土库曼斯坦萨曼杰佩气田储层成岩作用与孔隙演化

以露头剖面测量、岩心观察和室内薄片鉴定为依据,探讨了土库曼斯坦萨曼杰佩气田碳酸盐岩储层成岩作用与孔隙演化规律,其中对储层起破坏作用的为胶结、压实-压溶、硅化、硬石膏化及天青石化和次生矿物的充填等,而对储层贡献最大的建设性成岩作用主要为白云岩化、重结晶、溶蚀和破裂等,形成了以生物体腔孔、粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔、晶间溶孔和溶裂缝等多种原生与次生孔隙组合的储层基本特征。通过再造成岩序列和恢复孔隙演化历史,可知该气田分别经历了以原生孔隙为主→剩余原生孔隙为主→剩余原生孔隙为主叠加次生孔隙→次生孔隙为主叠加原生孔隙的组合阶段。     

阿姆河右岸萨曼杰佩气田凝析油潜含量确定方法

土库曼斯坦阿姆河右岸萨曼杰佩气田第一天然气处理厂投产前几年,实际回收得到的商品凝析油产量与理论设计指标出现了重大偏离,合作方对此提出了严重质疑,要求中方给出科学合理的解释。为了准确测定该气田的凝析油潜含量和处理厂凝析油产量,根据气田的实际情况建立了流体取样技术规范和流体分析实验方法(以下简称新方法),据此测定气田井流物组成和凝析油潜含量,并采用新方法和俄罗斯方法对凝析油相关参数、凝析油潜含量进行了计算和对比分析。结果表明:(1)新方法要求天然气组分分析到C_(10)~+以及组分中的N_2、He、H_2、O_2+Ar、CO_2、H_2S,凝析油组分分析超过C_(30)~+;(2)按俄罗斯方法计算的凝析油潜含量为77.27 g/m~3,按中方新方法计算的凝析油潜含量为76.21 g/m~3,双方计算结果一致;(3)较之于其他老方法,新方法的精度更高、计算结果更加可靠。结论认为,新方法准确地确定了该气田的凝析油潜含量,解决了困扰中国石油阿姆河天然气公司在阿姆河右岸油气开发合作A区生产中的重大技术难题,为该公司A区扩能改造和B区气田开发方案设计、二期产能建设提供了重要的技术支持。     

连续油管气举诱喷技术在土库曼斯坦萨曼杰佩气田老井修井中的应用

萨43井是一口油套起压和泄压后恢复迅速的老井,于2009年4月井口油套压出现异常,油压最高升到18MPa,套压升到8.5MPa,泄压时,压力在8～10min内降至0,出口小股状水、点火不燃（无天然气和硫化氢）,每关井6～8h均恢复至原压力。该井油、套均已起压,且泄压后恢复迅速,作业队多次采取正反循环压井及挤注法压井,在允许的承压范围内均没能成功。这样就不能再按常规的循环压井、观察、倒换井口 、倒扣、循环、起钻等工序的方法进行作业。通过使用连续油管通井、钻磨、试挤、气举工艺技术措施,有效地解除了油管内的桥堵。通过测试,获得了较高的井口产能,获取了地层流体及性能,为该井下步修井和开发方案的制定提供了参考意见。     

苏里格气田气井积液研究综述

当前,随着储层压裂改造及水平井技术的广泛应用,苏里格气田进入相当规模的开发阶段,气井年产量不断上升,已成为长庆地区开发生产规模最大的气田。随着生产的进行,地层压力逐渐枯竭,从而造成井筒内气体的携液能力也跟着降低,最终会使井内液体回落,形成气井积液。目前由于水平井基数大,气井积液已成为影响产能的主要因素,要想维持气田的高产,气井积液已成为苏里格地区首要面临的技术难题。     

苏里格气田气井积液规律浅析

苏里格气田是典型的低孔、低渗、低丰度致密砂岩气藏,气水分布规律复杂,气井产水积液现象常见,造成井底回压大,影响气井生产.本文结合气井压力测试数据,对油管积液的判断方法和苏里格气田部分区块目前的积水情况进行了分析和论述,并运用垂直管流法计算井底流压,根据井口套压计算油套管间的环形空间是否有积液并计算积液的高度,从而监...     

苏里格气田气井积液诊断方法探讨

苏里格气田是典型的低渗、低产、低丰度三低气藏,气井普遍具有低压、低产、小水量特征,气田开发难度较大。针对低压低产气井井筒积液严重,积液诊断的难题,本文首先通过对现有的几种常用模型进行适用性分析,之后找出适合苏里格现场实际的模型进而根据作者现场总结对目前的修正方法进行梳理总结。接着对影响气井临界携液的因素进行分析文章,最后,利用筛选出的临界携液模型结合采气曲线编写出积液诊断软件。     

苏里格气田井下节流气井积液规律研究

随着气田的不断开发,气井逐渐不能满足最小携液流量要求,井底及井筒便产生积液,当积液量到达一定程度时,气井压力、产量便迅速下降。为延长气井变为低产、低效井的时间,有必要研究气井积液规律。采用Flunent软件以苏C节流井为例,进行了节流流场CFD模拟。模拟结果表明,地层中携带了液体的气流由近井储层流入井底,在井底积液层的阻力作用下气流中的部分液体滞留;在井底积液液面处气体以携带少量液体的低速雾流形式流至节流器上游;携带了液体的气流在节流器"回流"效应及"淹没射流"作用下,部分液体在节流器上段沉积,随生产时间延长,节流器上段井筒积液液面进一步升高。     

涩北气田气井积液判断标准的建立与应用

涩北气田气井积液的问题在逐年加剧,井筒积液致使气井产气量大幅下降,甚至造成气井停产,严重影响了气井的正常生产和气田的高效开发。准确地判断积液情况,并优选合适的排水采气工艺至关重要,为此,运用油套压差法、临界携液流量法对气井进行积液判断,并建立了积液判断标准。经过对比和验证,结果表明:与回声仪液面监测法相比,积液判断标准的积液判断符合率为92.86%;与实测压力梯度法相比,积液判断标准的积液判断符合率达到95.74%。积液判断标准判断准确可靠,且无需测试费用,在涩北气田具有良好的适用性。积液判断标准的建立可以指导适时的采取合理有效的排水采气措施,对于涩北气田稳产具有重要的意义。     

苏里格气田井下节流气井积液高度计算方法

产水气井井底积液会给气田及气井本身带来严重的危害,准确诊断气井的积液情况是把握排水采气措施实施的关键。但苏里格气田气井多采用井下节流方式进行生产,常规方法已经不能准确用于其积液深度计算。为此,本文将节流动态模块套入井筒压降系统,采用流动气柱法从井口油压向井底计算压力,采用Ansari流态模拟法从井底向井口计算两相流压力,两种方法的交汇点计算气井积液高度,并在泡沫排水的携液能力、消泡、破乳等问题上,提出积液高度对泡沫排水工艺实施的指导。     

克深气田异常高压气井井筒异常堵塞治理

随着克深气田的开发,井筒堵塞井数增多,堵塞程度越来越严重,影响了单井的安全平稳生产,制约了气田的高效开发。为此,针对气井井筒堵塞现状,结合单井生产动态特征、现场解堵情况、井筒返出物系统分析,认为造成气井井筒堵塞的主要堵塞物为垢和砂,堵塞模式分为垢堵、砂堵和砂垢混合堵3种模式。根据堵塞模式特点及井筒完整性,结合酸化解堵、连续油管冲砂解堵和大修3种传统疏通井筒措施的优缺点,提出了4种综合治理措施:垢堵井采用酸化解堵,砂堵井采用连续油管冲砂解堵,砂垢混合堵井采用连续油管冲砂和酸化综合解堵,管柱错断井采用大修更换管柱。实际应用证明,分模式治理不但可以高效疏通井筒,同时也可降低生产成本。     

气井积液预测研究进展

准确预测气井积液时间并及时采取排水采气工艺措施,对于维持低产气井稳定生产至关重要。为此,基于对国内外气井积液预测方法及积液气井数值模拟方法的广泛调研和总结,综合分析了目前解释气井积液的液滴反转模型、液膜反转模型和气井稳定性分析方法,阐述了积液气井瞬态数值模拟的研究进展。研究结果表明:(1)不同积液预测模型计算值之间及不同类型气藏气井携液临界气量之间存在着巨大的偏差,引起气井积液的机理不仅仅由单一液体反转现象造成,而是地层与井筒共同作用的结果 ;(2)液体反转理论在解释气井出现动液面上有悖于气液两相管流的基本规律,气井动液面的产生与气井受到瞬态扰动相关。在上述研究的基础上,指出了气井积液机理研究的发展方向:结合地层数值模拟,建立合理井筒压力波动模型并将其考虑为内边界条件,开展地层—井筒耦合实验及理论研究,揭示不同类型气藏积液的控制机理并建立相应积液预测模型,以期为气井排水采气工艺设计提供理论依据和技术支撑。     

苏里格气田有效储层解析与水平井长度优化

水平井凭借其独有的技术和经济优势,已成为高效开发致密气藏的关键技术,但是其在非层状气藏的开发中却效果较差。为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格气田二叠系下石盒子组8段含气砂体孤立分散的分布特点,采用露头类比、地质统计、密井网先导试验3种方法研究了该气田含气砂体的展布方向及规模特征,结合密集井网区精细地质解剖成果,提出了4种适用于该气田盒8段部署水平井的含气砂体分布样式:①厚层块状孤立型;②具物性夹层的垂向叠置型;③具泥质夹层的垂向叠置型;④横向串糖葫芦型。统计当前已实施水平井钻遇含气砂体的情况,发现所钻遇的含气砂体长度多数分布在670~1300 m。以苏X区SuX-18-36典型井组的物性夹层垂向叠置型砂体为例,结合生产数据修正法、数值模拟法及经济评价法,优化了气田合理水平段长度,认为在当前经济技术条件下,1200 m以内的水平段长度适合于该气田的该类叠置样式的砂体。该成果为该气田的后续高效开发提供了技术支撑。     

元坝气田长兴组生物礁气藏特征及开发对策

四川盆地元坝气田是世界上已发现埋藏最深的高含硫碳酸盐岩气田,上二叠统长兴组生物礁气藏具有埋藏超深,礁体小、散、多期,储层薄、物性差、非均质性强,流体分布复杂,直井产量低等特点;气藏开发面临礁相白云岩储层时空展布规律研究需不断深化,小礁体精细刻画与薄储层定量预测困难,水平井部署与优化设计影响因素众多,长水平段水平井长穿优质薄储层难度大等诸多难题。为实现对该气田的高效开发,开展了生物礁储层分布规律与发育模式研究、小礁体精细刻画与薄储层定量预测、条带状小礁体气藏水平井优化设计、超深薄储层水平井轨迹实时优化调整等技术攻关。相关系列攻关成果有力地支撑了元坝气田的开发建设,建成了我国首个超深高含硫生物礁大气田,混合气产能可达40×10~8m~3/a。该气田的成功投产,一方面奠定了我国在高含硫气田开发领域的领先地位;另一方面,对保障"川气东送"沿线六省两市70多个城市的长期稳定供气,对促进中西部产业结构调整和沿江区域经济发展也具有重大意义。     

低产积液气井气举排水井筒流动参数优化

苏里格气田气井具有低压、低产、产水、携液能力差等特点,由于井筒积液严重,部分气井出现压力和产量下降过快的现象,制约了气井的正常生产,因此有必要选择合适的排水采气措施来清除井筒积液。然而,排水采气井筒多相流体流动的机理较复杂,目前,排水采气措施的参数(如气举的注气量)设计多是依靠经验或利用较简单的临界携液流量等参数确定的,针对整个排水采气井筒气液流动规律的变化及能量损失的研究较少。文中通过采用数值模拟和实验模拟研究相结合的方法,对苏里格气田低产积液气井气举前后整个井筒气液流动规律进行分析,并根据注气量对井筒压降和气举效率的影响,确定适用于苏里格气田气井气举复产的最优注气参数,为选择合适的排水采气措施提供了理论指导。     

测井资料识别子洲气田气水层方法研究

运用测井资料识别气田不同井区的气层、水层及干层分布是气田勘探开发中基本任务之一。在子洲气田山2气藏开发过程中,由于其气水分布受构造、储集层砂体变化的控制,必须综合考虑各类因素进行识别。在简述子洲气田深层气测井响应特征的基础上,分别用声波时差-深侧向电阻率交会图、补偿中子孔隙度-密度交会图、地层水孔隙度法、多元判别法,建立判别储集层流体性质的模型并用于对山2段储集层流体性质进行判别。对比试气结果可知,判别符合率均较高,分别为87.91%、81.7%、84.6%和85.71%。通过实际应用证明,上述方法对子洲气田的气水层解释具有很好的效果。     

鄂尔多斯盆地西部奥陶系古油藏油源对比与靖边气田气源

岩心观察和镜下薄片鉴定表明,鄂尔多斯盆地奥陶系孔洞缝储集体中普遍存在沥青,平面上主要分布在盆地中西部地区,剖面上主要集中在桌子山组顶-克里摩里组和乌拉力克组。成层富集的沥青揭示出研究区存在3类古油藏:克里摩里组顶部孔洞型、桌子山组顶部孔隙型和乌拉力克组裂隙型。应用生物标志化合物进行油源对比,证实古油藏的油源为盆地西南缘的平凉组海相泥页岩;结合天然气碳同位素、黄金管热模拟实验、构造沉积演化史、成藏史及地质背景研究,认为中央古隆起东西两侧奥陶系储层中天然气的气源岩为平凉组海相泥页岩;侏罗纪-早白垩世,平凉组泥页岩生成的油气向中央古隆起区带运聚形成古油藏;晚侏罗世-古近纪,古油藏裂解生成的天然气向盆地北东方向的构造高部位进行区域性运移,形成群体性潜山风化壳大气田--靖边气田。     

苏里格气田稳产期地面工程的优化难点与对策

经过10多年的开发,目前鄂尔多斯盆地苏里格气田已进入稳产期,地层压力的不断下降给地面系统的稳定运行带来诸多不利,需采取应对措施来满足气田稳定高效开发的要求。为此,通过分析气田建设现状和生产数据,发现该气田稳产期面临的挑战主要集中在提高地面集输系统适应性、面临更大的安全环保压力、提高开发效益等3个方面,具体表现为:(1)气井压力下降;(2)气井产量降低;(3)边远含硫气井逐年开发;(4)泡沫排水采气井不断增多;(5)油泥污水处理监管越来越严格。进而有针对性地提出了以下应对措施:(1)改变丛式井场计量方式;(2)应用小站脱硫工艺技术;(3)改造气田稳产期增压工艺;(4)应用采出水消泡装置;(5)研发一体化集成装置;(6)应用油泥无害化处理;(7)回收利用C_2~+混合轻烃。实施上述技术措施后,大大提高了苏里格气田地面集输系统的适应性,满足了油气田精细化管理的要求,提升了气田开发经济效益,适应了新形势下安全、环保生产需求,降低了企业控制成本所带来的压力。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏稳产难点与对策

随着油气资源品位日趋变差,致密砂岩气藏已成为油气增储上产的主力之一,但对于如何确保已投入开发的(特)大型致密砂岩气藏长期稳产等问题,至今尚缺乏宏观分析的有效手段。为此,以我国陆上最大的致密砂岩气藏——鄂尔多斯盆地苏里格气田的最新研究成果为基础,以储量规模、开发规模、动态储量评价、气田产量递减规律、未动用资源评价5个方面为背景进行研究,分析了该气田稳产的难点,并从一个全新的角度为稳产难题的解决提供了重要证据和约束条件,进而对后期高效开发提供了技术支撑。结果表明:稳产的难点主要集中在井网不完善导致储量动用程度低、储层和流体特征存在差异造成产量递减不均、气水关系复杂让部分储量暂时难以有效动用、不同开采方式开采效果存在差异等7个方面。最后遵从"空间避开、时间错开、依靠技术、措施增产"的思路,运用水平井整体开发技术、混合开发井网综合优化技术、多维矩阵式气井管理技术和"主动性"排水采气技术等13项关键技术,进一步延长了该气田的稳产时间、提高了采收率。