龙女寺区块龙王庙组气藏试采效果分析评价

川中龙女寺区块龙王庙组气藏与磨溪主体区具有相似的构造和沉积背景,是主体区之外最具勘探开发潜力的地区,是主体区重要的产能接替区。龙女寺龙王庙组气藏较主体区圈闭面积小、闭合高度低,滩体分散分布,非均质性强,且无统一气水界面,气水关系复杂。相比主体区生产效果及稳产能力较差,动态储量小,气井产能相对较低,产水机理不明确,试采阶段就有75%的气井产出地层水。龙女寺区块整体试采效果较主体区差的主要原因,一是储层地质条件不如主体区,非均质性较强;二是气井大部分产水,气水关系及水侵机理复杂,导致产能发挥受到影响。为此,提出有针对性的开发对策：深入开展气藏精细描述,刻画气藏地质特征;加强气藏动态监测,深化气水关系及水侵机理认识;开展水锁/水封关键因素研究,实施气井储层改造和工艺井,加密井网提高气藏采收率。     

川西须二气藏产水气井动态特征及开采对策

川西须家河组二段气藏气井产能差异大,气井普遍产水,仅有41.00%的气井具有无水采气期,且无水采气期短,为7.13~23.2个月,无水期采出程度低,平均为13.84%,见水后稳产变差,单位压降采气量不足见水前的10.00%;生产动态表明,局部井区具有连通性;气井见水后,通过调整气井工作制度、人为激动气井会加速气井生产形势的恶化。分析认为,气藏水侵后气井产量及压力迅速降低的原因是绕流形成封闭气和渗流通道被斩断,气井水侵后采取降产或提产的开采方式均不可避免气井压力、产量快速双降现象。通过理论分析及实践总结,提出并实施了有水气藏"保稳忌激、见水及排、区域治水"的开采技术思路,形成了基于分类配产的自然动态平衡管理、缓蚀泡沫一体化的排水采气、同一水动力系统内长期稳定的整体排采等技术对策,取得了稳产效果。     

四川地区水驱气藏开发探讨

通过收集前入水驱气藏开发的研究成果,对水驱气藏储层宏观和微观水侵机理进行分析,总结出了无水采气、带水自喷和排水采气三个阶段水驱气藏的不同开采措施。结合川西地区合兴场须家河组气藏和新场气田须二气藏实例,提出无水采气期取决于气井配产和裂缝角度,配产高或裂缝角度高,无水采气期短;对于裂缝-孔隙型水驱气藏开发,通过判断来水的大小和方向、控制气藏采气速度小于2％以及排水采气等方法提高最终采收率。     

元坝气田环空带压井风险级别判别模式研究

气井环空带压是元坝气田面临的普遍问题,其严重威胁到气井安全生产,需要进行完整性评价,判别风险级别,提出应对措施。基于环空带压的原因分析,结合元坝气田现场经验,提出地层压力、H_2S分压、H_2S含量、井深、地层温度、CL~-含量、p H值、气井地理位置、气井产量、井筒积液、建井年限、井口密封、井下工具性能、采气树性能、管柱密封性、腐蚀速率、环空内流体组分、环空压力与MOP、环空压力上升速率、泄压分析、固井质量等影响气井完整性的21项因素。利用层次分析法逐一进行分级、评分、权重调整,建立了气井风险等级判别模式,把气井的风险等级由低到高分为3类,Ⅰ类井正常生产,Ⅱ类井密切关注,Ⅲ类井需立即采取紧急处理措施。在生产过程中可通过对单井进行定期分析评价,及时掌握气井完整性的变化情况,保证气井安全、稳定生产。     

松辽盆地汪家屯气田气藏富集特征及挖潜技术对策

典型复杂断块致密砂岩气藏具有砂体规模小且分布零散、储层物性差、单井井控储量低的特点。松辽盆地汪家屯气田处于开发中后期,大部分气井已进入低产、低效阶段,储量挖潜及经济有效开发难度大。为解决气田开发瓶颈难题,从断裂、砂体及成藏等角度开展了气藏富集特征研究。结果表明：通源断裂控制气藏的纵向发育部位和横向展布;砂体发育规模、厚度及物性决定气藏富集程度;断层和砂体的空间分布对气藏具有分隔作用;油气差异运聚控制流体空间分布。为提高气田整体的储量动用程度,在气藏地质研究的基础上,结合气田开发特征,提出5项挖潜的技术对策：精细构造与储层描述,优选挖潜部位加密布井;老井措施改造,挖掘增产潜力;利用氮气欠平衡钻井技术,有效保护储层;增压开采试验,提高流体流动能力、延续气井生命周期;开展水平井及老井侧钻水平井试验。     

松辽盆地西部斜坡区气田开发特征研究

阿拉新、二站、白音诺勒气田自1991年向齐齐哈尔平稳供气21年,气井一直按需生产,长时间反复开关井,造成年地层压力下降速度和气井生产压差过大.长期超产会使气田见水速度加快,稳产年限缩短,影响气田最终的采收率.为了制定不同气田合理工作制度,重新对阿拉新、二站、白音诺勒气田的历史生产数据进行了分析、计算.根据分析得出的气藏驱动类型、水侵状况,提出了制定气田合理工作制度的建议:阿拉新气田为疏松砂岩气藏,气井易出砂,最大生产压差不宜超过0.15MPa之内,预计稳定生产年限为16a;二站气田生产过程应适时采取排液、改造地层等措施,以利于发挥其潜能,预计稳定生产年限为10a;白音诺勒气田为强水驱气藏,合理控制控制采气速度即合理采气量,采气速度控制在3.0％以内,合理采气量应控制在(2.3～2.6)× 104m3/d,预计稳定生产年限为9a.     

垂直压裂井开发下致密砂岩气藏压力分布研究

川西气区属于典型的致密砂岩气藏,直井或水平井压裂后才能获得工业天然气产量,措施后产量压力递减快,采收率低,加密调整井对邻井干扰严重。为厘清致密砂岩气藏开发后地层压力分布,采取针对性措施,提高气藏采收率,提出了Voronoi网格数值模拟法,建立了压裂井数值模型,研究了致密砂岩气藏压裂井地层压力在横向及纵向上的分布,分析了气井的配产、生产时间、地层渗透性等因素对地层压力剖面的影响。结果表明,在平面上,地层压力在压裂裂缝方向和垂直于裂缝方向上渗流不对等,形成椭圆渗流区域;纵向上,压降梯度与气井配产、生产时间成正相关,与地层渗透率成负相关。新场气田沙溪庙组气藏沙二1气层在压裂裂缝方向上,在距井筒60~100m气层中,压力降占生产压差的80%左右。基于地层压力分布特点,采取了部署菱形井网的加密井、优化气井配产及低产水井间开管理等措施,实施后剩余储量区得到有效动用,提高了采收率,延长了气井稳产时间。     

海相砂岩水驱气藏井筒排液技术研究——以南海东部PY气田为例

见水气井井筒排液技术研究较多,但大多针对陆地气井以及裂缝性或低渗气藏,海上气井排液技术因见水规律与平台空间限制等原因,与陆地气田相比有较大不同.本文以南海东部海上PY气田为例对海相砂岩水驱气藏井筒排液技术开展研究.通过调研主要的井筒排液工艺,结合海上气井的实际应用情况,针对PY气田气井特征进行适应性分析,筛选出优选管柱...     

川西气区动态监测结果异常原因分析

川西气区是以开采天然气为主的气藏,动态监测工作对于衰竭式开发的气藏而言是较为重要的工作环节之一。川西气区主要通过不稳定试井的压力恢复试井、静压监测、流压监测、流体性质监测等动态监测技术,了解气藏压力递减规律、水侵规律及水体大小。动态监测结果可以为指导油气藏开发管理及进行各种决策提供重要依据。目前动态监测结果中有部分数据存在异常,不能用于后期分析。归纳、总结异常原因,主要可分为人工记录仪器精度低、采集数据品质差、测试工具未到产层中部、储层类型认识不完善等四种类型。针对各类异常情况,分别制定了提高测量仪器精度及稳定性、加强验收资料的可靠性、设计制作钢丝自动润滑装置、加强结合沉积相等下一步整改建议,为气井合理配产、气藏稳产以及开发调整提供了有力的技术支持。     

元坝气田井口控制系统应用效果跟踪及优化研究

井口控制系统是元坝气田自控系统的重要组成部分,能够保障元坝气田井口关键阀门平稳运行及联锁关断,跟踪其应用效果以及优化研究在气田开发中有着较为重要的意义。自元坝气田试采工程井站调试投产以来,各采集气井站、各供应厂家井口液控系统先后出现了多种多样的故障,极大地影响了元坝气田的生产运行管理和经济效益。本文以元坝气田井口控制系统为研究对象,针对元坝气田井口控制柜液控管线外漏、电机频繁补压、控制压力及先导压力过高、高低压限位阀故障以及RTU频繁遭雷击等故障现象,分析了密封部件损坏、外部环境影响、设备故障等原因,并结合现场液控柜故障实例分析及措施探讨,基于设计原理以及外部环境,可采取合理优化扣型、关键阀门声响报警、关键点压力监测、RTU双浪涌保护、合理调整溢流阀压力以及高导压力值等优化措施,以期为井口控制柜的平稳运行提供有利的保障。     

一种计算水驱气藏动态储量新方法

物质平衡法是计算气藏动态储量常用的方法。对于水体能量较弱的气藏,气藏累产气量和地层拟压力呈线性关系,通过外推两者的线性关系得到气藏动态储量;对于水体能量较强的气藏,气藏累产气量与气藏拟压力表现为末端上翘的直线,且水体能量越强,上翘幅度越大,在动用储量规模和水体能量均无法确定的情况下,则动态储量计算结果具有很大的不确定性。以南海东部中强水驱气藏RX34气藏为例,建立了一种针对中高渗水驱气藏的动态储量计算方法。该方法以气藏生产动态特征为基础,在地质依据不足的情况下,采用动态资料与基本静态地质认识相结合的方式,考虑了不同动态储量规模与水体能量组合的可能性,并与气藏实际生产动态特征相比较,创新性地引入Havlena-Odeh曲线确保水侵量预测的合理性,最终筛选出最符合实际的气藏动态储量规模及水体能量大小。     

榆林南区山_2气藏气井产水机理及排水采气措施研究

文中在对榆林南区山2气藏气井产水特征分析的基础上,初步探讨了本气藏产水的主要机理,得出本气藏产水主要受构造特征、储层沉积特征、孔隙结构的影响,最后研究了优选管柱、泡沫、气举等排水采气工艺,提出了榆林南区山2气藏实际推荐使用泡沫排水采气方法。     

洛带气田廖家场区块遂宁组气藏开发潜力评价及对策

廖家场区块位于洛带气田的北东部,主力气藏为遂宁组气藏,具有孔隙度低、渗透率低、非均质性强等特点,在开采过程中表现出了单井产量不均衡,气井产量和井口压力快速递减（90．7％的气井井口油压已经低于2．5MPa,77．8％的气井产量小于O．5×10^4m3／d）,单井动态控制半径小（平均为203m）,单井控制储量低（平均为0．15×10^8m,）,地层压力不均衡下降,储量动用程度低等动态特征。为提高气井的贡献率,尽可能实现稳产,对现有生产井生产情况进行分析后,建议尽快在廖家场区块内改造一条低压输气管线或开展增压开采工作,解决管网压力波动对气井产量的影响。通过气藏潜力分析,建议在井间距较大的井区部署加密调整井,提高井间的储量动用程度：在地层能量相对较高的气藏东部区域部署扩边井,进一步探索气藏的分布范围,动用存在于气藏边部的部分低效储量。     

元坝超深高含硫生物礁大气田安全有效开发技术

元坝气田是目前世界上气藏埋藏最深、开发风险最大、建设难度最高的酸性大气田,国内外没有成功先例,缺乏相应理论、技术、方法。针对元坝气田长兴组气藏超深、高温、高压、高含硫、礁体储层复杂、气水关系复杂、天然气组分复杂、压力系统复杂、地形地貌复杂等"一超、三高、五复杂"的特点,以及面临的地质规律不清、气藏描述太难、有效开发不易、钻完井瓶颈多、安全环保压力大等五大开发难题,创新了生物礁发育与储层分布开发地质理论,提出了超深条带状小礁体气藏有效开发模式,形成了超深层小礁体气藏精细描述技术、超深高含硫水平井钻完井技术、高含硫天然气深度净化技术、复杂山区高含硫气田安全集输技术等开发关键技术体系,建成了世界上第一个7000m超深高含硫生物礁大气田,突破了7000m超深高含硫生物礁气藏开发禁区,突破了7000m超深高含硫水平井钻完井技术瓶颈,实现了高含硫天然气深度净化技术国产化,实现了复杂山区高含硫气田安全集输技术智能化,确保了大型超深高含硫生物礁气田安全环保有效开发。     

克拉美丽气田火山岩气藏产能评价及配产方法研究

克拉美丽气田属火山岩气藏,由于受火山喷发多期性影响,其岩性岩相变化较快,岩性致密,储层物性平面非均质性严重,渗透性很低、且渗透率差异很大,因而气井产能差异很大:不同岩性单井绝对无阻流量在(16.22-109.34)×104m3/d之间,同一岩性的正长斑岩单井绝对无阻流量在(21.83～56.71)×104m3/d之间,因此评价比较困难.如何科学合理地评价其产能,在其开发过程中显得非常重要.首先利用动静结合的方法给出了气井的分类标准,接着利用产能方程法对其进行评价,最后综合利用产能方程和动态储量联合配产法、试采压降法、试井模型预测法、试气绝对无阻流量法、采气指数法、最小泄液法和管内冲蚀流量法等方法,对每类气井进行了配产研究,提出了每类井的合理配产范围.配产结果对今后该气田新井的单井配产具有一定的参考价值.     

大牛地气田井口增压排采工艺技术研究

大牛地气田自实施井口增压排采工艺以来,共应用单井井口增压10口井。实施过程中存在对增压气井生产规律认识不足,对增压后气井生产动态、指标变化缺乏深入研究,对增压排采效果缺乏系统评价,低效井原因、治理措施不明确等问题,需要进一步深入系统的研究。通过总结优化设备选型、制定合理配产制度,系统分析增压气井生产特征,对比10口井增压前后的生产时率、压力、产量、井筒梯度、弹性产率、动态储量等指标,综合评价增压排采效果。单井井口增压后气井生产可分为定产降压、定压降产、低压低产三个阶段。10口井增压后日增产2.5×10⁴m³/d,年累计增产348×10⁴m³,生产时率提高25.9个百分点,生产情况明显好转。单井井口增压的10口井中,有7口井增压效果达到预期,针对3口未达预期的低效井,分析明确低效原因并有针对性地制定复产措施。     

浅析低渗气藏水锁的伤害与防治

在气井生产过程中,由于低渗气藏的通道较窄、渗流阻力较大、气水界面张力较大,地层水或外来流体导致气井储层气相相对渗透率下降,从而形成水锁效应。水锁导致气井稳产能力下降,在低孔低渗储层表现得尤为显著。可通过认识水锁效应产生的机理,根据达西定律和拉普拉斯方程定量分析外来水饱和度、渗透率、黏度与储层孔隙度之间的特征关系,从而确定影响水锁的主控因素,采取相应的措施方法减轻水锁伤害程度。针对不同岩性低孔低渗储层的气井开展了水锁影响程度评价,结合气井实际生产情况,通过加注甲醇、排水采气、控制生产压差、酸化解堵等方法 ,有针对性地解除了气井在开发过程中产生的水锁伤害,并总结了六种解除水锁方法适应性。需要根据储层特征、井筒条件、生产动态特征等方面优选措施方法,保证更好地解除水锁伤害,最终提高气藏的开发效果。     

边底水气藏注CO_2提高采收率技术

开发中后期,边底水气藏地层条件相对较为复杂,压力降低和圈闭变化引起下部地层水填补了气体的采出,在衰竭开采情况下采收率会相当低。通过向储层中注入CO_2可以控制边底水的均匀推进,解决CO_2气体埋存的同时还可以提高气藏采收率。结合2个国外气田的CO_2回注实例,重点阐述了典型储层条件下CO_2和CH_4的流体特征、超临界CO_2驱替天然气的室内实验和数值模拟研究现状。数据表明,CO_2注入井在储层下倾、采气井在上倾方向布井,羽流会沿气水界面向采气井轻微锥向流动,CH_4采气量明显提高,并可能减少由于水侵所带来的剩余气损失;向气藏中回注CO_2应尽可能早,这样有利于保持地层压力和气体流动,减小下部地层水侵入储层,延长开采时间;底水气藏最佳注入时机应该在气藏开采3年和4年后。该研究成果对高效开发边底水气藏具有一定指导作用。     

大牛地气田大28井区盒1气藏高产液原因分析及治理对策研究

目前大牛地气田大28井区盒1气藏气水关系认识不清,平面分布差异大,产液机理不明确,制约气井产能释放。在气水平面展布特征分析的基础上,从沉积、储层、构造特征等方面对该气藏高产液原因进行分析,并针对性提出治理对策。研究表明,该气藏不同区域液气比分布特征存在明显差异,主控因素及治理对策也存在差异。工区中部、南部高产液主要受沉积控制：河道中部储层物性好,束缚水含量低,液气比整体在3.0m³/10⁴m³以下,通过优化配产及泡排制度,可实现气井稳定生产;河道边部储层物性相对较差,束缚水含量高,液气比在3～10m³/10⁴m³之间,通过周期气举或采取负压采气工艺,配套泡沫排水,实现气井正常生产。工区北部发育一条近东西向高产液条带,液气比均在15m³/10⁴m³以上,高产液主要受断层控制,采取电潜泵、射流泵或机抽排水等工艺,通过机械排水释放气井产能。     

元坝气田井口装置平板闸阀故障分析及对策研究

元坝气田为国内第二大高酸性气田,具有气藏埋藏深、硫化氢含量高以及地层压力高等特点,目前气田气井井口采用的是抗硫级别为HH级、压力级别为105MPa的采气树,但投产3年以来,井口装置平板闸阀仍出现一系列故障,给气田井控工作的正常开展带来了挑战。以井口装置平板闸阀为研究对象,统计可知气田井口装置平板闸阀常见故障主要包括外漏、开关不灵活、内漏以及开关不到位。结合闸阀设计机理、外部条件以及人为因素,分析得到造成平板闸阀故障的原因主要有密封组件失效、轴承以及销钉损毁、阀板材质疏松或杂质引起密封不严等。针对井口装置阀门故障以及故障原因,提出更换阀门、更换阀门密封件、更换轴承、注脂堵漏以及阀门活动解卡等处置措施;同时提出加强阀门维护保养、保证盘根等易损备件充足以及保持气井合理工作制度等合理建议。