天然气水合物藏和天然气藏开采规律对比分析

以考虑了气-水-水合物-冰相多相渗流过程、水合物分解动力学过程、水合物相变过程、冰-水相变过程、热传导、热对流等因素的天然气水合物藏降压开采模型为基础,对水合物藏和天然气藏的产气速度、产水速度、累计产气量及地层压力等参数的变化规律进行了对比分析。气藏的产气速度高于水合物藏,但气藏的产气期要短;随着初始压力的增加,气藏的产气速度增加而水合物藏的产气速度降低;水合物藏的产水速度高于气藏,且水合物藏最大产水速度随着初始压力的升高而降低;在一定的初始压力范围内,水合物藏的累计产气量高于气藏,且水合物藏和气藏累计产气量的差别随着初始压力的增加而逐渐缩小,但当初始压力达到某值时,气藏的累计产气量将超过水合物藏。     

靖边气田下古分层产量贡献率影响因素分析

靖边气田下古气藏马五段发育多个含气层,气田采用多层合采的开发方式进行。开发过程中发现,气田下古各小层的气量贡献率与相应各层地质储量不成正比,各小层气量贡献率差别大,马五31小层地质储量占总储量的49.63%,历年产气剖面结果显示马五31气量贡献率占到了70%以上。为了提高靖边气田开发效果,促进下古各小层均衡开发,各小层的气量贡献率已成为气田现阶段开发研究的重点及难点。通过分析靖边气田历年产气剖面测试结果,结合多气层渗流数学模型理论,对靖边气田多层合采井小层贡献率影响因素进行研究。综合分析认为靖边气田下古气量主要贡献层位为马五31小层,其气量贡献率在70%~80%,其余各小层气量贡献率均小于10.0%。以靖边气田物性参数为基础,通过理论计算,认为靖边气田下古各小层产量贡献率在受储层物性参数影响外,还受到了小层控制半径影响,各小层气量贡献率若只受到储层物性参数影响,马五31气量贡献率约为30%~50%,当次产层控制半径在400 m~500 m时,马五31气量贡献率与产气剖面测试结果相一致。     

涩北气田多层气藏储量动用程度分析

柴达木盆地涩北气田合计含气小层介于54~90层,是典型的多层气藏,生产动态资料系统分析表明层间储量动用程度存在较大差异。采用实验模拟、气藏工程和数值模拟等多种方法研究了储层非均质性、层间储量分布、气井出水等对储量动用程度的影响。结果表明：层间的非均质性是影响多层气藏储量动用程度的主要因素,渗透率级差越大,低渗层储量动用程度越差。对于该类气藏,可以通过合理划分合采层系、优化射孔和优化配产等策略提高多层气藏储量的动用程度。     

长庆气田下古气藏储层渗透率模型的建立方法

储层渗透率是影响动态预测指标最重要的参数之一,它直接影响模拟储量的动用程度、建产规模、稳产年限、采出程度以及开发经济效益等预测指标,对气田开发的决策理念产生重要的影响。长庆气田下古气藏目前测得的三种渗透率值（测井渗透率、岩心分析渗透率和试井渗透率）,都不能反映主力产层的实际渗透性能,不能直接用于储层分层渗透率 模型的建立。在分析研究的基础上,建立了下古气藏分层产气比例的预测方法,提出了长庆气田下古生界气藏分层渗透率模型的建立方法,该方法强调了主力产层的相对高渗;气井生产史拟合证实该方法建立的渗透率模型是可信的,同时对动态预测指标产生了积极的影响。     

利用产气剖面精细描述多层气藏动态特征

受层间非均质性等影响,多层气藏表现出层间日产气量差异大、各小层出水顺序及产水量也不相同的情况,采用常规方法无法了解每个小层的生产状况。对产气剖面测试成果在多层气藏动态分析中的应用进行了系统梳理,以台南气田F气藏为例,阐述了产气剖面可用于了解单井分层产气量及其随时间的变化、确定各小层的无阻流量、识别各小层出水顺序与出水量、分析整个气藏的分层产量贡献与剩余气分布。分析表明,通过有计划、系统地测试产气剖面,可以准确认识多层气藏的动态特征,优化确定科学的开发技术政策,提高气藏开发效果。该分析对多层气藏开发动态监测优化设计与动态分析具有借鉴意义。     

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储量评价是气田开发设计的基础,储量评价结果直接关系到气田开发规模、各项开发指标预测的可靠性及整体效益,是开发决策的重要依据。长庆碳酸盐岩气藏非均质性强,储量动用的难易程度在平面上和纵向上有明显的差别。我们在对静态资料及初期动态资料综合研究的基础上,建立了长庆气田马五1气藏产层分类标准,依据标准将单井各产层划分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类,在综合考虑孔隙结构,测井解释,试气以及DDL－Ⅲ,PLT分层测试等成果的基础上,视Ⅲ类产层储量为难采储量,Ⅰ Ⅱ类产层储量为可动储量。因此Ⅰ Ⅱ类储量为方案设计的物质基础。但是随着部分探井生产时间的延续和生产压差的增大,动态资料显示部分Ⅲ类产层储量也开始逐步动用。文章通过对长庆气田14口井的Ⅲ类产层的产气量与生产压差的统计研究,结合数值模拟和定容气藏物质平衡方法,对长庆气田Ⅲ类储层难采储量的动用程度进行了有效的评价,从而为长庆气田开发设计提供了科学的依据。     

苏里格低渗强非均质性气田开发技术对策探讨

鄂尔多斯盆地苏里格气田储集层具有低渗、强非均质性、中强压敏的特点，气井产能低，稳产期短。根据单井模拟及生产动态分析，气井低产量生产可以降低压敏效应的影响，加强气井低产量生产阶段的管理，有利于合理利用地层能量，提高井控外围低渗区储量动用程度；分层压裂、多层合采可以在纵向上充分动用气井控制储量，增加气井最终累计产气量和稳产时间；地质研究与地震相结合，是提高储集层预测精度和钻井成功率的技术关键；降低成本，争取优惠政策也是提高经济效益的有效途径。     

一种碳酸盐岩凝析气藏储量的计算方法

碳酸盐岩凝析气藏地层压力下降到露点压力以下时,凝析油在地层及井筒内析出,井口产气量、产油量与井底产气量、产油量之间存在差异,导致储量计算存在困难。通过经验公式拟合得到露点压力,当地层压力大于露点压力时,将井口产油折成气,按单相气求取凝析气储量,再通过气油比折算凝析油储量和干气储量;当地层压力小于露点压力时,地层出现多相流,分别计算干气储量和凝析油储量;实例对比分析表明,该方法的计算结果准确可靠。     

基层动态

榆林气田陕141井累计产气量突破6亿立方米 截至11月3日,已连续生产13年的榆林气田陕141井,累计产气量突破6亿立方米。陕141井位于榆林市榆阳区小纪汉乡贺家滩村,1996年5月压裂试气一举获得76.78万立方米高产气流,标志着长庆油田在上古生界天然气勘探上取得重大突破,为扩大含气面积、增加储量、正确评价气层、进一步勘探和认识上古生界气藏提供了可靠依据．     

基于层间均衡驱替的分层注水井层间合理配注方法

在长期的水驱过程中,受层间储层物性差异的影响,多层合采油藏层间动用状况差异大,层间矛盾突出。分层注水技术是改善特高含水期层间矛盾的有效方法,其成功的关键是根据各小层的储层物性和动用状况确定各层的配水量。为此,以层间均衡动用为目标,综合考虑储层物性和动用状况,利用Buckley-Leverett非活塞式水驱油理论,建立了注水井分层配水量的计算方法,并编制了计算程序。分析结果表明:层间配水量的差异受油层厚度、剩余油饱和度和调控时间等因素的综合影响;所计算的配水量在给定的调控时间内使各小层达到均衡驱替状态,能够满足分层注水井层间配注的要求。     

ZONAL PRESSURE TESTING AND REGULATING-CONTROLLING TECHNOLOGIES FOR GAS WELLS

采用笼统生产和笼统测试工艺制度不能充分发挥气田不同储层的潜能,而且对于一些出砂、产水的气井无法进行有效控制;测试工艺仅局限于笼统的测试方法,无法测得分层资料.气井分层测压及调控技术可实现气井的分层开采和分层测试.应用该技术可准确测得3-4个层段的分层压力资料,通过分析所测得的测试资料和调控井下气嘴大小,能有效控制气井的出水、出砂,减少层间干扰,增加气层的动用程度,提高气井的产气量和最终采收率.     

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基本情况四川石油管理局川南矿区丹凤气田的丹８井为单独裂缝系统，产层为Ｐ１ｍ２ａ，气层中部井深２９８２ｍ，地质储量２．８×１０８ｍ３。该井于１９８２年１月１４日投产，初期产量在１０×１０４ｍ３／ｄ左右。产气量缓慢逐年下降至１９８８年的５×１０４ｍ３／ｄ...     

气藏出砂判别方法探讨及其在东海平湖油气田气井配产中的应用

东海平湖油气田气藏出砂主要是由于井筒附近气藏储层岩石的剪切破坏所引起的。采用岩心流动实验数据与出砂井产气剖面和采气强度资料相结合的方法,综合确定出了平湖油气田气藏出砂判别指标和气井出砂极限产气量。由于岩心流动实验条件和气井井筒附近气体的渗流条件不同,实验数据往往不能直接用于气井配产,为此首次导出了实验数据与生产参数之间的相互转化公式。将上述气藏出砂判别方法应用于东海平湖油气田F1断块气井配产,取得了较好的效果。     

多层系致密砂岩气藏水平井开发适应性评价

对于神木气田多层系气藏,若水平井开发地质目标选择不当,会降低储量动用程度和经济效益。研究神木气田储集层砂体发育规模及叠置模式,采用剖面储量集中度概念,建立单层式、双层式和多层式气藏模型。以水平井增产倍比作为经济效益评价依据,评价多层系气藏水平井开发储集层界限。研究表明：神木气田下二叠统太原组及山西组二段局部发育较大规模复合有效储集层,有效厚度为6.0~9.0 m,长度为1 600~3 200 m,储量集中度大于75%,主产层与次产层渗透率比值为0.8~3.9,具备水平井开发的最佳储集层条件。     

有杆泵分层举升采油技术研究

新疆陆梁油田纵向发育油层较多,受油层物性、压力差异等影响,层间干扰严重。为进一步提高油层的动用程度,避免多层合采层间干扰,研制成功分层举升泵系列。设计出分层举升管柱、配套清防蜡工艺及分层计量地面工艺流程。现场试验20井次,累计增产原油3.2×104t,检泵周期达到1年以上,为多层系油藏充分挖掘低压低含水油层的生产潜力提供了有效的技术手段。     

基于剩余油分布的分层注水井各层配注量确定方法

分层注水开发中,各层配注量的常用确定方法没有考虑小层剩余油分布情况,为此,研究了确定小层配注量的新方法。从生命旋回理论和逻辑斯蒂增长规律出发,推导了采出程度与累计注入水体积之间的定量关系。按照小层剩余储量分布规律,以提高注水波及效率和剩余油动用程度为目标,建立了基于剩余油分布的分层注水井各小层合理配注量计算新模型。运用精细数值模拟方法分析了厚度法、地层系数法和剩余油法分层配注与油田各开发阶段的适应性,结果为:含水率小于50%时,推荐使用厚度法;含水率为50%~80%时,推荐使用剩余油法。研究成果在渤海SZ油田F6井进行了现场应用,应用效果显著,井组含水率下降8%,净增油7 766 m3,表明分层配注新方法及各层配注量确定方法适应性研究成果可用于指导分层注水井各层配注量的优化调整。      

应用CT分析及核磁测井预测碳酸盐岩产气量

分析碳酸盐岩全直径岩心三维CT数据和试气结果,发现CT70孔隙度(根据目前全直径岩心CT分辨率,CT70孔隙度为直径大于70μm的孔隙占整个岩样体积的百分比)与有效厚度每米日产气量存在定量关系,据此提出一种利用CT70孔隙度预测碳酸盐岩储集层产气量的新方法。首先根据双重介质有效介质近似和平面径向渗流理论,证明产气量与CT70孔隙度之间存在明确的指数关系;并通过理论计算,分析确定预测模型各参数的物理意义和变化规律;提出CT—核磁同比例转换关系,实现利用核磁测井资料预测产气量。将CT70孔隙度预测产气量方法应用于四川盆地重点探区16口井的气层段,对比分析证明该方法具有实用价值。     

苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议

鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率,总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识,梳理了影响气田持续稳产的难点问题,提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。研究结果表明:(1)苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征,并且局部气水关系复杂;(2)不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异,气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大;(3)优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重,导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大;(4)为了实现该气田的长期稳产,针对致密砂岩气藏强非均质性的特征,需要进一步推广"基础井组+基础井网+差异化加密"的井网部署策略,持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术,运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度,配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性,采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平,并且尽早推广"负压"开...     

多层合采气藏渗流机理及开发模拟——以柴达木盆地涩北气田为例

涩北气田是柴达木盆地典型的多层疏松砂岩气藏,具有岩性疏松、层多且薄等特征,气藏储集层从浅至深多达近百个。气田在生产过程中为了提高储量动用程度,实现经济高效开发,采用多层合采方式生产。针对多层合采可能产生的层间干扰、储量动用不均衡等问题,提出多层合采的物理模拟实验方法,并结合数值模拟研究探讨了多层合采时气藏储量动用程度的主要影响因素,系统分析了不同物性和地层压力条件下多层合采开发动态特征。在此基础上,研究多层合采有利条件,以渗透率倍比和压力倍比为评价参数建立判断图版,可对不同气层物性和地层压力条件进行初步判断,评价合采干扰程度,为多层气藏优化射孔组合提供依据。     

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。