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以涩北一号气田精细描述资料为基础,对第3开发单元进行了数值模拟研究,并将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了对岩石与流体相互作用关系的表征。在历史拟合的基础上,充分考虑气井单井产能、不积液临界产气量和出砂压差,对不同采气速度下的单井进行配气,3种采气速度下的气田开发指标优化结果表明,涩北一号气田第3开发单元的合理采气速度为3.08%,对比相同采气速度下上返与合采方案的产水动态可以看出,合采方案的生产动态较好,稳产年限为18a。第3开发单元的生产动态历史拟合结果表明,基于气田描述地质模型的模拟计算结果与生产动态相吻合,表明气田地质模型较为可靠。 相似文献
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《新疆石油天然气》2008,(Z1)
柴达木盆地青海气区的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的开发,在制定开发技术政策时,单井的合理配产非常关键。针对涩北气田储层的特殊构造特征及气水的运动规律,本文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,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,本文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,最大限度提高天然气采出程度的目的。 相似文献
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用渗流机理物理模拟技术研究气田出水机理——以涩北气田为例 总被引:2,自引:0,他引:2
出水是制约涩北气田稳产及降低气田开采效益的主要因素,对出水机理的深入、全面认识,是涩北气田找水、防水和治水措施成功的前提,更是涩北气田产能建设及稳产目标实现的重要保障。涩北气田属于多层疏松砂岩的出水气藏,开采难度大,不确定性因素多,国内外相似气田的开发理论和开发经验都很缺乏。目前对其储层内气水渗流机理和出水机理的认识大部分仍然只是定性的,缺乏量化分析,无法对防水治水措施的制定提供操作性强的指导,迫切需要全面深化对疏松砂岩储层渗流机理的物理模拟研究。通过调研国内外在疏松砂岩岩心加工、储层物性参数测试的校正、渗流机理的微观物理模拟等方面的技术进展,结合气田储层物性特征、气水两相的渗流特征以及目前对气田出水规律的认识,探讨了气田出水机理物理模拟的实验技术思路,为下一步室内实验装置与实验方案的设计奠定了理论基础。 相似文献
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《青海石油》2014,(3)
涩北气田气井积液的问题在逐年加剧,井筒积液致使气井产气量大幅下降,甚至造成气井停产,严重影响了气井的正常生产和气田的高效开发。准确地判断积液情况,并优选合适的排水采气工艺至关重要,为此,运用油套压差法、临界携液流量法对气井进行积液判断,并建立了积液判断标准。经过对比和验证,结果表明:与回声仪液面监测法相比,积液判断标准的积液判断符合率为92.86%;与实测压力梯度法相比,积液判断标准的积液判断符合率达到95.74%。积液判断标准判断准确可靠,且无需测试费用,在涩北气田具有良好的适用性。积液判断标准的建立可以指导适时的采取合理有效的排水采气措施,对于涩北气田稳产具有重要的意义。 相似文献
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疏松砂岩气田分层采气的选井原则 总被引:1,自引:0,他引:1
生产实践证明,3层或3层以上分层采气工艺技术应用于柴达木盆地涩北气田疏松砂岩气藏开发效果好,可推广应用。但如何选井一直是开发生产中亟待解决的问题,这在一定程度上限制了该项工艺技术的推广。为此,从总结涩北气田合层采气井的开发生产特征入手,分析了分层采气增产机理,在此基础上,提出了针对该气田分层采气的选井原则,即:①多层合采气井层间跨度要低于极限层间跨度;②多层合采气井层数不能多于6层;③多层合采气井层间渗透率级差不能大于4。这些选井原则对涩北气田实现分层采气高效生产具有一定现场指导意义。 相似文献
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《青海石油》2014,(3)
随着涩北气田不断开发,气藏压力逐年下降,水气比不断上升,边水能量逐渐变强,气田步入气水同产阶段,出水加剧出砂,气田稳产难度越来越大。通过实施均衡采气,调节因多层合采小层、层组间生产不均衡,平面上压力控制不均衡导致局部边水突进,气田间生产不均衡导致个别气田开发形势恶化等问题,实现三个均衡,即"区域均衡、纵向均衡、平面均衡"。利用开关井优化与产量合理配置,确保气田、层组、单井的产量任务与自身能力相匹配,同时在区域上降低气田和重点层组的采气速度,在纵向上提高浅层井开井时率,在平面上提高构造高部位气井采气量、边部位形成高压阻水屏障,减缓边水推进速度、控制气井出砂,最终实现涩北气田科学开发与稳产。 相似文献
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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。 相似文献
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<正>中国石油青海油田公司(以下简称青海油田)涩北气田首次成功应用疏松砂岩酸化解堵工艺见到成效,实施该工艺的台4-5井连续稳产32天,累计生产天然气30×10~4 m~3,稳产气势喜人。涩北气田是青海油田产量最高、开发质量最好的气田,年产天然气50×10~8 m~3,目前已经连续稳产9年。据青海油田有关人士介绍,涩北气田第四系生物成因边水气藏,砂岩储层疏松、纵向层多、水体能量强,易出水、出砂,青海油田通过20余年的技术攻关和完善, 相似文献
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涩北气田由于储层疏松、出砂量大,严重影响了气井的正常生产,同时增加了生产成本.进入九十年代以来,先后在十多口井上进行了化学、机械防砂试验.因次探索出适合于涩北气田地质特征,经济、有效的防砂方法,是涩北气田今后增产稳产研究的主功方向.2002年,天然气开发公司通过技术合作,对涩3—3井、涩3-18井进行了端部脱砂压裂防砂和复合纤维防砂先导试验,为涩北气田的防砂方法进行了有益的探索,也为涩北气田防砂工艺提供了重要依据. 相似文献
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针对涩北一号气田日益严重的出水现状,从分析出水历史入手,系统的分析了涩北一号气田平面和纵向上的出水分布特征,掌握了边水推进的现状。针对涩北一号气田的出水特征及地质特征,从分析积液原因,准确计算气井临界流量出发,优选了动能因子模型作为涩北一号气田的临界流量计算模型,并优化了参数下限值;结合涩北气田的生产现状及各中排水采气工艺的适应性和经济性,优选了适合涩北一号气田的主体排水采气方式;建立了排水采气选择模式,为气井排水采气方式选择提供了一整套的分析流程,现场使用效果良好。 相似文献
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涩北气田排水采气优选模式 总被引:1,自引:3,他引:1
针对柴达木盆地涩北气田所面临的气井井底积液、产水导致产量迅速递减的问题,从准确把握气井排水采气时机、优选经济有效的排水采气方式出发,结合涩北气田生产动态,综合考虑动能因子、积液高度、油压、日产水以及油压、套压压差等多种因素准确诊断了气井积液的状况;分析了涩北一号气田递减阶段气井日产气量和水气比等生产数据的变化规律,根据多项管流井底压力计算理论、临界流量计算模型及涩北气田实际的采气油管尺寸,研制出了排水采气方式选择控制图,并建立了涩北气田排水采气优选模式;回归出了相应的计算公式,预测了涩北一号气田大规模进入优选管柱排水及泡排排水采气时期的具体时机,由于涩北气田属于次活跃与不活跃水驱气藏,水气比上升缓慢,除少数离边水比较近的井外,在整个开发期内不会大规模进入气举排水开采期。 相似文献