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低渗透气藏地层压力监测技术 总被引:1,自引:0,他引:1
“压力是气田开发的灵魂”,如何准确获取气田的目前地层压力,是靖边气田开发的主要难题之一。一方面,由于靖边气田储层具有低渗透、低丰度、大面积、薄储层、非均质性强,开发井距大(一般大于2.5km)的特征,气井关井后压力恢复时间很长,压力恢复稳定往往需要几个月以上的时间;另一方面,近年来,气田日产气量居高不下,很难有区块关井等测压时机,这些均给气田目前地层压力的求取带来了困难。如何针对这种低渗透气藏,在确保生产任务的前提下,采用尽可能少的监测工作量,满足开发研究的需要,是气藏开发工作必须解决的问题。针对靖边气田的地质特征,通过多年的不断研究和总结,逐渐形成了以建立观察井网、设立定点测压井、结合少量压力恢复试井和区块整体关井测压等配套技术,来获取气藏目前地层压力。 相似文献
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低渗透气藏压力系统划分技术 总被引:2,自引:0,他引:2
气田“压力系统”的正确划分是气藏动态分析、开发效果评价、数值模拟、动态预测、开发调整等工作的基础。靖边气田下奥陶统马五段储层具有面积大、厚度薄、低渗透和非均质性强的特征,气井关井后压力恢复慢,很难达到稳定状态,这给气藏压力系统划分和地层压力跟踪带来了较大困难。针对该气田地质特点,将建立观察井网、定点测压、压力恢复试井等多种方法相互结合,在准确求取气藏当前地层压力的基础上,综合考虑气井储层发育、流体性质、井间干扰试验、气藏生产动态特征以及地层压力分布等因素,采取由粗到细、渐进划分的原则,确定了靖边气田的压力系统,满足了气田开发研究的需要。 相似文献
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气田在开发过程中地层压力是不断变化的。每口井的静压就代表这口井所处泄流范围内的平均地层压力。靖边气田每年都在开展大量动态监测工作,目的之一就是求取气井目前地层压力,如定点测压、压力恢复试井、区块整体关井测压等,由于靖边气田具有低渗、非均质性强的特点,井间物性变化大,关井时间很难确定,通常情况下,为获得较为稳定的静压,一般采取长时间关井,但通过研究,大部分气井有缩短关井时间的潜力,在供气压力越来越大的情况下,缩短关井时间就意味着增加了产气量,因此,本文着力于应用压降法求取气井关井时间这一命题,在缩短气井关井时间的同时,求准气井目前地层压力,为开展各项研究工作奠定基础。 相似文献
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为了解决压裂气井压力恢复曲线不能出现边界反映段,以及渗流不能反映地层中真实流动特征的问题,基于苏里格气田低渗透气藏压裂气井试井和实际生产资料,利用现代试井解释理论,研究了合理关井时间的界限及其计算方法。结果表明,当油井关井测压时间达到3倍地层径向流开始出现的时间后,利用此时的压力数据,解释地层参数和地层压力,其结果的误差小于5%,同时能较准确地判断边界类型。计算的理论曲线和霍纳法解释值非常接近,对于苏里格气田压裂气区而言,若预先知道某生产井地层有效渗透率值,可从理论曲线查出压力恢复试井的关井时间,否则,建议按照该井区地层有效渗透率,将不稳定试井测试时间定在以10 d以上为宜。 相似文献
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低渗透气藏关井测压资料综合应用分析研究 总被引:4,自引:2,他引:2
靖边气田属于大面积、低丰度、低渗透气田,这种特殊的地质情况为气田的开发带来了一定的困难。XX井区是靖边气田的主力生产区块,其生产情况的变化在一定程度上将决定靖边气田的生产状况。经过近几年的持续开发,目前该井区气井平均井口油压已降至11 MPa,且每年仍以1.8 MPa左右的速度在下降,因此稳产形势十分严峻。针对这一状况,2005年4~6月,XX井区在采出程度达到17%的情况下进行了整体关井测压,取得了大量的关井测压动态数据,通过对关井测压资料的综合分析研究,落实了区块压力变化情况,复算了单井目前产能,明确了压力系统划分,核实了区块的动态储量,从而进一步加深了该区块的开发地质认识。 相似文献
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地层压力是气田开发过程中动态分析必不可少的参数,目前地层压力不仅反映气藏的剩余能量,还体现了气藏的开发效果和开发能力。针对靖边气田特殊的储层性质,分析了几种地层压力评价方法,并优选出计算单井目前地层压力的方法,进而确定区块以至整个气田的地层压力,对未来的开发方向具有一定的指导意义。 相似文献
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靖边气藏开发特征及中后期稳产技术对策研究 总被引:2,自引:1,他引:1
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。 相似文献
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产能方程是进行气藏工程计算的基础,靖边气田在求解产能方程时,前期主要采用修正等时试井、系统试井方法。由于修正等试试井受到井口装置的限制,对于已投产气井操作难度大;系统试井则受到储层条件的限制,不能够准确确定各种气井的产能方程,给气藏工程计算带来很大困难,而“一点法”只需要测试一个工作制度下的稳定产量和该产量相对应的稳定流压,在大幅减少测试工作量及测试周期的同时,可得到气井的产能方程。从二项式产能方程出发,推导了“一点法”产能方程的理论公式,传统“一点法”公式在α值的选取上没有进行气井分类,在计算过程中产生了误差,因此文章通过收集靖边气田修正等时试井资料,分类计算了气井的α值,建立了适合于该气藏的新的经验公式,这完善和补充了传统“一点法”经验公式法,更符合气藏的实际。还对采用新方法计算的产能方程进行了应用,结果表明所求产能方程符合实际地质情况。 相似文献
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鄂尔多斯盆地靖边气田下古生界气藏具有非均质性强的特点,随着开发程度的提高,气藏地层压力逐渐降低,不同区块的生产动态特征表现出明显的差异性。为了给气田的滚动开发和产能弥补提供参考依据,在气田的不同开发阶段选择了有代表性的2个高渗透区块和1个低渗透区块开展了气井定压生产试验。通过Arps产量递减分析方法,对于井口压力为13 MPa、6 MPa和3 MPa的生产条件下的试验数据进行了分析,揭示了该气田下古生界非均质性气藏的产量递减规律:高渗透区块在高压和低压条件下的产量递减均符合指数递减类型,且随着井口压力的降低,产量递减率趋缓;低渗透区块的产量递减符合双曲递减类型;同时高、低渗透区块的产量递减率又表现出一定的共性,在采气速度一定的条件下,产量递减率与井口压力呈正比,与动用地质储量、泄流半径和储层能量补给速度呈反比。 相似文献
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气举排水采气工艺技术研究及应用 总被引:1,自引:0,他引:1
靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,主要开发层下古奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层的天然气,其气藏属低渗、低丰度的干气气藏,无边、底水,在气田局部存在相对富水区。目前已发现7个富水区和61个产水单井点,随着地层压力的降低,气井的携液能力变差,甚至因井筒积液而停产,严重影响了产水气井的高效开发。本文针对靖边气田产水气井开发面临的实际问题和富水区开发技术对策,结合靖边气田开发工艺技术特点,开展了产水气井气举排水采气工艺技术研究,初步形成了适合靖边气田产水气井气举排水采气的6项配套工艺技术。通过近几年的现场应用表明,这6项排水采气工艺技术经济、可靠、高效,是靖边气田产水气井开发的主要技术手段,也是同类气藏产水气井开发借鉴的典范。 相似文献