异常高压凝析气藏早期产水水源分析与识别

M气田为一异常高压湿气凝析气藏,具有高温、高压、低渗高导流等特点。由于气藏具有高含凝析水特征以及复杂的边底水系统,在开发初期伴随着气井的高产,气井产水特点也呈现复杂多样性。根据气井产水指标特点、生产动态分析以及产水水性资料对比,结合气田开发过程中的工程事件技术分析,基于多种方法对M气田气井早期产水来源进行综合分析与判断。研究结果表明:当气井处于高压、高产状态下,气井少量的产水也有可能预示着地层水的过早水侵或突破,应采取有效的方法及早识别产出水来源.同时气田开发过程中的工程事件也可能对气井产水带来一定影响,在采用常规方法进行识别产水来源时,应结合气田或气井的实际开发情况合理分析,才能得出准确可靠的认识。     

底水凝析气藏水平井见水规律与储层关系研究

针对非均质底水凝析气藏水平井出水规律复杂及有效控水的问题,以中国西北部底水凝析气藏为研究背景,归纳出水平井钻遇储层的6种不同构型特征,以30口底水凝析气藏水平气井实际生产动态数据为支撑,分析了不同水平气井见水规律。分析表明,底水凝析气藏水平气井见水特征主要表现为3种类型,以此为基础,总结出不同见水规律与所钻遇储层特征的对应关系,可根据气井见水规律反演对应的储层构型特征。实例表明,采用该对应关系判断储层特征与实际储层特征的符合率达到82%以上,研究成果为底水凝析气藏合理避水开发及提高气藏采收率提供了科学的方法和理论依据。     

平湖凝析气藏放一断块产水动态特征研究

针对平湖凝析气藏气井出水问题,依据气井动态测试资料,将出水气井划分为明确出水层位和不明确出水层位两类气井,分别分析了其出水机理和产水动态规律:明确出水层位气井的产出水来自其他断块的水层,其带水生产能力与产水气层的产气比例具有良好的相关关系,出水气层的产气比例越小,气井的带水生产能力越高,反之则带水生产能力越低;不明确出水层位气井的产出水是异常高温高压边水凝析气藏的地层水在生产过程中转成水蒸气后的凝析水。随着开发的进行在边水水体与生产井之间形成3个不同的凝析水饱和流动区,根据凝析气藏地层水气化饱和模式和饱和凝析水生产水气比与压力关系曲线,可以进行气井产水类型的判断和地层水出水风险的预报。      

多层疏松砂岩气藏开发中后期气井出水判断方法

气井出水现象始终伴随着多层疏松砂岩气藏的开发过程。进入气藏开发中后期,由于边水侵入、层内束缚水变为可动水、层间水窜等,导致气井同时存在多种水源,出水特征变得更为复杂。根据地层沉积环境和气藏形成机理,分析各种水源在地层中的存在状态,重点研究凝析水、边水、层内原生可动水、层内次生可动水和层间水的产出条件和特征。利用凝析水水气比经验公式计算气藏开发中后期不同地层压力下的凝析水水气比,得出凝析水量;利用井位信息和水气比判断是否产边水,通过水气比与见水时间幂指数关系得出边水水量;开展岩心气驱水实验,测定不同泥质含量岩心束缚水饱和度,根据测井含水饱和度计算可动水饱和度,确定层内原生可动水水气比和不同地层压力下的层内次生可动水水气比,得出层内水量;开展泥岩隔层水突破实验,测定不同泥质含量泥岩层的地层水突破压差,利用达西公式计算不同泥质含量和厚度的隔层突破压力,结合测井解释结果和其他水源判断结果,判断气井是否产出层间水。综合5种水源判断结果,建立多层疏松砂岩气藏开发中后期出水判断模式,计算气井各种产水量组成。该研究结果对于多层疏松砂岩气藏开发中后期排水、堵水、阻水和控水对策的制定具有重要的意义。     

压敏气藏产水气井产能分析新方法

深层气藏储层具有较明显的压力敏感性,岩石渗透率随有效应力的增大而降低,这将对气井的产能产生较大影响.在气藏开发过程中,由于边底水的侵入和凝析水在井底的聚集出现气、水两相渗流,增大了气相的流动阻力,也会降低气藏的产能.因此,在气、水同产两相渗流规律的基础上考虑储层敏感性效应的影响,通过建立广义拟压力函数定量描述压敏储层条...     

呼图壁气田地层水分布及水侵模式

呼图壁气田是存在边底水的贫凝析气藏,目前开发进入稳产后期,部分气井开始见水,但地层水的分布及规模尚不清楚,这对气田的持续开发不利。通过背斜构造、断层和储集层非均质性等地质因素对地层水的分布进行了分析,对水侵特征进行了总结,认为气藏水侵具有差异性,各气井见水具一定的时间和空间顺序,水体总体由西向东向气区范围推进。结合各气井的水侵特征,将气藏水侵分为边水横侵型、底水锥进型、底水纵窜型和边底水横侵型等4种主要模式。     

碳酸盐岩气藏气井出水机理分析——以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例

以土库曼斯坦阿姆河右岸气田为例,系统研究碳酸盐岩气藏气井出水规律及机理。阿姆河右岸碳酸盐岩气藏主要出水来源为凝析水、工程液和地层水,根据单一与混合2种出水来源,分别建立水性-水气比判别法和氯离子守恒判别法,以此甄别出产出地层水的气井。通过建立产水诊断曲线,将气井出水规律划分为"1型"、"2型"和"3型"3种模式。结合储集层静、动态研究成果综合分析认为:"1型"出水模式气井的储集层类型以孔隙(洞)型为主,出水机理为底水沿基质孔隙的锥进;"2型"出水模式气井的储集层类型以裂缝-孔隙型为主,出水机理为底水沿天然裂缝的突进;"3型"出水模式气井的储集层类型以缝洞型为主,出水机理为底水沿大型缝洞的上窜。     

现代试井分析在牙哈凝析气田的应用

牙哈凝析气田是目前全国最大的采用高压循环注气开发的整装凝析气田。凝析气藏是一种特殊、复杂的气藏,在开采过程中凝析油气体系在地层中的渗流伴随着复杂的相变。与一般气藏相比,凝析气藏中具有许多影响凝析油气渗流的特殊因素,如地层和井简中的流体相变以及地层中油气两相渗流等。因此,凝析气井试井分析有显著的特殊性。围绕凝析气井试井分析的特殊表观现象,以相关基础理论为基础,以解决实际问题的应用研究为目标,在牙哈凝析气田成功地应用了较为完备的凝析气井试井分析技术体系。同时,利用近三年来的多种试井解释成果资料,对该凝析气田的储集层参数、边界识别、气井产能、反凝析的污染效应等进行了分析研究,正确认识了凝析气井及气藏的生产动.态,也为气田下一步开发政策的制定提供了科学依据。     

徐深气田A区块火山岩气藏开发动态特征

徐深气田中的A区块是中国较早系统开发的火山岩气藏,正确认识其动态特征是开发好气藏、保障平稳供气的关键.运用气藏工程、不稳定试井、生产统计等手段,从气井的井控区域流动特征、生产流动状态、生产动态特征、地层压力变化特点以及产水特征等方面总结了A区块火山岩气藏的开发动态特征.气井井控区域的物质基础以连续分布的低孔渗为主,流动几何形态主要为线性流动;气井定产量生产中不易进入拟稳态,生产流动状态主要为不稳定状态;气井井底流压与地层压力下降幅度不一致,一般流压的递减率高于地层压力的递减率,许多井呈现间歇生产特点;各个井区受到物性、连通性差异的影响,在控制储量、产量水平上差异大,采出程度各不相同,导致地层压力变化不均衡;气井生产中普遍产水,依据出水来源划分为边底水、凝析水以及可动水等3种出水类型.     

影响XX带水凝析气田气油比变化因素分析

气油比是已投入开发凝析气藏的一项重要开发指标。气油比的变化可反应气井、气藏生产状态,凝析气藏压力变化以及带水气藏边底水的推进程度。油藏工程研究人员还可据气油比变化对气井、气藏将来的生产形势做初步分析。因此,分析带水凝析气藏气油比变化规律以及对其影响因素进行深入剖析,对于凝析气藏生产具有重要的指导意义。     

徐深气田D区块火山岩气藏合理开发对策

徐深气田D区块为含底水的火山岩气藏,部分边部气井产出地层水,影响气井产能和气田开发效果。针对D区块不同出水类型的气井,以"体考虑、分类治理"为原则,制定了适合该区块的合理开发对策。考虑压降单元、断层分割、储层连通,划分6个井区,在各井区实施"低排高控"整体开发对策,保持高部位气层的压力,减缓边、底水的锥进,对单井生产尽量做到"产气量、压力、产水量"三稳定,避免底水快速锥进。结果表明:D区块实施控水采气、合理配产后,延缓了边底水过快侵入气藏,延长了气井无水采气期。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田南区产水气井合理产量研究

合理产量是气田开发的重要参数,也是产水气井配产的重要依据。裂缝发育的岩溶型有水气藏是已开发气藏中最复杂的类型之一,在气藏开发过程中,随着地层压力降低,边、底水快速侵入,准确计算气井合理产量尤为困难。针对这一问题,基于渗流力学基本理论,结合Fevang气水两相拟压力表达式,推导产气、产水方程;并结合气水两相相对渗透率经验公式、水驱气藏物质平衡方程,建立产水气井地层压力预测模型,通过拟合产气量和产水量数据,求取气井地层压力。进而基于产水气井一点法产能预测、气液两相管流压降及气井临界携液理论,应用节点系统分析,建立产水气井合理产量计算新方法。现场应用结果表明:(1)产水气井地层压力预测模型计算的地层压力与实测地层压力一致;(2)产水气井合理产量计算新方法指导气井生产,可有效控制气井水侵速度,减少井筒积液,保持气井平稳生产。     

碳酸盐岩气田气井的出水类型及其特征

碳酸盐裂缝性有水气藏在开采过程中由于气层压力下降,导致地层水侵入气藏,气井出水。随着气藏的开发,出水气井和水淹气井将会越来越多。气井出水不仅严重影响气井的产能、采气工艺及地而环境污染,更重要的是降低气藏的采收率。因此,及时掌     

底水气藏气井水锥动态模拟及见水时间预测

国内外底水气藏开发实践中,底水锥进展核心问题,准确的见水时间预测,对于底水气藏开发具有重大意义。为解决底水气藏开发实践中存在的水锥动态难模拟、见水时间难预测等问题,基于底水气藏开发实践中射孔方案形成的3种渗流型态,建立了底水气藏气井渗流模型并推导了底水气藏气井的水锥动态模型及见水时间预测公式,综合考虑了气体非达西效应、表皮系数、原始束缚水饱和度、原始含气饱和度等因素对于见水时间的影响。实例研究结果表明,利用推导的公式进行气井水锥动态模拟及见水时间预测的结果符合气井的实际生产状况。研究成果对水驱气藏气井的配产具有现实意义,可有效指导底水气藏气井的科学开发。     

礁滩气藏产水来源分析与识别

气井产水严重影响着礁滩气藏的有效开发,为了掌控有水气藏开发的主动权,应及时对产水来源进行识别。文中以四川盆地龙岗礁滩气藏飞仙关组为研究对象,在测试、计算天然气饱和凝析水体积分数的基础上,分析了气井的产水特征及产出水化学特征。分析结果表明：凝析水的矿化度、Na＋/Cl-系数及Cl-,K＋＋Na＋质量浓度与地层水有明显区别;在气田开发过程中,气井产出水的上述各化学特征指标与生产水气比的变化趋势一致。据此建立了适于该气藏的产水来源判别指标体系,并确定了划分界限。应用结果表明,该综合判别方法操作简便,符合率高,可为气田的有效开发提供技术依据。     

永安气藏开发规律及剩余气分布研究

永安地区气藏类型是断层遮挡的底水构造气藏。根据开发动态分析,底水活跃,加之依靠自身能量无法将侵入到地层中的水全部带出,出水以后气井产量递减急剧加快,大部分可采储量是在无水采气期采出。通过数值模拟研究认为,目前剩余气受构造与井网的控制,主要分布在局部高点及气井之间,这部分剩余气开发将是提高气藏开发水平的重要方向。     

底水凝析气藏见水时间预测新方法

底水锥进在凝析气藏开采过程中广泛存在,目前常用的底水凝析气藏见水时间预测模型主要是基于常规气藏提出,现场应用困难。针对该问题,对凝析气藏水侵动态进行理论研究,基于气相水平径向流和半球形向心流相结合的底水锥进物理模型,以渗流理论为基础,综合考虑表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用的影响,建立了水锥顶点的运动方程,结合相应的产能公式推导出底水凝析气藏见水时间预测模型。实例分析表明,凝析气藏开发过程较常规气藏更为复杂;利用模型预测的见水时间更接近实际;表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用均会导致见水时间缩短;随着气层厚度增加,气井见水越晚,随着产气量增加,见水时间呈现出先快后慢的递减趋势。研究成果对深入分析表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用对凝析气藏底水锥进的影响,预测底水凝析气藏的见水时间有一定的指导意义。     

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。     

富含凝析水的凝析气井产能分析新方法

常规凝析气井产能分析常沿用单相气井的产能分析进行经验性修正或在此基础上结合常规烃类流体相态研究方法建立的考虑地层油气两相相态变化的产能分析方法，没有考虑地层凝析水对产能的影响。随着天然气勘探开发向地层深部的发展，一些特殊的如异常高温、高压富含气态凝析水的凝析气藏不断涌现，并且所占的比例越来越大，当温度较高时，地层束缚水、边底水和可动间隙水与烃类流体的互溶能力就较强，烃类流体中含水量就会增加，再用常规的烃类流体相态研究方法去指导开发这些特殊的凝析气藏，就致使凝析气藏在开发方式、油气藏工程设计和动态分析方面产生一定的误差。因此，有必要建立考虑多相流体复杂相态变化的凝析气井产能分析新方法，以便得到更为精确的凝析气井生产动态。文中结合气-液-液三相流体相平衡热力学闪蒸计算，建立了考虑近井地带反凝析液饱和度分布以及动态污染影响的凝析气井产能分析新方法。根据文中给出的凝析气井产能预测模型在数值求解的基础上，编制了相应的计算程序，可准确预测不同时期凝析气井的地层流入动态。     

气藏开发过程中渗流可逆性研究

储层气体渗流能力是决定气井产量和气田经济效益的重要因素。为此，提出了气藏开发过程中渗流可逆性的概念，并分析了渗流可逆性的影响因素，指出储层条件(储层介质类型、渗透率和非均质性)、地层水（边底水和层间水）、外来工作液、反凝析、应力敏感、出砂、硫沉积和结蜡是气藏开发中影响渗透率可逆性的主要因素。通过定义渗透率降低指数和渗透率恢复指数进行了各单因素的可逆性评价，随后采用模糊数学方法对气藏开发过程中渗流可逆性进行了综合评价，确定了可逆性评价因素集和评语集，并根据各因素对渗透率可逆性的影响程度，采用层次分析法确定了各评价因素的权重。基于上述分析建立了渗流可逆性评价方法，并对克拉2气田的渗流可逆性进行了实例评价，其结果显示克拉2气田渗流可逆性程度较高。