礁滩相气藏气井早期水侵识别方法优选及应用

元坝气田长兴组气藏为发育有底水与边水的礁滩性气藏,及时准确识别气藏早期水侵对气田开发具有重要的意义。以元坝礁滩型气藏为研究对象,分别利用基于物质平衡原理、不稳定试井原理以及生产动态特征等方法,对元坝气田产水气井早期水侵特征进行拟合,验证三类方法在早期水侵识别中的适用性,并结合其优缺点及适用范围,优选出适用于元坝气田的早期水侵识别方法。通过对比分析,结合元坝气田生产实际,宜采用生产动态特征法为主,其余两类方法作为辅助手段判别早期水侵识别。实例分析表明,生产动态资料中气样硫化氢含量、水样矿化度在水侵过程中较为敏感,成功识别已见水气井早期水侵现象及产水风险井早期水侵征兆,并制定延缓水体锥进的对策,验证了方法的可靠性。本文的研究内容可为元坝气田产水风险井早期水侵识别提供理论依据。     

一种低渗气藏气水同产水平井产能计算新方法

低渗气藏是具有较大潜力的非常规天然气资源,但由于其储层低孔、低渗的特征以及气井产水的影响,储层流体的渗流不再满足达西渗流规律。基于水平井椭圆形渗流原理,考虑气水同产、启动压力梯度、应力敏感、滑脱效应以及气体高速非达西渗流对产能的影响,定义气水两相广义拟压力,利用气水两相渗流理论推导了低渗气藏水平井气水两相渗流三项式产能计算新方法,推导了低渗气藏水平井气水两相渗流产能预测模型。实例计算与对比发现,利用新公式计算无阻流量结果与实际产能测试结果相对误差仅为5.25%,说明新公式具有较高的准确性。敏感性分析表明,随着水气体积比、启动压力梯度以及应力敏感指数的逐渐增大,气井无阻流量逐渐减小,但启动压力梯度以及气体高速非达西流的影响较小,而随着滑脱因子的逐渐增大,气井无阻流量逐渐增大。     

克拉美丽气田火山岩气藏产能评价及配产方法研究

克拉美丽气田属火山岩气藏,由于受火山喷发多期性影响,其岩性岩相变化较快,岩性致密,储层物性平面非均质性严重,渗透性很低、且渗透率差异很大,因而气井产能差异很大:不同岩性单井绝对无阻流量在(16.22-109.34)×104m3/d之间,同一岩性的正长斑岩单井绝对无阻流量在(21.83～56.71)×104m3/d之间,因此评价比较困难.如何科学合理地评价其产能,在其开发过程中显得非常重要.首先利用动静结合的方法给出了气井的分类标准,接着利用产能方程法对其进行评价,最后综合利用产能方程和动态储量联合配产法、试采压降法、试井模型预测法、试气绝对无阻流量法、采气指数法、最小泄液法和管内冲蚀流量法等方法,对每类气井进行了配产研究,提出了每类井的合理配产范围.配产结果对今后该气田新井的单井配产具有一定的参考价值.     

四川地区水驱气藏开发探讨

通过收集前入水驱气藏开发的研究成果,对水驱气藏储层宏观和微观水侵机理进行分析,总结出了无水采气、带水自喷和排水采气三个阶段水驱气藏的不同开采措施。结合川西地区合兴场须家河组气藏和新场气田须二气藏实例,提出无水采气期取决于气井配产和裂缝角度,配产高或裂缝角度高,无水采气期短;对于裂缝-孔隙型水驱气藏开发,通过判断来水的大小和方向、控制气藏采气速度小于2％以及排水采气等方法提高最终采收率。     

川西须二气藏产水气井动态特征及开采对策

川西须家河组二段气藏气井产能差异大,气井普遍产水,仅有41.00%的气井具有无水采气期,且无水采气期短,为7.13~23.2个月,无水期采出程度低,平均为13.84%,见水后稳产变差,单位压降采气量不足见水前的10.00%;生产动态表明,局部井区具有连通性;气井见水后,通过调整气井工作制度、人为激动气井会加速气井生产形势的恶化。分析认为,气藏水侵后气井产量及压力迅速降低的原因是绕流形成封闭气和渗流通道被斩断,气井水侵后采取降产或提产的开采方式均不可避免气井压力、产量快速双降现象。通过理论分析及实践总结,提出并实施了有水气藏"保稳忌激、见水及排、区域治水"的开采技术思路,形成了基于分类配产的自然动态平衡管理、缓蚀泡沫一体化的排水采气、同一水动力系统内长期稳定的整体排采等技术对策,取得了稳产效果。     

川西气区动态监测结果异常原因分析

川西气区是以开采天然气为主的气藏,动态监测工作对于衰竭式开发的气藏而言是较为重要的工作环节之一。川西气区主要通过不稳定试井的压力恢复试井、静压监测、流压监测、流体性质监测等动态监测技术,了解气藏压力递减规律、水侵规律及水体大小。动态监测结果可以为指导油气藏开发管理及进行各种决策提供重要依据。目前动态监测结果中有部分数据存在异常,不能用于后期分析。归纳、总结异常原因,主要可分为人工记录仪器精度低、采集数据品质差、测试工具未到产层中部、储层类型认识不完善等四种类型。针对各类异常情况,分别制定了提高测量仪器精度及稳定性、加强验收资料的可靠性、设计制作钢丝自动润滑装置、加强结合沉积相等下一步整改建议,为气井合理配产、气藏稳产以及开发调整提供了有力的技术支持。     

阿姆河右岸B-P气田群综合治水关键技术

土库曼斯坦阿姆河右岸B-P气田群地质条件复杂、气水关系复杂、产量高,气水矛盾日益凸显,直接影响气田稳产和安全生产。针对该气田群的非整装特性,为解决气井出水问题,开展出水机理和治水相关研究,制定了适用于气田群的控、找、堵、排综合治水技术对策,同时形成了适用于单井的"一井一策"治水指导原则和与单井治水配套的控、找、堵、排单项工艺技术及工艺技术组合。目前治水已初见成效,通过理论计算和工艺优化,将XX-204D井配产由30×104m~3/d进一步降至20×104m~3/d,成功实现无水稳产试采70d;给出了适用于该气田群大斜度开发井的连续油管+Flow Scanner测井仪器的找水工艺,并根据大斜度井在趾端、中段、跟端不同出水位置给出了适用的堵水工艺,对于探井转开发井的直井底水上窜,则直接封堵出水层位;根据B-P气田群气井水产量的不同给出了单井排水采气方案。通过上述研究与工艺方案的实施,形成了适用于阿姆河B-P气田群的综合治水关键技术。     

浅析低渗气藏水锁的伤害与防治

在气井生产过程中,由于低渗气藏的通道较窄、渗流阻力较大、气水界面张力较大,地层水或外来流体导致气井储层气相相对渗透率下降,从而形成水锁效应。水锁导致气井稳产能力下降,在低孔低渗储层表现得尤为显著。可通过认识水锁效应产生的机理,根据达西定律和拉普拉斯方程定量分析外来水饱和度、渗透率、黏度与储层孔隙度之间的特征关系,从而确定影响水锁的主控因素,采取相应的措施方法减轻水锁伤害程度。针对不同岩性低孔低渗储层的气井开展了水锁影响程度评价,结合气井实际生产情况,通过加注甲醇、排水采气、控制生产压差、酸化解堵等方法 ,有针对性地解除了气井在开发过程中产生的水锁伤害,并总结了六种解除水锁方法适应性。需要根据储层特征、井筒条件、生产动态特征等方面优选措施方法,保证更好地解除水锁伤害,最终提高气藏的开发效果。     

中江气田高庙区块JS_3~(3-2)气层产能主控因素分析

中江气田高庙区块JS_3~(3-2)气层单井测试产能及生产情况在区域上差异较大;气层储集空间主要为残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔;气层测井解释孔隙度为6.4%~14.0%,渗透率为(0.03~0.86)×10~(-3)μm~2,属于典型的低孔、低渗储层。气藏目前正处于开发建产早期阶段,影响气井产能的主要因素尚不明确。利用录井、测井、薄片、测试及试采分析资料,对JS_3~(3-2)气层产能分布特征及主控因素进行研究。结果表明:JS_3~(3-2)气层3条河道实测地压系数各不相同,河道之间储层连通性较差,西部河道气井产能低,东西向河道及东部河道气井产能较高,地压系数高低与气井产能之间无明显对应关系;JS_3~(3-2)气层气井产能主要受气井构造相对位置、储层非均质性及储层有效厚度共同控制,单条河道内构造位置相对较高,孔、渗性能相对较好,储层有效厚度相对较大的气井产能较高。     

洛带气田廖家场区块遂宁组气藏开发潜力评价及对策

廖家场区块位于洛带气田的北东部,主力气藏为遂宁组气藏,具有孔隙度低、渗透率低、非均质性强等特点,在开采过程中表现出了单井产量不均衡,气井产量和井口压力快速递减（90．7％的气井井口油压已经低于2．5MPa,77．8％的气井产量小于O．5×10^4m3／d）,单井动态控制半径小（平均为203m）,单井控制储量低（平均为0．15×10^8m,）,地层压力不均衡下降,储量动用程度低等动态特征。为提高气井的贡献率,尽可能实现稳产,对现有生产井生产情况进行分析后,建议尽快在廖家场区块内改造一条低压输气管线或开展增压开采工作,解决管网压力波动对气井产量的影响。通过气藏潜力分析,建议在井间距较大的井区部署加密调整井,提高井间的储量动用程度：在地层能量相对较高的气藏东部区域部署扩边井,进一步探索气藏的分布范围,动用存在于气藏边部的部分低效储量。     

卫城零星气藏精细构造研究

卫城零星气藏为被断层复杂化的中孔、中渗常温常压低凝析气藏,储层物性较好,非均质性较弱,探明含气面积4.44km2,天然气地质储量7.12×108m3,可采储量4.94×108m3。目前,该气藏已进入开发后期,整体上储量动用程度、采出程度均较高,气井低压低产,积液间开,停产井多,井筒结盐、结蜡现象严重,稳产难度大。在区域地质研究的基础上,以各断块结合部为重点研究工区,利用三维精细构造解释技术和构造-测井非线性约束储层反演等技术,分析构造形态,描述储层分布,优选有利目标,形成了复杂断块气顶零星气藏开发研究技术,实现了未动用储量的有效动用和已动用储量剩余资源的有效挖潜。通过精细构造研究,目前共提出5个有力目标区,部署调整井2口,侧钻井3口,实际投产新井3口。3口井当年累计产油1058t,产气504×104m3,当年投入按总投入的1/4折算,为500万元,当年累计创效2118万元,则投入产出比达1:4.2。     

边底水气藏注CO_2提高采收率技术

开发中后期,边底水气藏地层条件相对较为复杂,压力降低和圈闭变化引起下部地层水填补了气体的采出,在衰竭开采情况下采收率会相当低。通过向储层中注入CO_2可以控制边底水的均匀推进,解决CO_2气体埋存的同时还可以提高气藏采收率。结合2个国外气田的CO_2回注实例,重点阐述了典型储层条件下CO_2和CH_4的流体特征、超临界CO_2驱替天然气的室内实验和数值模拟研究现状。数据表明,CO_2注入井在储层下倾、采气井在上倾方向布井,羽流会沿气水界面向采气井轻微锥向流动,CH_4采气量明显提高,并可能减少由于水侵所带来的剩余气损失;向气藏中回注CO_2应尽可能早,这样有利于保持地层压力和气体流动,减小下部地层水侵入储层,延长开采时间;底水气藏最佳注入时机应该在气藏开采3年和4年后。该研究成果对高效开发边底水气藏具有一定指导作用。     

松辽盆地汪家屯气田气藏富集特征及挖潜技术对策

典型复杂断块致密砂岩气藏具有砂体规模小且分布零散、储层物性差、单井井控储量低的特点。松辽盆地汪家屯气田处于开发中后期,大部分气井已进入低产、低效阶段,储量挖潜及经济有效开发难度大。为解决气田开发瓶颈难题,从断裂、砂体及成藏等角度开展了气藏富集特征研究。结果表明：通源断裂控制气藏的纵向发育部位和横向展布;砂体发育规模、厚度及物性决定气藏富集程度;断层和砂体的空间分布对气藏具有分隔作用;油气差异运聚控制流体空间分布。为提高气田整体的储量动用程度,在气藏地质研究的基础上,结合气田开发特征,提出5项挖潜的技术对策：精细构造与储层描述,优选挖潜部位加密布井;老井措施改造,挖掘增产潜力;利用氮气欠平衡钻井技术,有效保护储层;增压开采试验,提高流体流动能力、延续气井生命周期;开展水平井及老井侧钻水平井试验。     

VSP技术在杜229块西南部的应用研究

辽河油田杜229块油藏已进入开发中后期,区块主体部位井网比较密集,没有部署挖潜潜力,产能部署方向转为区块边部断层复杂区域。边部三维地震资料受其分辨率、信噪比的限制,在落实小断层、寻找微构造、追踪薄储层上难度较大。为此引入了VSP技术,并在杜229块西南部首先进行了应用。利用VSP测井高分辨率特征,通过零偏VSP资料提取的时深关系,准确进行层位标定;通过非零偏VSP资料识别小断层具体位置及构造情况。最后,根据VSP资料的解释结果 ,结合该区域三维地震资料和岩性资料以及储层及油层发育分布情况,对该地区重新进行地震解释,结合试采井状况,在潜力区域规划部署5口井,充分挖掘油藏潜力。该技术的应用为精细地质体研究、落实小断层位置、新井部署、改善区块开发效果提供了技术保障。     

致密油压后产能预测图版及应用

由于大庆致密油藏类型复杂、非均质性强,体积压裂产生的裂缝系统非常复杂,目前还没有发现适合大庆致密油储层特点的体积压裂压后产能预测技术,必须采用数理统计方法进行规律研究。本文以2011年来大庆致密油直井缝网压裂、水平井体积压裂试验井为基础,围绕产能动态,结合地质特性和工程参数,通过数理统计,分析研究影响致密油压后产能的地质和工程因素及规律特征。在分析大庆致密油裂缝延伸模型和引入有效施工规模概念的基础上,建立储层物性与压后产能关系图版和有效施工规模和压后产能关系图版,并于2017年和2018年应用直井缝网压裂、水平井体积压裂产能预测图版预测了15口试验井,产能预测符合率为71.4%,较之前有大幅提高。该图版有助于指导致密油压裂方案设计优化及经济效益评价,为今后大庆致密油经济有效开发奠定了基础,具有广泛的应用前景。     

榆林南区山_2气藏气井产水机理及排水采气措施研究

文中在对榆林南区山2气藏气井产水特征分析的基础上,初步探讨了本气藏产水的主要机理,得出本气藏产水主要受构造特征、储层沉积特征、孔隙结构的影响,最后研究了优选管柱、泡沫、气举等排水采气工艺,提出了榆林南区山2气藏实际推荐使用泡沫排水采气方法。     

大庆油田M油藏提高新投产井产能压裂技术试验

大庆油田M油藏进入开发中后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且开采效果较好的储层不断减少,由于受储层物性及自身条件的限制,新投产的加密井采用常规压裂改造工艺增油上产并不理想。针对目前新投产能加密区块产能井存在的井距小、压后含水高、储层物性差、单井产能低、达不到方案设计要求、影响油田经济有效开发等问题,开展提高新投产井产能技术试验。依据M油藏内各区块的特征,优选了同层多裂缝压裂、大砂量压裂、热造缝结合压裂和短宽缝压裂等4种工艺,并依据区块特征进行压裂工艺和施工参数优选,对现场28口试验井有针对性地实行压裂。结果表明,现场试验的28口井与同区块常规压裂投产井相比,投产初期平均单井日产液提高0.8t,日产油增加0.4t,产能提高15.3%,达到了"新区提液,加密区控水"的要求。     

多相干属性分析技术在断裂和裂缝识别中的应用——以松南气田营城组火山岩为例

火山岩油气藏储层岩性复杂,非均质性强.自2006年以来,松辽盆地南部长岭断陷相继钻探腰深1、腰深101、腰深102、腰平1等井,证实该区深层断陷地层的火山岩是深层天然气的重要储层之一.松南气田地质条件复杂,营城组火山岩储层非均质性强,孔、洞、缝是火山岩气藏的主要储渗空间,裂缝的发育程度是决定油气产能高低的主要因素.通过对松南地区营城组火山岩野外露头、岩心观察描述,结合测井测试等综合研究,认为营城组火山岩裂缝以构造成因裂缝为主.针对研究区目的层裂缝特点,采用多相干属性分析技术,对地震资料进行相关处理,获得倾角体、方位角体和相干体等多种属性数据体,通过对倾角体、方位角体和相干体的联合显示,落实了研究区的微断裂及裂缝发育带,为该区开发井位部署奠定了基础,钻井验证吻合程度高.     

元坝超深高含硫生物礁大气田安全有效开发技术

元坝气田是目前世界上气藏埋藏最深、开发风险最大、建设难度最高的酸性大气田,国内外没有成功先例,缺乏相应理论、技术、方法。针对元坝气田长兴组气藏超深、高温、高压、高含硫、礁体储层复杂、气水关系复杂、天然气组分复杂、压力系统复杂、地形地貌复杂等"一超、三高、五复杂"的特点,以及面临的地质规律不清、气藏描述太难、有效开发不易、钻完井瓶颈多、安全环保压力大等五大开发难题,创新了生物礁发育与储层分布开发地质理论,提出了超深条带状小礁体气藏有效开发模式,形成了超深层小礁体气藏精细描述技术、超深高含硫水平井钻完井技术、高含硫天然气深度净化技术、复杂山区高含硫气田安全集输技术等开发关键技术体系,建成了世界上第一个7000m超深高含硫生物礁大气田,突破了7000m超深高含硫生物礁气藏开发禁区,突破了7000m超深高含硫水平井钻完井技术瓶颈,实现了高含硫天然气深度净化技术国产化,实现了复杂山区高含硫气田安全集输技术智能化,确保了大型超深高含硫生物礁气田安全环保有效开发。     

大牛地气田马五5气藏水平井开发技术政策研究

大牛地气田奥陶系马家沟组目前处于开发试验评价阶段,将逐步成为该气田的产能建设接替阵地,为了达到高效开发,制定合理的开发技术政策,本文从开发层系划分入手,评价合理的开发方式,针对不同的储层特征差异化制定井网井型,针对水平井区利用经济下限法、经济合理法、规定单井产能法、导压系数法、类比法(类比靖边气田马五气藏)等方法研究合理的井距,研究认为:(1)大牛地气田奥陶系马家沟组气藏适合采用衰竭式开发方式;(2)开发层系划分为马五₅与马五₆₊₇叠合区立体动用,采用"直井+水平井混合井网"立体开发;(3)非叠合区裂缝—溶蚀孔洞型储层合理水平井井距在1000～1200m,裂缝孔隙型储层合理水平井井距在800～1000m,基于储层条件采取混合井组差异化部署策略。该研究对气田奥陶系气藏合理高效开发具有一定指导意义。