涪陵页岩气田P区块低压深层气井复产体系

目前涪陵页岩气田P区块气井生产已进入产量递减阶段。针对P区气井低压影响因素多，复产困难的情况，从气藏地质特征分析及单井开采指标评价的基础上，将复产困难的异常井分为地层能量差、携液能力不足、产水量大三类，使用不同类型的复产方式解决复产问题，为气田稳产提供有力的支持。根据这种分类方法进行气井针对性复产的体系，对涪陵页岩气田主区块有着较大的参考价值。     

涪陵页岩气田焦石区块增压开采效果预测

涪陵页岩气田焦石坝区块经过5年多的规模开发已处于开发中后期阶段,多数气井自然稳产期结束,气井正常生产受外输管网压力影响,井筒积液严重、产量快速递减,区块稳产困难。为缓解区块产量递减,在增压集输地面工艺的研究基础上采用不稳定产量分析法进行增压开采效果预测。预测研究表明:焦石坝区块增压开采可以维持气田稳产,较自然开采可多采出页岩气47.6×10~8m~3,提高采收率1.81%。     

渠道降排水方案优化设计

依据研究区水文地质条件及经验公式计算结果,对温博Ⅱ标渠道采取渠道一侧设计管井降排水并提出3种设计方案.方案1:井间距25 m,单井抽水量480 m3/d;方案2:井间距35 m,单井抽水量600 m3/d;方案3:井间距50 m,单井抽水量720 m3/d.运用Visual MODFLOW进行模拟计算,通过对3种设计方案的模拟结果进行分析,在方案2的基础上对渠道降排水方案进行优化设计,得出最优降排水方案为:渠道断面C和断面D之间井间距调整为18 m,仍采用左侧单边抽水,渠道其他各处抽水井间距仍为35 m,所有抽水井单井抽水量均为600 m3/d,总井数357口,抽水30 d后渠道水位低于控制水位98.6 m.该降排水设计方案可满足施工要求且经济合理,为指导工程施工提供了重要依据.     

彭水区块气举排水采气技术研究与应用

彭水区块常压页岩气藏随着开发的不断进行,地层能量减弱,井筒积液严重,严重影响气田的高效平稳开发。通过分析气藏地质特征和开发现状,在对井底积液和排水采气技术现状调研的基础上,利用井筒已有气举管柱,建立天然气增压气举阀气举模型,利用集气站反输气对PY3井进行气举作业,开展了气举效果对比分析。研究结果表明,间歇气举作业对彭水区块常压页岩气自喷井辅助排液生产效果明显。     

冷X块注气先导试验数值模拟研究

冷X区块经过2006年注水开发阶段后已大面积开发,含油总面积3.5km2、地质储量3.19×106 t。冷X油藏物性差,平均渗透率在15×10-3μm2,属于典型的深层低渗透油藏,该区块注水开发效果差,开展注空气驱研究具有非常重要的意义。针对冷X块注气井组的地质特征,利用多组分模型软件,完成了三维地质模型的建立,生产历史拟合和动态预测等。该油藏通过注空气开采,能大幅度地提高该区块的原油采收率。     

苏里格西区致密砂岩气藏单井出水预测新方法

苏里格西区气井出水已严重影响到气井的正常生产,主要原因是单井出水规律不明,制定出来的排水措施不合理,实施效果差.而苏里格气田简约化采输模式又使得单井产水量的获取十分困难,无单井产水量就无法判断出水规律,因此必须寻求新方法解决这一难题.根据岩心分析、完井测试以及生产数据等资料,从渗流力学和采油工程角度出发,以气水两相渗流理论为基础并辅以pipesim软件,建立新的预测产水量方法.将该方法得到的产水量和3口生产井干管导出水量对比分析,相对误差在13％以内,表明该出水预测方法较准确,可以用来分析西区致密砂岩气藏气井出水规律,优化该区出水气井排水措施.     

海上气井排水采气工艺现状与发展方向

气井出水是气藏开发中后期面临的主要问题,出水严重将导致气井产能降低或积液停喷。通过对海上气井排水采气工艺适用性进行分析评价,同时结合国内海上生产气田特点,初步提出了适合海上气井的排水采气工艺及未来发展方向,对提高海上出水气井开发效果具有重要意义。     

考虑井间干扰的煤层气井动态预测方法

为了简便准确地计算多井开采条件下的煤层气井单井动态参数,考虑煤岩基质自调节效应时的裂缝孔隙度变化,建立了用于求取平均地层压力的煤层气藏气水两相物质平衡方程.在封闭煤层气藏中,引入形状因子,根据等产量两汇原理,应用汇源反映法得到了考虑井间干扰条件下的煤层气井产气量与产水量的计算式.通过与物质平衡方程结合,形成气井动态预测方法,能够快速有效地预测煤层气井的平均地层压力及产量的动态变化.将此方法应用于陕西某煤层气藏,对比不同井距条件下的生产参数.结果表明:一口井生产10a左右产量达到最大值,约为3 000m3/d;两口井在200m最优井距条件下,单口气井在7a左右产量达到最大值,约为4 180m3/d.     

基于能量的新型气井积液识别模型

准确、及时地判别气井是否积液是确保含水气井正常生产的重要保障。目前采用临界携液模型对气井积液进行判别,该方法对于已经积液的气井或通过措施排出积液后的井筒实际流动情况的预测与判别时常出错。基于气井能量和井筒需要的排液能量之间的协调,建立新型的气井积液识别方法及较为完整的气井积液识别体系。该方法结合气田生产数据,可对气井进行更为准确的积液判断和实时跟踪。用该方法对实例气井进行实时积液诊断,预测结果和实际情况非常吻合。新型积液识别方法的应用,对产水气井的正常生产和相关排水采气措施的实施,具有重要的指导意义。     

平台柱塞举升工艺在页岩气井的应用

研究平台柱塞举升工艺在页岩气井钻井中的应用,根据平台井分布、气井生产特征探讨设计参数、柱塞配套工具及施工技术的优化.应用结果显示,平台日维护产量可达13×104 m3,产量月递减率下降,页岩气井恢复平稳生产,排水采气效果显著.     

邛西气田柱塞气举排水采气工艺优化分析

针对川西南部地区气田产水井增多、气井地层压力下降、老气田低产井数量上升等现状,尝试采用柱塞气举工艺改善气井开发效果。对应用效果进行评价,优选出研究区适宜实施该工艺的气井,控制气井递减率,以实现油田高效开发。     

鄂尔多斯盆地北部二叠系下石盒子组洪水泥石流与牵引流沉积特征

以鄂尔多斯盆地北部苏里格气田的苏76、苏77区块下石盒子组盒8段为研究对象,运用岩相分析方法探讨二叠系下石盒子组盒8下段沉积演化过程中的岩相类型、叠置关系及其反映的沉积相特征。通过对研究区内38口探井取芯段岩芯的详细观察和描述,首次识别出了由洪水泥石流沉积所形成的岩相和由牵引流沉积所形成的岩相。牵引流沉积所形成的岩相主要包括颗粒支撑的正砾岩相、牵引流成因含砾粗砂岩相、牵引流成因砂岩相和牵引流成因粉砂质泥岩相;洪水泥石流沉积所形成的岩相包括杂基支撑的副砾岩、洪泛成因含砾粗砂岩相和洪泛成因粉砂质泥岩相。这二种沉积作用所形成的岩相在垂向上叠置构成不同的岩相组合类型。这些组合类型反映了苏76、苏77区块盒8下段在洪水泥石流沉积期发育湿冲积扇沉积,在牵引流沉积期发育辫状河沉积。其中,辫状河道中发育砾石质心滩、砾砂质心滩、砂质心滩,为形成有利储集砂体提供了条件。     

Exploitation technology of pressure relief coalbed methane in vertical surface wells in the Huainan coal mining area

Exploitation technology of pressure relief coalbed methane in vertical surface wells is a new method for exploration of gas and coalbed methane exploitation in mining areas with high concentrations of gas, where tectonic coal developed. Studies on vertical surface well technology in the Huainan Coal Mining area play a role in demonstration in the use of clean, new energy re-sources, preventing and reducing coal mine gas accidents and protecting the environment. Based on the practice of gas drainage engineering of pressure relief coalbed methane in vertical surface wells and combined with relative geological and exploration en-gineering theories, the design principles of design and structure of wells of pressure relief coaibed methane in vertical surface wells are studied. The effects of extraction and their causes are discussed and the impact of geological conditions on gas production of the vertical surface wells are analyzed. The results indicate that in mining areas with high concentrations of gas, where tectonic coal developed, a success rate of pressure relief coalbed methane in surface vertical well is high and single well production usually great. But deformation due to coal exploitation could damage boreholes and cause breaks in the connection between aquifers and bore-holes, which could induce a decrease, even a complete halt in gas production of a single well. The design of well site location and wellbore configuration are the key for technology. The development of the geological conditions for coalbed methane have a sig-nificant effect on gas production of coalbed methane wells.     

多层系断块油藏高含水期剩余油潜力综合评价

舍女寺油田女12-女20断块油藏受储层低渗、非均质性强和构造复杂等因素影响,断块剩余油分布复杂,油层动用程度不均和动用程度低是开发中存在主要问题。对于中高含水多层系非均质砂岩油藏,把单砂层合理井网密度评价和单砂层流动单元评价相结合进行单砂层注采井网适应性分析,再与油藏数值模拟技术相结合,优选EK21、EK22和EK23油组14个目标砂层,在断块东北部找到多个潜力目标区,据此编制了油藏剩余油可调整挖潜方案。完钻的14151调整井取得了较好的效果,油井平均日产大于15t,断块采油速度从0．38％提高到目前的0．82％,证实了该项技术的有效性。     

牙哈区块凝析气井地层与井简耦合分析

以牙哈23-1-6井为例,引入气液两相流入动态预测方法,优选Gray模型.所求出的模拟点与实际生产点相接近,所建耦合模型符合该区块系统分析.为防止井近地带凝析液大量析出,对该井进行地层压力、井口压力、管径和表皮系数耦合分析,优化凝析气井实际生产参数.     

利用气井自身能量排水采气研究及应用

随着含水气田开采时间的增加和开发程度的加深,气井产水逐渐增多,造成油管压力损失增加,井口流动压力下降,严重时甚至造成气井积液,大大降低气井的采收率。因此了解气井出水阶段及带水采气条件,提早更换小直径油管的排水采气工艺,消除和延缓水患,以保障气田合理、高效的开发。通过研究高气液比气井临界携液产量模型,推导适合不同雷诺数范围的油管直径,为井下作业油管直径的选取及更换提供理论依据。     

一种优良的泡沫排水剂—CZP

CZP是以农副产品为原料制取的一种气井用发泡剂。本文通过对CZP性能的室內评价和现场试验说明,在气井条件下,CZP的起泡力高,泡沫稳定性好、携液量大,适应性强,可用于凝析油含量达70—90％的油气同产的气水井和3000m以上的含硫气井的排液,也可用于一般气井中,是一种综合性能优良的气井用发泡剂。     

渤海古近系辫状河三角洲储层描述配套技术——以锦州25—1南油田沙河街组为例

因沙河街组储层埋藏较深,沉积相类型较复杂,储层横向变化较快,且地震资料品质较差,沙河街组储层的描述难度很大。针对以上技术难点,建立辫状河三角洲储层描述的“四步法”技术体系,即背景岩性分析砂层组技术、目标层地质模式分析技术、模式约束地震相分析技术、恢复古地貌储层描述技术。以锦州25—1南油田为例用此方法预测沙二段储层的展布规律。从开发井结果看,锦州25—1南油田沙二段新井全部钻遇设计油层,且基本上为自喷生产,平均单井产油能力为225m3／d,产气量为3×10^4 m3／d,油藏开发效果好．     

耐高温泡沫剂的综合评价与新产品开发

通过泡沫剂的筛选及评价,研制出起泡能力强,稳定性好的耐高温泡沫剂DHF-1。经过300℃,72 h耐温性试验,结果表明其化学性能稳定,对蒸汽驱具有良好的封堵调剖能力,且在残余油条件下,仍然能够起到封堵调剖作用。在孤岛中二区27-531井进行了单井注蒸汽加氮气及高温泡沫剂试验,共注入氮气1.1×105m3,蒸汽2×103t,高温泡沫剂7 t,日产油由实验前的0.8 t.d-1,上升到17 t.d-1左右,含水率由实验前的98.3%下降到52%,达到预期效果。     

潜山裂缝气藏分段控水实验研究

为了探究潜山裂缝气藏分段控水机制,以惠州26?6凝析气田为基础,通过实验参数设计、潜山裂缝地层设计和分段控水工艺设计,开展建立裂缝气藏控水物理实验模型、均衡气水界面和分段控水实验评价。研究表明,分段式控水可以有效延长无水采气期,一定程度上延缓了见水时间;不同产状的裂缝与水平井段组合不同,产气特征差异较大;水平井分段控水与气藏渗流作用是一个复杂耦合过程,盲管段与生产段匹配直接影响气井的产能,生产段打开程度、盲管段长度、盲管段位置是影响裂缝气藏产能的主要因素。研究成果旨在建立潜山气藏分段控水开发的模式,为合理科学的海上凝析气田水平井控水研究提供良好的技术支持。