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疏松砂岩气田分层采气的选井原则 总被引:1,自引:0,他引:1
生产实践证明,3层或3层以上分层采气工艺技术应用于柴达木盆地涩北气田疏松砂岩气藏开发效果好,可推广应用。但如何选井一直是开发生产中亟待解决的问题,这在一定程度上限制了该项工艺技术的推广。为此,从总结涩北气田合层采气井的开发生产特征入手,分析了分层采气增产机理,在此基础上,提出了针对该气田分层采气的选井原则,即:①多层合采气井层间跨度要低于极限层间跨度;②多层合采气井层数不能多于6层;③多层合采气井层间渗透率级差不能大于4。这些选井原则对涩北气田实现分层采气高效生产具有一定现场指导意义。 相似文献
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涩北气田疏松砂岩气藏层多、层薄、气水间互,各层压力差异较大,非均质性强;储层具有埋藏浅、跨度大、欠压实、成岩性差、胶结疏松和高粘土、高泥质、高矿化度以及敏感性强、出砂严重等特点;气井靠控制压差生产,3/4的气井产量限制在(3~5.0)×104 m3/d,大大地影响了气井产能的发挥。首先从从涩北气田气藏地质特征入手,通过对二层或三层气层合采时的层间压力、层间流量变化的模拟分析和从储层物性参数、压力变化等对气井稳产期、气井产量等影响的分析,提出了三层分采及分层测压技术,并对三层分采及分层测压技术在气田现场应用效果做了评价。现场实际应用表明,三层分采及分层测压技术在涩北气田应用效果良好,具有广阔的发展空间。 相似文献
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涩北气田是柴达木盆地典型的多层疏松砂岩气藏,具有岩性疏松、层多且薄等特征,气藏储集层从浅至深多达近百个。气田在生产过程中为了提高储量动用程度,实现经济高效开发,采用多层合采方式生产。针对多层合采可能产生的层间干扰、储量动用不均衡等问题,提出多层合采的物理模拟实验方法,并结合数值模拟研究探讨了多层合采时气藏储量动用程度的主要影响因素,系统分析了不同物性和地层压力条件下多层合采开发动态特征。在此基础上,研究多层合采有利条件,以渗透率倍比和压力倍比为评价参数建立判断图版,可对不同气层物性和地层压力条件进行初步判断,评价合采干扰程度,为多层气藏优化射孔组合提供依据。 相似文献
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2006年4月,由江汉油田开发的太阳能井下永久压力温度测试系统,首次在青海涩北气田投入使用并获得成功,为合理开发涩北气田提供了一套全新的监测技术。据悉,太阳能井下永久压力温度计测试系统可长年在井下高温、高压环境下进行高可靠性、高稳定性工作,自动监测井下压力、温度,测试数据可在地面接口箱显示,可自动存储半年到一年的数据,并可随时通过USB接口获取存储数据。目前,该系统已先后在涩北二号气田的4口油套同采井和2口三层分采井进行安装并顺利投入使用。 相似文献
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柴达木盆地涩北气田面临着综合含水率上升、产量递减、边水非均衡推进等生产挑战,多层边水气藏的动态监测就显得尤为重要,这项基础工作贯穿于气藏开发的始终。为此,利用试井和测井的方法直接或间接地测量出气井的地质参数、生产参数、井下技术状况以及各种参数的动态变化等,综合气井生产动态,从产能评价技术、边界探测技术、气藏动态描述技术、生产管柱检测技术和产层动用评价技术入手,判断气田开发是否符合开发方案要求,为气藏开发调整提供第一手资料。该气田是第四系多层疏松砂岩边水气藏,在其试采开发过程中录取到大量产能评价、产层动用以及边界参数变化等资料,通过分析,认为气层的出砂压差宜在地层压力的10%~15%之间,合理产量为无阻流量的10%~15%,合理配产区间在7.1×104~10.4×104 m3/d,最小临界携液流量为7.1×104 m3/d。该研究成果为涩北气田多层边水气藏的开发提供了技术支撑。 相似文献
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《青海石油》2014,(3)
随着涩北气田不断开发,气藏压力逐年下降,水气比不断上升,边水能量逐渐变强,气田步入气水同产阶段,出水加剧出砂,气田稳产难度越来越大。通过实施均衡采气,调节因多层合采小层、层组间生产不均衡,平面上压力控制不均衡导致局部边水突进,气田间生产不均衡导致个别气田开发形势恶化等问题,实现三个均衡,即"区域均衡、纵向均衡、平面均衡"。利用开关井优化与产量合理配置,确保气田、层组、单井的产量任务与自身能力相匹配,同时在区域上降低气田和重点层组的采气速度,在纵向上提高浅层井开井时率,在平面上提高构造高部位气井采气量、边部位形成高压阻水屏障,减缓边水推进速度、控制气井出砂,最终实现涩北气田科学开发与稳产。 相似文献
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多层合采气井动态特征及开发效果分析 总被引:6,自引:0,他引:6
目前多层合采的开采方式已在各气田广泛实施,但多层合采气井将受多层气藏层间连通性、层间地层压力差异、渗透性差异及控制范围差异的影响而表现出不同的动态特征,运用数值试井的方法可以对多层合采气井敏感因素进行机理性研究,掌握多层合采气井开发动态的特殊性,由此确定气井多层合采的适用条件。以M气藏同井场的M6井与M16井为实例,通过运用数值模拟,对比一井多层合采与同场两井分层开采的开发效果,可以确定合采后引起的层间干扰不强,M6井与M16井分层开采比M6井多层合采的稳产年限仅长1年,20年预测期末累计产量仅多2.5l%,表明该气藏层间地质条件的差异不明显,适宜采用多层合采的开发方式。 相似文献
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《石油机械》2020,(7):111-116
随着油田开发的深入,油井采用多层合采的采油方式使得层间矛盾日益突出,产生分层注水困难、高压层遏制相对低压层产出等副作用,常规笼统压力测试结果是各层的综合结果,不能解释分层参数,制约了各种措施的增产效果,现有油井测试技术受工艺和油田井况限制,无法推广应用。为此,开展了油井分层测试技术和相关配套工具研究,设计了满足不同地质要求的分层测试管柱,研发了压力计托筒、智能开关和智能多参数仪等井下测试工具。初步形成了3种测试技术:分层卡封静压测试技术可以准确得到各小段地层静压、温度及其变化情况,量化层间矛盾,指导下步开发措施;分层压力恢复测试技术在不影响油井生产的条件下,井下关井测试单层段压力恢复,可直接得到单层段静压和生产流压,还可对单层段压力恢复资料进行试井解释;智能多参数分层测试技术可实现分层压力恢复测试技术的全部功能,还可以得到产液剖面数据以及单层段采油曲线,为后续的选泵及提液等措施提供指导意见。这3种测试技术基本满足油田分层测试需求。 相似文献
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ˮ�����ɰ��������ײ�λ�Ż���ʵ�÷��� 总被引:3,自引:3,他引:3
水驱多层气藏采用多层合采方式进行开采,是减少开发井网、井数,提高单井产量,防止气井出砂,从而实现气田高效开发的有效途径。但若层间互不连通,由于各气层气水边界及驱动能量不尽相同,在多层合采时,边水推进速度不一致,某单层的提前见水将导致全井产量和压力大幅度下降,甚至可能导致气井关闭。因此,此类气田一般采用射孔层段优化来保证射孔单元内各气藏(层)的边水能够均匀推进,使气井具有较高的产量和较长的稳产时间,从而提高气田采收率。文章利用物质平衡原理推导出此类气田射孔层位优化的一种实用方法,通过优化气层在平面上的射孔井网、井数和纵向上的打开程度,使同一射孔单元内各层保持相同或相近的采气速度,可达到射孔层位优化的目的。该方法在青海涩北气田得到应用,提高了气田单井产量,并对气田稳产和提高采收率有积极意义。 相似文献
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涩北气田多层合采出水原因及识别 总被引:3,自引:1,他引:2
为了获得经济的产能,很多气井都采用多层合采的方式进行生产。但对于多层合采边水气藏,生产中地层出水会引起气井产量大幅度下降,从而降低气井的生产能力;而多个生产小层合采则加大了对出水层位判断的难度。为此,通过一系列的技术手段,从多角度、多资料综合判断出水层位和出水原因尤为重要。根据柴达木盆地涩北一号气田的出水特征,充分利用生产资料、测井资料、地质资料,采用动态和静态资料有机结合的方法,总结出涩北一号气田产出水的水型主要是凝析水、边水、层间水、层内水、工作液返排水;提出了通过产出水矿化度、生产曲线、测井资料、固井资料、产气剖面、工艺措施、井与边水距离、邻井出水情况等8个因素综合分析以确定出水原因和出水层位的新方法。实践表明,该方法能够有效地判断出水层位和出水原因,为制订下一步的防水、控水措施提供依据。 相似文献
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�����ɰ������������ɰ�����Բ��о� 总被引:7,自引:0,他引:7
涩北气田的砂岩气层多而薄,生产过程中地层易出砂。统计表明,涩北气田在试气或试采阶段,虽然大部分气井控制产量生产,但已经有相当数量的井有出砂现象,出砂井占气田试采井总数一半以上。文章从储层特征、岩性特征、气体渗流速度、作业液浸泡等多个角度对气田地层出砂的机理进行了较为全面的分析。结果表明,气田的储层特征是地层出砂的内因,地层中天然气渗流速度是是否出砂的决定性因素,作业液浸泡和井筒内的动态响应会降低地层出砂临界速度,使地层更易出砂。在此基础上,基于降低单一气层天然气渗流速度的思路,从气藏工程角度提出了高孔密、大孔径射孔以及逐层叠加开采和多层压力平衡合采两种多层合采的开采方式和技术路线。实践表明,两种方式均能达到提高涩北气田气井产量、防止地层出砂的目的,其中,多层合采方式更能兼顾到防止出砂、提高气井产量和气田采收率,进而实现提高气田高效开发的目的。 相似文献
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