涩北气田弱水驱气藏水侵早期识别方法

弱水驱气藏开发早期的水侵特征不明显,识别起来比较困难。现场多采用水样监测和对水气比曲线进行分析等方法对气藏的水侵特征进行识别,但这些方法都是在地层水进入气井之后才能进行判断,不利于提前采取预防措施。以涩北二号气田边水能量较弱的A气藏为例,通过引入生产指示曲线法、存水体积系数法和视地质储量法对气藏早期的水侵特征进行识别,并通过不同采出程度下的曲线特征进行了对比。结果表明：视地质储量法对气藏水侵作用敏感性强,曲线发生上翘拐点时对应的采出程度最低,比现场经验法低20%;视地质储量法水侵识别结果可靠性高,能更早地发现气藏的水侵特征。该研究成果对于无裂缝发育、孔隙性相对均质的弱水驱气藏进行早期的水侵特征识别具有指导意义。     

裂缝—孔隙型有水气藏水侵动态变化规律及关键参数计算方法

为了实现裂缝—孔隙型有水气藏的高效开发,需要掌握水侵的动态变化规律。为此,基于π定理,引入了反映水侵动态变化特征的无量纲参数进行水侵动态物理模拟实验方案设计;选取四川盆地川中地区某裂缝—孔隙型有水气藏储层全直径岩心开展水侵动态物理模拟实验,然后通过数值反演将实验结果转换为有水气藏水侵动态评价参数,进而研究裂缝—孔隙型有水气藏水侵动态变化规律,并建立水侵动态评价关键参数及水体体积的计算方法 ;在此基础上,以四川盆地中坝气田上三叠统须家河组二段气藏为例,进行水侵动态分析及水体规模评价。研究结果表明:①裂缝—孔隙型边、底水气藏水侵与产气同步发生,无水采气期井底压力与天然气采出程度呈线性关系,气藏产出地层水后水侵速度加快、水气比快速上升,最后趋于稳定的较高水气比;②无水采气期井底压降速率与稳定水气比主要受水体体积的影响,而单位压降气采出程度和稳定水气比又可用来评价水体体积;③建立了裂缝—孔隙型边、底水气藏无水采气期稳定单位压降气采出程度、稳定水气比与水体规模互相解释评价方法。结论认为:①气藏水侵生产动态曲线与岩心模拟水侵动态实验结果具有很好的一致性,根据已知的水体体积,可以预测无水采气期单位压降气采出程度、稳定水气比;依据稳定水气比,可以预测气藏水体体积,预测结果与生产动态具有很好的一致性;②该研究成果可以为裂缝—孔隙型有水气藏水侵动态预测和整体治水提供理论支撑。     

柴达木盆地多层边水疏松砂岩气藏开采实验

以柴达木盆地第四系疏松砂岩气藏为研究对象,根据气藏纵向多层强非均质、边水活跃等特征,建立多层边水水侵气藏开采物理模拟实验方法。选用气藏天然岩心进行“串并联”组合构建实验模型再现气藏多层地质特征,通过室内仿真模拟气藏衰竭开采全过程,实现气藏无水侵、水侵无绕流和水侵绕流3种情景下一井四层合采生产模拟研究。可视化监测恒压边水水体沿不同渗透率储层水侵过程,分析了气井配产大小对水侵路径及水侵前缘推进速度的影响,明确了边水非均匀水侵发生后对气藏产能、采收率以及残余气赋存特征的影响,揭示了该类气藏边水沿高渗层非均匀突进和水封气形成的机理,为该类气田制定合理控水开发措施提供依据。     

海上边水气藏利用试井资料确定水侵状况研究

气藏开发早期判断水侵状况,对于气井出水的防治、气藏采收率的提高有着重要的影响。海上油气田在勘探时期或生产初期,较少钻探气藏边部探井或开发井。投入生产后,早期边水影响不明显的气藏会被错误认为是定容气藏,盲目提高采气速度,造成边水推进过快,当边水开始对气井产生影响时,生产形势往往已不容乐观。该文通过分析不稳定试井成果以确定气水界面并对海上某气田X-3井的实例进行探讨,研究了边水气藏见水前水侵状况的合理判断方法。针对所有气井均未见水的气藏,对其水气关系进行判断,从而在生产早期配置合理采气速度,防止边水快速推进,达到延长稳产期,提高采收率的效果。     

提高边水气藏采收率的方法研究

气藏开发实践表明，边水气藏的采收率要比定容气藏低得多。如何采取有效的方法提高边水气藏的采收率一直是气藏开发领域的一大难点。为此，从目前边水气藏的采收率普遍较低的现状分析出发，通过对边水气藏气、水两相渗流特征及影响水驱气藏采收率机理的分析发现，气藏的废弃压力和水侵波及系数是控制气藏一次采收率的主要因素。为提高边水驱气藏的采收率，目前传统的做法是控制气藏开采速度、保持气藏能量、尽可能地延长气藏的无水采气期和控制边水的入侵速度，这种开采方式最终造成边水气藏水淹时的废弃压力很高，而采收率较低的局面。由此建立了加快边水气藏开采速度、降低气藏废弃压力、增大水侵体积系数可以有效地提高边水气藏采收率的观点，文章从理论上论证了该思路的可行性，并以实际边水气藏为例进行了计算，计算结果说明了本思路的正确性。     

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针对长庆靖边气田在开发过程中存在气井出水，严重影响开发效益的问题，根据该气田气井产水现状，总结出了气井的产水规律。按照水气比的变化，将其归纳为水气比下降、水气比稳定、水气比升高等三种类型，在此基础上，通过综合分析和研究，提出了不同类型产水气井进行有效开发的具体措施。位于相对富水区的井，完善开发井网；生产过程中水气比下降的井，尽量避免关井，以正常的合理产量连续开井生产，利用自身能量将地层水带出，保持稳定生产；水气比较稳定的井，维持气井正常生产；气水比上升的井，严格控制生产压差，控制水侵速度，以减少水侵量、提高采收率。将该研究应用于长庆靖边气田产水气井的开发，取得显著的经济效益。     

涩北气田排水采气优选模式

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。     

普光气田开发过程水侵特征分析

四川盆地普光气田为受构造—岩性控制的边水碳酸盐岩孔隙型高含硫气藏,开发过程不希望气藏过早见水而导致产能和采收率下降,以及对管柱和地面工艺设施产生严重的腐蚀。因此,有必要尽早搞清楚该气田的边底水体大小、气藏目前水侵程度、水侵特征及主控因素等问题。为此,首先利用气藏开采过程中的地层压力变化,结合地质情况和生产动态,采用快速褶积积分法和水体影响函数法对水体大小和水体能量进行估算,同时分析水侵量的大小以及水侵速度随时间的变化关系,确定了气田目前水侵动态;然后,在对生产井地层压力和产水量变化特征进行分析的基础上,结合气田地质特征运用克里金插值等分析方法,从气藏工程角度对气田水侵动态进行宏观分析,给出了气田水侵方向趋势图;并运用气藏数值模拟分析方法,通过气田生产历史拟合进一步分析了气田纵横向上来水方向和水侵程度;最后,基于气水两相渗流过程相渗滞后效应设定束缚水饱和度,通过近似模拟水侵形成水封气的程度,进一步分析了水封气对该气田可采储量及采收率的影响。该成果为提高普光气田整体开发效果提供了技术支撑。     

徐深气田火山岩气藏水侵识别与预测方法

徐深气田火山岩气藏普遍发育边水或底水,水侵导致了气井产能下降,气藏水侵的准确识别、水侵量的快速预测是制定合理开发策略的重要依据。以徐深气田D区块为例,建立了一套识别气藏水侵和快速预测水侵量的综合方法,首先通过动静态结合综合识别出气藏是否存在水侵,其次采用正向和反向2种思路计算D区块不同时期水侵量,通过引入虚设压力与累计产气量关系曲线反过来验证前2种方法计算结果的可靠性,最后通过计算不同阶段的水侵量,建立水侵量与累计产气量之间的函数关系,实现水侵量的快速预测。结果表明,这套综合方法不仅能可靠识别气藏是否发生水侵,而且能实现水侵量准确计算和快速预测,可以用于徐深气田其他区块的水侵识别与预测。     

崖城13-1气田开发中后期排水采气工艺

崖城13-1气田在经过高速开发以后,自2007年下半年以来已经受到边水的侵入,使该气田产气量下降、产液量上升、部分气井的生产受影响。随着采出程度的增加和地层压力的递减,边水活跃程度必然加剧,必将影响崖城13 1气田的稳定生产。为有效降低水气比上升对气田生产的影响,针对该气田高温、低压、深井的特点,采取了一系列有针对性的技术措施：①优选堵水工具,封堵下部出水层位;②结合实际生产数据,进行携液能力分析,优选生产管柱;③结合排水采气工艺,延长气井生产寿命。通过以上工艺的研究和实施,从总体上缓解了崖城13 1气田水气比上升对生产造成的不利影响,对气田的稳产提供了技术支持。     

子洲气田边水气藏合理开发对策研究

分析某地区地质特征的基础上建立了边水气藏单井概念模型,采用数值模拟方法研究不同大小水体情况下气井距边水的距离、气井不同生产制度和不同水气比对水侵时间和稳产时间的影响,通过研究,得出气井距边水的极限距离和合理的生产制度,从而提高气藏采收率,为同种类型的边水气藏开发提供研究思路。     

一种简便计算边水体积的新方法

合理利用边水对于边水活跃的油藏开发非常有意义,前提条件是准确计算天然水体体积。针对天然水体体积计算难题,从水侵量的定义公式出发,以春光油田排2理想边水驱油藏为例,采用综合压缩系数进行校正,获得理想边水驱油藏天然水体体积的简便估算方法。经廖运涛方法获得的精确解验证,新方法计算精确度较高。对于井网完善,已全面投入开发,完全依靠边水补充能量,以自喷为主的高渗透、稀油油藏,在有明显油层压降的情况下,只要能够落实清楚总压降值和与之对应的水侵量,就可以准确估算出天然水体的体积。根据水体体积与原油体积的比值,判断该油藏天然能量的充沛程度,决定是否人工补充能量或者依靠天然能量开采。     

普通稠油蒸汽吞吐开采过程中的出水现象

根据辽河油区普通稠油的开采动态,采用水性资料分析法、回采水率判别法和生产曲线判别法判断出水原因,主要包括边水侵入、底水窜进、地层水沿断层窜进、管外窜槽、汽窜引起的高含水及地层滞留注入水引起的高含水等几种不同水侵类型,并制定合理的开采方案,最大限度地减缓水侵,避免局部水淹.近年来对于稠油边底水油藏老区采取了一系列措施,特别是水平井的应用,在抑制边底水侵入的同时使边部薄层地区的储量得到了动用,取得了较好的效果.     

滴西18火山岩气藏产水特征研究

克拉美丽气田滴西18火山岩气藏储层非均质性强、气水关系复杂、气井产水量大,严重影响气藏的开发效果。气藏产水特征研究是气藏治水、排水采气提高采收率的基础。通过对气井产出水水性分析、地层水产出规律、水侵类型及水侵特征规律的综合研究表明:滴西18火山岩气藏部分气井Cl-浓度及矿化度已大幅超出该气藏地层水均值;产出地层水的DX1804、DX1805、DXHW181、DXHW182井为底水侵入。侵入模式:DX1804和DX1805井为纵窜横侵型;DXHW181和DXHW182井为水锥型;水侵特征,DX1804井生产水气比上升型态属裂缝水侵型;DX1805、DXHW181和DXHW182井生产水气比上升型态属舌进弱水侵。     

牙哈凝析气田边水推进判断方法研究

牙哈凝析气田是目前国内已投入开发的规模最大的,具有边水的整装凝析气田.对于水侵凝析气藏,掌握了水侵特征才能有效改善气藏的开发条件.在现场应用中经常采用试井解释的方法研究边水推进的情况.但井底相态变化会影响到试井特征曲线,从而使边水推进的情况不易判断.文章使用现代试井解释方法,应用KAPPA公司的Saphir试井解释软件对牙哈凝析气田3口生产井历次压力恢复试井先进行了试井解释,然后建立三维数值模型,将试井解释成果与数值模拟研究成果相结合,综合判定牙哈凝析气田边水推进的情况.这对正确认识凝析气藏开发动态及水侵特征,加强动态监测技术研究,对凝析气藏进行有效开发起着重要的指导作用.     

涩北气田均衡采气开发技术研究

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。     

THN1凝析气藏开采效果评价及提液无效原因分析

塔里木盆地北部THN1凝析气藏边水较活跃,由于在气井开采中生产压差过大,导致边水突进加剧,边部气井相继迅速水淹停产,气井高含水与含水上升快已成为该气藏开发的主要问题。为此,从气藏地质特征、水侵方式、生产工作制度等方面入手,总结提出了一套开发管理措施:在边水气藏气井生产过程中遵循"少动、平稳、慢控"的原则,切忌猛开猛关和关井复压;在有水气藏开发过程中,加强产水动态监测,气井见水后要及早采取有效措施;提液开采不见效是多种因素导致的,应遵循相应的规则,不能急功近利;对较高部位的剩余气井,应及时调整工作制度,降低生产压差,或采取机械、化学方法堵水;对砂岩孔隙性边水凝析气藏,气井见水后不能靠少量井提掖排水。研究成果为该气藏后期开采或其他类似气藏的合理高效开发提供了技术支持。     

普光气田气井水侵特征识别及出水模式探讨

针对预判普光气田气井是否发生水侵的问题,分析了水、气井出水前后的液气比、压力、流体性质等变化规律,得出半定量到定量的水侵识别指标。 普光气田目前有 ５ 口出水井,普光Ｃ 等 ６ 口井具有明显的早期水侵特征,为减缓边水推进速度,对低部位气井采取限产控水、降低生产压差等措施,现场应用效果显著。 通过动静态数据分析认为,普光 Ａ１ 与普光 Ｂ１ 井属于裂缝－孔隙型储层水侵模式,其余 ３ 口出水井属于孔隙型储层水侵模式。     

多层疏松砂岩气藏开发中后期气井出水判断方法

气井出水现象始终伴随着多层疏松砂岩气藏的开发过程。进入气藏开发中后期,由于边水侵入、层内束缚水变为可动水、层间水窜等,导致气井同时存在多种水源,出水特征变得更为复杂。根据地层沉积环境和气藏形成机理,分析各种水源在地层中的存在状态,重点研究凝析水、边水、层内原生可动水、层内次生可动水和层间水的产出条件和特征。利用凝析水水气比经验公式计算气藏开发中后期不同地层压力下的凝析水水气比,得出凝析水量;利用井位信息和水气比判断是否产边水,通过水气比与见水时间幂指数关系得出边水水量;开展岩心气驱水实验,测定不同泥质含量岩心束缚水饱和度,根据测井含水饱和度计算可动水饱和度,确定层内原生可动水水气比和不同地层压力下的层内次生可动水水气比,得出层内水量;开展泥岩隔层水突破实验,测定不同泥质含量泥岩层的地层水突破压差,利用达西公式计算不同泥质含量和厚度的隔层突破压力,结合测井解释结果和其他水源判断结果,判断气井是否产出层间水。综合5种水源判断结果,建立多层疏松砂岩气藏开发中后期出水判断模式,计算气井各种产水量组成。该研究结果对于多层疏松砂岩气藏开发中后期排水、堵水、阻水和控水对策的制定具有重要的意义。     

采用动静结合方法划分徐深气田气井出水类型

松辽盆地徐深气田火山岩气藏大规模投入开发以来,气井逐渐开始出水且具有不同的动态表现特征,因而建立一套适合该气田气井出水类型的划分方法和标准至关重要。首先,选取气井出水来源和出水通道两种静态因素,以及日产水量、日水气比、无水采气期3个动态因素,将气井出水类型定性划分为纵向水窜、水锥出水和高含水饱和度气层出水,再通过水流通道进一步划分为裂缝型纵向水窜和孔隙型纵向水锥出水;其次,应用日产水量与日水气比交会法、累积产水量与累积产气量交会法、累积水气比与累积生产天数交会法定量地划分为裂缝型纵向强水窜、裂缝型纵向弱水窜、孔隙型纵向水锥和高含水饱和度气层出水4种类型。应用结果表明,采用该方法和标准既可以定性又可以定量地划分徐深气田气井出水类型,弥补了其他方法单纯定性划分的不足,增强了定量划分的可操作性,对其他相同类型气田的出水类型划分具有参考价值。