礁滩气藏产水来源分析与识别

气井产水严重影响着礁滩气藏的有效开发,为了掌控有水气藏开发的主动权,应及时对产水来源进行识别。文中以四川盆地龙岗礁滩气藏飞仙关组为研究对象,在测试、计算天然气饱和凝析水体积分数的基础上,分析了气井的产水特征及产出水化学特征。分析结果表明：凝析水的矿化度、Na＋/Cl-系数及Cl-,K＋＋Na＋质量浓度与地层水有明显区别;在气田开发过程中,气井产出水的上述各化学特征指标与生产水气比的变化趋势一致。据此建立了适于该气藏的产水来源判别指标体系,并确定了划分界限。应用结果表明,该综合判别方法操作简便,符合率高,可为气田的有效开发提供技术依据。     

安岳气田磨溪区块龙王庙组气藏产水类型识别

四川盆地川中地区安岳气田磨溪区块下寒武统龙王庙组气藏为中高渗、特大型海相碳酸盐岩整装气藏。气井生产过程中产水类型多样、产水量差异较大,部分气井受水影响大,导致气井产气量、压力快速下降,不能持续稳定生产。为此,采用地层水识别的凝析水含量法、水化学特征法以及生产动态识别法,建立地层水综合判别标准对气井产水类型进行判别。研究结果表明:①龙王庙组气藏地层水矿化度大于100 g/L;Cl~-含量大于60 g/l,Br~-、Ba~(2+)+Sr~(2+)等为地层水典型的特征离子;②目前气藏生产井水气比普遍介于0.2~10 m~3/10~4 m~3,远高于饱和凝析水水气比0.1m~3/10~4m~3,生产动态Gp/Gw关系曲线呈上翘的趋势;③依据标准识别出气藏气井产水类型有入井液、凝析水和地层水,其中11口气井产地层水,10口气井具有较大的产地层水风险,23口气井以产凝析水为主。气藏气井产水类型的准确识别为及时调整产水井生产组织方案以及气藏治水对策提供技术支撑。     

东海H气田低渗气藏产水定量评价及产能影响规律

针对东海低渗气藏可动水饱和度及产水气井的产能影响机制缺乏定量评价方法的问题,基于室内驱替、离心实验及核磁共振实验并进行统计分析,建立东海低渗气藏衰竭开发过程中可动水饱和度定量预测模型;结合气水相渗曲线及渗流理论,实现了可动水饱和度到生产水气比的精细计算;考虑气井产水的影响,修正产能方程,明确水气比对产能的损害机制,并利用产水气井生产动态参数精确计算气相渗透率,建立气水两相流动态产能评价方法。现场应用表明,东海H气田可动水饱和度小于10%,水气比小于0.97 m³/10⁴ m³,受可动水影响,气井产能下降30%,气水两相流动态产能评价结果与多时间点的实测产能基本吻合,研究成果在东海低渗气藏取得了较好的应用效果。     

川西新场气田须二气藏水体动态分布与水化学特征

为直观、详细地论述川西新场须二气藏气井产出水状况,文中将气井产出水分为凝析水、地层水、夹层水或残留地层水3个大类。研究发现,构造主体部位的气井在产出地层水之前大多经历过一段较长时间的凝析水产出阶段;之后南北部边水才侵入构造主体;而构造主体的东西部产出夹层水或残留地层水。其主要原因是随着气藏开采,地层能量下降,边部水体沿着南北走向断层入侵到高部位,使得高部位气井大量产水;至于构造主体的东西部,由于远离断层,微裂缝不发育,气井产水量较少。总体而言,由于产出水类型不同,其水化学成分亦存在较大差异,表现为凝析水矿化度低、地层水矿化度高、夹层水或残留地层水的矿化度则介于两者之间。气井产出水化学性质差异性源自水-岩反应环境、流体压力、天然气浓度以及pH值等影响因素的变化。因为随着气井天然气的采出,流体压力下降、天然气浓度降低,盐离子的溶解度亦降低,所以构造主体产出地层水时,其Ca²⁺浓度较南北边部的要低,水体中出现少量Ca沉淀。     

平湖凝析气藏放一断块产水动态特征研究

针对平湖凝析气藏气井出水问题,依据气井动态测试资料,将出水气井划分为明确出水层位和不明确出水层位两类气井,分别分析了其出水机理和产水动态规律:明确出水层位气井的产出水来自其他断块的水层,其带水生产能力与产水气层的产气比例具有良好的相关关系,出水气层的产气比例越小,气井的带水生产能力越高,反之则带水生产能力越低;不明确出水层位气井的产出水是异常高温高压边水凝析气藏的地层水在生产过程中转成水蒸气后的凝析水。随着开发的进行在边水水体与生产井之间形成3个不同的凝析水饱和流动区,根据凝析气藏地层水气化饱和模式和饱和凝析水生产水气比与压力关系曲线,可以进行气井产水类型的判断和地层水出水风险的预报。      

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。     

气藏粒间水产出量预测方法研究

气藏的初期产水量很难用数模方法进行预测,因此编制气藏开发方案时一般仅用凝析水代替,或直接采用测试获得的产水量。这使得产水量预测结果与实际相差较大,特别是胶结疏松的砂岩气藏表现更为明显。为了解决这一矛盾,通过对比分析我国海上3个典型气田初期实际产水量与理论凝析水产量差别大的原因,提出了气藏初期产出水应包括凝析水和粒间水;采用统计方法分析了凝析水水气比、粒间水水气比和采出程度的关系,建立了预测不同开发时期凝析水水气比、粒间水水气比的方法。     

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。     

返排率结合水气比及水性分析识别压裂后气井早期出水——以徐深气田火山岩气藏为例

松辽盆地徐深气田火山岩气藏大规模投入勘探开发以来,气井逐渐开始出水,如何及早、准确地识别气井早期出水,对于制定合理、有效开发政策具有重要意义。在分别应用水气比和水性分析两种方法识别该气田气井早期出水的基础上,指出了两种方法面对该气田大量气井压裂后早期出水识别上的不足之处：由于该气田火山岩气藏物性总体上表现为低孔低渗,多数井需压裂才能获工业气流,压裂后部分未出水井初期水气比高于凝析水气比,难以单独通过水气比识别气井早期出水;该气田火山岩气藏非均质性强、水体连通性差导致水性变化区间较大,压裂后出水井产出液水性与压裂液很接近,仅靠水性识别也难以奏效。为此,提出了利用返排率结合水气比及水性分析方法综合识别气井早期出水的思路。应用结果表明,这一方法能弥补水气比和水性分析两种方法的不足。     

天然气注储协同提高凝析气藏采收率关键技术

塔里木盆地牙哈深层碎屑岩凝析气田循环注气开发近20年，即将肩负着提高采收率与储气库调峰的双重重任，但该气藏凝析油含量(671 g/m³)高于大张坨、呼图壁等凝析气藏储气库，因此建库过程中必须考虑凝析油气的开发和天然气的注储协同运行，实现资源利用最大化。为此，系统梳理了牙哈凝析气藏建库注储协同所面临的难题，在继承气藏型储气库建库技术的同时，创新提出天然气注储协同技术并形成了提高凝析油采收率等关键核心技术。研究结果表明：(1)注储协同提高采收率技术是天然气重力驱提高采收率技术和气藏型储气库建库技术的耦合，分为“重力泄油协同扩容、高速交变建库达容”2个阶段；(2)发展了凝析气藏渗流多周期交变压力下储采理论方法，论述了凝析气藏注储协同建设地层封闭与库容能力评价技术、注储协同提高凝析油采收率技术；(3)按照“重力辅助、干化保压、兼顾富气”的开发原则，预计采用该项技术分两期运行30年，最终可形成库容量165.6×10⁸ m³、总工作气量50.4×10⁸ m³的储气库，同时较循环注气可再提高...     

川西坳陷新场气田须家河组五段流体赋存状态

川西坳陷新场气田上三叠统须家河组五段气藏试采均表现出气水同产,天然气究竟是以水溶气还是游离气为主尚无定论。为此,对该区须五段地层水开展了不同温压条件下的甲烷溶解度实验,并与1 mol/kg NaCl溶液中甲烷的溶解度进行对比,并结合现今产出流体气水比和理想气体状态方程,明确了须五段中流体的赋存状态。研究结果表明,在现今平均埋深和历史最大埋深状态下,新场须五段地层水中甲烷的溶解度分别为2.260 m³/m³和3.194 m³/m³。受白垩纪末以来地层抬升影响,新场须五段水溶气脱溶主要是地层抬升减压降温脱溶。在不同埋深状态下,游离气和地层水在孔隙中所占体积比例分别普遍低于和高于50%,白垩纪末以来地层温压降低使得须五段中游离气体积发生膨胀,所占体积比例略有增大,而地层水被驱替排出,所占体积比例有所降低。地层温压降低导致部分水溶气脱溶出来,在总的天然气中游离气所占比例增大而水溶气所占比例降低,须五段天然气以游离气为主,水溶气所占比例不足5%。在地层抬升过程中,新场须五段有约29.3%的水溶气脱溶成为游离气,地层水共脱溶出了约1.8×10⁹ m³的天然气。     

川西坳陷新场构造须五段地层水地球化学特征及其成因

四川盆地川西坳陷中段新场构造上三叠统须家河组五段气藏的气水关系复杂,对其地层水成因和来源认识的不足限制了天然气勘探的拓展和深入。为此,对该区须五段地层水的矿化度、地球化学特征参数、微量元素和氢氧同位素等进行了分析,进而与该区其他层位地层水的上述特征进行比对,最终明确了须五段地层水的成因和来源。研究结果表明:①须五段水气比较为稳定,气水分异不明显,试采初期受压裂液和凝析水的影响,产出水矿化度较低,主要为压裂液和地层水的混合物,而后期随着返排率升高,产出水主要为地层水;②该层段的地层水均为CaCl_2型,矿化度介于50.806~96.319 g/L,整体表现出自北向南逐渐升高的特征;③地层水在埋藏过程中经历了浓缩变质作用,地层封闭性好,有利于天然气的保存;④须五段地层水的来源既有下伏的海相地层水,也有其自身陆相泥页岩的压释水,白云岩化作用是须五段最主要的水岩相互作用方式;⑤须五段地层水的δD值介于-67‰~-65‰、δ~(18)O值介于-3.1‰~-1.0‰,与该区其他层位地层水具有明显的区别,表明其经历了强烈的水岩反应,自成独立体系。     

四川盆地孝泉-丰谷构造带须家河组气藏气水分布控制因素及勘探潜力

孝泉-丰谷构造带位于四川盆地川西坳陷中段,同一构造带内上三叠统须家河组气藏气、水、干层共存,气水关系异常复杂。为弄清须家河组气藏气水分布的控制因素,利用气井历年地层水分析资料,结合生产动态数据研究了该区地层水的特征,认为钻井生产过程中产出水包含了凝析水以及地层水与凝析水的混合水,地层水的产出与气藏含气丰度密切相关。在此基础上,采用洛瓦克相图分析了气水分布的控制因素。结果表明：①须家河组气藏同一局部构造范围内底水、边水并存,地层水分布横向连通性差,平面上分布规模较小,为各自独立的气水系统;②古、今构造高部位均有利于水溶气脱溶成藏,但成藏期古构造起到了决定性作用;③高地层水矿化度、低地层压力区更有利于游离气气藏的发育。最后,分析了须二段、须四段的油气勘探潜力,结论认为：须二段、须四段游离气、溶解气共存,须二段水溶气脱溶程度高于须四段,勘探潜力更大;合理利用及开采水溶气有利于扩大气藏规模。     

四川盆地安岳气田龙王庙组气藏天然气有水溶气贡献的迹象

通过有机地球化学手段对四川盆地安岳大气田龙王庙组天然气和储层沥青进行了系统研究,发现天然气甲烷碳同位素较储层沥青明显偏重。这用目前大家普遍认为的油裂解气的观点难以解释,因根据歧化反应碳同位素分馏原理,油裂解生成的甲烷和沥青,甲烷碳同位素会明显轻于沥青。另外,甲烷碳同位素值与H₂S含量也没有明显的相关性,用TSR作用也很难解释气藏中甲烷碳同位素偏重的现象。从气田水中释放出的水溶气甲烷碳同位素较气藏游离天然气的甲烷碳同位素偏重或者重,推断可能是由于地层水水溶相天然气的脱溶,造成龙王庙组气藏中的天然气甲烷碳同位素较储层沥青碳同位素偏重。同时,经激光拉曼测试分析发现大部分烃类包裹体具有液相甲烷特征峰,进一步证实水溶相天然气的存在。通过对气源、地层水、温压环境、构造演化、盖层等地质条件进行分析,提出龙王庙组气藏具有良好的水溶气形成、保存以及晚期随构造抬升水溶气脱气成藏的条件。对比龙王庙组埋深最大时与现今气藏条件下甲烷在地层水中的溶解度,估算出龙王庙组1m³的地层水可释放出6m³的天然气。     

断层输导型天然气成藏模式的动态成藏过程——以川西坳陷新场构造带上三叠统须二段气藏为例

上三叠统须家河组二段气藏是四川盆地川西坳陷致密砂岩气勘探开发的重要区块,但须二段气藏气水分布关系复杂、勘探开发难度较大。为了给川西坳陷须家河组气藏的高效勘探提供新思路,以新场构造带须二段气藏为研究对象,根据地层水化学特征,结合构造、断层输导体系特征及单井生产动态分析,探讨了SN走向断层对须二段气藏天然气成藏及气水分布的影响。研究结果表明:(1)新场构造带须二段气藏油气高产富集区主要表现为断层输导型天然气成藏模式,该类成藏模式具备良好的构造—断层—储层配置条件,含气性好;(2)断层输导型成藏模式的气藏高产富集主控因素为"古今构造高位+断层通源输导+优质储层聚气",构造—断层—储层时空配置是控制气水分布的关键;(3)根据构造—断层—流体—成岩—成藏时空配置的差异性,结合单井生产数据,将断层输导型天然气成藏模式细分为"高产稳产、气水同产""中产稳产、低产水""低产气、高产水"3种气水产出特征;(4)具有"高产稳产、气水同产"生产特征的钻井,表现出"断层、储层在构造高部位相接"的特征,而具有"中产稳产、低产水"生产特征的钻井,普遍具有"断层、储层在构造高部位、低部位均相接"的特征,单井以产气为主,天然气产量稳定,仅产少量低矿化度地层水,可以通过实施水平井钻井来提高单井产量,以获得较好的经济效益。     

川西坳陷须二气藏气田水成因、运移及其成藏演化

西南油气分公司在川西建产的新场和大邑须二气藏投产后,气水关系复杂。为此,引用洛瓦克（Novk）相图分析法及气田水氘、氧同位素特征判别气田水产层及其成因类型,分析了气田水的动态运移,研究了川西须二气藏的成藏演化。结果表明：新场须二气藏气田水为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭较好,但因后期受构造运动影响使保存条件变差,下盆雷口坡组海相成因地层水运移至须二气藏,造成现今的气田水为海相成因地层水;大邑须二气藏气田水由须家河组原始沉积水逐渐变为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭性好,还原彻底,属于典型的古沉积水,但因提产致使须下盆雷口坡组的海相成因地层水沿控制大邑构造的断层运移至须二段,须家河组原始沉积水逐渐被须下盆雷口坡组的海相成因地层水替代,与大邑须二气藏现今气田水动态特征相吻合。成藏演化表明：新场、大邑须二气藏经历的成藏阶段不同,受裂缝系统影响不同,形成了不同类型的气藏。新场、大邑须二气藏气田水类型及动态特征不同是成藏演化的结果。     

轮台凝析气田水锥后注氮气吞吐实践与认识

塔里木盆地轮台凝析气田的底水沿高渗透带突进后,液相占据主要通道形成水封气,从而造成气井停喷。这种情况下.一般没有很好的治理手段,使用前期堵水、上提避水等治理措施也都基本无效。基于多年的探索研究,提出了"由堵改疏"的治理思路,即通过注氮气与地层剩余气沟通形成气体连续相,以达到恢复气井产能的目的。为此,开展了注氮气压锥机理、选井标准和注气参数优选设计等试验研究,注入膨胀性好、经济安全的氮气从水脊顶部薄弱处突破水锥屏障,使被液相占据的渗流通道重新开启,并与地层凝析气形成连续相,恢复自喷;根据压力变化将作用过程分为注入氮气压缩井底水脊、突破水锥屏障、稳定注气与地层凝析气形成连续相、焖井压锥降低水锁效应4个阶段。在S3-1井进行现场应用,日增油12.3 t,日增气2.8×10~4m~3,累计增油820 t,累计增气211×10~4m~3,增产效果显著。该工艺对类似凝析气井治理有一定指导意义,可以推广应用到其他凝析气田。     

基于气水相对渗透率曲线的产水气井开采效果评价——以苏里格气田致密砂岩气藏为例

如何定量评价不同产水量对气井开采效果的影响程度,一直是业内期待解决的问题。为此,依据气水两相渗流理论,在深入对比研究的基础上,提出了利用气水相对渗透率曲线定量评价产水气井开采效果的新方法,从而实现了对产水气井产能、产量、最终累计采气量和采收率的定量评价。进而以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密强非均质性砂岩气藏为例,充分利用不同类型及不同产水程度气井实际生产动态资料,在进行大量计算的基础上,验证了该方法的实用性与可靠性,最终建立了苏里格气田产水气井在不同水气比条件下,气井产能、产量、最终累计采气量及采收率定量评价的经验公式和图版,为现场推广应用提供了技术支撑。研究结果表明:目前苏里格气田西区产水严重,水气比变化范围大,若平均水气比为1.0 m~3/10~4m~3,则气井产能、累计采气量及采收率的降低程度分别为24.4%、24.4%、17.4%;若气井水气比为2.0 m~3/10~4m~3,则气井产能、累计采气量及采收率的降低程度分别为40.2%、40.2%、33.2%。     

四川盆地川西坳陷新场气田须家河组储层工程地质特征及增产实践

储层增产技术是川西深层致密砂岩气藏开发的关键技术。川西坳陷新场气田须家河组二段为典型的深层致密砂岩气藏,具有储层致密、最小主应力与垂向应力接近的走滑断层应力状态以及储层裂缝发育等特点,前期储层改造效果不明显。针对须家河组储层开展了工程地质特征评价和前期压裂效果分析,在储层岩相、岩石学、物性和裂缝等特征研究基础上,将储层分为3大类地质工程双甜点类型。其中断缝体型甜点可通过氮气钻井、小规模试破和酸化建产,层理缝型甜点可通过近井深度解堵及复合改造工艺建产,孔隙型甜点需要通过超高压大规模体积压裂工艺实现建产。X8-2井主要钻遇断缝体型储层,通过氮气钻井测试获得稳定无阻流量达53×10⁴ m³/d,而钻遇孔隙型甜点储层的XS101井可通过大规模体积压裂获得稳定产量（15×10⁴ m³/d）。这些井的实践成功为川西坳陷须家河组天然气资源的有效动用提供了经济可行的增产技术对策。     

致密砂岩储层物性及非均质性特征

中国西南地区四川盆地上三叠统须家河组碎屑岩地层为典型的非常规致密砂岩储集层,迄今已探明天然气储量已达万亿立方米,其中四川盆地中部广安地区须家河组六段（须六段）具有较大的勘探开发潜力。以须六段气藏段致密砂岩为研究对象,通过镜下薄片、物性和压汞等测试,结合分形理论研究,系统分析了其孔隙结构、物性特征和储层非均质性。结果表明：须六段砂岩储集层可明显划为3类。Ⅰ类储层（平均孔隙度12.27 %,平均渗透系数6.037 6 × 10^-3 μm²）以大孔或中孔为主,分形维数范围为2.42～2.59;Ⅱ类储层（平均孔隙度9.26 %,平均渗透系数1.152 3 × 10^-3 μm²）以中孔为主,小孔为次,大孔发育差,分形维数范围为2.47～2.56;Ⅲ类储层（平均孔隙度5.20 %,平均渗透系数0.351 7 × 10^-3 μm²）以小孔或中孔为主,大孔发育差或不发育,分形维数范围为2.45～2.81。孔隙类型的差异分布导致各类储层非均质性变化明显,主要表现为Ⅲ类储层非均质性强于Ⅰ类储层。相关性分析表明物性条件耦合于储层非均质性,且存在关键临界值,分形维数范围在2.45～2.60时,孔隙度与分形维数为正相关关系,渗透系数与分形维数的关系无明显规律;而分形维数大于2.60时,孔隙度与分形维数为负相关关系,渗透系数与分形维数为斜率接近0的线性关系。基于致密砂岩储层物性条件与分形特征的定量研究,探讨非常规天然气优质储层的评价标准,对指导中国非常规储层的勘探与开发研究具有重要理论与现实意义。