苏里格气田苏10井试采研究

苏里格气田苏10区块P1X8气藏为低孔低渗定容封闭气藏,其单井稳定产能、动态储量比例以及最终采收率等问题一直为人们所关注。为解决上述问题,选择具有代表性的、测试资料较全的苏10井进行研究、探讨。通过修正等时试井、试采评价和单井数值模拟研究,认为该井P1X8下段气藏按无阻流量的1／6～1／7配产可以稳产;利用压降法和容积法计算该井动态储量比例为78．5％;利用动态法计算出该井最终采收率为66．8％。为其它井合理配产、气藏评价和气田开发积累了经验。     

产水气井单井控制储量计算新方法

气井单井控制储量是气藏工程中一项重要的内容,而气井产水对单井控制储量具有明显的影响,准确计算产水气井单井控制储量在整个气田开发中有着重要意义。基于产水气井渗流特征,利用产水气藏分流率与日产气量、日产水量的关系,结合气、水两相相对渗透率曲线,得到产水气井单井控制储量计算的理论图版。通过将实际产水直井和水平井生产动态资料与单井控制储量理论图版进行拟合,获得产水直井与产水水平井单井控制储量,且对比发现,利用图版拟合法与物质平衡法、产量不稳定分析法、弹性二相法以及数值模拟法计算单井控制储量结果相对误差较小,表明新方法具有较好的实用性和可靠性,可以推广运用到产水气藏动态储量的计算。     

动态龟背图法计算气藏单井控制地质储量

气藏开发进入中后期经常需要对现有井网开发效果进行评价,评价过程中需要对单井控制储量进行准确计算。利用容积法计算气藏单井控制地质储量的过程中,传统的单井控制面积的确定方法如算术平均法和泰森多边形(Voronoi)图法等忽略了储层非均质性及气藏开发压力传递特征等影响到单井控制地质储量计算结果的重要因素。首先借助气藏试井、动态监测及生产数据等动态资料,计算出单井动态储量,将单井动态法储量作为该井对井区单井控制面积的控制能力因素融入到龟背图的绘制过程。这一新的控制面积确定方法表明:动态龟背图法计算气藏单井控制地质储量是在传统的龟背图法的基础上,借助单井动态资料对单井控制面积的计算方法进行修正,由此得到的计算结果更为合理。     

超深、高含硫底水气藏动态分析技术——以四川盆地元坝气田长兴组生物礁气藏为例

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组生物礁气藏（以下简称为元坝长兴组气藏）为高含硫、局部存在底水的条带状生物礁气藏,储层非均质性强、气水关系复杂,常规的动态分析技术并不完全适用。为此,通过在该气藏开展井筒压力折算、动态产能评价、动态法储量评价以及水侵早期识别与水侵动态评价等研究,落实了气井产能、动态法储量以及水侵动态等关键问题。研究结果表明：①所建立的井筒压力折算模型计算的压力误差小于1%,温度误差小于5%,满足现场要求;②建立了考虑硫沉积的稳态产能方程及一点法产能公式,在开发中期,对气井产能进行动态评价以指导气井的优化配产及气藏合理采速的确定;③建立了单井动态法储量评价图版,并针对同一连通单元内的气井,建立“虚拟井”以计算区域内动态法储量,并形成了相应动态法储量评价技术,平均单井动态储量为24.55×108 m3;④综合考虑高含硫、双重介质、底水等因素,建立了气藏非稳态水侵量计算模型,并形成了生物礁底水气藏水侵动态评价技术;⑤该气藏目前水侵量整体较小,地层水相对不活跃,水体能量为弱—中等。结论认为,所取得的研究成果不仅为元坝长兴组气藏的高效开发提供了有力支撑,还可以为其他同类型气藏提供借鉴。     

单井和区块动储量评估方法优选及应用——以某断块小气藏为例

气藏动态储量是气藏开发方案编制和气藏评价的重要依据之一。为提高气藏动储量估算的一致性和准确性,以某整装小断块气藏为研究对象,对物质平衡法和现代产量递减法等7种单井动储量估算方法进行了对比评价和敏感性分析,并提出了分析中可能会遇到的几种问题。同时研究了井间干扰对动储量估算的影响,并比较了单井累加法和多井Blasingame法在区块动储量估算中的准确性。结果表明,对于单井动储量估算,现代产量递减法操作简单、估算结果稳定、平均误差小于1%,相比之下,常用的物质平衡法在直线段拟合上缺乏稳定性和准确性。因此,推荐使用现代产量递减方法进行单井动储量估算。其次,对于区块动储量估算,多井Blasingame法是一种有效解决井间干扰的方法,只需使用一口井即可估算整个区块的动储量。使用该方法对10口井进行全区动储量估算,结果显示10口井各自得到的区块动储量均收敛于一个值,即断块动储量。最后,探讨了井控范围内的采出程度。针对采出程度低的井,建议保持气藏压力、提高气体的膨胀性以提高采收率。     

流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量

气井动态储量的确定是单井合理配产和开发方案制订的重要依据,但对低渗透气藏,由于地层的低渗透性及强非均质性特征,很难准确计算出气井的动态储量。针对此问题,结合低渗透气藏单井的动态生产数据,统计分析了大量气井生产指示曲线,将其划分为3种类型,即标准型、波动型、分段型,并描述了不同类型气井生产指示曲线的表现特征及形成的原因,最终提出了正确利用流动物质平衡法计算气井动态储量的方法。实例分析表明,利用流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量所需数据量少,计算结果合理、可信,可为低渗透气藏单井动态储量的确定起到一定的指导作用。     

一种页岩气井全生命周期合理配产新方法——以泸州地区页岩气为例

页岩气井的合理配产是影响气藏最终采收率的关键因素之一,尤其是针对快速上产的页岩气区,如何快速并准确地评价单井合理配产存在一定的难度。为了探索适合泸州地区页岩气井的生产全过程合理配产方法,首先针对页岩气井配产的三种方法推荐采用无阻流量配产系数法,然后根据泸州地区页岩气井的返排液量特征和生产特征,结合合理配产基本思路,典型井的合理配产分析,确定了“井口压降速率<0.1MPa/d、高水气比、产量波动不大于10%、大于临界携液流量”这四条投产初期配产原则。同时通过对比合理配产值和一点法计算的无阻流量的相关性来确定无阻流量的1/4～1/3作为投产初期的配产系数;在生产过程中采用压降产量动态配产法优化气井配产,也可采用两者兼顾的方法指导页岩气井合理配产。该配产方法在现场得到了广泛应用,取得了很好的效果,为泸州地区页岩气井的快速化、规模化上产开发提供了技术支撑。     

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。     

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在我国已发现的低渗透天然气藏中，Ⅲ类储层的储量占了相当大的比例，高者可达30%。随着气藏的深入开发，压降漏斗加深扩大，Ⅲ类储层的生产压差也越来越大，从而会有更多的Ⅲ类储层储量被逐步动用，这部分资源对产能的贡献将越来越大。在气藏开采周期里，为了定量研究Ⅲ类储层资源对气藏生产总产能的贡献及其最终采收率，为现场生产规划、投资决策提供可靠的技术支持，文章利用磨溪气田雷一1低渗气藏磨18井区的气藏描述成果和实际生产测试资料，通过数值模拟技术，建立了该井区低渗透气藏的单井模拟模型，在生产历史拟合研究的基础上，预测计算了未来开发动态指标，详细分析了Ⅲ类储层储量对产能贡献的变化趋势，定量地研究了Ⅲ类储层对产能的贡献和最终采收率，这对现场生产规划、管理和投资决策具有现实的指导意义。     

井间干扰造成的气藏储量叠加问题研究

气藏动态储量计算与评价是气藏开发调整的前提和依据.基于常用计算气藏动态储量的单井集合法受到资料和生产时间等因素的限制,在实际应用中没有充分考虑井间干扰对计算结果的影响.针对各井投产时间不同造成的井间干扰并结合川东沙坪场石炭系气藏的实际情况,在物质平衡法的应用中进行改进.与传统物质平衡法单井集合比较,该方法消除了井间干扰造成的储量叠加问题,能够更准确地计算动态储量.     

致密岩性气藏储量评价和计算方法问题与对策——以鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界气藏为例

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部,上古生界地层为1套完整的海相潮坪-近海三角洲-陆相辨状河碎屑岩沉积.在较强的成岩作用和上石盒子组区域盖层的封盖作用下,该气田在上古生界形成了由多层大型致密岩性气藏叠合的箱型气藏,具有"三低"的特点,多层合采提高了单井产能,达到了单层储量动用的目的及气田开发的经济效益.根据大牛地气田上古生界气藏地质和生产特征,提出以纵向叠合、平面连片的气层组(砂层组)为计算单元的储量评价、计算思路和方法以及纵向合层、平面碾平经济评价方案,解决了该气田单层产量低、经济评价效益低的问题,为类似致密岩性气藏储量评价和计算提供了思路和方法.      

动态监测技术在呼图壁气田的应用

呼图壁气田是存在边底水的凝析气藏,同类气藏开发的经验表明,如果采气速度不合理,可能导致气藏提前见水,严重制约最终采收率的提高,因此,如何确定合理的采气速度、工作制度是气藏开发的关键。通过对呼图壁气田近年来动态监测资料进行深入研究,划分气藏压力系统,并结合开发动态,对气藏的产能分布特征、地层水活跃程度进行了分析,利用生产资料,对气藏动态储量进行了核实,确定出了合理的采气速度及工作制度,为合理开发提供科学的依据。     

苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算

运用气藏开发动态资料,选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量,故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征,在动态资料不断补充和丰富的基础上,综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算,分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。结论认为,苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量,Ⅰ类井平均单井动态储量为2 936×10⁴ m³,Ⅱ类井平均平均单井动态储量为1 355×10⁴ m³,Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×10⁴ m³。所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。     

随机建模在大牛地气田新区早期气藏描述中的应用

鄂尔多斯盆地大牛地气田属于典型的低渗透致密气田,具有储量规模大、发育气层多、储层非均质性强等特点。在早期地质资料较少的情况下,如何客观地预测储层分布及其含气性成为难点。文中的研究对象为大牛地气田新区盒1段河流相致密砂岩储层,以层序地层学、沉积学和地质统计学等多学科的理论和方法为指导,根据现有的钻井、测井、地震、岩心、露头等资料,在基础地质研究的基础上,采用相控随机建模,以相邻开发成熟密井网区精细储层地质模型作为原型模型,通过地质类比分析,确定新区的储层统计特征参数,建立精细可靠的三维储层地质模型,同时结合储层物性下限预测各小层有利储层的分布,为大牛地气田进一步开发提供依据。     

大牛地低渗透气藏产水气井动态优化配产方法

传统气井配产方法应用于大牛地低压、低渗、低产致密砂岩气藏产水气井时,气井的携液潜能得不到充分发挥,累计排水采气量大,最终采收率低。基于产水气藏物质平衡原理、气井产能、井筒压力温度分布预测理论,应用节点系统分析方法建立了产水气井生产动态预测方法,该方法能动态预测地层压力、井底流压、井口油压、产量、采收率随时间的变化;结合连续携液理论提出了产水气井配产新方法,该方法所配气量高于井口临界携液气量,且随时间动态递减,而不是保持不变。大牛地DK3井实例计算表明,新方法能更长时间维持气井连续携液生产,降低了累计排水采气量,提高了最终采收率。     

大牛地气田DK13井区井网适应性评价

DK13井区是大牛地气田的主力产区,目前部分气井已进入递减期,因此对该井区开展了井网适应性研究。根据目标区动静态资料,建立产量劈分模型,确定储量采出程度,分析储量波及状况;运用试井解释、动态分析等方法开展合理井网井距研究。研究表明,目标区井网整体部署较为合理,局部位置还存在调整空间;预计通过加密、补孔、井筒治理和增压,可新增产能2870×104 m3,提高采收率8%左右。     

基于流动单元的测井储层参数精细建模技术——以崖城13-1气田陵三段为例

崖城13-1气田自发现开发以来,先后做了多次储量计算工作,在历次相关研究过程中,对储层非均质性及储层连通性认识存在一些不足,气田局部储量动用程度较低,动、静态地质储量差异较大.流动单元研究是以井点纵向储层岩石物理特征及流体特性分类为出发点,空间上结合沉积、地层层序格架将地质体划分为横向、垂向岩性和岩石物理性质相似的储集...     

大牛地气田液氮伴注效果分析及优化

大牛地气田具有低渗、致密、低压的特点,在压裂施工中,通常存在压后返排困难、压裂井自然喷通率低的现象。采取较高液氮伴注比例压裂层位的水平井自然喷通率较高,然而一味地提高液氮比例会增加生产成本。文中在最小液氮伴注比例计算的基础上,考虑了启动压力梯度对压裂液返排的影响,得出了大牛地气田液氮伴注压裂井压后自然喷通的最小液氮用量评价模型,并给出了大牛地气田盒1气层压裂井压后自然喷通的最小液氮伴注比例,为大牛地气田液氮伴注压裂施工提供了参考。     

常规测井特征比值法在大牛地气田产能评价研究中的应用

从鄂尔多斯盆地北部大牛地气田上古生界致密砂岩天然气储层的地质和岩性特征出发,在储层参数精细解释基础上,完成了一项储层产能分析与评价方法研究.首先把常规测井资料分类处理成几组本地区的测井特征参数比值,包括:岩性测井比值(自然伽马相对比、井径比)、电性测井比值(自然电位相对比、深浅电阻率比)、物性测井比值(时差比、密度比);把这些比值按地区经验加权合成为储气层产能综合比值K;把K和气层厚度H的乘积KH(取名为测井储能特征指数)与气层无阻流量测试数据相拟合,得出相应的经验回归关系.在评价气层时,用K值划分产能级别,用KH值预测产能.实测结果表明该方法效果明显,已在大牛地气田的新井储层产能评价和老井挖潜工作中推广应用.     

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田成岩成藏耦合关系

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田上古生界含气层系多,储量规模大,是一个典型的大型煤成气田。对源岩及天然气地化特征、源岩热演化模拟、储层岩石学、成岩演化及相关成藏要素的综合研究表明,大牛地气田具有“两个生气中心,储层致密化前后分明,早期侧向运移,晚期垂向充注”的成藏模式,形成了研究区内两种不同类型的气藏,即西南角的盒2段和盒3段辫状河道砂体储层气藏和东北角的太2段障壁砂坝储层气藏,生气中心和储层致密化对上古生界天然气成藏有着重要的控制作用。