靖边气田储层水锁对气井产能影响分析

针对靖边气田气井作业和生产过程中,由于水基工作液侵入或生产中地层水、凝析液在井底聚集,使井筒附近储层含水饱和度上升,导致储层气相渗透率降低,气井生产能力变差的情况,通过开展毛细管自吸率、毛细管自吸量分析,进一步深化了对储层水锁效应的认识,并结合平面径向渗流模型和实例分析,基本掌握了水锁对靖边气田气井产能的影响。     

压裂气井水锁伤害解除的数值模型研究

低渗透凝析气藏一般需要实施水力压裂措施后才能进行有效地开发，但大量室内实验和现场实践表明，压裂过程中往往会产生压裂工作液对储层的伤害，特别是在低渗透常压或异常低压油气藏中，压降常常与毛细管力在数量级上大小相当，故在进行一些修井作业及水力压裂后会出现气藏产量递减的现象。在低渗透凝析气藏压裂过程中,压裂液沿裂缝壁面进入气藏后将会产生气水两相流动，改变原始含气饱和度，毛细管压力使得流体流动阻力增加及压裂后返排困难，如果气层压力不能克服升高的毛细管力，就会使压裂液无法排出，出现严重的水锁效应。利用气体饱和水后的蒸发作用解除水锁伤害的机理，建立了压裂气藏水锁伤害模型，并选取岩样进行了研究，结果认为蒸发速度越大，温度越高，渗透率越大，压降越大水锁伤害解除得就越快，压裂气井中的水基流体的滤失会对压裂气井产能造成严重伤害。     

低渗透储层水锁效应的解除

解除生产压力接近毛管吸入压力的低渗透气藏的水锁要花费相当长的时间。气井水锁效应的解除发生在两个区域: 通过流动气体蒸发, 将流体从地层中驱替出; 地层流体随压力下降变成欠饱和流体。在盐水饱和的岩心上进行了气体驱替实验。随着室温下长时间的气体注入(高达100000PV),气体相对渗透率增加。在注入50 ~100PV的气体后加入甲醇, 可提高温度及孔隙渗透率从而加快水锁的解除。岩石润湿性的改变从水湿到油湿同样促使气体相对渗透率的快速恢复。通过实验发现, 以下措施可改进水锁解除的进行: ①影响盐水驱替, 如改变润湿性; ②加快蒸发速度, 加入类似甲醇之类的挥发性溶剂。已经发现改变岩石润湿性同样会影响盐水及甲醇的蒸发速率。该项研究对影响气体相对渗透率的诸多因素进行了量化, 如岩石渗透率、润湿性、表面张力、温度。该项研究结果有助于选择一种合理的方案解除在钻井、酸化、压裂过程中造成的水锁效应, 并且推荐了向地层注入表面活性剂或溶剂来解除水锁的几种方法。     

积液倒灌和水锁效应对气井生产的危害

目前国内绝大部分气井在生产过程中析出凝析水或产生地层水,气井产量达不到临界携液流量,致使气井产生不同程度的井底积液。随着气田的开发和天然气的不断采出,地层压力逐渐降低,生产气井在关井过程中的积液倒灌和水锁效应问题显得尤为突出。以大牛地气田为例,分析了生产气井关井过程中井筒压力、井底气体流量的变化规律,阐述了产生积液倒灌和水锁效应的原因和对地层的伤害,提出了相应的预防措施,对改善低渗透气藏的开发效果具有重要意义。     

组合段塞工艺解除凝析气井水锁伤害实验评价

在凝析气井生产过程中,井底长期积液极易导致近井地带发生反渗吸水锁效应,形成水锁伤害,降低储层渗流能力,增大生产压差,严重影响气井产能的释放。以Y凝析气井为例,采用考虑反渗吸水锁的气井产能方程,分析反渗吸水锁效应对气井产能的影响,并采用"甲醇+酸+解水锁剂+氮气吞吐"组合段塞工艺方式,开展Y井长岩心解除水锁效果实验评价。实验结果表明,气井无阻流量随着反渗吸水锁侵入深度的增大而急剧降低,"甲醇+酸+解水锁剂+氮气吞吐"组合段塞解除水锁效果很好,渗透率恢复倍数达到6.2。     

靖边气田气井产水成因综合判断方法

在气井生产过程中，由于天然气压力和温度的降低，水蒸气会凝析成液态水。对于低水气比井而言，如何辨别凝析水和地层水一直是个难题。为此，提出了一种综合判断气井出水成因的方法：①根据凝析水的化学特征；②基于Mcketta-Wehe算图估算凝析水量。最后，以靖边气田的实际生产井为例说明了如何应用该方法。这对于正确判断气井出水成因、从而选择相应的开采工艺非常重要。     

气藏水锁伤害及解除措施实验研究

低渗透气藏普遍存在水锁现象。理论研究表明,由于毛细管的作用,在常压下,即使与地层配伍的,也会产生自吸,从而造成伤害。采用岩心的自吸水现象,用模拟地层水使岩心造成伤害,根据侵入量的大小,来评价地层的水锁伤害大小,并应用前人的理论,评价甲醇和石油磺酸盐对岩心水锁的解除效果。     

新场气田上沙溪庙气藏水锁效应研究

低渗砂岩气藏特殊的地质特性造成开发过程中普遍存在较强的水锁效应,是导致气井产能下降,储量难以得到有效动用的重要影响因素。为此,在大量的实验基础上,对新场上沙溪庙气藏水锁伤害机理、水锁对开发造成的影响以及水锁解除方法进行了研究,认为水锁效应将导致压裂液滤失带启动压力增加,气相渗透率降低,当滤失带流动需要克服的启动压力从0.94MPa上升到7.15MPa时,压裂液返排率从80%下降到40%,对储层造成极大的伤害,是新场Js2^1、Js2^3气藏储量难动用的主要原因之一。优化低伤害压裂液,并全程混氮加强返排,是新场上沙气藏压裂开发过程中克服水锁效应的重要手段。     

致密砂岩气藏水锁效应机理探析——以苏里格气田东南区上古生界盒8段储层为例

水锁效应是影响气井生产开采的重要因素,在低渗透、特低渗透的致密砂岩气藏中,由于孔喉细小,水锁效应影响更加显著。根据致密砂岩气藏储层岩石中液相流体的开采前后受力特征;探讨了致密砂岩气藏生产过程中水锁效应的发生机理。利用高压压汞、气水相渗等实验分析资料,分析了压力与含水饱和度以及气相相对渗透率的关系;结果表明:压力与含水饱和度呈良好的指数关系,而压力与气相相对渗透率呈明显对数关系。随着生产压差的增大,会导致含水饱和度的升高,而含水饱和度的升高使得气相渗流能力降低,最终造成了水锁伤害程度的加重。合理的控制生产压差对于减轻气井生产过程中水锁效应,延缓气井见水有着重要意义。     

低渗透储层水锁效应实验

水锁效应即毛细管弯液面两侧非润湿相压力与润湿相压力之差。水锁伤害主要由毛管压力和贾敏效应产生的附加压力引起。水锁效应的影响因素主要包括含水饱和度、压力、岩石润湿性、水相侵入深度和压差等。室内岩心水锁模拟实验结果表明,岩心水锁渗透率伤害率随着渗透率增加而明显降低,且驱替至油相渗透率稳定所需时间越长,水锁伤害越严重;含水饱和度越低,水锁伤害越严重,此时油相渗透率降低,且驱替压力升高。防水锁剂的最佳使用浓度(质量百分数)为10%,可使岩心油相渗透率伤害率降低50%～80%,驱替压力降低60%。添加醇等助剂时,5%防水锁剂可达到与10%防水锁剂相当的效果。     

徐深气田火山岩底水气藏气井出水机理

徐深气田火山岩气藏气井出水情况比较复杂.为搞清这类气藏气井的出水机理,以典型井X为例,在分析该井地质特征的基础上,应用单井模拟技术,对该井裂缝的大小和平向发育程度、采气速度及水休规模进行了模拟.结果表明:高角度缝是X井底水活动的主要通道;高角度缝大小和分布成为控制水溶窜的主要地质因素;采气速度是影响X井气藏出水大小的主要动态因素,以试采期间配产长期生产,预计气井出水的情况相对稳定;综合判断X井水体俯数约为1.10倍,水体大小对底水气藏开发效果有很大影响.     

裂缝性底水气藏气井水侵模式及见水时间预测

底水供给充足,裂缝系统发育使得裂缝性底水气藏在开采过程中极易形成水窜,造成该类型气藏采收率较低.在前人总结的裂缝性底水气藏气井水侵模式的基础上,针对裂缝性底水气藏非均质性强的特点,提出了该类型气藏见水时间预测方法.在研究过程中,将裂缝性储层抽象成为渗透率突变概念地质模型,定义渗透率突变系数和区域半径比来表征储层裂缝发育...     

低渗透气藏压裂井三项式方程推导及应用

低渗透气藏压裂前自然产能很低或基本无产能，压裂是低渗透气藏增产和保持经济开采的重要措施。传统的二项式产能方程只能描述高速非达西渗流，对于这种低渗压裂井，地层的低渗透性和裂缝的高导流能力使得其渗流规律已经和压裂前大不一样，二项式产能方程已无法描述气井的生产状况，必须建立新的产能方程。文章从渗流力学基本理论出发，建立了低渗透气藏压裂井三项式产能方程。该模型全面考虑低渗透气藏压裂井的低速非达西渗流和高速非达西渗流的影响，得出了低渗透气藏压裂井渗流阻力由三部分组成，即启动压力阻力、粘滞阻力、惯性阻力，三者同时存在使得渗流阻力加大，并提出了低渗压裂井产能预测方法，能够更精确地确定渗流阻力系数和合理产量等重要参数，为科学合理开发低渗透气藏提供了理论依据。     

低渗透气藏气井产能评价新方法

目前我国发现的气藏大都是低渗透气藏，这类气藏的渗流规律不同于常规气藏渗流规律，如果按常规气藏的产能评价方法对产能测试资料进行分析评价，将得出错误的结果。为此，从渗流基本定律出发，根据低渗透气藏气体渗流过程中存在启动压力梯度的特点，推导出了低渗透气藏气井产能方程的新形式，该新的产能方程有别于传统的二项式方程，是一个三项式渗流方程，这就解释了为什么在低渗透气井中用常数的二项式或指数式方程来整理气井产能测试资料将导致错误解释结果的原因。根据新方程的特点，采用最优化方法进行整理，并将该理论用于西部某气田气井产能的评价，取得了很好的结果     

火山岩气藏气井稳产特征

徐深气田火山岩气藏投产后,以单井为主,从气井的日产量范围、稳产能力、稳产方式等三个方面对气井的稳产特征进行了研究.采用二项式产能方程结合压力恢复试井解释,研究了不同渗透率储层内气井产量与地层压力的关系,确定了不同渗透率条件下气井可选择的产量范围;应用二项式产能方程结合物质平衡方程,研究了不同井控动态储量的气井产量与稳产时间的关系,落实了不同储量的气井的稳产能力;通过对气井生产动态特征的分析,对气井进行了分类,研究了不同类型气井的稳产方式;应用不稳定试井技术从井控区域的物性、形态等方面研究了气井稳产的影响因素,评价了不同类型气井的井控区域特征.在上述研究基础上,提出了不同类型气井的合理产量,结合气田用气的季节性特点与各类气井稳产方式,对全气田进行了合理配产,保证了气田的平稳供气.     

低渗气藏产水气井产能评价

随着我国大批低渗气藏的相继发现,低渗透气田的开发引起了极大的关注.对此类气藏产能的准确评价成为了合理、高效开发的关键.从渗流力学角度来讲,低渗产水气藏的渗流规律不同于常规气藏,气体渗流时,存在一个启动压力梯度,且气井产水后,出现了气、水两相流动,如果仍用常规方法来分析气井产能就会得出错误的结果.为此,针对气藏低渗、产水的特点,推导了低渗产水气井产能预测公式,并通过实例分析了产水及启动压力梯度对气井产能的影响,这对于气、水同产井的管理及生产动态预测都具有重要的意义.     

边水气藏气井合理生产压差及产量的确定

在水驱气藏开发过程中，气水界面的稳定运动及均匀推进对于气井稳定正常生产、提高气藏采收率有较大影响。考虑具有一定倾角的均质各向同性边水气藏，在假设原始气水界面为一水平面的情况下，利用气、水地层渗流的基本规律，从理论上推导了保持气水界面稳定运动时气体渗流速度应满足的条件，同时获得了气井合理生产压差及产量的表达式，并对１口边水气藏气井的生产进行了分析，结果表明所提出的计算方法具有符合现场生产实际的特点，为边水气藏气井合理工作制度的确定提供了依据。     

低渗致密气藏压裂水平井产能预测新方法

水平井分段压裂是低渗致密气藏增产改造的关键手段,压裂水平井的产能预测和影响因素分析对气藏的高效开发具有重要指导意义。基于气体流动中的压降分析,通过对地层段、裂缝段、射孔孔眼段和井筒段的压降进行耦合,综合考虑裂缝应力敏感性、孔眼周围气体汇聚效应和井斜角的影响,建立了压裂水平井产能预测新模型,并分析了速度系数、井斜角、应力敏感系数等因素对产能的影响。实例计算表明新模型预测精度较高,便于工程应用。垂直裂缝产量沿井筒呈中部低、端部高的"倒钟形"分布,且跟端方向裂缝产量略高于趾端方向。随速度系数减小,气井产量先增加后稳定不变,增加幅度随裂缝条数增加而加大;气井产量随井斜角增加而增加,且增加幅度随水平段长度增加而加大;生产后期,裂缝应力敏感会显著降低气井产量,应力敏感系数越大,产量越低。     

水溶性转向剂在注水井多裂缝压裂工艺中的应用

本文对水溶性转向剂用于注水井多裂缝压裂工艺进行了研究,现场试验表明该工艺技术的增注效果是显著的。     

不同气水比条件下气井液相伤害程度确定

随着气井生产压差增大,井底压力降低,凝析水或者相对富水区内水体将逐渐向井的方向侵入,导致生产过程中见水,水气比上升。通过对不同地层压力、不同水气比下的分流率的计算,结合相渗数据统计出的含水率与渗透率的关系式来确定不同地层压力、不同水气比条件下的相对渗透率,在此基础上给出了不同渗透伤害程度对气井产能影响的计算方法,并给出相应的实例说明。这对气井的产能设计有积极的指导意义。