地质效果.科学试油试采技术的形成与发展,为大庆油田的勘探开发、持续稳产、天然气储量提交作出了重要贡献.     

试采井产能预测方法

为了搞清试采井储层的动态参数,确定压力波及范围及相应的储层边界,确定试采井区的合理产能,为上交储量、精细评价和编制开发产能方案提供准确依据,施工前有必要对试采井的产量进行论证,预测其试采过程中的生产能力.根据地层物性的不同,试采井按生产方式分为定产间歇生产试采井和定产连续生产试采井.不同类型的试采井产能预测方法也不一样.根据间歇生产试采井和连续生产试采井产量、压力变化特点,研究出2种试采方式下的产能预测方法,预测结果与实际试采结果符合率达90%以上.     

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在气田的开发历程中 ,试采处于基础阶段 ,搞好气田的试采工作就是打好基础。大天池气田有探明储量 12 0 0× 10 8m3 以上 ,可采储量 90 0× 10 8m3 以上 ,有气井 5 2口 ,井口产能 75 0× 10 4 m3 /d以上。大天池整装气田已投产三个 :五百梯、龙门、沙坪场 ,总结大天池气田从 1992～ 2 0 0 1年共 8年多的试采情况 ,主要有认真编制并严格执行试采方案 ;选择有利气井作为激动井 ;分阶段进行试采 ;搞好全气藏关井及稳定试井 ;产出流体性质及井口压力加密监测 ;运用先进测试技术及仪器参与试采 ;见干扰 1口井投产 1口井 ;新井投产时进行稳定试井 ;试采成果作为部署开发井依据等试采技术。同时对这些试采技术的综合效果进行分析总结 ,并建议在今后的新气田试采中 ,应用这几项技术 ,有利于缩短试采期 ,降低气田开发成本 ,为企业创造了最佳的经济效益。     

试井配套新技术在吉林油田试采评价中的应用

油气井试采与试油、试气相比,单井流动时间长,压力波及面积大,试井取得的参数更接近油气藏特征。但试井工艺和试井解释方法的不完善,会影响地层参数解释精度。试井配套新技术的应用,提高了试井解释精度,为吉林油田的勘探开发提供了最接近油藏特征的参数依据。     

宁武盆地煤层气勘探现状及试采效果

煤层气藏与常规天然气藏相比，开采方式和排采规律等方面都有其独特性。通过在山西宁武盆地开展煤层气勘探评价工作，对目标区优选及前期抽排试验，证实了宁武盆地具有一定的煤层气资源。对该区地理环境、地质构造特征、资源概况、勘探现状及探井试采情况等进行了论述，并对试采成果进行了对比；通过对该区排采状况进行分析，认为宁武盆地煤层气资源可靠，应该继续开展勘探和试采工作，并进一步优选有利区域和开发方式。     

浅谈“勘探开发一体化”

从目前我国勘探开发的运行机制入手,阐述了勘探开发一体化的由来、内涵及组织方式。认为勘探工作后延就是对探井进行试采,勘探评价井位部署除满足探明储量、资料录取的要求外,还要为探井利用、材质选择等提供依据．开发工作提前介入就是要参与探并试采方案的编制,及时部署开发评价井,以满足产能评价和气藏类型评价,探索适合的钻采工艺技术等,同时还要兼顾完成探明储量提交、地质资料录取等任务。实施勘探开发一体化可以加快气藏评价节奏,缩短评价周期,减少评价井数,提高勘探开发整体效益。     

鄂尔多斯盆地马岭油田P246井区地质认识及建产有利区预测

2009年对马岭油田P246井区进行了重点评价,同时进行规模建产。分析认为,研究区主要为三角洲前缘水下分流河道沉积,储层物性整体较差,非均质性较强。依据试采井的生产情况,并结合现有勘探成果,分析认为P83井以北地区是下步滚动勘探开发的有利区域。     

国产MCS络合铁脱硫工艺在川西海相含硫气田的应用研究

川西海相气藏目前处于勘探开发评价阶段,所开采的天然气中H2S摩尔分数为0.7%~5%,需进行单井脱硫试采并开展气藏评价。针对该气藏第一口试采井CK1井MCS国产络合铁脱硫工艺进行了跟踪分析,对现场的环保及硫堵问题进行了脱硫工艺的调整和优化,提出工艺推广建议,计算了装置的运行能耗及运行成本。目前,该井MCS络合铁脱硫装置年操作时间超过8 000h,日生产硫膏4t,累计生产天然气8 500×104 m3,与工艺优化前相比,天然气年产量提高约625×104 m3,保证了该井的顺利试采和川西海相气藏的有效评价,可为同类含硫气井试采提供参考。     

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长庆气田位于鄂尔多斯盆地中部，地跨陕西和内蒙古两省区，属中国经济、交通不发达的西部贫困地区。该地区燃料缺乏，土地沙化严重。因此科学合理地利用边缘气井的天然气，对于改善当地生态环境，提高当地人民的生活质量具有很重大约意义。以位于内蒙古乌审旗境内的陕232气井为例，介绍了长庆气田勘探开发初期天然气边缘井的试采并就近合理利用天然气进行的工程实践，同时介绍了可资借鉴的工艺技术及设备选型等。     

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川东是天然气生产的主战场，气田（气井）类型多，整装气田多，由于近几年川东勘探有新突破，新气田也较多。对于不同气田（气井）如何进行科学、合理配产和预测，对新气田又如何在较短的试生产阶段弄清气藏（气井）产能，从而使气田早日投放正规开发，是现场技术人员考虑的主要问题，为了对气田（气井）进行科学合理配产和预测，常规做法是要进行专门的产能测试，求出产能方程。这对于新气田来说，在试采阶段既要进行不稳定试井又要