元坝长兴组气藏水侵评价及开发调整对策

元坝长兴组气藏为发育底水的复杂礁滩体高含硫气藏。整体投产后,出水气井逐渐增多,产水量大,影响了气藏的开发效果。为此,对气藏产水井的水体体积、水侵量、水驱指数、水侵替换系数等参数进行了计算,计算结果表明气藏4口高产水井地层水相对活跃,水体能量中等,水侵强度大,其它产水井水体能量相对不活跃,水侵强度较小。针对两类井不同的特点,制定了相应的"带、控"结合的开发对策。治水方针实施后区块开发取得较好效果,产气量和产水量保持稳定,有效延长气藏稳产年限。     

有水气藏剩余气分布预测新方法

针对有水气藏剩余气分布预测问题,基于气水两相稳定渗流理论,利用计算机自动拟合法拟合气井生产动态曲线,得到了有水气藏单井控制储量与水侵常数,结合气藏工程方法,计算了储层单井水侵后的水侵量与含气饱和度值,利用插值法绘制了含气饱和度分布图,明确了现阶段的剩余气分布,在此基础上,建立了以含气饱和度为评价指标的剩余气分布预测新方法。实例计算结果表明,剩余气分布与现场数值模拟结果基本一致,明确了区块剩余气分布集中区域对应的气井,研究内容为后期开发方案调整提供了一种新理论方法,对提高气藏采收率,实现更大的经济效益有重大意义。     

靖边气田马五地层气井出水机理初探

靖边气田下古生界马五1＋2气藏是靖边气田的主力气藏,但其地层水在横向上呈块状或透镜状分布,无连片水体,气藏无统一的气水界面。多数井具有气水层共存的特点,气水关系不清。但在一些区域或井区,地层水又相对集中的产出,产水量不大、水体不活跃,具有独特的特征。本文简要研究了该气藏的气水分布特点、产水气井动态分析以及气井出水机理分析研究,以便保证气田的持续供气能力。     

邛西北断块须二气藏水体特征及水侵动态分析

邛西构造须二气藏北断块是邛西须二气藏主产区,气藏地质储量大,区内4口井日产气量较大,生产受地层水影响较大,通过静态地质资料和4口生产井的生产动态特征分析表明：气藏裂缝水窜不可避免,水窜严重影响气井产能,通过产水动态及水体分布,综合考虑地质情况,可以分析出各井的水侵途径和水侵方向,为气藏的合理生产调整提供依据。     

探讨如何延长气井的自喷期

地层水锥进会严重影响气井的生产能力和气藏的采收率。地层水锥进可能导致衰竭式开采的效率变差、有锥进的井可能较早报废,锥进也影响作业、产量及开采的经济性。气藏多为中-高孔隙度,中-高渗透率的水驱凝析气藏,对于这类气藏,气藏中边底水舌进、锥进是影响气藏采收率的主导因素,在目前的开采方式下,气藏的水体侵入又是不可避免的,延缓地层水锥进及降低水的产出是气田提高采收率的关键因素。要使水驱气藏获得较高的采收率就必须针对水体舌进、锥进必须采取有效的对应措施。针对延长气井自喷期,本文在控制单井产量延长无水采气期、降低携液临界量延长自喷期做了详细的分析,总结了延长气井自喷期的方法。     

松南火山岩气藏底水脊进模型建立及应用

松南火山岩气藏位于松辽盆地南部长岭断陷达尔罕断凸带腰英台深层构造之上,气藏底水发育,2008年投入开发,以水平井为主~([1-2])。随着气藏持续开发,水侵伤害越来越突出,为延长气井无水采气期,降低水侵伤害,建立了松南火山岩气藏底水脊进模型,并按模型计算出的临界压差和产气量进行了控水应用,取得了明显的效果,表明气井在临界生产压差以下生产时可实现水脊高度回落,对松南火山岩气藏控水和高效开发有重要的指导意义。     

川东沙坪场石炭系气藏边水水侵特征分析

川东沙坪场石炭系气藏为川气东输工程的主力气藏,地质储量382.54亿方.从1998年3月投产至2010年7月,沙坪场石炭系气藏共有生产井21口,累积产气达到131.7亿方,采出程度为34.4％.目前,气藏产水井已有5口,累计产水量54万方,严重影响了气井产量.笔者结合气藏地质情况,动态数据综合分析了气藏产水情况,各产水井产水特征和水侵途径,并进行气藏水侵治理措施探讨.     

水侵压力对调整井固井二界面性能的影响

针对老区调整井地层压力系统紊乱、地层水容易在候凝过程中侵入环空、进而影响固井二界面处水泥浆凝结的问题.通过固井水泥浆水侵模拟评价装置,结合多功能材料表面性能试验机、扫描电镜等分析手段,研究了水侵对固井二界面性能的影响及其作用机理.结果表明:水侵导致二界面处水泥浆的稠化时间延长、滤失量增大,加剧水侵对界面处水泥浆的破坏,严重影响二界面的封固质量.同时,界面水泥浆被水侵入后凝结形成的水泥石不仅导致弹性模量大幅降低,而且疏松多孔,从而导致二界面剪切胶结强度降低和层间封隔性能变差.     

水驱气藏采收率研究

世界上有许多气藏都是水驱气藏,水驱气藏的水侵量计算、采收率计算是十分重要的研究课题。本文在前人研究基础上,通过一些文献调研,围绕水驱气藏水侵量计算方法与采收率计算理论主要开展了以下几个方面的研究工作:①水侵量计算方法;②建立简单的采收率计算方法;通过以上研究,取得了如下成果和认识:(1)在传统的水侵量解析计算方法基础上,用VB语言编制了水侵量计算软件,软件包括Carter-Tracy常用水侵量计算方法,既可以计算无限大水体的水侵量,又可以计算有限水体的水侵量。(2)根据李闽、刘世常等提出的确定气藏废弃压力及可采储量简便方法,运用压降储量曲线与虚拟曲线,建立拟合曲线法求出采收率     

延安气田多层合采气井各层产能贡献规律研究

延安气田属于特低渗、致密气藏,单层开采难以保证气井产能和稳产时间,为研究延安气田多层合采气井存在的问题,更加有效地分析多层合采气井各层产能贡献规律,利用数值模拟软件、采用单因素和正交分析方法研究气井多层合采时储层物性、储层压力以及气井配产等因素对合采效果的影响。研究表明,储层压力差异对气井生产中前期影响较大,气井生产中后期低渗层会逐渐接替高渗层成为主力生产层位,且高配产会减弱层间干扰程度。考虑以上3个影响因素,通过大量数值模拟建立了气井多层合采层间干扰图版。实例表明,利用此方法可以在气井投产前评估各层产能贡献率,为评价各层储量动用程度提供依据。     

徐家围子断陷深层火山岩储层气水层录井评价方法

松辽盆地北部徐家围子断陷深层火山岩储层类型多样化,气水关系复杂,气水层识别评价难。为了解决以往在深层储层气水层识别评价上的局限性,提高录井解释评价精度,为试气及压裂选层提供可靠依据,应用储层物性及气测资料计算灌满系数及地层含气量评价储层含气性的方法,建立了深层气水层识别标准及评价图版,在生产应用中取得了较好的效果,提高了深层天然气井的录井解释评价精度。     

合水地区致密油油藏注水井转采实施效果分析

致密油是继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的又一新热点,被中国石油界广泛关注。研究表明,鄂尔多斯盆地延长组致密油成藏条件良好,主力层系为长6、长7油层组,盆地中部及南部深湖相沉积发育区是最有利的致密油勘探区。合水地区致密油油藏发育,储层物性差,具有显著的低渗、低压、低产特征,近年来通过水平井大规模体积压裂取得了较高的初产,但油井呈现出初产高、递减大、注水不见效、裂缝性见水的突出问题。对合水地区开展了致密油油藏注水井转采措施效果分析和探究,认为有必要对注采响应关系明显、裂缝性含水上升突出、注水长期不见效的井组内注水井实施转采措施,以提高油层动用程度。     

液控封隔器同心双管分层注水工艺管柱的研究及应用

胜利油田桩西采油厂老河口油田桩106块油藏为中高渗疏松砂岩油藏,该油藏由于各层系间压力系统和渗透率间的差异很大,层间矛盾突出,井深结构（井斜和方位角）的影响,目前的分注管柱难以满足该油藏分层注水的要求。因此,开发研制了新型液控封隔器同心双管分注管柱,解决了水井分注难题。该管柱施工成功率高100%、层段注水有合格率高、分层可靠性高、洗井方便,控制操作简便的优点。     

水驱气藏合理生产压差及优化配产

水驱气藏在己投入开发的气田中占很大的比重,对水驱气藏进行深入研究具有重要的理论意义和应用价值。本文对水驱气藏合理产量的研究是从单井研究出发,首先介绍了常规气井配产方法,并在掌握气藏地下、地面有关资料的基础上,建立了考虑气井积液,气液对管壁的冲蚀作用,底水锥进,地层气流的速敏效应和计划产量众多因素的综合配产模型,然后,根据气井的动、静态资料确定了解气井合理的生产压差。最后,利用实例气井资料进行计算,并验证该模型,认为该模型在这类气井配产中是适用的。能为现场配产提供一定的指导依据。     

大庆外围地区低渗透裂缝性储层水淹识别

自我国各大油田相继进入勘探开发后期之后,注水开发成为油田开发的一种重要手段,主力油层水淹的情况随之也越来越严重,水淹层的解释技术就成为储层解释的重要环节。针对大庆油田外围地区的低渗透裂缝性储层,总结其水淹规律,应用测井相应特征对水淹层进行识别,并且对结果加以验证,从而达到对生产开发提供技术性支持的目的。     

底水油藏水平井开发适用性优化研究

水平井技术主要是因射孔井段在油藏中平行于油藏顶底界面延伸,增大了与油藏的接触面,降低生产压差,提高生产井产能。特别是底水油藏由于经长时间开采后,油水关系较为复杂,油水界面存在波状起伏现象,水平井技术是开发底水油藏的有效技术手段。为了充分发挥水平井的优越性,对确定水平井水平段位置及方向、水平段长度等参数进行优化研究,为经济有效动用同类油藏具有指导意义。     

气井产量递减分析方法应用

确定气藏参数的方法常常是关井测压。然而,我国有许多气藏渗透率特别低,压力恢复所需的时间特别长,有时长达几个月。因此,有必要研究根据气井生产史确定气藏参数的方法,避免关井给生产带来的损失。本文对具有生产记录的气井,采用现代产量递减分析方法反求地层参数,并用标准化时间和标准化压力半对数图,作为检验计算结果正确与否的标准。实例对比表明,对于没有关井测压的气井,可以用该方法反求气藏参数。     

页岩气水平井小层钻遇率与产量差异分析

地质因素和工程因素是非常规储层开发评价的关键技术指标。为此,选取工程质量相近和生产制度相近的水平井,结合地质沉积、取芯测井资料,储层小层钻遇率等资料综合分析。结果表明:储层小层钻遇率是影响页岩气产量的主要地质因素,通过分析结果认识,对下一步页岩气开发提产增效具有一定指导意义。