苏里格气田西区堵水压裂技术研究与应用

为了提高苏里格气田西区底水气藏压后单井产能,降低产水量,文章开展了底水气藏堵水压裂技术
研究。该技术基于配套工作液首先同时压开气、水层,然后利用温控固化下沉剂特性封堵底部水层,最后上部气层
充填支撑剂,到达降水增产改造目的。室内对研发的温控化学固化下沉剂和温控型携带液从固化、导流、膨胀性、
黏温和沉降速率等方面进行了测试,结合堵水压裂工艺参数优化,形成了底水气藏堵水压裂技术。该技术现场,
口井试验表明!苏里格气田西区底水气藏改造含水率下降7.8%产气量大幅度提升,取得了较好的增产效果,为
提高底水油气资源的动用程度开辟了新方向。     

苏里格气田致密底水气藏堵水压裂技术

针对苏里格气田致密底水气藏压裂改造后易沟通水层,造成含水率上升快,有效期短等问题,通过自主研发固化封堵剂,基于颗粒沉降规律和压裂裂缝的扩展情况,结合苏里格气田E区块的储层地质特征,优选射孔位置等工艺参数,将堵水与压裂结合在一起形成了底水致密气藏堵水压裂技术。苏里格气田E区块的14口井应用了堵水压裂技术,与采用常规压裂技术的邻井相比,平均产水量降低了62.6%,平均产气量提高明显。这表明固化封堵剂可在储层条件下固化形成低渗封堵层封堵底水上升,实现降低产水量,提高产气量的目的。      

陆梁油田白垩系薄层、边底水浅层气藏的滚动勘探开发

陆梁油田陆9井区白垩系油气藏整体呈现出低幅度、多层系、薄层边底水和"一砂一藏"的特点。经过应用气藏精细描述,对白垩系浅层气藏进行了单砂层精细划分与对比,开展了单砂体气层展布、气水关系、储量计算等研究。在此基础上,实施开发部署,并经论证分析,提出采用水平井与直井联合开发薄层底水浅层气藏的开发模式,取得了较好的生产效果,证明利用水平井技术开发薄层边、底水气藏是可行的,从而摸索出一条有效开发此类薄层边底水气藏的新途径。     

裂缝型底水气藏水侵动态分析方法

对有水气藏水侵动态和储量核实的研究是气藏开发动态分析的基础工作,而针对裂缝型底水气藏相关分析方法的研究还较少,如何利用底水气藏的开发动态数据来研究水体性质及水侵动态,对底水气藏的开发后期实施有针对性的排水采气措施具有重要的实际意义。在参照底水气藏数学模型的基础上,结合针对边水气藏的AIF模型,运用水体影响函数理论,建立了底水驱AIF和压力动态分析模型,得到水体影响下的裂缝型底水气藏水侵动态分析方法,并引入非线性最优化法以获得气藏的水侵动态。利用VisualBasic语言编制气藏水侵动态分析程序,并依据一个实际典型裂缝型底水气藏——川南威远气田的生产数据进行了水侵动态验证分析。实例研究结果表明,该方法可以较为准确获得裂缝型底水气藏动态储量、水体性质和水侵动态,是裂缝型底水气藏水侵动态分析的好方法。     

底水气藏超前排水采气

底水气藏的开发在气藏开发中占有重要地位,然而底水锥进对气藏的开发具有极大的影响。气井往往由于底水的过快锥进而被水淹停产,导致很大部分储量无法采出。而现有的排水采气方法都是考虑在气藏产水积液后进行各种措施,然而滞后的措施只能缓解而无法解除产水对气藏的巨大伤害。首次提出超前排水概念,将双层完井技术运用于底水气藏,实现早期气水同采、超前排水,抑制水锥的形成,并运用数值模拟技术进行了模拟论证。结果表明,超前排水排水量小,能够延长气藏稳产期,提高采收率,具有良好的经济效益。     

孤东边底水气藏有效开采的工艺技术

孤东地区浅层气为典型的疏松砂岩气藏,其中边底水气藏约占已开发的80％。其浅气藏埋深小于1 200米,气砂体物性好,胶结疏松,气井在生产中易出砂。而且,其泥质胶结经水浸泡后变得更加疏松,地层出水加剧了气层出砂。边底水气藏先期采用防砂等采气工艺技术,中后期采用排水、采气等一系列措施,并对其地区开发方案不断地进行调整挖潜,目前,该气藏采出程度为16.26％,气井利用率已提高到90％以上。     

薄层底水油藏控水用冻胶泡沫的室内研究

薄层底水油藏确定油水界面位置困难,射孔完成法建立底水隔板存在技术限制,而冻胶泡沫兼具冻胶和泡沫的双重作用,选择性好、封堵能力强,控制该类油藏底水锥进问题具有优势。室内实验通过黏度法和改进的Ross-Miles方法对冻胶泡沫体系进行了优选,得到了体系的优化配方为:0.2%聚合物LA100+0.4%有机铬交联剂FH-7+0.25%表面活性剂SDS+N2。体系性能评价结果表明,随反应时间延长(0率24 h),体系黏度由11.6逐渐增至200.0 m Pa·s,泡沫综合值由2838.0增至11899.0 m L·min。随着冻胶逐渐成冻,冻胶泡沫稳定性逐渐增强。体系的注入压力高,阻力系数超过6.0。封堵能力强,封堵率超过93.8%;选择性优于冻胶,可智能识别高渗通道。玻璃填砂可视化物理模拟表明,在生产井的近井地带,冻胶泡沫优先进入水锥入侵通道和底水层,形成稳定的底水隔板,扩大底水波及体积,采收率增值为32.6%。     

封堵底水技术在吴旗油田应用

吴旗油田已进入中高含水开发阶段,由于在开发过程中强抽强采和措施强度过大等造成底水上升。通过分析边底水活动规律,根据地质特征,剖析开发中存在的各类矛盾。对3口井实施现场封堵底水试验,摸索适合吴旗油田的封堵底水工艺技术。     

底水气藏水锥控制技术

底水气藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进,最大程度地延长气井无水采气期和控制底水均匀驱替,以达到提高底水气藏开发效果的目的。利用压差控制、水锥控制、井下气液分离技术来控制底水的锥进,气井含水得到了有效控制,从而达到了控制底水锥进、抑制含水上升的目的,取得显著效果。     

高温高盐底水油藏强化泡沫体系试验研究

我国底水油藏储量丰富,底水油藏的开发面临底水脊进的问题.泡沫具有视黏度高和选择性封堵能力,能够在底水油藏开发过程中起到压脊作用.为了得到压脊效果较好的强化泡沫,首先通过室内试验评价泡沫综合指数,筛选出了较好的起泡剂SA、DR和AM;然后进行了起泡剂的复配试验,筛选出4种泡沫综合指数较高的普通泡沫体系;为增强普通泡沫体系在高温高盐条件下的稳定性,加入聚合物稳泡剂,得到了强化泡沫体系.在模拟实际油藏条件下,对强化泡沫体系进行了7,14,21和28 d的老化试验,筛选出热盐稳定性较好、可用于现场的0.15%AM+0.05%DR+0.20%WP4强化泡沫体系.平板试验结果表明,强化泡沫体系的压脊效果比普通泡沫体系好,采收率提高明显.      

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。     

底水油藏控水压裂技术研究与应用

本文从底水油藏储层地质特点出发．通过借鉴国内外底水油藏成功改造经验和分析底水油藏改造要求和难点．在长庆油田底水油藏“三低一小”储层改造模式的基础上．有针对性的提出运用缝高控制剂在人工裂缝内形成人工阻挡层．阻挡裂缝向水层延伸的速度．降低在压裂过程中压开水层的机率，并形成适用底水油藏改造的控水压裂技术模式。文章指出．现场试验证明．控水压裂工艺的应用可有效控制压后含水．提高单井产量．达到控水增油的技术目的。[编者按]     

底水油藏压裂产能数值模拟研究

考虑毛管压力和重力作用．建立了三维油水两相渗流模型．给出了数值求解方法；利用研制的底水油藏压裂产能数值模拟软件．全面模拟分析了射孔厚度、压裂裂缝高度、裂缝长度、裂缝导流能力等对底水油藏压裂开采指标的影响。模拟结果表明，底水油藏进行射孔作业时应防止射开水层．采取控制裂缝高度的压裂工艺技术是确保底水油藏压裂有效的关键；在控制缝高的基础上，进行压裂施工规模的优化设计．以确定合理的裂缝长度和裂缝导流能力。     

典型底水气藏开发特征及适宜开发对策启示

四川盆地高石梯-磨溪灯二段气藏和太和气区灯二段气藏储层非均质性强，多尺度孔（洞）、缝发育，具有裂缝-孔洞型底水气藏特征，开发过程中面临底水沿缝洞快速侵入风险，开采难度大，缺乏可借鉴的有效开发技术对策。为科学开发这类裂缝性底水气藏，并为其他类型底水气藏提供技术参考，以中外典型底水气藏为研究对象，深入剖析各类型底水气藏的开发现状、地质特征和开发对策，明确影响底水气藏采出程度的主控因素，总结底水气藏控水治水对策，并在此基础上提出针对强非均质裂缝-孔洞型底水气藏的适宜开发对策。研究发现，裂缝发育程度、隔夹层发育程度和水体能量强弱是影响底水气藏开发效果的主要地质因素，深化气藏特征认识是提高底水气藏采出程度的基础，合理的开发技术对策可减缓底水非均匀侵入，均衡开采是实现裂缝-孔洞型底水气藏高效开发的关键。具体开发技术对策启示包括：(1)井震联合精细刻画储层缝、洞分布规律，动静资料结合持续深化气藏地质特征认识；(2)制定合理开发技术界限，加强气藏动态监测管理；(3)建立底水气藏水侵预测模拟体系，形成气藏全生命周期控水治水技术。     

底水气藏气水分层开采技术

底水锥进会造成气藏产量下降,气井水淹,采收率下降。通过双层完井,采用气水分层开采方法,使气水界面上的天然气通过油套环空排出,气水界面下的水则通过油管抽出,此法可以抑制气井水锥,使气井产量不受底水锥进临界产量限制,增加气井产量,提高气藏采收率。对气井排水消锥的原理进行了分析,用数学解析式计算了消除水锥时生产井的合理气水产量比,为底水气藏开发提供理论指导。气水分层开采技术适用于对底水分布认识比较清楚,同时气水界面比较明显的底水气藏。     

底水气藏气井动态模拟研究

使用锥进模型对鹿水气藏气井动态进行了模拟研究。通过对采气速度、气层有效厚度、水体大小、垂直渗透率与水平渗透率比值、水平渗透率、气井打开程度等参数进行敏感性分析,研究了它们对鹿水气藏开发效果的影响,为有效开发鹿水气藏提供了依据。     

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。     

边、底水气藏水侵机理与开发对策

边、底水水侵是导致气藏采收率偏低的主要原因,明确边、底水气藏的水侵机理与规律,有利于改善气藏的开发效果。为此,运用全直径岩心模拟边、底水气藏开发过程,研究其水侵机理、动态与规律。实验结果表明:对于均质气藏,只有边、底水能量充足且储层渗透性较好,气藏开发过程中才有可能发生大规模水侵,降低气藏最终采出程度;对于均质低渗透致密储层,边、底水水侵速度十分缓慢,对生产效果几乎没有影响,而边、底水能量主要决定于流体(水和气)自身的弹性膨胀能力和孔隙空间的压缩性。在物理模拟实验认识的基础上,建立了均质、非均质气藏边、底水侵计算模型。数值模拟计算结果表明:均质气藏储层水侵均匀推进,水侵速度慢;非均质气藏储层水沿着高渗透条带或高角度裂缝向井底推进速度快,且非均质性越强,水侵推进速度越快,气井见水时间越早。该研究成果丰富了对边、底水气藏水侵机理、动态与规律的认识,并为边、底水气藏的合理有效开发提供了具体对策。     

东海强底水气藏电泵排水采气措施效果评价

借鉴油藏成功经验,近年来电泵排水采气措施开始在海上强底水气藏推广应用,评价落实措施效果,有助于明确措施适用性,为该类气藏针对性控水、治水提供重要依据。该文以东海X1气井为例,基于措施后气井生产指标评价,应用气藏工程及数值模拟方法,研究了强底水气藏电泵排采后水侵、气水界面、无因次采气能力变化特征,明确了措施不见效原因。研究结果表明：电泵排采措施对于强底水气藏并不适用,该类气藏水体活跃,水驱前缘不稳定,单井点高强度排液无法阻止底水推进,反而因生产压差过大,引起水侵加剧、气水界面失衡,造成潜力区域过快水淹。该井实践认识可为同类气藏合理选择排水采气措施提供一定指导。     

考虑非达西流动影响的底水气藏产能新方法

针对国内外底水气藏实际开发特点,基于底水气藏气井具有3种渗流型态的实际流动特征,建立了底水气藏气井渗流模型并推导了底水气藏气井的新产能公式,该公式在考虑非达西流动影响的前提下综合考虑了三种渗流模式。实例分析表明,新方法计算结果可信度高,与二项式方法相对误差较小,为1.10%～3.85%;新方法仅需输入气井储层与射孔完井数据而无需进行实际的稳定试井测试即可获得气井产能。研究成果为底水气藏气井产能计算开辟了新的途径,对水驱气藏的科学开发具有现实指导意义。