涩北气田动态监测技术

随着涩北三大气田大规模开发,气田不断加大动态监测力度,气田动态监测技术也得以快速发展。目前气田开展的动态监测技术主要包括开发试井和生产测井两大类。而在这两类监测技术中,一方面以常规监测技术为主,大力发展了流静压测试、产能测试、压力恢复测试等;另一方面为解决生产开发暴露出的问题（如出水、出砂）而引进的重点技术和新工艺、新技术。主要开展了干扰试井、Sondex八参数产气剖面测井以及PNN脉）中中子饱和度测井技术。通过阐述近年来气田动态监测技术开展和应用情况,提出了今后发展方向,对气田开发具有一定的指导和借鉴作用。     

涩北一号疏松砂岩气田的防砂策略

涩北一号气田储层埋藏深度差异大,主要为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩,胶结疏松,泥质含量高,成岩性差,气井所出砂为细粉砂,平均粒度0.04～0.07 mm,常规防砂技术基本无效或效果很差,防砂难度极大,属世界性难题,这严重地制约了该气田的高效开发。近10年来,纤维复合防砂、高压一次充填防砂等先进防砂技术在涩北气田得到了实践应用,但在取得很大成功的同时也暴露出一系列新的问题。基于涩北一号气田一类、二类和三类气藏的不同特性,考虑不同井段、不同类型的储层岩石胶结差异,研究出按相近类型气藏合层开发的新开发模式、基于气田不同储层临界生产压差值的适合于临界出砂的压差生产方式以及加密井网等保守性防砂策略。实际开发效果对比结果表明,该保守开发策略解决了以往防砂方式带来的经济效益差、采收率低、有效期短等问题。     

涩北二号疏松砂岩气田水侵特征分析

涩北二号气田为第四系疏松砂岩生物成因气藏,具有弱水驱以及气层多而薄且气水层间互等特征。随着采出程度的增加,涩北二号气田产水量的上升幅度大于产气量上升幅度,出水日趋严重,因此深入了解气田的水侵特征对气田开发尤为重要。结合涩北气田实际,通过物质平衡公式,应用曲线拟合法分析了气田水侵特征,为涩北二号气田制定治水策略提供了依据。     

动态描述技术在元坝气田须三气藏中的应用

针对元坝气田须三气藏地质与物探对储层刻画难度大的问题,引入气藏动态描述技术对须三气藏重点井建立了动态模型,获取了地层渗透率、地层压力分布、井控有效面积与储量等参数,开展了气井动态产能分析。通过动态描述方法解答了气田开发一些关键问题,并对气井的生产动态做出较可靠的预测。     

涩北气田疏松砂岩气藏出砂预测模型建立

涩北气田储层胶结疏松,地层易出砂。准确地预测地层出砂对后期确定合适的防砂工艺是非常必要的。采用纵波时差、出砂指数、组合模量和斯伦贝谢比等4种出砂预测模型对涩北气田纵向和横向出砂规律进行了分析验证。同时,采用经验模型法、BP模型法和Arco模型法预测出砂临界生产压差,并与现场实际值进行对比,认为Arco模型较为合理。最后,通过室内模拟实验,建立了出砂预测模型,经实际出砂统计数据验证,偏差小于15%,可用于现场出砂量预测。     

涩北气田疏松砂岩气藏出砂预测研究

涩北气田储层主要为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩,属于高产气田,但由于胶结疏松,气井出砂严重,而且气井出砂在纵向上及平面上差异较大,因此开展涩北气田出砂预测研究工作,建立以生产、测井资料为依据的系统出砂预测模型,预测气井出砂程度与出砂临界生产压差。对尚未全面开发的疏松砂岩油藏区块,准确地预测最大出砂临界生产压差对防砂措施的制定至关重要。     

柴达木盆地涩北气田安全钻井技术探讨

青海油田柴达木盆地涩北气田是由多个层状水藏叠加而成,多年来其特有的地质特点给钻探工作带来了很大难度,多次发生井漏、井喷、卡钻等事故。文中对涩北气田的地质构造、储层特性及气藏特征进行分析,总结钻井施工经验和新技术应用,介绍涩北气田的钻井井控、钻井液技术及施工措施,对涩北气田的钻探工作有一定的指导意义。     

不稳定试井技术在低渗透砂岩气田的应用

基于对低渗透砂岩气藏地质特征研究和对气井生产动态特征及渗流特征分析的基础上,通过不稳定试井解释、分析,求得气井附近地层类型、地层参数和完井参数,建立气井附近储层的动态模型;利用长期压力历史拟合,追踪解释、修正建立的模型,进一步完善对地层的认识,校正储层的动态模型参数,判断井间连通性,评价储层非均质性,对储层进行动态描述;利用建立好的气井动态模型,对今后单井的生产动态走势进行了较为准确的预测。     

涩北气田动态监测体系及优化研究

涩北气田作为第四系疏松砂岩生物成因气田,储层疏松,成岩性差,水气关系复杂,气井生产中存在易出砂、出水等问题,跟踪气田动态监测,深化气藏动态分析研究显得十分必要,本文结合涩北气田地质特征和开发现状,通过动态监测在涩北气田实践应用,开展适合疏松砂岩气田的动态监测体系和优化研究,以满足气田开发动态跟踪分析和生产管理的需求。     

涩北气田疏松砂岩气藏储集层堵塞机理及解堵技术应用

涩北气田是柴达木盆地天然气开发的主要区域,具有多层、极易出砂、边水气藏等特点。随着气田的深入开发,因水锁伤害、黏土矿物水化膨胀运移、入井流体增多等因素导致储集层堵塞的气井不断出现,严重影响气井产能。结合涩北气田疏松砂岩气藏储集层泥质含量高的特点及出水加剧的现状,通过模拟实验,确定了储集层堵塞的主要影响因素为黏土矿物含量。以保护储集层为出发点,考虑针对性及经济性优选解堵液,形成了适用于涩北气田疏松砂岩气藏的化学解堵技术。现场应用表明,该解堵技术具有施工快、有效率高和有效期长的特点,解堵效果及应用前景较好。     

涩北一号气田出水动态分析

涩北一号气田是中国目前最大的疏松砂岩气田,气水层交互,层数多而薄,边水环绕,开发过程中出水现象普遍,气井控水是该气田开发的技术难题之一。在气藏精细地质描述的基础上,研究了该气藏某层系单井产水、产气曲线特征、水气比及上升规律,分析了主要水源及出水原因,将该层系出水类型归结为4类,即低产水稳定型、低产水缓慢增长型、中产水快速增长型和高产水急剧增长型,根据不同类型井的出水状况,提出有效措施进行分类控水,现场应用取得良好效果。     

涩北气田储层应力敏感性及其对开发产能的影响

青海涩北气田为第四系浅层生物成因气田,由于胶结疏松、储层成岩性差、受压后易产生变形,造成孔隙度和渗透率降低.通过对岩样在覆压条件下的孔隙度和渗透率测试,分析了涩北气田疏松砂岩储层孔隙度和渗透率随有效应力的变化特征,指出孔隙度与有效应力呈二次多项式的关系,无因次渗透率在低压段下降较快,与有效应力呈指数关系,在高压段下降减缓,与有效应力呈乘幂关系.气田衰竭开采到后期,由于气层压力下降引起储层岩石压实,中、深部储层孔隙度相对值下降约10％,渗透率下降到初始值的0.1～0.6;这些变化对气田的生产将产生较大的影响,因岩石变形将使气井产能平均降低47.1％。对涩北一号气田模拟计算表明：考虑岩石变形将使气田稳产年限缩短3_a,到稳产期末和开采30_a时的采出程度分别减少6.45%和5.47%。     

涩北气田第四系疏松砂岩气藏有效开发工艺技术研究及应用

如何有效开采疏松砂岩气藏一直是世界性的难题。针对涩北气田第四系疏松砂岩气藏开发中存在出砂严重、治砂难度大,管外封窜不严、治水难度大等难题,青海油田公司经过多年的探索试验和攻关研究,在多项工艺技术上得到突破,形成了适合涩北气田疏松砂岩气藏的出砂监测技术、防砂工艺技术、冲砂工艺技术、分层开采技术和排水采气工艺技术等特色开发技术。通过采气工艺技术的现场试验和推广应用,表明这些工艺技术是进行疏松砂岩气藏开发的有效方法,并为涩北气田的产能建设做出了重要贡献。     

涩北气田砂岩气藏新型堵剂研究与应用

针对涩北气田目前采用的堵剂性能不能满足现场封堵需要的问题,研制出了适合于涩北气田气井封堵的以超细水泥为主剂的封堵剂。现场施工结果表明,该堵剂具有良好的综合性能,在多种外加剂的调节下,初凝时间可按施工作业需要任意调节,72h的抗压强度大于20MPa,现场施工5井次,封堵成功率100%,打破了现场封堵成功率低、封堵效果差、成本高的尴尬局面。     

涩北一号气田动态储量影响因素分析

涩北一号气田经过多年的开发,获得了可观的天然气产量,增加了国内天然气供应,积累了丰富的开发经验,但也遇到了出砂、出水、储量动用差异大等问题。目前,涩北一号气田采出程度已经超过10%,达到了动态储量评价条件。采用物质平衡压降法计算动态储量,通过对影响气田气井动态储量的试井解释渗透率、出水、压力等因素进行综合分析,认为影响气井动态储量的主要因素是渗透率。该认识为提高涩北气田储量动用以及其他类似气田的开发提供了参考依据。     

涩北一号气田隔层特征及对气田出水影响研究

涩北一号气田作为第四系疏松砂岩气田,由于特殊的沉积环境形成了纵向上砂泥频繁交互的分布特点,气田泥质隔夹层广泛分布,并具有一定的厚度和渗透性。通过对涩北气田隔层岩性、分布及渗透率特征分析研究,认为气田泥岩隔层较发育,具有一定的水蕴藏量,结合气田出水现状,认为隔层水窜是目前气田气井出水的主要原因之一。     

水平井连续管存储式测井技术在涩北气田的试验应用

涩北气田因储层出砂十分严重,水平井采用常规电缆生产测井成功率低,成本高,且存在风险。在此背景下,引进了连续管存储式测井技术,该技术可实现不动管柱带压冲砂和生产测井一体化作业,可最大限度地缩短停产作业时间,降低了仪器砂卡的风险。连续管存储式测井技术经过4口井的现场试验,应用结果表明,连续管存储式测井技术成功解决了涩北气田水平井生产测井仪器输送和砂卡的技术难题,实现了安全、高效、低成本作业,同时还具有安全环保的优势。