榆林气田生产动态描述与地质因素分析

文章通过描述气井的生产情况，从开发和地质两个角度对榆林气田的生产动态进行了描述和分析，研究了各井区储层对生产动态的影响。把陕141井区气井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等３类，把榆林南区的生产井分成稳产气井、主砂带内部达不到方案设计要求的井、在主砂带边部生差能力差的井。结合该气田各井区实际生产情况和储层特征，通过绘制各种等值线图，从宏观上描述了榆林气田生产井的产能特征，分析了产层基本生产动态以及地质因素对产能的影响，这为以后开发井的部署、提高产量提供了理论依据。     

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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。     

苏59区块出水气井排采措施优选新方法

苏59区块主力气层含气砂体分布孤立、含气饱和度差、地层压力系数低、气井产能差异大,这给该区块出水气井排采措施的合理选择带来极大的困难。通过对4种不同气井产能递减规律进行对比分析,优选出误差最小的Arps产量递减规律分析模型对苏59区块气井进行模拟计算,并提出反映单井控制含气面积、地层压力、储层物性的气井综合产能指数概念。根据气井综合产能指数,结合地层压力及实例井措施效果统计分析,制定出了适合苏59区块出水气井排采措施优选的新方法。该方法考虑因素全面、密切结合现场,为苏59及类似区块出水气井排水采气措施的优选制定提出了新思路和新方法,具有较强的指导意义。     

杭锦旗地区J58井区下石盒子组气水分布及其控制因素

J58井区下石盒子组是杭锦旗地区致密砂岩气勘探开发的重点层段,目前对其气水分布关系以及影响因素认识不清,极大地制约了天然气的有效开发。在研究区地质特征研究的基础上,通过对该区30余口井的测井资料、试气资料及地层水化学资料的综合分析,弄清了J58井区的气水分布规律及主控因素。结果表明：该区地层水矿化度为24 176~76 917 mg/L,地层水水型为CaCl₂型,反映了地层水封闭性好,有利于天然气的聚集和保存。纵向上气水分异不明显,气水层连续性差,多数为气水同层,盒1段气层较发育。平面上气层集中分布于河道砂体连片区,水层主要位于砂体边部。气水分布主要受生烃强度、沉积相、有效砂体厚度及含砾砂岩厚度等因素控制,气层主要分布在生烃强度大于15亿m³/km²的区域,储集层距烃源岩越近,气层相对更发育;沉积相、有效砂体厚度和含砾砂岩厚度进一步控制着气产量及气、水层的展布范围。该研究成果对确定研究区天然气有利靶区具有指导作用。     

苏里格气田复杂形状砂体小储量产能模型

苏里格气田砂体形状复杂,单井控制储量低,地层压力下降快,准确预测气井产能极其困难。基于苏里格气田砂体形态特征研究,总结出4种砂体叠置模式和两区渗流模式。借鉴天然水驱气藏物质平衡法,结合累计产量法,分别计算近井Ⅰ区和远井Ⅱ区动态储量及累计供气量,进而通过迭代求取不同生产时间的边界地层压力,然后联立拟稳定状态流动的气井产能方程,建立了适合苏里格气田复杂形状砂体小储量的产能计算模型。模型既考虑了复杂形状砂体不同渗流模式下的储层压力分布特征,又考虑了小储量气井地层压力下降快的特点。实例应用表明:计算的产能准确,误差在10%之内,满足工程需要。     

杭州湾地区晚第四纪浅层生物气藏勘探方法研究

杭州湾地区晚第四纪地层蕴藏有丰富的天然气，气藏具有气层薄、压力低、产量小的特点，是一种非常规浅层生物气，勘探方法不能简单的采用深层气的勘探方法。通过试验研究得到以下认识：重点目标区预探或已知气田区扩边可以采用打密集静力触探井的方法；追踪砂体的形态展布和进行大面积的勘探，应配合少量的地震、电法勘探，以及静电阿尔法薄膜测量、微生物法等非地震物化探方法。静力触探井对岩性、岩相划分对比，特别是储层识别较为有效；利用浅层横波地震剖面可以圈定含气砂体的边界；EH4电磁勘探能够追踪砂体展布，推断气层的厚度；气田上方氧气和甲烷菌的含量存在明显的异常。在杭州湾地区晚第四系浅层生物气藏勘探中，这些方法在识别第四纪地层基底、划分岩性岩相、预测储层和天然气层等方面取得了较好的应用效果。     

疏松砂岩气藏气井出砂的管理

涩北气田大部分气井都有不同程度的出砂,部分气井沉砂面上升速度超过100 m/a,甚至有的井部分气层被砂埋。油田先后进行了合种防砂试验,逐步形成了以纤维复合防砂、端部脱砂防砂和高压充填防砂为主体的涩北气田防砂工艺技术。气井出砂的管理措施包括:控压生产,实现主动防砂;定期吹扫,保证采气管线畅通;充分利用出砂在线监测设备,实现气井生产可控;定期开展场站清砂,提高管汇及设备的输气效率;安装井口撬装分离装置,避免大量的砂带进站内;冬季高峰期来临前利用连续油管冲砂作业清理井筒积砂,保证冬季气井平稳生产;减少频繁开关井,避免气井压力激动。     

延145-延128井区致密储层单砂体分布特征及开发潜力

针对鄂尔多斯盆地延145-延128井区主力气层山₂段、山₁段、盒₈段产量递减快,开发效果不佳的问题,利用精细地质研究手段,对主力气层的地质特征以及砂体接触关系开展储层综合评价,进一步明确储层沉积微相展布特征,刻画优质单砂体储层分布范围,落实井位部署潜力区。研究结果表明:延145-延128井区储层为三角洲前缘亚相沉积,砂体基本上呈现连片发育特征,厚度一般为4~6 m;多层叠加砂体垂向厚度和横向规模较大,砂体连通性较好;孤立型砂体垂向厚度和横向规模有限,砂体连通性一般;横向上单砂体存在孤立型、叠加型等接触关系,对于孤立型砂体,未射孔动用则基本为原始气藏状态,剩余气富集,孤立型砂体可以作为下一步重点挖潜对象;根据剩余气分布特征,可采用加密、补孔、扩边等措施提高储量动用程度,计划部署加密井12口、扩边井15口,补孔36井次,预计增加可采储量83×10⁸m³。该研究可为同类气藏的开发调整提供重要的参考依据。     

煤层气井低产水期产量预测模型

煤层气产量高低直接关系到区块或气井的开发价值，准确预测煤层气产量是选区、井位部署的关键环节。针对煤层气藏气井生产后期产水较少的情形，根据煤层气渗流连续性方程、煤层气解吸模型，推导得出煤层储层压力分布半解析解。结合压降叠加原理，推导建立了菱形井网中心井的产量预测模型。采用博文盆地Duckworth井组储层基础参数，预测气井产量，并与实际产量进行对比。结果表明，气井生产初期煤储层含水高，受该因素影响，该模型对煤层气生产初期产量预测效果差，预测相对误差达56%;但后期产水量较低时，实际产气量0.19×10⁴ m³/d,预测产气量0.18×10⁴ m³/d,预测相对误差仅5%,预测精度较高；该模型可在产水量较低的煤层气井产量预测中推广应用。     

延113-延133井区致密砂岩储层产能影响因素分析

为研究致密气藏产能规律,释放鄂尔多斯盆地山₂³气藏产能,延113-延133井区结合气井产能模型和开发实践,系统分析地质条件、储层改造和储层伤害对气藏产能的影响。通过建立无阻流量和储层参数的交会图以及压力恢复试井等方法研究不同储层条件和压裂改造技术与产能的关系。结果表明：有效厚度、渗透率和水平段有效砂体长度是气藏的地质基础,地层系数与无阻流量呈较好的线性关系,水平段有效砂体长度与无阻流量呈正相关关系。纤维压裂可以提高裂缝导流能力,增大裂缝长度,提高产能。外来流体导致的水锁效应严重影响气藏原有渗透率,降低气井的产能。通过产能影响因素的研究,延113-延133井区采用CO₂压裂等储层改造工艺实现了山₂³致密气藏的高效开发,具有较好的借鉴意义。     

徐深气田火山岩气藏产能特点及影响因素分析

火山岩储层作为大庆徐深气田的有效储层，分布广泛，储量丰富，具有重要的开采价值。由于受火山喷发多期性的控制，其岩性岩相变化较快、岩层致密，孔隙度、渗透率极低，非均质性严重。大多数气井自然产能较低，达不到工业产能。部分井经过大型压裂改造后可获得高产，但是单井产气能力差别较大。火山岩气藏产能具有分布不均衡、生产压差大、稳产条件差、压裂效果明显等特点，而火山岩作为特殊的天然气储层类型，没有成型的开发理论和实际开发经验供我们参考，文章在徐深气田火山岩储层地质及动态资料分析的基础上，采用实际地质参数建立了单井模型，研究了地层有效渗透率、地层厚度、地层系数、压裂井裂缝半长、储层供气范围等对气井初期产能及稳产能力的影响，并对影响产能及稳产能力的因素进行了分析，这对今后火山岩气藏开发配产、产能建设等具有重要的指导意义。     

平落坝须二段气藏单井产能递减分析

气井在生产过程中，产能下降的原因有地层压力下降引起的自然递减和产层物性变化引起的额外递减，采用不同时期试井得到的产能方程可以计算两种递减各占的比重。文章研究了气井产能方程的结构，看出气井在理论条件下，二式中的A、B值不发生变化；但当地层出水、井底积液等情况时，A、B值会发生变化。通过对平落坝须二气藏单井产能方程中的A、B值的变化分析，认为须二气藏各井无论是否出水，均存在额外递减，亦即各井的产层在生产过程中均有不同程度的伤害；但气井出水会造成有效渗透率下降，生产压差额外增加，导致气井产能下降，产量递减幅度明显增大，这对单井影响较大；建议对存在井底积液的气井尽快考虑带液措施，以避免产层进一步受到伤害。     

致密气藏分段压裂水平井产能评价新思路

由于储层物性、投产方式与渗流机理的差异,致密气藏与常规气藏的水平井产能评价存在很大差异,常规气藏水平井产能模型在致密气藏中存在诸多局限性。根据作者对国内外致密气藏分段压裂水平井开发效果的研究,从致密气藏水平井分段压裂的实际出发,提出了压裂水平井产能评价的新思路,即以单压裂段为单元,采用单压裂段压降叠加分析方法和单压裂段产量递减分析方法,合理评价单压裂段产能、最优压裂段数和对应的水平井或气藏产能。通过国内外的两个实例的应用与分析结果证明,该套思路和方法对于致密气藏分段压裂水平井产能评价具有很强的适用性和可操作性。     

深水浅层气田防砂方式优选及防砂参数优化

为了解决深水气井开采过程中出砂程度高、防砂难度大的问题,研究了深水气井防砂优化设计技术。基于荔湾3-1深水浅层气田上覆岩层压力低、成岩性差、胶结强度低的特点,研制了一套可以进行深水气田大型防砂物理模拟的试验装置。该装置能够准确模拟深水气田储层特性条件下的常规裸眼优质筛管防砂与砾石充填防砂。采用物理试验与现场实际相结合的方法,对多种防砂方式及防砂参数进行了物理模拟,提出了适合深水气田提高产能的最佳防砂措施为"金属网优质筛管+裸眼砾石充填＋适度扩眼增大砾石层厚度"。研究表明:气井防砂不同于油井的特殊性在于气体流速产生的携砂效应要明显大于增加砾石层厚度起到的挡砂效果,为保证深水气田出砂量小于10-9 m3/m3,砾石充填厚度应控制在60.96 mm以内,以达到产能与出砂量的最优组合。      

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低渗气藏在已探明的天然气地质储量中占有相当大的比重。但低渗气藏的低产特征，使得这类气藏往往难以直接获得商业性开发利用，只有通过储层压裂改造才能达到经济开发要求。章根据气井压后流体渗流流动规律的变化，利用气藏的渗流理论，推导出气井压后稳态产能公式；并利用油藏数值模拟的方法，系统地分析了压裂缝长、导流能力、有效渗透率、有效厚度等对塔巴庙区块压裂初期产量大小和压后产量变化的影响，得到塔巴庙区块低渗气藏压裂井筛选原则和压裂设计参数。在做压裂选井时，应选择有效渗透率和有效厚度都较大的井进行压裂；在压裂设计时，应优选出合理的裂缝导流能力和裂缝缝长，从而为低渗气藏的高效开发提供科学决策。     

三层分采及分层测压技术在涩北气田的应用研究

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。     

胜利油气区浅层气藏地质特征及开发对策

胜利油气区浅层气藏以岩性气藏为主 ,埋藏深度小于 15 0 0 m ,主要分布于上第三系馆陶组和明化镇组。储层为河流相透镜状砂岩 ,物性好。气藏在平面上分布极不稳定 ;气水关系复杂 ,一个含气砂岩体就是一个独立的气藏单元。气藏面积小 ,气层厚度薄 ,储量分布分散。受经济条件制约 ,整个气田的储量无法全部动用 ,因此控制尽量多的地质储量是布井的主要目的。气藏分布分散使得井网不规则、井距不均匀。气藏开发面临的主要问题是 ,气层易污染 ,地层易出砂 ,井底易积液。因此 ,实现合理开采要做到以下几点 :(1)在钻井作业时切实做好气层保护工作 ;(2 )气井投产前必须进行防砂 ;(3)气井应以较小压差进行生产 ,并且工作制度要保持稳定 ;(4 )加强气井的动态监测 ,及时合理地采取排液措施     

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介绍了气井产能的确定方法及地质参数的选择与计算方法：采用初始二项式无阻流量、稳定产量及初始采气指数作为气井产能评价的指标;１０项参数分别是（１）储层有效厚度;（２）储层孔隙度;（３）储容系数;（４）好储层的储容系数;（５）与断层的距离;（６）与断层距离开方的倒数;（７）视褶皱强度系数;（８）构造面最大主曲率;（９）横向剖面线曲率;（１０）纵向剖面线曲率。分析了影响气井产能的地质参数特征,完成了气井     

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孤岛、孤东浅层气藏是位于济阳坳陷沾化凹陷的两个地质条件类似的气藏,也是胜利油田最大的两个浅层气藏。本文主要介绍了这两个气藏的主要地质特征,论述了开发中的主要异同,并指出了浅层气藏开发中应该注意的一些问题。孤岛浅层气藏的主要做法是：利用半报废的油井或注水井转为气井、高采气速度、后期防砂、开采末期进行了精细气藏描述。与地质条件相对较好的孤岛浅层气藏相比,孤东浅层气藏在气藏采收率、气井利用率等方面的整体开发效果得到了明显提高。分析其原因主要在于以下6个方面：1．地质基础工作扎实;2．气藏工程设计细致、求实;3．初期运用了先期防砂等新型采气工艺技术;4．中后期及时采用了经济、有效的排水采气等一系列措施;5．开发方案跟踪工作深入,不断进行调整挖潜;6．生产管理中引进了ABC等现代化管理方法。