靖边气田马五地层气井出水机理初探

靖边气田下古生界马五1＋2气藏是靖边气田的主力气藏,但其地层水在横向上呈块状或透镜状分布,无连片水体,气藏无统一的气水界面。多数井具有气水层共存的特点,气水关系不清。但在一些区域或井区,地层水又相对集中的产出,产水量不大、水体不活跃,具有独特的特征。本文简要研究了该气藏的气水分布特点、产水气井动态分析以及气井出水机理分析研究,以便保证气田的持续供气能力。     

产水气井产能方程改进

气藏在开发过程中,由于地层水的侵入,气井带水生产将严重影响气井的生产能力。本文以气井流动状态产能方程为基础,利用气水相渗曲线与生产水气比的关系,对气井产能方程进行了修正,从而获得产水气井的产能方程,指导现场实践。     

川中-川南过渡带嘉二段气藏气水分布特征研究

川中-川南过渡带嘉陵江组气藏在开发过程中普遍出水,由于长期以来未对区内气水分布规律作详细的预测工作,因此,对气藏探明储量的计算精度和勘探开发的深度进行带来了实际困难。为了明确区内气藏气水分布特征,本文详细收集研究区内现有钻井油气水漏显示、地震及测井解释、含气饱和度、储层对比等资料,对储层最为发育的嘉二段的气水分布情况进行充分研究,总结出区内气水分布的一般规律;然后,通过气水分布与圈闭类型及规模、沉积相展布特征之间的关系,找出区域内气藏气水分布特征的初步约束因素。同时,借助储层特性与流体势能之间关系的分析,确定各储层透镜体内气水分布特征。进而,将气水分布规律与地层物性、储集体形态、孔隙结构特征等进行对照性分析,指出大气淡水淋滤和云化作用所形成的储层透镜体在空间上的连续性差是区内气水分布的主控因素。通过本文的研究,找出符合川中-川南过渡带嘉二段气藏客观实际的气水分布特征：区内相互独立的构造—岩性复合圈闭所形成的非整装储集体导致气藏气水关系复杂,无统一的气水界面;在同一个大气成岩透镜体内具有高部位是气、低部位是水的普遍规律;气水分布特征受储层物性特征直接控制,同时储层形成机理对气水关系的形成具有间接约束性。 同时,本次研究完善和发展了以往针对过渡带嘉二段气藏气水分布规律的经验性认知方法,并为本区及周边地区嘉陵江组气藏气水关系的研究提供了参考例证和科学思路。     

大牛地气田北部盒1气藏气水分布规律及控制因素

大牛地气田北部盒1气藏为辫状河沉积体系,储层物性差、泥质含量高,气水关系十分复杂,生产井液气比高,开发效果差。通过动静态资料综合分析,研究表明本区块气水空间分布控制因素主要有生烃强度、储层物性及孔隙结构特征、泥岩隔夹层发育情况等,气藏产水类型主要为孔隙中的滞留水和自由水,基于生产特征划分为低产液、中产液、高产液三个区域,可对气田开发调整与气井管理提供指导。     

凝析气井见水特征及控制对策方法研究

凝析气藏在开发过程中,随着地层压力下降,气井表现出不同的见水特征。采用Cl-、含水率、矿化度等资料将气井产水划分为凝析水和地层水两类。通过分析气井的含水、矿化度、水气比、氯根等变化特征,研究不同见水类型对气藏开发的影响,并结合气藏的地质特征,提出气井的控水、治水对策。     

北大港浅层气藏特征与开发对策

北大港油田浅层气藏由于气层埋藏深度浅、规模小、能量不足等特点一直没有投入规模开发。研究表明北大港浅层气藏主要受岩性控制,没有统一的气水界面,油气水关系复杂,多数含气砂体储量低,横向连通性差,地层能量不足,产量递减快,采出程度低。为了有效开发这类气藏,针对气藏特点制定了合理的开发对策,包括确定合理的气井生产能力,工作制度等,同时在方案中充分考虑利用老井、报废井及产量接替方式等确保气藏整体经济效益。     

底水气藏水平井控水技术

开采底水气藏的关键技术是控制底水锥进脊进,最大程度的延长气井无水采气时间和提高气藏最终采收率。本文从完井角度介绍了几种国内外控水技术(常规水平井控水技术、井下气水分离技术、智能流入控制技术;流入控制阀技术)各自在水平井开采底水气藏中的控水机理及应用。     

底水气藏水平井控水技术

开采底水气藏的关键技术是控制底水锥进脊进,最大程度的延长气井无水采气时间和提高气藏最终采收率。本文从完井角度介绍了几种国内外控水技术(常规水平井控水技术、井下气水分离技术、智能流入控制技术;流入控制阀技术)各自在水平井开采底水气藏中的控水机理及应用。     

三相流动凝析气井无阻流量影响因素分析

在凝析气藏开发中,单井的绝对无阻流量与合理产能是比较重要的参数,它直接影响到气井开发的可行性及整个气田的开发规模。本文在三相流动凝析气井无阻流量公式调研的基础上,针对凝析气藏开发中经常存在的反凝析及地层产水的现象,首先从理论上对影响凝析气井的产能因素进行了分析,确定了影响三相流动凝析气井产能的主要因素。     

川东北龙会场石炭系油气藏油气水界面划分论述

油气水界面是划分含油、含气范围和制定油气藏开发方针的重要参数之一。本文以储层地质学、石油地质学为理论,对川东北龙会场地区石炭系油气藏地质特征进行研究,在此基础上选取合理的方法,对油气水界面进行计算和划分,根据油气水界面划分的结果,对下一步油气藏开发提出建议。龙会场石炭系油气藏储层主要集中在黄龙二段,储集空间包括孔隙、裂缝、洞穴三类,储层有效厚度由北向南逐渐增大,主要以气藏为主,气藏内部具有统一的压力系统,为典型的常温高压气藏。在确定龙会场为统一温度压力系统后,分析气田水型,明确流体来源,使用两种压力交汇法对川东北龙会场地区黄龙组的气藏气水界面进行划分。先用气、水层压力梯度交汇法结合一口水井及一口气井计算气水界面海拔,再用气井水井深度压力交汇法结合两口水井两口气井计算气水界面海拔。计算结果与生产实际对比后得出符合实际的气水界面海拔。综合各方面资料分析及气水海拔的计算结果,最终对龙会场区块提出合理开发措施建议。