气水分界面稳定运动的渗流力学条件研究

水驱气藏气水界面的稳定运动及均匀推进，对于气井稳定正常生产，提高气藏采收率有较大的影响。文中考虑具有一定倾角的均质各向同性的边水气藏，在原始气水界面为一水平面的情况下，利用气，水地层渗流的基本规律，从理论上详细推导了保护气水分界面稳定运动的气体渗流速度应满足的条件，同时为研究边水气藏中气井的合理产量的确定提供了一个可供珠依据。     

非达西渗流边水气藏水平井见水时间预测

对边水气藏水平井的见水时间进行合理预测,有利于气藏的合理开发和更好地进行气藏评估。在目前的预测模型中,一般都假设地层中气体渗流为达西流动,但对于高产水平井,地层中流体渗流的非达西效应对见水时间的影响不可忽略。为研究更加符合实际生产情况的边水气藏水平井见水时间,在多孔介质流体质点渗流规律研究的基础上,采用椭球型水平井渗流模型,综合考虑了高产水平井气体渗流非达西流动效应、水平井距初始气水界面距离、水平段长度和气井产量等因素对见水时间的影响,推导出了具有近似直线供给边界的边水气藏见水时间的预测公式。对某一具体水平井见水时间进行了实例计算,并分析了相关影响因素。由计算结果可知,边水突破时间随着水平段长度的增加而变长;见水时间随着气井产量的增大而减小,且减小的速度逐渐变快;与未考虑气体非达西效应的气井见水时间预测公式相比,本文公式计算精度更高,更符合实际生产情况。该研究成果对科学、高效地开发边水气藏具有指导作用。     

低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律及开发对策研究--以磨溪气田雷-1气藏为例

识别低渗碳酸盐岩边底水气藏产水动态规律,为该类气藏有效控水防水提供依据,以四川盆地川中地区磨溪气田雷一¹气藏为例,开展低渗碳酸盐岩气藏产水动态规律研究。结果表明:气藏产水主要由孔隙可动水、局部封存水和边水构成,其中局部封存水对气藏影响较小。气井生产普遍受到孔隙可动水的影响,几乎没有无水采气期,生产中水气比逐渐增大。气藏中区、东区边翼部位气井受到边水侵入影响。气藏边水沿层均匀侵入,气井距气水界面距离不同,水侵特征也不同。气井距气水界面越近,气井水侵特征出现的越早,水侵越活跃。根据不同产水类型的气井,针对性的提出了控水开发对策。     

海上边水气藏利用试井资料确定水侵状况研究

气藏开发早期判断水侵状况,对于气井出水的防治、气藏采收率的提高有着重要的影响。海上油气田在勘探时期或生产初期,较少钻探气藏边部探井或开发井。投入生产后,早期边水影响不明显的气藏会被错误认为是定容气藏,盲目提高采气速度,造成边水推进过快,当边水开始对气井产生影响时,生产形势往往已不容乐观。该文通过分析不稳定试井成果以确定气水界面并对海上某气田X-3井的实例进行探讨,研究了边水气藏见水前水侵状况的合理判断方法。针对所有气井均未见水的气藏,对其水气关系进行判断,从而在生产早期配置合理采气速度,防止边水快速推进,达到延长稳产期,提高采收率的效果。     

充西须四气藏气水分布规律

川中充西气田须四气藏储层非均质性强、气水关系复杂、气井产水量大,严重影响了气藏开发效果,开展气水分布规律研究已成为提出合理治水对策、提高气藏开发效果的基础。通过对地层水化学分析、气水层识别、气井产水特征及气水分布规律综合研究后表明:充西须四段地层水水型为封闭、还原的水文地球化学环境下的CaCl2型;气藏边水呈过渡带性质,无统一的气水界面;气水分异作用明显,为上气下水的常规气藏;断层末端及背斜曲率比较大的部位,裂缝相对发育,气井产水量较高。     

低渗透气藏气水两相渗流模型及其产能分析

开发实践与室内实验表明,低渗透气藏的气、水渗流规律不遵循达西定律。为此,建立了符合低渗透气藏气水耦合渗流特征的广义达西渗流模型,推导得到了低渗透砂岩气藏气水两相稳态径向渗流问题的半解析解。利用该模型对广安低渗透气田气水同产气井建立了单井气、水两相流入动态关系理论曲线,模拟计算了气井的合理井距及生产压差。算例表明,含水饱和度是影响气井产能的主控因素,当含水饱和度达到40%时,气井无阻流量的损失幅度约为70%;低渗气井的合理生产压差应该控制在5～10 MPa,井距以600 m内为宜。实验和计算结果可以为低渗气藏气水同产气井产能预测及井距评价提供科学、适用的依据。     

含水气藏合理产能新方法研究

在现场生产中很难获知气井线性临界流速的大小，致使常规气井产能方程的应用有一定的局限性。含水气藏由于产水会使气井的产能降低，若积液不能被及时带出，严重时会造成气井水淹。在其它条件相同或相近的情况下，产水气井的产能比纯气井产能小。文章在气水同产井含水气藏两相渗流理论研究的基础上，考虑表皮系数和非达西效应的影响，建立了在地层中气水两相渗流含水气藏的合理产能方程，这为确定含水气藏的合理产能和气水同产井动态分析提供了理论基础。方程中所涉及的参数可通过气藏PVT物性试验、产水气井的测试资料获取，再用数值积分方法求解两相拟压力函数。建立的产能方程可应用于分析气水同产井流入动态关系，确定合理产量，求出产水气井最大无阻流量。现场情况分析表明，产能方程对合理配产提供了科学的依据。     

低渗透气藏气水两相流井产能分析方法研究

对于存在边水、底水及层间水的低渗透气藏,当气井产水后,出现了气水两相流动。气井产能的合理 计算关系到各项开发指标的确定,有利于整个气田的高效开发。以质量守恒原理为基础,通过建立气水两 相同时流动的运动方程,在定义气水两相拟压力函数和气水两相拟启动压力梯度之后,推导出考虑启动 压力梯度和地层损害影响的低渗透气藏气水两相流井的三项式产能方程,并在此基础上阐明了该方程的 求解方法。通过实际应用,得到了受启动压力梯度和水气质量比影响的低渗透气藏气水两相流井的流入 动态关系曲线。研究表明,随启动压力梯度和水气质量比的增大,均导致气井无阻流量减小。该项研究为 存在边水、底水及层间水的低渗透气藏的产能及动态分析提供了一定的理论基础。     

CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的扩容分析

低渗透碳酸盐岩气藏在开发后期为了提高气井产量,经常采用加压开采和水力压裂等技术,导致储层被水侵且含有大量微裂缝。因此,当CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气时,如何快速有效地注气驱水扩容和制定气水边界稳定运移的控制策略就成为低渗透气藏改建地下储气库扩容的关键问题之一。为此,建立了双重孔隙介质储层中注CO_2驱水的气水两相渗流的数学模型,以国内某裂缝性气藏改建的地下储气库为研究对象,主要分析了边缘气井注CO_2驱水扩容的气水界面的运移规律,并讨论了CO_2溶解、井底流压、注气流量、微裂缝参数等因素对储气库扩容时气水界面稳定性的影响。结果表明:(1)储气库采用"多注少采"的方式扩容时,扩容速度在第5周期达到最大值,随后逐渐降低;(2)CO_2在水中溶解度随储层压力而变化的特性有利于储气库扩容时气水边界的稳定;(3)定井底流压和定流量扩容时,适当地增大井底流压和中心区域气井的注气流量能有效提高储气库的扩容速度;(4)在高渗透率区域和裂缝—基质渗透率比值较大的储层区域,应适当地降低注气流量,防止因渗流过快造成气水界面的指进现象,同时应通过观察井严密监控气水界面的运移,以防止气体从边水突破逃逸或高渗透带见水或水淹。该研究成果为我国应用CO_2作为低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的驱水扩容提供了技术和理论支持。     

低渗透气藏产水气井产能评价新方法

存在边水、底水及层间水的低渗透气藏开发到一定程度后会出现气水两相流的情况,由于气水两相流气藏的渗流规律不同于普通低渗透气藏,对此类气藏产能的准确评价成为合理、高效开发的关键。从矿场实际生产情况可知,产水气井在生产时水气质量比难以稳定,如果仍将水气质量比当作定值来分析气井产能就会得出错误的结论。因此,考虑不同工作制度下水气质量比不同,考虑储层应力敏感、启动压力梯度、气体滑脱效应以及表皮污染,基于稳定渗流理论推导出产水气井的产能公式。通过实例计算,新公式计算的无阻流量结果与实际产能测试结果相对误差为3.7%,说明新公式是可靠的。且水气质量比随井底压力减小而增加,说明计算产水气井产量时将水气质量比设为定值并不合理。对敏感性因素分析发现,气井产气量随着滑脱因子增大而增大,而随着启动压力梯度以及应力敏感指数的增大而减小,启动压力梯度对气井产量影响很小,基本可以忽略。     

边水气藏水侵特征识别及机理初探

对于有水气藏,正确认识地层水活动规律是非常重要的。为了正确判断边水气藏水侵特征，文章对一些边水气藏出水气井生产动态数据及其产层的物性参数进行了统计和对比，研究了不同气井动、静特征的共性和差异，借助数学表达式对气井出水变化规律进行了描述，并根据数学表达式将出水类型分为线形型、二次方型及多次方型等３类。分析了３种出水类型与储层物性之间的因果关系，提出气井出水特征是井区储层物性展布特征的反映。在假设井区为正方形含气区域、１口生产井位于区域内偏向水侵方向一侧、井与水侵边之间有一相对高渗透带连通的基本模式下，研究了水侵机理，提出了边水气藏水侵特征分类及识别图版。通过实际出水气井生产史拟合检验，所提出的分析方法和识别图版是行之有效的，有助于正确地定量认识边水气藏地层水活动规律，为实际生产管理中制定相应的治水措施提供了一种有利的分析手段。     

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为了更为准确地判定气藏的驱动类型，文章采用导数的方法，从研究气藏的物质平衡方程工式入手，通过对气藏含水饱和度随地层压力变化的关系式的推导，获得了水驱气藏两种不同驱动作用下的基本方程式的微分形式及其导数的结果。因而得到了不同类型气藏的采气速度与其相应的地压力听关第式，以及由此使用出的不同的压力变化特征曲线，直观地表达了不同驱动类型气藏的采出特征。为气藏早期ｐ／Ｚ－Ｇｐ关系曲线为近似直线而不易判定其驱     

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胜利油气区的浅层气藏主要分布于第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。气藏类型主要为透镜状岩性气藏，少量为构造—岩性气藏。由于气层埋藏浅、成岩性差、胶结疏松，以及大部分气砂体存在边底水，存在气井易出水、出砂、稳产期短等开发特征。经过２０余年的开发实践认识到：①稳定、合理的工作制度是延长气井自喷期的基础；②新井先期防砂是延长气砂体生命期的必要保证；③自下而上逐层上返的分层开采是浅层气藏生产的基本原则；④合理的射开程度是延长边底水气井无水采气期的先决条件；⑤降低井口回压，排水采气是增加气砂体可采储量的有效途径。     

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天然气地下储气库的建造,是从根本上解决城市季节性调峰,平抑供气峰值波动的最合理,有效途径;之一,但由于实际储库地质构造的非均质性以及储层破除放传输流体能力的不同,。在调峰时必须对库内各注采井进行合理的配产,文章通过分析水驱气藏型地下储气库的注采动态特征,建立了库内注采井夏注冬采的数学模型,采用全隐式牛顿迭代法,以储库地层压力和含水饱和度为约束条件,数值模拟出各注采井的注采运行动态,并对其主要影响因素进行了分析,为实际地下储气库的优化运行提供了理论依据。     

川东石炭系气藏合理开发井网分析及探讨

在川东地区的石炭系气藏，以福成寨、张家场等为代表的老气田开发效果较好，各生产井配产合理，全气藏始终维持均衡开采，未明显引发边水的快速推进，动态储量逐步增大，气井稳产时间延长，开采效益很好；而以云和寨、双家坝等为代表的新气田，因生产井网较稀、井距较大，气井控制全气藏的难度较大，而单井配产又高，气井在投产2～5 ａ后就易引发严重的压降漏斗，导致气井提前产水，并使部分含气区的储量被水淹或分割而无法动用，气藏稳产期缩短，难以达到开发预测水平，开发效益变差。文章通过总结川东地区石炭系气藏20多年的开发经验，对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的综合对比，认为合理的生产井网密度对中-低渗非均质性气藏是非常重要的，是确保气藏开发指标如期实现、提高气藏最终采收率和整体开发效益的关键因素。中-低渗非均质性气藏的合理井网密度为3.0 km²/口左右，单井控制的储量（5.0～10.0）×10⁸ m³，采气速度控制在3.0%～4.0%。     

天然气在复杂气藏内渗流问题的新模型及应用

针对形成不同流体区域的气藏、有边水气藏、岩性尖灭气藏及井底存在污染或改善的气藏等情况,建立了考虑井筒相态重分布的复杂气藏的渗流新模型,求出了３种典型外边界条件下的气藏拟压力分布解析解,并绘出了井底压降曲线。给出的气藏无量纲压力表达式及压降曲线,还可适用于凝析气井及井筒带积液的气井。结合实例分析给出了本理论在油田开发中的应用。     

THN1凝析气藏开采效果评价及提液无效原因分析

塔里木盆地北部THN1凝析气藏边水较活跃,由于在气井开采中生产压差过大,导致边水突进加剧,边部气井相继迅速水淹停产,气井高含水与含水上升快已成为该气藏开发的主要问题。为此,从气藏地质特征、水侵方式、生产工作制度等方面入手,总结提出了一套开发管理措施:在边水气藏气井生产过程中遵循"少动、平稳、慢控"的原则,切忌猛开猛关和关井复压;在有水气藏开发过程中,加强产水动态监测,气井见水后要及早采取有效措施;提液开采不见效是多种因素导致的,应遵循相应的规则,不能急功近利;对较高部位的剩余气井,应及时调整工作制度,降低生产压差,或采取机械、化学方法堵水;对砂岩孔隙性边水凝析气藏,气井见水后不能靠少量井提掖排水。研究成果为该气藏后期开采或其他类似气藏的合理高效开发提供了技术支持。