萨曼杰佩气田试生产情况分析

萨曼杰佩气田1986年12月底投入开发,1993年4月因天然气出口受阻停产。根据气田开发现状和单井动态特征分析,在原有开发方案的基础上进行适当的调整,编制了气田《开发调整方案》,2009年12月按照《开发调整方案》重新投入生产。通过近半年的试生产证实了气井产能较高,稳产能力较强。本文分析了生产过程中存在的问题,为下一步稳定生产和减少资源流失提出调整开发部署和补钻开发井的建议。     

苏里格气田苏10区块气井产能评价

针对苏里格气田开发过程中确定气井合理产能难度大的问题,在理论研究及现场试验的基础上,采用了采气指示曲线法、数值模拟法、压降速率法及矿场生产统计法4种方法对苏10区块单井合理产能进行综合评价,得到苏10区块气井三年稳产期的合理产量为1.0×104m3/d,有效指导了气井合理生产,提高了气田开发的科学性和技术水平,同时为苏里格其它区块的开发及方案编制提供了科学依据。     

低渗气藏中后期稳产能力分析

低渗气藏开发中后期稳产难度增大,准确的预测气藏稳产期,及时调整开发方案是保证气藏充分开采的前提。该文结合产量不稳定分析法和物质平衡法,对井区内单井及井区整体稳产能力进行预测。研究结果表明该井区开发中后期单井稳产能力差距大,需要积极调整单井配产,以实现气田最大限度开采。     

中坝气田某气藏高效开发经验

中坝气田某气藏是我国投产较早的高含硫气藏，气藏自投产以来一直保持较高的采速生产(全面开发后3．16％～4．3％)。气藏在开采过程中，压降均匀，边水推进缓慢，第一口气井见水时气藏采出程度达48．86％。通过开发方案调整气藏稳产期末采出程度高达68．09％，在同类型气藏的开采中保持较高的水平。在对气藏开发过程进行分析的基础上，总结出气藏的高效开发经验，对高含硫气藏的开发具有一定的借鉴和指导作用。     

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平落坝气田须二段气藏气井伤害评价四川石油管理局川西北矿区杨正文平落坝气田须二段气藏于１９９１年１０月１日投产，至１９９６年１２月底，已累计产天然气３．９４×１０８ｍ３。各气井在投产初期皆出泥浆水，井口堵塞严重，生产不正常，表明在钻井中产层已受到伤害。...     

苏里格气田气井工作制度优化

苏里格气田低渗、低产、低效气井压力下降快，产量递减幅度大，稳产阶段短，恢复程度低，为保证进入流程，在生产经过一段时间后便改为间歇生产。然而在间歇生产时，凭经验或者采用在高产井生产中应用较为广泛的采气指示曲线法、系统分析曲线法、数值模拟方法来确定开井生产时的产气量和稳产时间以及关井时间，难以符合低产低效气田的生产实际。为此，通过理论分析，采用模糊优选方法，给出了模糊目标函数、优选指标及其隶属函数和权数，最后编成程序并在现场进行了验证。通过对某典型井的生产制度调整前后的对比分析，表明模糊优选方法适应苏里格气田低产低效井气井合理生产制度的确定，具有较好的现场应用价值。     

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张家场石炭系气藏储集空间主要是孔隙，裂缝是渗流的通道，且全部连通。北区连通性好，南区连通性差。气藏存在边水，且为封闭的边水。气藏从１９８１年开始试采，１９９５年初全面递减，至１９９９年初，石炭系气藏累计采气 ３９．８４９×１０８ｍ３，采出程度 ５９．１２％，生产井口油压一般在 １．３０～２．６５ ＭＰａ之间。目前，１５口生产井中已有１０口井明显见水，但产水量不大，只要措施得当，即可排水。由于气井产水量小，地层压力较低，井筒中的凝析水与地层水不断增加，使得气井带液生产困难。加之油管为复合结构，给积液造…     

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龙门气田位于大天池构造带中段断下盘,其石炭系气藏探明储量183.99×108m3,气藏生产井6口,日产能151×104m3,年产能5×108m3。《龙门气田石炭系气藏初步开发方案》认为,气藏存在边水,且气水界面海拔－4420m。1997年12月7日气藏投入试采,动态资料表明6口气井彼此相互连通为同一压力系统。以构造鞍部相连的任市高点与龙门高点气区相互连通为同一压力系统。气藏存在两个独立水体,天东9井附近存在一个有限水体和气藏较大范围内的边水。气水同产的天东9井多次加大气量提水的生产管理方式在川东气田开发史上属于首例。位于构造北端的水井动态资料表明与气区可能不连通。生产动态表明气藏的气水界面比原气水界面低50m左右。试采对气藏水体的认识与气藏初步开发方案的结论有较大差异。文章结合气藏大量生产动态资料,对水体进行分析研究,为正在进行的气藏开发方案的编制提供依据。     

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从卧１０２井增产看川东上石炭统气藏压裂酸化改造前景四川石油管理局川东开发公司陈立平，周敏，杨继光，李开金地质特征１．构造特征卧龙河背斜位于四川盆地川东褶皱带中部，是明月峡、黄泥堂、苟家场和黄草峡等高陡背斜之间的长寿一垫江向斜内的一个低背斜，其阳底构造...     

预测气井产能的一个简易关系式及其图版

本文从气井指数式方程出发，提出了一个确定和预测气井产能的关系式。该关系式结构合理，计算结果可靠。为了便于现场使用，制成了相应的无因次曲线图版。     

复杂断块气藏精细描述研究

中原油田为实现天然气产量稳中有升,近几个加大了已开发气藏（田）的研究力度。本文对东濮凹陷卫城构造１１块Ｅｓ＾下３１－３气藏开展了精细描述,完成了内部小断层解释、小层精细划分,以小层为单元开展了储层与流体分布特征研究及天然气储量评价,利用Ｅａｒｔｈｖｉｓｉｏｎ计算机建模技术建立三维可视化地质模型,深化了气藏地质认识,为精细评价储量运用状况和气藏开发潜力奠定了基础,在气藏开发调整中取得了较好的效果。     

水平井在致密砂岩气藏中的应用：实例研究

Ａｎｇｌｉａ气田位于英国大陆架（ＵＫＣＳ）南部扇形区４８／１８ｂ和４８／１９ｂ区块中。储层为二叠系赤底统的砂岩，根据英国南部北海的标准确定为中小规模储层。这块气田被分为东区和西区，其原始天然气储量分布相等。钻井评价结果表明：气田的东部显示出良好的生产能力，而西部井的开采却不经济。开发研究表明，为了使气田开发经济上可行，必须提高条件差的西区井的产量。虽然尝试了常规的增产措施，尤其是水力压裂，但是由于     

新场气田J2s气藏动态特征及开发方式初探

Ｊ２Ｓ碎屑岩气藏在纵向上由多套含气砂体组成，平面上相互叠置，为定容封闭异常高压气藏，通过多年试采未明显的井间干扰，单井产能低，波及范围小，各自形成互不相关的压降漏斗，造成不均衡开采，但近年随着加砂压裂增产措施的突破，使规模开发Ｊ２Ｓ气藏变为现实。布井立足Ⅰ类储层，以上产为目标，同时加强评价Ⅱ，Ⅲ类储层，使储量，产量接替做到良性循环。     

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中坝气田须二气藏是一个边水气藏，在气藏生产受地层水影响日益严重的情况下，１９８８年进行了排水采气方案地质论证，并付储实施，取得了较好的效果，目前，气藏生产稳定，可采储量增加，展示了良好的开发前景。     

气藏开发阶段划分及最佳开发指标确定的研究

文章在对四川气田地质开发特征和生产情况分析的基础上，应用计算机仿真模拟技术和经济分析方法，借鉴国外相似气田的开发经验，提出气藏开发阶段的划分依据及开发阶段的划分；总结各开发阶段的动态特征，研究它们的制约因素，确定出气藏的最佳开发指标，以达到提高气藏开发水平的目的。     

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本文根据四川气田的地质和开发特征,将气藏划分为三种类型,在开发实践的基础上初步总结了各类气藏的合理开发程序和方法,具有指导作用。     

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卧龙河气田石炭系气藏已进入开采后期 ,由于气藏埋藏较深 ,随着气藏的开采 ,地层能量下降 ,致使气藏产出流体从地层举升到地面困难 ,从而造成井底积液 ,给气井生产造成一定困难。为了使气井能正常生产和提高气田最终采收率 ,该气藏从 90年代初开始采用泡排措施 ,达到了增产、增效的目的。截止 1 998年底已开展泡排生产井 1 5口 ,累计增产天然气 6572 .4× 1 0 4 ｍ3,加注泡排剂 7754ｋｇ ,净增产值362 5.88万元。气井积液的原因分析该气藏 1 998年底生产气井 33口 ,其中产地层水井 1口 ,井下积液致使生产不正常井 2 5口 ,占生产井的 75.8% ,…     

高含硫气藏地层硫沉积预测模型

硫是高含硫气藏开发的有害物质。当其在储层岩石的孔隙喉道中沉积时，天然气的渗流通道减小，地层有效孔隙空间及渗透率降低，将影响气井的产能和经济效益。因此，硫沉积是该类气藏开发必须解决的关键问题之一，而研究高含硫气藏硫沉积预测技术是准确掌握地层硫沉积动态的必要手段，对指导高含硫气田的开发具有重要而长远的意义。运用物质平衡原理、非线性沉积理论及多相流动力学理论，建立了较为完善的地层硫沉积预测模型，为预测高含硫气藏地层硫沉积提供了理论基础。     

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新场气田开发技术初探符晓邓少云（四川德阳新场气田开发责任有限公司）四川德阳新场气田开发有限责任公司仅有１４名管理人员，组建不到三年时间，在开发中浅层陆相致密岩性气田的领域中，建成了日产气８０×１０４ｍ３、累计输气量逾５×１０８ｍ３、各类储量由９２×１...