分层开采工艺在涩北气田的应用

针对涩北气田第四系疏松砂岩气藏长井段、多产层的地质特征,开展了两层、三层分层开采工艺管柱及配套的测试工艺和分层采气配产优化技术的研究,实现了该气田长井段疏松砂岩气藏防止气井出砂和达到提高气井产量的目的,形成了一项高效开发涩北气田的特色采气工艺技术。现场实施了油套分采工艺、同心集成式三层分采工艺和偏心投捞测试三层分采工艺技术共72口井,通过分采工艺技术的应用,在控压生产条件下,最大限度降低了层间跨度,有利于发挥不同气层的生产能力,极大地提高了涩北气田的单井产能。     

涩北气田多层合采产量劈分新方法

涩北气田长井段多层合采井在生产过程中不同程度存在层间干扰,抑制了低产层产能的发挥,针对这种生产状况,结合涩北气田气藏地质特征,研究出了适应涩北气田长井段多层合采井产量劈分方法,为多层合采井层间干扰分析和分层采气工艺的实施做好技术支撑。使气井每一生产层最大限度地发挥潜力,为青海油田的高效开发创造了有利条件。     

涩北气田多层合采井分压测试技术

涩北气田气藏层多、层薄,气水层间互,各层压力差异较大,层间干扰复杂,多层合采压力测试无法获得各小层的压力资料,严重影响气田各种增产措施效果。结合气藏地质特征,选取多层合采井,将JCY-Ⅱ型分采与测试一体化智控系统连接到生产管柱一同下井,地面实时控制井下工具,进行井下测试数据的录取,快速解释获取各小层的渗透率、表皮系数等储层物性参数。该气田S3-2井历经5个测试阶段,分别对313、314小层实施井下开井生产、关井恢复压力,成功求取了单层、合层流动压力、静压、压力恢复等资料。分层测压技术在涩北气田推广应用13井次,施工成功率100%,资料录取成功率100%,解决了涩北气田气井单层测试难题,可为后续开发方案的调整提供技术依据。     

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涩北气田的砂岩气层多而薄，生产过程中地层易出砂。统计表明，涩北气田在试气或试采阶段，虽然大部分气井控制产量生产，但已经有相当数量的井有出砂现象，出砂井占气田试采井总数一半以上。文章从储层特征、岩性特征、气体渗流速度、作业液浸泡等多个角度对气田地层出砂的机理进行了较为全面的分析。结果表明，气田的储层特征是地层出砂的内因，地层中天然气渗流速度是是否出砂的决定性因素，作业液浸泡和井筒内的动态响应会降低地层出砂临界速度，使地层更易出砂。在此基础上，基于降低单一气层天然气渗流速度的思路，从气藏工程角度提出了高孔密、大孔径射孔以及逐层叠加开采和多层压力平衡合采两种多层合采的开采方式和技术路线。实践表明，两种方式均能达到提高涩北气田气井产量、防止地层出砂的目的，其中，多层合采方式更能兼顾到防止出砂、提高气井产量和气田采收率，进而实现提高气田高效开发的目的。     

疏松砂岩气田分层采气的选井原则

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。     

涩北气田气井合理配产的综合技术对策

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。     

建南气田水平井分压合采工艺技术探讨

建南飞三储层为海相碳酸盐岩气藏,属低压、低孔、低渗裂缝-孔隙气藏,不进行大规模的措施改造,无法获得工业气流;且采取措施后,单井的自然产量仍然偏低。气井的多层合采是今后建南气田开采作业的主要工作方向,JX-2井作为第一口以套管射孔方式完井的水平井,多层分压合采工艺技术在该井进行首次应用,针对不同的储层发育特点采用相适应的酸压改造工艺及入井液体系,同时应用分层压裂合层开采一体化完井管柱以保证施工的顺利进行。现场应用表明:气井分压合采工艺技术对于提高气田整体开发水平和经济效益具有重要的作用,对低压低产多层系气田开采具有一定技术借鉴或指导作用。     

柴达木盆地第四系疏松砂岩天然气储层可动水预测方法研究

柴达木盆地涩北气田为第四系疏松砂岩储层气田,气田构造平缓,储层岩性疏松,气层含气饱和度较低,气水关系复杂。涩北气田的出水模式有边水水侵、泥质隔层内水的窜流、水层水窜流和储层束缚水转化为可动水等。其中,储层束缚水转化为可动水产出是一种新的出水形式。在气田开发过程中,天然气不断采出,地层压力逐步下降,储层在上覆地层压力作用下被压缩,孔隙度降低,地层含水饱和度增加,当储层压力下降到一定程度时,部分束缚水逐步变成可动水产出,从而影响气田生产。根据涩北气田储层地质特征,结合气田出水规律,分析了涩北气田气井出水原因及类型。从开发实验、数据分析入手,建立了储层束缚水变可动水产出预测图版,该图版中储层含水饱和度曲线与束缚水饱和度曲线交点对应的压力即为气藏层内可动水临界出水压力,研究表明随气藏压力下降,气层束缚水可转变为可动水产出。     

两层分采技术在试井中的应用

采用两层分采井长期测压技术，在避免油井层间干扰问题的同时，能够获得全井合采抽油井的单层压力资料，应用先进的试井评价技术得到分层、合层的储层参数，搞清抽油井分层产量，进行油井产能预测，有效地指导区块开发生产。     

云南保山气田多层开采工艺技术的研究及应用

保山气田气藏为上第三系浅层疏松砂岩有水岩性气藏,具有纵向上多产层、且产层薄,横向上连通性差的特点,大部分气藏储量小、产能低,天然气市场处于供不应求的被动局面。通过在该气田实施两口井的多层合采工艺先导性现场试验,取得了初步成功,不仅较大幅度提高了气田的储量动用程度和产量,缓解了天然气的供需矛盾,而且有效地控制了气井出水出砂的问题,延长了气井无水采气期和气井寿命,提高了气藏的采收率,明显改善了气田的开发效果。再者,通过实施多层合采采气工艺技术,提高气田采气速度,加快开发进程,缩短投资回收期,实现小型气田立体、高效开发的目的。     

多层边水气藏的动态监测技术及效果

柴达木盆地涩北气田面临着综合含水率上升、产量递减、边水非均衡推进等生产挑战,多层边水气藏的动态监测就显得尤为重要,这项基础工作贯穿于气藏开发的始终。为此,利用试井和测井的方法直接或间接地测量出气井的地质参数、生产参数、井下技术状况以及各种参数的动态变化等,综合气井生产动态,从产能评价技术、边界探测技术、气藏动态描述技术、生产管柱检测技术和产层动用评价技术入手,判断气田开发是否符合开发方案要求,为气藏开发调整提供第一手资料。该气田是第四系多层疏松砂岩边水气藏,在其试采开发过程中录取到大量产能评价、产层动用以及边界参数变化等资料,通过分析,认为气层的出砂压差宜在地层压力的10%~15%之间,合理产量为无阻流量的10%~15%,合理配产区间在7.1×104~10.4×104 m3/d,最小临界携液流量为7.1×104 m3/d。该研究成果为涩北气田多层边水气藏的开发提供了技术支撑。     

涩北气田疏松砂岩气藏储集层堵塞机理及解堵技术应用

涩北气田是柴达木盆地天然气开发的主要区域,具有多层、极易出砂、边水气藏等特点。随着气田的深入开发,因水锁伤害、黏土矿物水化膨胀运移、入井流体增多等因素导致储集层堵塞的气井不断出现,严重影响气井产能。结合涩北气田疏松砂岩气藏储集层泥质含量高的特点及出水加剧的现状,通过模拟实验,确定了储集层堵塞的主要影响因素为黏土矿物含量。以保护储集层为出发点,考虑针对性及经济性优选解堵液,形成了适用于涩北气田疏松砂岩气藏的化学解堵技术。现场应用表明,该解堵技术具有施工快、有效率高和有效期长的特点,解堵效果及应用前景较好。     

水力泵独立排水采气工艺

青海油田涩北气田经过十多年的开发,部分井区原始地层压力下降,边底水、层间水出水量逐年增大,导致部分井停产或产气量下降。该气田属第四系疏松砂岩气田,地层出砂较为普遍,从排水采气工艺适应性分析不难看出,由于现场没有工业电,机抽、电潜泵等工艺不具备现场实施条件。因此针对以上出水比较大的井急需要提供一套既能随时快速排水,恢复产能,又能够在现有条件下满足现场施工条件的新工艺来解决以上问题。     

涩北气田多层合采优化配产及动态预测

涩北气田气层层数多、储层疏松、易出砂，严重影响了气井生产能力的发挥。在充分利用试气、试井、气田试采以及长期生产数据、产气剖面、出砂压差等动态数据，并结合测井等静态数据的基础上，提出了一套建立多层合采气井产气方程的新方法。该方法通过理论公式和经验公式相结合，方便地确定了单井产气方程和无阻流量。应用本方法并结合基于分块物质平衡理论的动态分析软件（MMBS）对单井及区块进行优化配产和动态预测，实例计算结果表明新建立的优化配产方法计算结果与生产实际相符合，对现场生产具有重要的指导意义。     

涩北一号气田出水动态分析

涩北一号气田是中国目前最大的疏松砂岩气田,气水层交互,层数多而薄,边水环绕,开发过程中出水现象普遍,气井控水是该气田开发的技术难题之一。在气藏精细地质描述的基础上,研究了该气藏某层系单井产水、产气曲线特征、水气比及上升规律,分析了主要水源及出水原因,将该层系出水类型归结为4类,即低产水稳定型、低产水缓慢增长型、中产水快速增长型和高产水急剧增长型,根据不同类型井的出水状况,提出有效措施进行分类控水,现场应用取得良好效果。     

高压充填防砂工艺在涩北气田的应用

青海柴达木盆地涩北气田属第四系地层，气层埋藏浅，胶结疏松，成岩性差，在开采过程中地层易出砂，涩北气田先后进行了4口井的机械防砂、8口井的化学防砂都没有成功，通过3口井的压裂充填防砂后，产气量明显提高，且没有出砂，说明压裂充填防砂在涩北气田有一定的适应性，为今后涩北气田防砂指明了方向。     

凝析气井测试曲线压力导数凹陷的研究

根据凝析气的特征 ,分析了凝析气的流动机制 ,建立了新的凝析气井试井分析理论模型 ,克服了以往凝析气井试井资料分析上的一些困难 ,排除了现场由于压力变化类似于裂缝性油藏而不敢实施注气开采的疑虑。经在实际井资料分析中应用 ,获得了较好的结果     

塔里木盆地克深2气藏断层、裂缝、基质“三重介质”渗流及开发机理

克深2气藏属于典型的裂缝性低孔砂岩有水气藏,储层基质物性差,裂缝发育。研究发现,根据传统认识建立的双重介质模型计算的气藏压力传播速度慢、气井见水时间晚,渗流特征与实际存在较大差异。为此,结合当前各种静、动态资料,利用数值试井方法对气藏不稳定试井资料进行了系统分析,在此基础上建立数值模拟机理模型,对该气藏井组干扰试井的压力传播时间、干扰曲线特征以及气井水侵特征都进行了深入研究。结果表明,克深2气藏表现为断层、裂缝、基质“三重介质”的渗流特征,断层是气藏压力传播和水侵的高速通道。边水推进过程中,沿断层的水侵速度明显快于似均质裂缝储层,导致气井快速见水。研究提出的断层、裂缝、基质“三重介质”新渗流模式下的气藏渗流特征与实际情况高度吻合。机理研究表明：保持较低的开采速度,降低边部气井产量,同时优先对中、边部井间有断层的边部见水井进行带水或排水,可有效延缓边水沿断层向气藏中部的侵入速度,提高气藏的最终采收率。