低渗透气藏气水界面预测新方法

相当数量的低渗透性气藏,不管有无边底水,生产井常气水同产、气水比存在较大差异,影响气藏开发效果,其原因是低渗透气藏存在较高的气水过渡带、满足开发要求的有效储层空间分布不精确;传统方法确定的气水界面误差较大,导致气井射孔位置不尽合理,所以精确预测气水界面位置和有效储层分布至关重要。文章通过对低渗透、气水同产气藏的分析和研究表明,在非均质条件下,相同含气饱和度界面并非水平面,而呈不规则的起伏面;通过理论分析探讨,综合利用压汞与物性资料形成了一种定量预测气水起伏界面的方法,进而得到有效储层的空间分布,可有效指导气藏的合理高效开发。实际应用结果表明该方法可行可靠。     

榆林气田陕209井富水区开发技术研究

榆林气田主要产层为山西组的山2~3,小层,构造为东高西低的单斜构造。陕209井区普遍出现气水层和水层,试气过程中个别井气水同产,生产过程中气藏边部靠近水体的几口生产井不同程度地产地层水,个别井出水量大,严重影响了气井产能,对整个气田的高效开发不利。研究着重于在气藏水体分布规律和气水同产井开发动态分析的基础上,采用多种方法,对有水气藏的配产和水侵特征进行研究分析,为有水气藏出水综合治理和开发提供科学依据。     

广安地区有水气藏压力系统划分与控制原因分析

广安地区须家河组有水气藏开发早期气水关系复杂,气井普遍产水。根据低渗有水气藏生产动态及渗流特征,分析利用储层地质方法、压力与埋深关系和区块内部地层压力场分布变化关系确定其压力系统情况;根据低孔低渗储层气水分异原理,通过储层物性对所需最小圈闭高度的控制分析认为,随着孔喉半径减小,毛细管力增大,对应区域含水饱和度高,气水过渡带高度增大,当气藏的闭合高度小于气水过渡带高度时,则形成气水同层气藏;储层的非均质性导致不同区域气水过渡带高度存在差异,是地层水控制压力系统划分的主要原因。分析结论为有水气藏的压力系统划分及其控制原因分析提供依据,对有水气藏的开发具有重要意义。     

气水过渡带内底水凝析气藏数值模拟研究——以吉拉克TⅡ2~4凝析气藏为例

吉拉克TⅡ24底水凝析气藏构造幅度低,非均质性强,气藏顶部存在低电阻气层段,气水关系复杂。结合气藏地质和生产特征,对压汞资料分类评价并归一化处理计算气水过渡带高度,结果表明该气藏总体处于气水过渡带内,为气水过渡带内的底水凝析气藏。在对比各种建立气藏原始饱和度方法的基础上,采用毛细管压力法建立该气藏原始饱和度场并进行数值模拟研究。利用2种方法实现了产水气井的精细模拟:一是考虑饱和顺序对相对渗透率曲线影响,实现主要受可动水影响,初期见水且低产稳产水气井的精细模拟;二是采用局部网格加密准确描述反凝析与底水锥进对近井地带影响,实现主要受底水影响,见水后产水量逐渐增大的气井精细模拟。研究结果表明,这些方法对复杂凝析气藏模拟具有很好的效果,对同类气藏模拟具有重要的参考作用。     

试论致密砂岩气藏中的夹层控气作用——以川西大邑须家河组气藏为例

夹层主要是指储层内部不渗透或低渗透,能够对油气的流动、运移或聚集产生控制作用的条带。在天然气运移过程中,若夹层的毛细管突破压力小于下部储层的毛细管饱和压力,天然气会在下部储层还未达到含气饱和的时候通过夹层向上部储层运移,造成下部储层含有可动水。夹层与储层相互叠置会形成多个不饱和含气储层。此类气藏要形成纯气藏的重要因素是圈闭足够高大,进而增加气对原始地层水的排驱压力。大邑地区须家河组储层致密,非均质性强,须二段及须三段均含有不等厚致密夹层,气藏高度大于圈闭高度,夹层控气作用造成大邑气藏无边底水、气水过渡带长、高含水饱和度、普遍气水同出、含气丰度偏低、地层压力接近常压等特点,在此基础上对大邑地区须家河组气、水分布规律进行初步分析。     

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。     

X8井气水产出关系分析

四川盆地XN气田香溪群气井开采过程中见水普遍,气井见水后产能迅速降低或水淹停喷;气藏水体活跃,气井产气量低、产水量高,气藏开发效率低、采出程度不高。在分析气藏开发地质特征基础上,重点解剖了X8井开发过程中气水产出量的变化。与一般的有水气井不同,X8井见水后,初期每次开井先产水再气水同产,后期每次开井则先产气再气水同产。通过对水体特征和驱动能量的研究认为气藏水体体积有限,水体主要靠分隔气弹性驱动能量作用产出。分析了隔气式气藏的气驱机理,很好地解释了X8井气水产出的复杂现象。     

苏里格气田西区高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策

苏里格气田是典型的致密砂岩气田,年产气量达250×10~8m~3,气田西区是苏里格气田长期稳产的重要后备储量区。由于该区低阻气层和富集区识别困难,生产井气水同产、携液能力弱,制约了该区天然气的有效开发。为此,以气藏地质特征为基础,从动、静态结合角度出发,开展了产层测井识别、气水分布控制因素、富集区优选及不同天然气富集级别区差异化开发技术对策等研究。结果表明:(1)西区具有气水分异差,气、水层混杂分布,无统一气水界面的气水分布特征;(2)生烃强度、储集层非均质性对气水分布具有主控作用,生烃强度控制了气、水分布的宏观格局,区域生烃强度越大,气层相对越发育,储层非均质性则控制天然气的局部充注和聚集成藏;(3)气水分布模式纵向上可划分为上水下气型、上气下水型、上下水夹气型、巨厚储层气水混存型及纯气型5种类型;(4)针对气田开发主要面临的4个方面的挑战,提出了以产层测井识别、富集区优选、产水劈分、生产制度及排采周期优化为核心的高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策。结论认为,形成的高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策能够解决苏里格气田开发面临的4个挑战,可为气田持续稳产提供技术支撑,且对同类型气藏...     

四川安岳地区须二段致密砂岩气藏流体分布规律探讨

致密砂岩中形成的低孔低渗储集砂体往往具有复杂的气水关系,常常出现气水同产、气水关系倒置等现象,安岳地区须二气藏即属于此类。根据测试、显示、测井解释及电阻率曲线等,确定单井的气水界面或气水过渡带中间面,依据致密砂岩成藏机制模拟实验结果,推论须二气藏的成藏机理,最终得到须二气藏的气水分布规律,即安岳地区须二气藏气水界面受构造等高线的影响,造成构造低部位产气,构造高部位产水的现象,形成倾斜的气水界面。图7表1参6     

靖边气藏开发特征及中后期稳产技术对策研究

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。靖边气田生产井具有产量低，递减快，部分井有地层水产出，且不同区域的生产井产水量差异大的开发特征。通过对出水气井生产特点进行分类，研究了靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响，分析生产井产水对气田开发的影响程度；利用数值模拟研究了靖边气田的合理采气规模，稳产技术对策，认为通过井网调整、确定不同类型生产井的合理工作制度可有效预防气井高产水，实现目前开发规划要求，同时达到最佳的开发效果。通过研究提出了合理的生产规模和稳产技术对策，对靖边气田的开发具有一定的参考作用。     

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。     

气井储层水锁效应解除措施应用

低渗气藏的通道较窄，渗流阻力较大，液、固界面和液、气界面的表面张力较大。这使得气井在生产过程中，由于地层水或外来流体（尤其是钻井液、压井液、酸化液和压裂液等）未排干净，致使气井储层气相相对渗透率下降，从而造成储层水锁，严重地影响气井产能的发挥。储层气相相对渗透率取决于孔隙介质中的含水饱和度和在水存在的情况下气体的分相流动特点，因此通过降低近井地带储层含水饱和度，改变气体的分相流动特性可以解除水锁效应。室内评价实验及现场试验表明，使用由表面活性剂和低毛细管力酸液复配而成的气井解堵剂解除了气井储层的水锁效应，提高了产层气相渗透率，使气井的产气量得到明显提高。     

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章通过模拟地层上覆压力、地层压力、地层温度和地层原始含水饱和度以及无边、底水定容气藏的弹性气驱降压开采的全模拟试验,对川西蓬莱镇组气藏在废弃压力时的天然气采收率进行了模拟研究,得出如下结论：蓬1和蓬2气藏采收率分别为55％和64％;气藏采收率与渗透率呈正相关关系,水饱和度与孔隙度呈负相关关系;提高气藏在废弃压力时采收率的关键是控制生产压差,避免大量天然气进入尾气生产阶段产出。     

水侵对低渗水驱气藏水平井产量的影响

在低渗水驱气藏开发过程中,即使水平井井底未见水,但水体局部推进仍是影响水平井产量的重要因素。 基于 Joshi 方法,将水平井三维渗流场简化为远井地带与近井地带 2 个二维渗流场,考虑远井地带局部水体推进以及低渗储层渗流特征,利用保角变换方法建立了求解低渗水驱气藏局部水侵时水平井产量变化规律的新模型。 敏感性分析表明,随着水侵体积比、水体推进距离以及应力敏感指数的逐渐增大,水平井产量逐渐减小,而随着储层原始渗透率以及滑脱因子的逐渐增大,水平井产量逐渐增大,但对于高压气藏、产水气藏以及生产压差较小的气井,滑脱效应以及应力敏感对产量的影响可以忽略不计。此项研究可为低渗水驱气藏水侵过程中水平井产量变化规律研究提供新的思路。     

边、底水气藏水侵机理与开发对策

边、底水水侵是导致气藏采收率偏低的主要原因,明确边、底水气藏的水侵机理与规律,有利于改善气藏的开发效果。为此,运用全直径岩心模拟边、底水气藏开发过程,研究其水侵机理、动态与规律。实验结果表明:对于均质气藏,只有边、底水能量充足且储层渗透性较好,气藏开发过程中才有可能发生大规模水侵,降低气藏最终采出程度;对于均质低渗透致密储层,边、底水水侵速度十分缓慢,对生产效果几乎没有影响,而边、底水能量主要决定于流体(水和气)自身的弹性膨胀能力和孔隙空间的压缩性。在物理模拟实验认识的基础上,建立了均质、非均质气藏边、底水侵计算模型。数值模拟计算结果表明:均质气藏储层水侵均匀推进,水侵速度慢;非均质气藏储层水沿着高渗透条带或高角度裂缝向井底推进速度快,且非均质性越强,水侵推进速度越快,气井见水时间越早。该研究成果丰富了对边、底水气藏水侵机理、动态与规律的认识,并为边、底水气藏的合理有效开发提供了具体对策。     

气藏水平井边水突破时间预测

近年来气藏水平井开发技术越来越成熟,然而出水是影响气藏开发的重要问题.出水分为边水和底水,国内外对底水锥进进行了大量研究,而对边水气藏水平井见水时间预测的研究相对较少.文中对边水气藏水平井边水突破时间的预测方法进行了研究,通过数学推导,得到了边水气藏水平井边水突破时间的计算公式.该公式考虑了水平井水平段长度、含水饱和度、水相黏度、气相黏度等影响因素,并进行了实例分析.结果表明,利用该公式进行边水气藏水平井边水突破时间预测是可行的,具有一定的指导意义.     

夹层对于CO2气顶大底水薄油藏开发规律的影响研究

为了改善气顶大底水薄油藏的开发效果,针对大气顶薄底水油藏在开发过程中面临气窜、水窜的风险,该文利用岩心和测井资料对夹层进行了定量评价和识别;应用油藏数值模拟技术,研究了夹层对于X油藏气窜、油侵气顶、开发方式及开发效果的影响。结果表明：X油藏气油界面处发育厚度1～2 m的低渗透夹层,平面展布范围广,从东向西方向夹层逐渐减薄。采用“划层系、分区域”的开发策略和先底部采油后边部采油的开发方式进行开发。在夹层下面布井,气顶状态变化不大,气窜现象微弱,无油侵气顶现象发生;在夹层以上布井开发,夹层不能阻止油侵气顶;夹层以上的区域按气顶边底水油藏开发,夹层以下的区域按底水油藏开发,且先开发底部层系具有较好的开发效果。以上成果认识,对于气顶大底水薄油藏的开发具有一定的指导意义。     

柴达木盆地东坪基岩气藏的特征及合理开发指标

柴达木盆地东坪基岩气藏为变质岩气藏,是我国发现的首个基岩气藏,2015年该气藏天然气年产能规模达到12×108m3,后续随着水侵影响的加剧,产气量大幅度下降。国内外基岩气藏开发实例均较少,对该类气藏的静、动态特征尚缺乏系统的认识,为了给今后同类型气藏的高效开发提供技术借鉴,在深化储层特征评价和气井生产历史跟踪分析的基础上,结合数值模拟技术与气藏工程分析方法,确定了该气藏适宜的井型、井网和合理的开发指标。研究结果表明:(1)东坪基岩气藏储层致密、裂缝和局部溶蚀孔洞发育,具有低孔隙度、高渗透率、大渗透率级差的特点,垂向上划分为风化破碎带、裂缝发育带和致密带,该气藏属于典型的整装构造底水气藏,底水活跃;(2)气藏初期单井产量高、压降速率小,后期受水侵影响,气井产量大幅度下降,甚至水淹停产;(3)以"整体评价、少井高产、均衡开采"为部署原则,宜采取高部位部署水平井与边部部署直井的混合井网进行开发;(4)直井合理产气量应介于3.2×10~4~7.5×10~4 m~3/d,水平井合理产气量应介于12.4×10~4~25.6×10~4 m~3/d,气井合理产量应为其无阻流量的1/4~1/3,气藏的采气速度宜控制在3%以内。     

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采用全隐式模拟方法研究了裂缝性气藏三维气水两相数值模拟问题，采用最佳变点松弛法求解全隐式模拟差分方程，并通过理论气茂的计算，分析了影响裂缝性气藏底水锥进的主要因素。全隐式模拟方法在解决高速渗流，井点压降变化大，饱和度变化大等时具有优越性；造成裂缝性底水气藏开采过程中底水锥进的主要原因是射孔层段及单井产量的控制，其中射孔层段的控制尤为重要，射孔层段越靠近底水层，底水锥进越严重；单井产量过高，易诱发底