榆林气田陕141井区气井生产动态特征分析

分析了陕141井区气井压力、产量的变化，研究了储层对生产动态的影响，把16口生产井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等３类。研究得出：气井产能的大小与气井所处的砂体位置及砂体的厚度有关，位于主砂带内部或有效厚度大的气井，生产能力和生产稳定性较好；位于主砂带边部或有效厚度小、渗透性较差的气井生产能力和生产稳定性差。根据井区实际生产情况和储层特征，利用生产指示曲线确定出该井区生产压差应取静地层压力的16%左右，合理产量取无阻流量的1/3～1/4。此外，还建议采取一些提高地层能量的增产措施，更多地应用提高气层渗流面积、气层保护的相关技术以及气层的相关改造方法，增加气井的产能。     

榆林气田不稳定试井特征

榆林气田主气层山_2气藏是典型的岩性气藏,储集砂体横向变化剧烈,非均质性强,具有低孔低渗特征。为了使气藏得到有效开发,科学合理地管理气田,有必要加深对榆林气田储层特征的认识。为此,利用气藏动态描述的方法,分别从储层性质、气藏类型、气井酸化压裂效果和邻井干扰等几个方面,对榆林气田42口不稳定试井资料进行系统地追踪分析,进一步研究气藏储层特征,了解气藏的边界、气井污染等,并对榆林气田上古砂岩气藏进行了综合评价,为今后的储层评价与预测提供依据。     

榆林气田山2段致密砂岩气藏产能影响因素分析

榆林气田山2段致密砂岩气藏单井产能变化大,研究该气井产能的影响因素对气田的高效开发有着重要的意义。在对研究区单井产能统计的基础上,按所提的气井分类标准,对气井进行分类;进一步研究不同类型气井与沉积微相、储层厚度、地层系数、容积系数的关系。指出高产能气井主要分布于心滩和河道沉积中,储层厚度一般大于7 m。分析了各影响因素的作用机理,并提出了相应的措施。     

靖边气田陕62井区气藏压力系统分析及动态法储量计算应用

根据气藏地质上形成的复合储集体,选择地质、开发资料较充分的陕62井区,详细分析了该区各井的关井测压资料,通过压力剖面图、不同时期的等压图及观察井(G41-7井)的压力递减状况分析,基本弄清了研究工区压力系统与压降场的分布,并应用研究成果分析了动态法储量计算结果的可靠性,为本区块开采动态分析、动态储量计算、提高采收率研究创造了条件,也为该区单井产量调整、补井挖潜提供了十分重要的依据。图7参4     

苏里格气田苏10井区开发技术策略

苏里格气田探明天然气地质储量巨大，是典型的低压、低渗、低丰度、非均质性强的岩性大气藏，其主力含气层段为二叠系下石盒子组盒8段和山西组山1段，属于河流相-三角洲沉积相。其中苏10区块盒8-山1段砂体叠加连片，厚度大，表现出“东薄西厚”的趋势。储层储集空间以孔隙为主，裂缝局部发育，低渗、低压特征尤为突出。根据苏10井区的地质特征分析，认为不适宜进行常规开发，推荐采取小井距部署、井间接替保持稳产的开发原则，初期按照衰竭式降压采气的开发模式开发，后期适时进行机械增压开采。通过对开发方式论证及井网井距的优化论证，建议采用分层压裂、合层开采，菱形井网，600×1200 m井距一套层系的开发方案。确定了废弃开发界限，当增压外输时，废弃井口压力为1.0 MPa，单井废弃产量为0.17×10⁴m³/d。     

简化修正等时试井在榆林气田的应用

目前气井的产能试井方法在不断朝着简捷的方向发展,1986年就出现了简化修正等时试井。为了验证简化修正等时试井的适用性,对榆林、子洲气田选取了部分井进行了分析对比,发现对于均质地层气井,简化修正等时试井确定的结果较准确;对于非均质地层气井,确定的结果偏大,需要经过校正才能符合实际。另外,榆林气田在简化修正等时试井的基础上,对已接入流程气井的修正等时试井进一步简化,形成了一套高压集气流程下的气井简化修正等时试井测试方法。以上方法的应用不仅可以缩短测试时间,还可以减少测试成本,这对低渗透气田的开发有重要作用。     

子洲气田富水区开发技术对策研究

子洲气田于2007年8月投产,目前主力区块储量已全部动用,未动用区块以富水区为主.为保证气田的长期稳产,进一步扩大储量动用程度,通过气井临界流量评价、数值模拟等方法,开展了富水区开发技术对策研究,为气田富水区的有效动用提供了依据.     

鄂尔多斯盆地低丰度大型岩性气田成藏机理——以榆林气田为例

鄂尔多斯盆地二叠系发育一系列低丰度大型岩性气田。对其中榆林气田形成机理的研究表明,大型平缓构造背景下,河流-三角洲砂体与烃源岩大面积分布且呈"三明治"式间互接触,为低丰度大型气田提供了成藏条件;区域性构造抬升剥蚀和大面积薄层致密砂岩储集层是导致榆林气田储量低丰度的根本原因;低丰度大型岩性气田的"甜点"主要受控于输导体系的质量,尤其在厚层带状砂体—裂缝型输导体系发育区,天然气富集程度高。利用流体包裹体、天然气组分等地球化学资料结合盆地构造-沉降演化将榆林气田形成划分为3个阶段:早中侏罗世,早期生烃侵位与储集层物性改造阶段;早白垩世,成藏要素达到最大优化配置,岩性气藏形成阶段;晚白垩世至现今,构造抬升与大面积薄层致密砂岩储集层有效耦合使气田保存至今成为低丰度大型气田阶段。     

榆林气田井下节流技术研究与应用

针对榆林气田高压集气集中注醇工艺中存在的携液能力差、易形成水合物堵塞、管线承压较高等问题,从井下节流工艺入手,研究了节流工艺参数的确定方法,推导出井下节流气嘴直径的经验公式,并对其在榆林气田的应用可行性进行了分析。结果表明,井下节流工艺适用于该气田气井,能够降低井口压力。     

靖边气田陕330井区奥陶纪喀斯特古地貌研究

陕330井区是靖边气田东部扩边建产新区,储层由一套以溶蚀为主,经深度成岩改造的蒸发潮坪沉积组成,喀斯特古地貌对油气分布有着极其重要的控制作用。结合钻井分层资料,在喀斯特期古构造、地层出露、沉积厚度及残留厚度特征研究基础上,采用地貌剖面标定法进行了奥陶纪喀斯特古地貌恢复与刻画,分析了地貌与油气富集关系。结果表明,陕330井区发育台丘、斜坡、沟槽3类地貌单元。地貌单元控制了油气富集,台丘对油气富集最有利、斜坡次之,台丘区可作为下一步产能建设重点区。     

榆林气田低产低效井开发分析评价

榆林气田自1999年投入开发以来,产能建设大幅提高,生产规模成倍增长。随着气田开发规模的扩大,气井数量成倍增加,低产低效井的数量随之增加,对低产低效期间加强研究意义重大。以理论知识为指导,利用开发生产资料对榆林气田低产低效气井的地质特征,开发现状,管理制度,下步开发措施等方面予以分析与研究,提出具体建议或措施;寻找榆林气田低产低效井合理的开发方式及生产模式。     

靖边气田下古气藏相对富水区控制因素及气水分布模式研究

根据马五1地层相对富水区的平面分布特征,结合测井解释成果、区域构造演化及特征,对控制相对富水区的地质因素进行了分析.认为区域构造特征是控制相对富水区分布的基本条件,储层的非均质性决定其具体的分布形式.在此基础上,提出了4种气水分布模式.并指出由于岩性变化和储集条件变化形成的相对富水区是该区气水分布的主要类型.     

模糊数学理论在东胜气田排水采气工艺优选中的应用

气井排水采气工艺的正确评价与优选直接关系到气田未来生产的经济效果的好坏和技术上的成败。本文结合现场实际情况,综合考虑排水采气工艺的经济、技术指标,利用模糊数学分析,确定模糊数学综合评价指标值,优选出适用工艺。由于该方法全面考虑了各排水采气工艺经济、技术、管理和环境指标的优劣, 因此,优选出的结果比较客观、合理。     

沉积背景控制下的储层预测方法——以大牛地气田TGM地区的应用为例

TGM地区是大牛地气田天然气产能建设的重要区块,但该区天然气储层层系多、厚度薄,横向非均质性强,加之地震资料分辨率低,导致精确储层预测困难。为减小TGM地区储层预测的多解性,最大限度地提高储层预测的精度,在深入分析TGM地区储层发育地质特征的基础上,提出了沉积背景控制下的储层预测思路：将TGM地区储层预测作为一个系统工程,首先从储层的沉积背景出发圈定储层发育有利区块;然后针对有利区的地质情况和地震资料特征,选取针对性的储层预测方法和技术,对储层进行精细刻画。针对TGM地区太原组、山西组和下石盒子组储层预测的结果与钻井的符合率在90%以上。     

子洲气田开发效果评价

子洲气田于2007年8月底正式投入生产,主力气藏为山_2,气田具有储层物性较差、非均质性强、气井产能低、局部产地层水、开发管理难度大等特点;通过开展开发效果分析及评价,在加深气藏地质研究认识的基础上,密切跟踪气田生产进程,以静、动态相结合对气井分类,并分析不同类型井生产动态特征,落实气井、气田产能,落实单井动储量,优选有利区等,为下一步滚动开发建产、扩大开发规模提供依据。同时,从气田科学管理以及配套工程技术展开了研究,提出针对不同类型气井实施相对应的管理方式,为实现气田的稳产和合理、高效开发奠定基础。     

子洲气田山2段储层非均质性研究

以子洲气田山2段(S2段)储层的测井资料为基础,结合沉积相资料,从层内、层间、及平面的非均质性三个方面研究储层的非均质性特征。研究认为,S2段储层内普遍存在夹层,以泥质夹层和致密夹层为主,通过对渗透率非均质性参数的定量计算,认为该储层S23段层内非均质较强,S21段和S22段为相对均质型储层;S2段储层具有较大的分层系数,存在层间隔层,主要为泥质隔层,分布不稳定,具有层间差异性;S2段储层各小层砂体连通性受沉积微相控制,S23段砂体连通性较好,物性分布稳定,平面非均质性差,但是其它小层平面非均质性相对较强。     

相图分析法在确定气田工艺参数中的应用

通过分析天然气的反凝析现象,以榆林南区、子米气田集气站分离后、处理厂集中分离后天然气相图为例,说明天然气相图分析在合理确定集气站、处理厂分离工艺参数中的重要作用,用于指导气田生产。     

速度管柱在长北山2气田的应用及效果分析

长北气田山2气藏属于弹性驱动的岩性气藏,地层含水,无外来能量补给,随着开采时间的延长,地层压力和产量逐渐下降,部分井出现积液,需要提前采取方法排液,避免气井水淹。因研究区结垢、腐蚀和偏磨较轻,选择了安装速度管柱进行排水实验。本文运用了气体携液临界流速结合产量和压力曲线判断气井是否积液和评价速度管柱排液采气措施的效果．利用不同油管尺寸下的产量与井口压力关系模拟曲线、模拟采收率数据结合井身结构和油管串结构优选出了合理尺寸的速度管柱,用速度管柱重力悬空时最大载荷80％的安全系数来设计其下入极限深度,用一体式封隔悬挂器把速度管柱悬挂在油管内壁。由于速度管柱尺寸、下入深度和悬挂位置及悬挂器选择合理,排水效果明显,证明速度管柱是长北气田山2气藏排水的理想工艺之一。     

特高含水水驱油藏流场边界动态追踪模型研究

特高含水水驱油藏油水流动差异、剩余油分散富集现象日益严重.为了从宏观尺度制定油藏动态高效开发策略,提出一套基于界面重构思想的流场边界动态追踪模型,预测了二维及三维流场的速度差异界面、饱和度差异界面演化规律,完成了特高含水油藏区块高速、高含水流场边界定量表征的测试,并制定开发对策验证其工程应用的可行性.在经典黑油模型基础...     

苏里格气田西区气水分布规律及其形成机理

苏里格气田西区气藏产水严重,气水分布规律及其形成机理认识不清,制约了气田滚动开发进程。利用钻井、测井、录井、生产测试资料进行综合研究,明确了气水分布规律及其形成机理,建立了气水成因演化模式。研究表明:①该区气水分布呈"渐变互补"特征,相对富水区在西北部;②控制气水分布的主要因素为烃源岩、储集层物性及构造等,地层水主要分布在烃源岩欠发育区、物性不佳区和连通体内构造低部位;③烃源岩对气水分布起关键作用,烃源岩成熟度低值区地层水发育、高值区天然气富集。该研究可直接指导研究区开发选区、选井工作。