涩北气田气水分布及气水运动规律分析

气井出水是长期以来困扰涩北气田提高开发效果的主要问题之一。首先从宏观气水分布及气水运动规律的角度出发,分析了边水、层内水、层间水的形成机理和气井见水的３种基本模式;然后从微观角度,对疏松砂岩气藏的储层孔隙结构及岩石润湿性进行了研究,分析其对气藏原始气水分布的控制作用。结果表明,涩北气田储层纵向上砂、泥岩间互分布,对于孔隙结构较差、以细小孔隙为主、孔隙与喉道半径较小且分选性较差的储层,将导致气水分异作用减弱,从而形成较长的气水过渡带。对于涩北气田,构造位置是控制原始气水分布的决定性因素,毛细管压力是造成气水界面分布特征的关键因素,储层岩石的混合润湿性也是影响因素之一。     

涩北气田疏松砂岩气藏原始气水分布的影响因素

柴达木盆地涩北气田是典型的疏松砂岩气藏,该类气藏为边水驱动,气藏内含有零星分布的夹层水(层间水和层内水),其原始气水分布关系较为复杂.通过对涩北气田疏松砂岩气藏储层孔隙结构特征的研究,分析了储集空间形态、岩石润湿性及气藏成藏机理对原始气水分布的影响.结果表明:储集空间形态通过毛细管压力对原始气水分布起到一定的控制作用,对于孔隙结构较差、以细小孔隙为主、孔隙和喉道半径较小且分选性较差的储层,由于气水分异作用的减弱,从而形成较长的气水过渡带;反之,则气水过渡带较短;岩石的润湿性以及气藏成藏机理也是造成疏松砂岩气藏复杂气水关系的主要影响因素.     

涩北二号气田Ⅲ-1-2层组气藏数值模拟

涩北气田具有长井段、多层、疏松砂岩、边水气藏等特色的地质条件,为国内外罕见的疏松砂岩气藏,其气藏特殊性,导致气井的出砂和出水问题成为制约涩北气田高效开发的关键因素。针对涩北气田地质特征及气藏类型,此次数值模拟采用三维、气水两相黑油模型开展研究工作。以涩北二号气田的实际地质构造特征为构造背景,以地质研究提供的气田的储层物性参数作为模型的物性参数,如有效厚度、渗透率、孔隙度等。再现涩北二号气田投产初期到目前的开发历史,对生产动态过程进行拟合。     

柴达木盆地涩北二号生物气田微构造对气藏气水分布动态变化的控制

针对涩北二号气田开发后期边水水侵方向预测、井网调整等问题,综合考虑背斜构造边水气藏特征,提出以微构造研究为基础,结合实际生产数据,分析微构造对气藏气水分布动态变化的控制作用。结果表明:微构造图所界定气水边界更符合实际生产,负向微构造所在位置可动水饱和度明显偏高,水侵面积与可动水饱和度具有较高的相关性,位于负向微构造开发井平均单井日产水量为10.26m~3,位于正向微构造开发井平均单井日产水量为1.52m~3。研究认为:(1)气水边界线分布趋势与气藏微构造等值线分布趋势有较好的相关性,表明气藏气水分布特征明显受微构造分布特征控制;(2)气藏内水侵常常首先发生在气藏边缘小低点、小沟槽等负向微构造内;(3)负向微构造带内边水水体量较大,边水驱动力强,边水推进速度较快;(4)涩北二号气田气藏下步实现高效开发,降低水淹速度,其有效方法是有效地控制沟槽带内开发井的产气速度,并在微构造高点增加新井以完善井网。     

涩北气田气水关系及分布特征研究

涩北气田第四系气藏沉积的重要特征是疏松、欠压实的砂泥岩交互。泥岩层的压实程度和厚薄不同,突破压力也就不相同,从而导致涩北气田各小层含气面积大小各异、气水层间互并存、气水边界参差不齐的气水关系,气田具有多个气水系统;宏观上,存在气层、气水同层和纯水层。气层分布主要受构造控制,纵向上的气、水层分布主要受泥岩盖(隔)层控制。水层主要分布在背斜构造的低部位,以边水形式存在,但边水能量较弱;此外,还存在少数独立水层;各含气小层均有边水环绕,边水分布于构造的翼部;构造平缓,形成了较宽的气水过渡带分布;若储层上覆岩石无封盖能力,则形成气层之间的独立水层。     

涩北二号疏松砂岩气田水侵特征分析

涩北二号气田为第四系疏松砂岩生物成因气藏,具有弱水驱以及气层多而薄且气水层间互等特征。随着采出程度的增加,涩北二号气田产水量的上升幅度大于产气量上升幅度,出水日趋严重,因此深入了解气田的水侵特征对气田开发尤为重要。结合涩北气田实际,通过物质平衡公式,应用曲线拟合法分析了气田水侵特征,为涩北二号气田制定治水策略提供了依据。     

涩北气田产水特征分析

气井产水是影响气井产能和气田开发规律的重要因素之一。涩北气田气层主要受构造控制,局部受岩性控制,构造高部位气层多、厚度大,低部位气层少、厚度小。储层横向分布比较稳定,纵向变化较大,气水层交互,边水环绕,开发过程中出水现象普遍。从纵向上对比分析了涩北一号、涩北二号以及台南三大气田不同开发层位的产水情况,从平面上分析了各气田气井产水的分布情况,为该气藏的开发提供了重要的动态资料,对现场控制水量、延长稳产时间具有重要的指导意义。     

涩北气田气井合理配产的综合技术对策研究

柴达木盆地青海气区的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的开发,在制定开发技术政策时,单井的合理配产非常关键。针对涩北气田储层的特殊构造特征及气水的运动规律,本文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,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,本文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,最大限度提高天然气采出程度的目的。     

低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律及开发对策研究--以磨溪气田雷-1气藏为例

识别低渗碳酸盐岩边底水气藏产水动态规律,为该类气藏有效控水防水提供依据,以四川盆地川中地区磨溪气田雷一¹气藏为例,开展低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律研究。结果表明:气藏产水主要由孔隙可动水、局部封存水和边水构成,其中局部封存水对气藏影响较小。气井生产普遍受到孔隙可动水的影响,几乎没有无水采气期,生产中水气比逐渐增大。气藏中区、东区边翼部位气井受到边水侵入影响。气藏边水沿层均匀侵入,气井距气水界面距离不同,水侵特征也不同。气井距气水界面越近,气井水侵特征出现的越早,水侵越活跃。根据不同产水类型的气井,针对性的提出了控水开发对策。     

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。     

鄂尔多斯盆地北部深盆气藏近地表地球化学特征

鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏为深盆气藏。它自南到北可分为气区和水区;气区分布在南部近源岩区,其成藏受控于砂岩展布和物性,气藏压力“负异常”,无边水和底水,烃类向上微扩散弱,近地表地球化学背景场低;水区分布在该区北部,远离源岩,其成藏主要受控于构造,气藏压力正常,具有边水或底水,烃类向上微扩散较强,近地表地球化学背景场相对较高。根据这种特征,建立了深盆气藏气水界面的地球化学特征以及气区和水区的异常模式,即由低背景突变为中背景的陡增带为深盆气气藏的气水分界面,水区气藏主要为环状或半环状异常模式。     

二连盆地阿尔善浅气藏的地震特征

二连盆地阿尔善背斜下白垩统腾格尔组中部的天然气藏埋深５００ｍ,属新背斜层状浅气藏,加之地表条件好,故在地震剖面上出现了典型的气藏地震反射特征,即（１）气藏顶界面的暗点;（２）气藏底界面的亮点;（３）气水界面的平点;（４）气藏地震响应的外型。     

松辽盆地徐深气田致密火山岩气藏气水分布特征及主控因素

松辽盆地徐深气田是典型的致密火山岩气藏。随着气藏开发不断深入,气井陆续出水,强烈的水侵和水气比不断攀升严重制约了气藏的高效开发,正确认识火山岩气藏内气水关系及其主控因素已成为提高气井产能的重要因素。研究区火山岩气藏气水关系复杂,总体表现为“上气下水”特征,气水分布以火山机构为基本单元,全区无统一气水界面,同一火山机构内可存在多个气水系统,不同的气水系统也可具相同的气水界面。在营城组火山机构刻画的基础上,综合利用生产测试和物性、压汞、薄片等动静态资料,系统分析徐深气田致密火山岩气藏气水分布特征,明确火山岩气藏气水关系主控因素。结果表明：烃源岩展布控制了营城组火山岩气藏气水的宏观分布,火山机构和构造联合作用影响天然气的聚集、调整,火山岩复杂的孔隙微观结构制约着储层内气水分异。     

锦66井区盒2段气水分布规律及开发对策研究

东胜气田锦66井区属于低孔、低渗、低丰度的岩性构造气藏,部分井产水量大,制约了产能的进一步提升,目的层盒2段气水分布规律及控制因素不明,气水分布复杂。根据气田钻井、测试等资料建立了气水识别电性标准,通过全区标准化气水识别和已有的成藏认识,认为气层、水层为非区域性的连续分布,气水界面不统一,构造高、物性好,则气层相对发育,为典型的岩性构造气藏。通过分析认为产水主要来源于盒2段层内水,同时本区地层水可分为孤立透镜体水、边底水及弱分异的气水混层。气水分布受构造特征、优质储层分布、储层非均质性和油气成藏等因素的控制,据此提出了对应的开发地质对策。     

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对张家场气田石炭系气藏的原始气水界面用４种方法进行计算，这些方法是：（１）据气，水井含水饱和度随海拔深度变化值确定气水界面；（２）据气，水井测井电阻率比值随海拔深度变化值确定气水界面；（３）用气水界面统计迭代方程确定气水界面；（４）用川东地区石炭系气藏气水界面经验统计法确定气水界面。     

苏里格气田天然气运移和气源分析

通过分析鄂尔多斯盆地苏里格气田天然气组分、稳定同位素和稀有气体同位素组成指出，该气田天然气以烃类气体为主，气体碳同位素组成偏重；天然气源岩形成于淡水一半咸水沉积环境；天然气主要来源于石炭二叠系煤系烃源岩；天然气碳同位素（δ^13C1，δ^13C2）具有从西南向东北方向变重和^3He／^4He值呈略增加的趋势；反映了天然气具有从东北向西南运移的趋势。根据天然气中^40Ar／^36Ar值，计算了石炭一二叠系源岩中K含量的变化范围，初步确定了煤岩生成天然气的贡献率在65％以上，为主要生气源岩。     

CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的扩容分析

低渗透碳酸盐岩气藏在开发后期为了提高气井产量,经常采用加压开采和水力压裂等技术,导致储层被水侵且含有大量微裂缝。因此,当CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气时,如何快速有效地注气驱水扩容和制定气水边界稳定运移的控制策略就成为低渗透气藏改建地下储气库扩容的关键问题之一。为此,建立了双重孔隙介质储层中注CO_2驱水的气水两相渗流的数学模型,以国内某裂缝性气藏改建的地下储气库为研究对象,主要分析了边缘气井注CO_2驱水扩容的气水界面的运移规律,并讨论了CO_2溶解、井底流压、注气流量、微裂缝参数等因素对储气库扩容时气水界面稳定性的影响。结果表明:(1)储气库采用"多注少采"的方式扩容时,扩容速度在第5周期达到最大值,随后逐渐降低;(2)CO_2在水中溶解度随储层压力而变化的特性有利于储气库扩容时气水边界的稳定;(3)定井底流压和定流量扩容时,适当地增大井底流压和中心区域气井的注气流量能有效提高储气库的扩容速度;(4)在高渗透率区域和裂缝—基质渗透率比值较大的储层区域,应适当地降低注气流量,防止因渗流过快造成气水界面的指进现象,同时应通过观察井严密监控气水界面的运移,以防止气体从边水突破逃逸或高渗透带见水或水淹。该研究成果为我国应用CO_2作为低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的驱水扩容提供了技术和理论支持。     

鄂尔多斯盆地上古生界深盆气成藏模式

文章通过对鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层的分布特征、物性特征以及天然气成藏条件等进行分析，提出了鄂尔多斯盆地上古生界深盆气成藏的新模式，认为其成藏过程是天然气在垂向上向上排驱地层水并就近聚集，而不是长距离侧向运移的结果；鄂尔多斯盆地上古生界的气水分布从严格的意义上讲并不属于气水倒置的范畴，而是大量各自独立的致密砂岩天然气藏在平面上投影叠合的表象。根据这些结论，不仅对鄂尔多斯盆地，而且对阿尔伯达盆地的经典深盆气藏的气水倒置分布的观点也应该重新认识。     

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��Applying the principle of accumulation by cadillary pressure difference,the complicated gas-water relations and its connection with regional hydrodynamics in fractured gas reservoirs of Yang Xin limestone in Southeast Sichuan area is discussed.By analysing the reduced water level value relation,it reveals that the formation water is moving from the interior to the margin of the basin and arrives at pressure balance state when meeting with the infiltration water,supplied from outcroppedai area.It is pointed out that the vast area from the ground water divide line toward the interior of the basin is a favorable area for Yang Xin limestone gas reservoirs.     

X8井气水产出关系分析

四川盆地XN气田香溪群气井开采过程中见水普遍,气井见水后产能迅速降低或水淹停喷;气藏水体活跃,气井产气量低、产水量高,气藏开发效率低、采出程度不高。在分析气藏开发地质特征基础上,重点解剖了X8井开发过程中气水产出量的变化。与一般的有水气井不同,X8井见水后,初期每次开井先产水再气水同产,后期每次开井则先产气再气水同产。通过对水体特征和驱动能量的研究认为气藏水体体积有限,水体主要靠分隔气弹性驱动能量作用产出。分析了隔气式气藏的气驱机理,很好地解释了X8井气水产出的复杂现象。