致密气井出水类型分析及其对生产的影响

苏里格气田的成藏模式决定了气藏中气水的赋存状态及存在形式,气井出水的类型和出水量大小直接影响了气井产能和储量采出程度。本文从气井出水类型入手,气井出水主要类型有凝析水、地层水等,同时对比出水井与不出水井生产效果,出水井产能随水气比的增大成比例减小,递减率加大,最终产气量和采收率均不同程度减小。     

水驱气藏产水气井产能计算数学模型

针对现有水驱气藏产水气井产能计算模型因缺少井底流压监测数据导致模型实用性差的问题,将气水相渗曲线和地层水产量公式引入气井二项式产能方程,建立了依据井口监测的气井产量和生产水气比确定产水气井产能的数学模型。以普光气田主体气藏为例,通过实例计算,验证了模型的可靠性,定量评价了水侵对气井产能的影响。结果表明:模型计算结果相对误差在5. 0%以内,模型计算结果精度高;水侵会导致气井产能急剧降低,气井产能损失率随气井生产水气比的增大先急速上升而后上升速度变缓。文中模型适用于未出现井筒积液产水气井的产能计算,可为确定产水气井合理产量、降低水侵伤害、改善气藏开发效果提供指导。     

东海H气田低渗气藏产水定量评价及产能影响规律

针对东海低渗气藏可动水饱和度及产水气井的产能影响机制缺乏定量评价方法的问题,基于室内驱替、离心实验及核磁共振实验并进行统计分析,建立东海低渗气藏衰竭开发过程中可动水饱和度定量预测模型;结合气水相渗曲线及渗流理论,实现了可动水饱和度到生产水气比的精细计算;考虑气井产水的影响,修正产能方程,明确水气比对产能的损害机制,并利用产水气井生产动态参数精确计算气相渗透率,建立气水两相流动态产能评价方法。现场应用表明,东海H气田可动水饱和度小于10%,水气比小于0.97 m³/10⁴ m³,受可动水影响,气井产能下降30%,气水两相流动态产能评价结果与多时间点的实测产能基本吻合,研究成果在东海低渗气藏取得了较好的应用效果。     

苏里格气田致密砂岩气藏效益开发含水饱和度上限

苏里格气田致密砂岩气藏含水饱和度高,投产含水率上升快,随着气井含水率增大,产量急剧降低甚至停产。在产水气井开采动态特征研究的基础上,建立气井累计采气量和采收率与含水饱和度的关系;结合单井投资及气价,确定气井收回投资所要求的最低累计采气量;并以此为依据,确定储集层含水饱和度上限。同时以气井最低累计采气量为标准,结合储集层含水饱和度及厚度,给出测井解释确定气层、气水层及含气水层的量化指标。结果表明：苏里格气田中区致密砂岩储集层的含水饱和度上限为48.2%,气井生命周期内经济最低累计采气量为1 260×10⁴ m³时,气井为效益开采。     

苏里格气田排水采气技术进展及对策

苏里格气田属于典型的"三低"气田,气井投产后产气量、压力下降快,气井携液能力不足,随着生产时间的延长,气田积液气井逐年增多且达到了区块总井数的60%,井底积液也愈发严重,确保气井产能发挥与解决井筒积液问题之间的矛盾日益突出。以苏里格气田中部苏6、苏36-11等6个区块排水采气工艺技术推广试验应用为例,针对泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、气举复产等排水采气工艺技术,从技术进展、适用性分析、实施效果、工艺评价等方面进行总结分析,明确了气井不同生产阶段排水采气工艺措施,建立了排水采气工作流程,历年累计增产气量突破7×108 m3。通过技术应用评价探索出低压低产气井排水采气工艺方法,形成了苏里格气田排水采气工艺技术系列,对气田产水气井的开发管理提供指导。     

普光气田产水气井产能变化规律

随着有水气藏开发的不断进行,水区地层水向气区推进至生产气井井底时,由于储层含水饱和度升高导致气相相对渗透率降低,气相受伤害程度越大,气井产能下降幅度越大,严重影响气井正常生产。四川盆地普光气田主力层位下三叠统飞仙关组气藏生产动态显示气藏水体较活跃,随着地层压力不断下降,气藏边部先后5口气井见水,严重影响气藏产能。常规气井产能公式由于没有考虑产水造成的附加压降,导致产水气井产能的计算结果精度较低。以气井常规产能方程为基础,引入由生产井附近含水饱和度上升所产生的等效表皮系数Sb,修正气井产能公式中的原始表皮系数S,通过联立水气比、含水率,结合实测相渗曲线,利用气井水气比求解产水气井产能方程,实现有水气井产能实时确定,计算结果符合率超过90%;进一步通过统计产水气井水气比随时间上升规律,归纳出不同储层物性条件下,产水气井的产能变化规律,对类似气藏产水气井产能的预测具有参考作用。     

非达西渗流对低渗透气藏气水同产水平井产能的影响

水驱气藏开采到一定程度就会产水,此时出现的气水两相流动会增大气体渗流阻力,使气井产量急 剧下降。 气井产能的确定是科学合理开发气田的基础,对气井的配产具有重要的指导意义。 根据气水两 相渗流规律的变化,基于稳定渗流理论,引入了气水两相拟压力以及两相拟启动压力梯度,建立了启动压 力梯度、滑脱效应、应力敏感、地层伤害以及近井地带高速非达西影响的低渗透气藏气水同产水平井产能 方程。 研究表明：生产水气比对气井产能影响最大,在气井生产过程中应尽量控制气井见水;随着启动压 力梯度、应力敏感和生产水气比的增大,气井产能不断降低;随着滑脱因子增大,气井产能不断增加;在启 动压力梯度对气井产能的影响中,气相启动压力梯度比水相启动压力梯度所占的权重更大     

泡沫排水采气工艺在苏里格气田的应用

随着苏里格气田的规模开发,生产时间的延长,地层能量不断递减,产水气井数量逐年增多,这严重影响了气田产能的发挥。目前,苏里格气田产水气井约占气井总量的三分之一,在众多排水采气工艺中,泡沫排水采气工艺由于其施工方便,成本低,符合苏里格气田低成本开发的基本原则,已经成为气田排水采气的主体措施,苏里格气田泡沫排水采气措施中药剂的选择,加注制度的设计都是由其特殊的工艺流程决定,经过几年的生产实践,泡排工艺在苏里格气田应用过程中解决了诸多气井产水问题。通过泡沫排水采气工艺,苏里格气田年增产气量约2.4×108m3,产生了客观的经济效益。     

苏东气田排水采气技术研究

苏东气田气井生产过程中会带出成藏时期形成的滞留水和凝析水,随着生产时间延续,气井产量降低携液能力不足而形成井筒积液,当积液量逐渐增大时,致使气井水淹而无法产气,目前苏东气田有产水气井270口,占投产气井的33.2%,产水井产能不能够有效发挥成为制约气田稳产、上产的主要因素因此苏东气田把排水采气工艺列为气田开发重点工作并将持续开展下去。本文简述了苏东气田采用的泡沫排水采气、连续油管排水采气、井间互联气举排水采气工艺技术原理并对其适应性进行分析评价,建立了排水采气技术路线,为排水采气工艺技术的推广应用提供了依据。     

苏里格气田储层渗流特征研究

苏里格气田部分中高产气井生产初期不产水或产水少,生产一段时间后产水量增加、水气比升高,甚至造成水淹关井。气井产水严重影响了气井正常产能的发挥和生产。因此,急需开展储层渗流特征方面的研究,摸清储层流体的渗流规律,为寻求合理的开发制度、降低气井产水风险及提高气藏采收率提供基础性指导。     

苏里格气田西部S48区气水分布特征

苏里格气田西部盒8段、山1段为主力产层,气水关系十分复杂,投产气井大多存在不同程度产水现象,严重影响了气井正常生产和产能评价部署。基于试气、动态监测资料,分析苏里格气田西部S48区产水气井和不产水气井生产曲线特征的差异性,将生产井划分为3种类型,即试气和生产中均无水型、试气无水但生产中出水型、试气和生产中均出水型,进而以生产动态资料和试气资料作为约束,分析出水井出水部位所对应的测井曲线特征。结果表明：试气无水但生产中出水井,若测井含气响应良好,试气结论为气层,生产出水的水源多为产层上下围岩中的地层水,若测井响应较差,试气结论为含气层,则生产出水的水源多为产层内的毛细管水;试气和生产中均出水型井,测井解释、试气结论多为气水同层,生产出水的水源多为产层内的自由水;将测井资料结合试气、生产资料综合分析,有利于判断气层、水层;含气层与气水同层测井响应特征相似,在电阻率-声波时差交会图中均分布于气层区、干层区、水层区之间的过渡区域。根据气藏中气层、含气层、气水同层、干层、水层的纵向配置关系,将气水分布纵向特征划分为5种类型,即纯气型、上气下水型、上干/水下气型、气水共存型、气层与干/水层间互型,并针对不同类型的气水分布,分别提出了工程改造措施。     

苏里格气田气井泡沫排水采气试验分析

苏里格气田气井可以划分为三类气井:连续平稳生产井、自然间喷生产井和间歇生产井。根据三类气井分别选取积液井,进行泡排试验,从而对不同产气量气井的泡沫排水采气效果取得了一定认识,对苏里格气田的泡沫排水采气工作具有一定意义。     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征,单井产量低、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发,中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关,逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法,形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上,单井日产气量超过5×104 m3,是邻近直井的3～5倍,已规模建成水平井整体开发区,实现了气田开发方式的转变,开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用,说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术,也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。     

气藏凝析水引起的地层水矿化度淡化问题——以四川盆地新场气田须二段气藏为例

前人据研究成果提出了高温高压气藏地层水矿化度变化较大的认识,由此有可能得出与实际情况不一致的结论,其主要原因是忽视了低矿化度凝析水的影响。为此,利用四川盆地新场气田须家河组二段气藏投产以来获得的产出水样矿化度资料,研究了不同水气比阶段的井口水样矿化度特征,认为井口产出水样矿化度明显受到了凝析水淡化的影响,气藏井口产出水可以划分为凝析水、地层水及其两者的混合水。研究结果表明：①井口产出水矿化度随气井水气比增大而增高,由低矿化度凝析水向高矿化度地层水转变;②当气井水气比小于0.1 m³/10⁴ m³时,井口产出水为矿化度小于1 g/L的凝析水;③当水气比为0.1～0.8 m³/10⁴ m³时,水样矿化度介于凝析水和地层水之间,水样以混合水为主;④气井水气比大于等于0.8 m³/10⁴ m³时,水样最接近于地层水矿化度,凝析水对水样矿化度的影响可以忽略;⑤在排除凝析水淡化影响后,单一气藏地层水矿化度差异不大,新场气田须二段气藏变化范围在93.47～120.05 g/L之间。     

多层透镜状致密砂岩气田井网优化技术对策

苏里格致密砂岩气田储层物性差、垂向上发育多层透镜状有效砂体、规模小、非均质性强,现有井网对储层控制不足,采收率偏低。井网优化调整是致密气提高储量动用程度及采收率的最有效手段之一。根据储层结构及气井生产开发效果,将气田可效益动用储层划分为3种类型,分别对应储量丰度为：>1.8×10⁸ m³/km²、（1.3~1.8）×10⁸ m³/km²、（1.0~1.3）×10⁸ m³/km²。基于不同储层条件下的密井网试验区实际生产数据,结合储层规模分析和气井泄气范围评价,兼顾开发效益和提高采收率,从采收率增幅拐点、区块整体有效、新井能够自保等方面开展适宜井网密度综合分析,明确了3类储层的适宜井网密度分别为3口/km²、4口/km²、4口/km²。苏里格致密砂岩气田剩余可动储量1.23×10¹² m³,新的差异化布井方式相比于600 m×800 m井网,可多钻井1.2万口,多建产能450×10⁸ m³,累计多产气2 000×10⁸ m³,可将采收率由32%提升至48.5%。     

苏里格地区致密砂岩地层水赋存状态和产出机理探讨

鄂尔多斯盆地苏里格气区是中国最大的非常规准连续型致密砂岩大气区,该地区西部和北部上古生界产水普遍,气藏内无统一气水界面,气水分布十分复杂。该文以致密砂岩成藏动力学为出发点,综合成藏要素、现今储层微观孔隙结构和流体的渗流机理,探索了苏里格地区的地层水赋存状态和产出机理。研究认为,苏里格地区气、水分布规律复杂性的主要原因即生烃膨胀力和储层毛细管阻力的差异。研究区致密砂岩储层地层水存在束缚水、毛细管水和自由水3种赋存状态,束缚水区基本位于生气强度大的东部地区,试气井主要为产气井;毛细管水基本分布在生气强度小的西部和北部地区,试气井主要为气水同产井;自由水呈零星分布。      

砂岩气藏充注含气饱和度实验研究

针对低渗致密砂岩储层充注含气饱和度难以准确测试技术难题,综合考虑储层展布及物性差异特征、充注动力、地温条件、盖层封闭等要素,建立一套全序列砂岩储层充注含气饱和度测试实验方法,分别对渗透率为0.034×10^-3μm²、0.075×10^-3μm²、0.244×10^-3μm²、0.505×10^-3μm²、0.683×10^-3μm²、1.12×10^-3μm²、1.47×10^-3μm²、4.77×10^-3μm²、10.7×10^-3μm²、38.1×10^-3μm²、49.1×10^-3μm²、99.4×10^-3μm²、126×10^-3μm²的砂岩储层,开展了气源压力为0.1MPa、0.2MPa、0.3MPa、0.5MPa、0.7MPa、0.9MPa、1.0MPa、1.2MPa、1.5MPa、1.8MPa、2.0MPa、2.5MPa、2.8MPa、3.0MPa、3.5MPa、4.0MPa、4.5MPa、5.0MPa、5.5MPa、6.0MPa、7.0MPa、8.0MPa、10.0MPa、15.0MPa、20.0MPa、25.0MPa、30.0MPa下逐级增压充注实验,记录了充注过程中各渗透率储层孔隙压力变化特征,在此基础上,采用充注实验与核磁共振实验结合的方法,对充注过程中含气饱和度变化进行了量化评价。研究结果表明：①低渗致密储层充注时具有高于门限压力进气,源、储压力平衡缓慢以及高压聚气三大特征,进气门限压力与储层渗透率关系密切,建立了门限压力与渗透率关系图版;②认识了含气饱和度（S_g）、地层压力（P）与储层渗透率（K）变化规律,拟合了含气饱和度经验计算公式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例,通过实验测试、密闭取心分析与经验公式计算结果对比,建立了含气饱和度与储层渗透率关系图版,为低渗致密砂岩气藏储层含气性评价提供指导;③以取心井为基础,根据含气饱和度、储层渗透率、孔隙度、厚度等参数,建立不同渗透率储层储量辟分方法,为储量分类评价提供了依据。     

中国页岩气排采工艺的技术现状及效果分析

在页岩气开发过程中,页岩气排采工艺是提高页岩气开发水平的关键技术,常用的泡沫排水采气、气举排水采气、电潜泵排水采气及有杆泵排水采气等技术都有一定的应用条件和缺陷。因此,优选合适的页岩气排采工艺就显得尤为重要。为此,通过分析我国页岩气排采井工艺选择的原则和排采工艺方式以及气举气源及气举方式的对比,重点论述、分析了目前国内已投产的5口页岩气井气举方式及排采效果,提出了对不同页岩气排采工艺的认识。研究结果表明：气举是页岩气（致密砂岩气）的首选排采工艺,气举气源主要有膜制氮气天然气,采用套管气举方式的排采效果优于油管气举方式;泡沫排采工艺适应于产液量低于10 m³的排采井;电潜泵排采工艺只适应于高液量页岩气井的排采。     

苏里格气田简化开采条件下产水气井排查方法初探

苏里格气田开发采用简化开采模式,使得单井产水量无法计量。在充分利用现有动态监测资料的基础上,摸索产水气井生产规律,引入气井动态评价指标,初步形成了苏里格气田简化开采条件下产水气井排查方法。