靖边气藏产水特点及影响因素分析

气井产水问题是影响气井产能和气田开发规模的主要因素之一,靖边气藏为定容无边（底）水气藏,但储层中存在相对富水区,其存在及演化受多种因素的制约,必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井产量低,递减快,部分井有地层水产出,不同区域的生产井产水量差异大。通过对出水气井生产特点进行分类分析,研究靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响,了解产水对气田开发的影响程度,研究不同类型生产井的合理工作制度。从而有效利用地层能量,预防气井高产水,确保生产井在生产过程中能够保持最佳的开发效果,为气田的高效开发提供参考依据。     

气举排水采气工艺技术研究及应用

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,主要开发层下古奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层的天然气,其气藏属低渗、低丰度的干气气藏,无边、底水,在气田局部存在相对富水区。目前已发现7个富水区和61个产水单井点,随着地层压力的降低,气井的携液能力变差,甚至因井筒积液而停产,严重影响了产水气井的高效开发。本文针对靖边气田产水气井开发面临的实际问题和富水区开发技术对策,结合靖边气田开发工艺技术特点,开展了产水气井气举排水采气工艺技术研究,初步形成了适合靖边气田产水气井气举排水采气的6项配套工艺技术。通过近几年的现场应用表明,这6项排水采气工艺技术经济、可靠、高效,是靖边气田产水气井开发的主要技术手段,也是同类气藏产水气井开发借鉴的典范。     

靖边气田马五1+2气藏相对富水区成因及开发

靖边气田下古生界马五₁₊₂气藏是靖边气田的主力气藏，但该气藏存在大小不等的相对富水区，大的上百平方公里，小的仅几平方公里，它们既不同于边水、也不同于底水，而是一种含水饱和度相对较高且可移动的成藏滞留水。特殊的地层水类型决定了其开发的特殊性。随着开发井网的完善，相对富水区数量也相应增加。文章通过分析相对富水区的成因、气水移动规律，研究了相对富水区开发技术，提出“内降外控、以排为主”的开发技术，大的富水区通过采取各种排液措施，降低水体内部地层压力，控制相对富水区外围纯气区的气井产量、保持相对富水区外围较高地层压力；孤立、透镜状小水体，通过强排，降低其地层压力，控制水体外侵，提高气藏采收率。     

陕X井区气井稳产对策研究

随着靖边气田的开发进入中后期,气井压力和产能逐渐下降,陕X井区气井产能衰竭、井筒积液问题日渐突出。本文以陕X井区整体生产对策为研究对象,将井区气井划分为自然连续生产井、措施连续生产井、间歇井等,建立单井从储层到井筒横向上的RTA预测模型,通过气井生产动态分析、稳产能力预测及措施时机分析,细化各类气井管理思路,并且制定井区增压模式的构建方式及生产调整方案,确保陕X井区持续、高效稳产,对靖边气田中后期开发具有一定的指导意义。     

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针对长庆靖边气田在开发过程中存在气井出水，严重影响开发效益的问题，根据该气田气井产水现状，总结出了气井的产水规律。按照水气比的变化，将其归纳为水气比下降、水气比稳定、水气比升高等三种类型，在此基础上，通过综合分析和研究，提出了不同类型产水气井进行有效开发的具体措施。位于相对富水区的井，完善开发井网；生产过程中水气比下降的井，尽量避免关井，以正常的合理产量连续开井生产，利用自身能量将地层水带出，保持稳定生产；水气比较稳定的井，维持气井正常生产；气水比上升的井，严格控制生产压差，控制水侵速度，以减少水侵量、提高采收率。将该研究应用于长庆靖边气田产水气井的开发，取得显著的经济效益。     

榆林南区动态跟踪模拟及稳产潜力评价

综合应用压降法、流动物质平衡法、产量不稳定分析法等落实了榆林气田南区动储量．并在动储量评价过程中，对新引进方法进行了改进，形成了适合榆林气田实际情况的低渗气藏动储量评价方法：以一点法产能试井为基础，对低渗气藏产能变化规律、气藏合理生产规模进行了论证；在三维精细地质建模的基础之上．结合气井生产动态特征，对全气藏生产井进行精细的历史拟合，建立了气藏动态模型，并以此模型为基础评价气藏稳产潜力。通过研究，在动储量评价、产能论证、稳产潜力方面取得了相应的成果，为榆林气田南区高效合理开发奠定了基础。     

靖边气田延长稳产期的地面集输工艺技术

靖边气田经过十多年的开发建设,气藏资源和地层能量迅速衰竭,部分气井井口流动压力已不能满足气田正常生产需求。为了保证靖边气田55亿m3/a的生产规模,实现气田长期稳定、高效开发,在原有常温地面集输工艺的基础上,又研究试验了上、下古气藏合采地面集输工艺及整体增压地面集输工艺。文章介绍了这三种延长稳产期的地面集输工艺技术。     

大型多层致密砂岩气藏中后期稳产技术对策——以新场气田上沙溪庙组气藏为例

新场上沙溪庙组JS2气藏为多气层叠置的致密定容无边(底)水气藏.生产井具有产能低且差异大、投产产量低、压力递减快、生产压差大、单井控制动态储量差异大等特点.前期多数气井初期配产压力偏高递减快、储量动用不充分以及局部井区井网不完善等问题已影响到气藏现有规模的稳产.通过对气藏开发特征及存在问题的分析,利用数值模拟研究了J2s2气藏稳产技术对策,认为通过产量调整、井网完善以及平面、层间调整可以实现气藏现有生产规模的稳产,同时达到最佳的开发效果.研究提出的稳产技术对策和合理开采规模对气藏的高效开发具有一定的指导意义.     

靖边气田排水采气工艺试验及效果分析

针对靖边气田低渗无边底水气藏的地质特征和产水特征,结合靖边气田的开发工艺模式,在总结历年排水采气工艺试验效果的基础上,优选和优化了适合靖边气田的排水采气工艺,并提出了低压、低水气比气井复合排水采气工艺技术思路,为气田产水气井的中后期高效开发提供了技术支撑,对类似气藏排水采气工艺的选择和应用具有一定的借鉴意义。     

低渗非均质气藏增压开采合理生产规模研究

为提高类似靖边气田的低渗非均质气藏在稳产中后期的增压稳产能力和气田的最终采收率,近5年靖边气田开展了增压开采先导试验,认为增压气井处于低压低产阶段产能较低,增压初期配产偏高将导致气井增压稳产期较短、产量递减快,甚至产量和压力双递减而无稳产期,因此,确定合理的增压生产规模至关重要。在增压试验气井生产动态特征分析基础上,通过精细数值模拟方法预测气井增压生产动态及开采效果,并综合考虑气井生产能力、配套压缩机额定能力以及供求关系来确定气井及增压开采单元的合理生产规模,从而确保增压开采系统平稳、高效地运行。     

低渗透气藏地层压力监测技术

“压力是气田开发的灵魂”，而如何准确获取气田的目前地层压力，是靖边气田开发的主要难题之一。一方面，由于靖边气田储层具有低渗透、低丰度、大面积、薄储层、非均质性强，开发井距大（一般大于2.5 km）的特征，气井关井后压力恢复时间很长，压力恢复稳定往往需要几个月以上的时间；另一方面，近年来，气田日产气量居高不下，很难有区块关井等测压时机，这些均给气田目前地层压力的求取带来了困难。对这类低渗透气藏而言，在确保生产任务的前提下，采用尽可能少的监测工作量，满足开发研究的需要，这是气藏开发工作必须解决的问题。针对靖边气田的地质特征，通过多年的不断研究和总结，逐渐形成了以建立观察井网、设立定点测压井、结合少量压恢试井和区块整体关井测压等配套技术，以获取气藏的目前地层压力。     

靖边气田马五1气藏地层水形成机理及控制因素分析

结合储层特征及构造演化史，通过马五1气藏地层水形成机理和控制因素分析，将靖边气田马五1气藏地层水演化过程划分为6个阶段。研究认为马五1气藏既无边水，也非底水，无明显的气水边界。所谓气井产水，是成藏过程中由于受区域构造和储层非均质性影响而形成的局部成藏滞留水。     

徐深气田火山岩气藏产能特点及影响因素分析

火山岩储层作为大庆徐深气田的有效储层，分布广泛，储量丰富，具有重要的开采价值。由于受火山喷发多期性的控制，其岩性岩相变化较快、岩层致密，孔隙度、渗透率极低，非均质性严重。大多数气井自然产能较低，达不到工业产能。部分井经过大型压裂改造后可获得高产，但是单井产气能力差别较大。火山岩气藏产能具有分布不均衡、生产压差大、稳产条件差、压裂效果明显等特点，而火山岩作为特殊的天然气储层类型，没有成型的开发理论和实际开发经验供我们参考，文章在徐深气田火山岩储层地质及动态资料分析的基础上，采用实际地质参数建立了单井模型，研究了地层有效渗透率、地层厚度、地层系数、压裂井裂缝半长、储层供气范围等对气井初期产能及稳产能力的影响，并对影响产能及稳产能力的因素进行了分析，这对今后火山岩气藏开发配产、产能建设等具有重要的指导意义。     

元坝气田超深酸性气藏钻完井关键技术

四川盆地元坝气田是近年来中石化发现的一个大型气田,是继普光气田之后天然气增储上产的又一个重点探区。元坝气田超深酸性气藏地质构造复杂,储层埋藏深,钻遇地层复杂,特别是陆相深部地层,属于高研磨性地层,机械钻速慢,钻井周期长。为此,经过多年的钻井实践和技术攻关,引进新工具、新技术,研制专用钻头,优化钻井设计,形成了针对该气藏的6项钻完井关键技术:(1)保证提速、安全完井作业的井身结构优化技术;(2)陆相上部地层气体钻井、陆相深部高研磨地层钻井提效技术体系;(3)气液转换、超深大斜度井及水平井润滑减阻、井壁稳定控制及防酸性气体污染技术等钻井液配套技术;(4)气体介质条件下固井、深井长封固段固井及超高压小间隙固井技术系列;(5)完善了以测量仪器、动力钻具优选及钻具组合设计等水平井井眼轨迹控制技术;(6)适合该气藏衬管完井方式和完井管柱优选技术。现场应用效果表明,系列关键技术有效地解决了机械钻速慢的难题,大幅度缩短了作业周期,实现了7 000 m井深水平井的提速提效的目标。     

产高矿化度地层水气井泡沫排水采气技术

针对靖边气田产高矿化度地层水气井实际生产状况,利用聚类分析方法,进行了产水气井分类,采用泡排药剂系统评价方法,优选并评价了适合靖边气田产水气井泡沫排水采气的泡排药剂,并确定了合理的泡排工艺参数,优化和完善了泡沫排水采气配套地面工艺流程,优选气井并开展了现场试验,取得了较好的效果。     

松辽盆地长岭火山岩气藏气井产水模式及影响因素

长岭火山岩气藏天然气资源丰富,但开发过程中气井普遍存在产水现象。准确分析气井产水规律、产水模式及其影响因素,对优化开发方案及提高开发效果具有重要意义。通过对长岭营城组气藏地质特征及产水动态特征综合分析研究,结果表明：气井产水来源主要为凝析水和边底水;利用数值模拟技术研究不同产水类型的产出机理,分析了气井产水规律并运用数值模拟技术对气井产水量进行预测,在此基础上归纳总结出4种产水模式,分别为裂缝纵向强水窜、裂缝纵向弱水窜、裂缝—孔隙纵向水锥、高含水饱和度型。明确了气井产水的影响因素,主要受构造特征、气井调峰、井间干扰及气井作业4个方面影响;最终形成相应的“整体考虑、分类治理”的气井产水开发策略。     

榆林气田山2气藏产水特征及其影响因素

榆林气田山2气藏部分井产水量大,已经严重影响了气井产量.从气藏构造、沉积环境、储层物性和单井产水动态数据等方面研究了气藏产水机理与特征,并分析了气藏产水的影响因素及其影响程度.结果表明:气藏构造对气水分布影响显著,西南构造下倾方向成为富水区;沉积特征使山2气藏的非均质性严重,对气水分布的影响也非常明显,位于分流河道砂体的气井产水少,位于分流河道砂体边缘的气井产水较多;储层物性的差异越大,造成气水的分异作用越突出,致密储层部位气井含水饱和度相对较高,产出液气比较高.     

氮气泡沫冲砂洗井工艺在靖边气田的应用

随着靖边气田持续开发,地层压力逐步下降,低压气井修井过程中大量压井液漏失进入地层,会造成储层伤害,同时由于井筒洗井建立不起循环,造成井筒赃物及沉砂无法有效清洗,影响气井的正常生产。本文深入分析了靖边气田低压气井洗井中存在的技术难点,通过室内实验优化了氮气泡沫冲砂洗井工艺,并开展了现场应用试验。。试验结果表明,氮气泡沫冲砂洗井工艺可以有效的降低洗井液漏失,减少储层伤害,提高携砂性能,确保低压气井快速恢复产能。