水侵气藏水侵量与地层压力预测方法研究

天然水侵气藏水侵量的计算和预测是水侵气藏动态分析和预测的一项重要内容,它直接关系到气藏的开发效果。根据水侵气藏的压降方程和非稳态水侵量的计算模型,提出了在未来不同开采时间和累积产气量的情况下,预测侵入气藏的水量和对应的气藏压力的方法和步骤。采用据此编制的计算机程序,进行了实例计算和分析。对比计算结果发现,天然水侵气藏的累积水侵量不仅取决于天然气的采出程度和气藏压力,而且在气藏开发一段时间后还与开采时间有关。对于均质气藏,在同一采气程度下,采气速率越高,累积水侵量越少。因此,为了提高气藏的最终采收率,应尽可能提高采气速率。图１表２参２（陈志宏摘     

异常高压有水气藏水侵特征

在异常高压有水气藏开采过程中,地层水的侵入会形成"水封气",造成气井单井产能下降和单井动态控制储量急剧减少,严重影响该类气藏的最终开发效果。利用异常高压有水气藏水侵机理数值模拟模型,在研究水侵影响因素基础上,总结出一套异常高压有水气藏的水侵规律。研究结果对于制订合理的异常高压有水气藏开发技术对策,尽量降低"水封气"对气藏开发效果的影响,最终提高该类气藏的采收率意义重大。     

裂缝性边水气藏水侵机理及治水对策实验

针对裂缝性边水气藏主要治水措施建立了物理模拟方法并开展实验,系统测试了气藏内部动态压降剖面,对比分析了不同水体、不同治水措施下气藏开采动态及储量动用规律。结果表明：①水体能量不同时,相同的控气排水措施将导致完全不同的实际效果：30倍水体时,采收率可提高10.8%,而无限大水体时采收率反而降低15.6%。生产参数和动态压降剖面揭示无限大水体时,过分控制生产压差不仅难以减缓水侵,相反还会导致采速降低,延长水侵时间,加剧水侵对开发影响。②多井协同排水采气治水效果显著,裂缝性储层中的水会在自身弹性能和剩余气驱动下大量排出,大幅提升气相渗流能力,促使封闭气重新产出,采收率可再提高约10%~30%。水侵影响越严重的气藏,采取排水采气措施越早治水效果越好。③裂缝贯通水体和气井时,地层水主要沿裂缝向气井侵入,外围基质区含水饱和度增量低于5%,压降剖面显示基质区仍有大量封闭剩余气,这些未动用储量是后期开展排水采气等增产措施的重要物质基础。     

孔滩气田茅口组气藏水侵特征研究

通过分析孔滩气田茅口组气藏的地质特征和生产动态资料,提出了气藏裂缝圈闭系统的划分新观点.同时根据各裂缝圈闭系统的静、动态资料,分析了每个裂缝圈闭系统的地层水存储模式,认为该气藏存在4个裂缝圈闭系统,其中孔6井区裂缝圈闭系统为底部地层水存储模式,孔9井区裂缝圈闭系统为边部地层水存储模式,孔24井区和孔27井区裂缝圈闭系统为物性差异局部封存水存储模式.分析孔滩气田茅口组气藏水侵特征,为气藏的整体治水措施提供了可靠的依据.     

徐深气田火山岩气藏水侵识别与预测方法

徐深气田火山岩气藏普遍发育边水或底水,水侵导致了气井产能下降,气藏水侵的准确识别、水侵量的快速预测是制定合理开发策略的重要依据。以徐深气田D区块为例,建立了一套识别气藏水侵和快速预测水侵量的综合方法,首先通过动静态结合综合识别出气藏是否存在水侵,其次采用正向和反向2种思路计算D区块不同时期水侵量,通过引入虚设压力与累计产气量关系曲线反过来验证前2种方法计算结果的可靠性,最后通过计算不同阶段的水侵量,建立水侵量与累计产气量之间的函数关系,实现水侵量的快速预测。结果表明,这套综合方法不仅能可靠识别气藏是否发生水侵,而且能实现水侵量准确计算和快速预测,可以用于徐深气田其他区块的水侵识别与预测。     

孔滩气田茅口组气藏孔6裂缝系统水侵探讨

孔滩气田茅口组气藏由于早期不均衡开采,导致气井水淹停产,降低了气藏的采收率。为了寻求合理的治水措施挖掘气藏剩余储量,以孔6裂缝系统为例,计算并分析了水侵量、水体能量、水体强度、产水特征、水侵动态与途径,得出了孔6裂缝系统外部水体为底水,并且为有限封闭水域,地层水是以底水锥进的方式侵入气藏,给出了系统下一步排水合理化建议。以上研究成果完善了水侵理论,为气藏水侵治理提供了参考依据。     

考虑储层倾角和水侵的边水气藏见水时间预测研究

目前的边水气藏见水时间预测都忽略储层倾角及水侵对水运移的影响,只考虑水质点舌进,故造成预测的见水时间与实际见水时间有较大差异。为了更准确地预测气井见水时间,基于物质平衡方程及多孔介质流体渗流理论,同时考虑储层倾角及水侵的影响,以质点流动驱动压力和沿倾角方向的重力为依据,将储层水的运移分为水侵阶段和舌进阶段,建立了带倾角边水气藏见水时间预测模型。利用该模型分析了储层倾角及水侵对见水时间的影响,结果发现:水侵速度与水侵时间呈反比;舌进时间随储层倾角增大先增长后缩短,两者之间呈复杂非线性关系。实例应用表明,利用新建模型预测的见水时间与实际见水时间更加接近,表明预测边水气藏见水时间时应该考虑储层倾角和水侵的影响。该预测模型为深入研究带倾角气藏边水推进机理、预测见水时间提供了理论依据,对边水气藏的开发管理具有指导意义。      

川东石炭系气藏产出地层水特征初探

文章通过对川东石炭系气藏开采过程中产出地层水特征、机理分析，将出水气井归纳为沿高渗裂缝水窜、沿网状缝局部水侵和均匀水侵三种类型。三种水侵类型在地层中的水侵速度，以及对气藏开采的影响和危害各不相同，从而不同程度影响气藏和气井的开发效益。文中提出了预测和治理石炭系气藏地层水水侵和产水的主要措施。     

根据水区压力变化特征辨识高含硫边水气藏水侵规律

高含硫气藏产地层水严重影响生产,其安全清洁开发要求准确掌握水侵规律。储层非均质性强的边水气藏通常在某些方向水侵强度更大,表现出局部活跃水侵特征。经典水驱物质平衡分析方法基于全气藏平均地层压力进行计算分析,对局部水侵动态敏感性弱,早期研判和预测这类水侵影响较困难。为此,以水侵通道上水区观察井压力变化分析为重点,研究形成了诊断水侵特征、估算气藏开发全过程潜在水侵量大小的方法。与过去利用靠近水侵前缘的生产气井压力恢复数据分析局部水侵特征方法比较,围绕观察井录取动态资料作分析对气藏生产影响小且测压数据几乎不受生产制度变化的干扰。结论认为,多种方法配合能深入认识水侵规律,增强气藏开发治水提高采收率的针对性。     

高峰场气田石炭系气藏水侵特征分析

高峰场气田石炭系气藏，已有峰8、峰7两口井产出了地层水，峰3井也有地层水推进迹象。峰8井水侵主要表现，为局部大压差下的边水舌进；峰7井水侵与断层裂缝的导通密切相关，但同时也存在一个逐步推进的过程，总体评价气藏边水能量较弱，属不活跃边水气藏。水侵已导致峰7井产能降低、气藏动态储量减少和生产管理难度增大，并影响了开发方案实施，最终开采效果也将变差。下一步治理措施应立足于整体开发和储量、产能动用，峰3、峰8井应实施控水采气，峰7井应尽快恢复带水采气生产。在南区有必要增打1口～2口开发补充井，同时还应考虑气藏整体增压、泡排、地层水回注处理和管串结构调整等方面的工艺适应性改造。     

提高边水气藏采收率的方法研究

气藏开发实践表明，边水气藏的采收率要比定容气藏低得多。如何采取有效的方法提高边水气藏的采收率一直是气藏开发领域的一大难点。为此，从目前边水气藏的采收率普遍较低的现状分析出发，通过对边水气藏气、水两相渗流特征及影响水驱气藏采收率机理的分析发现，气藏的废弃压力和水侵波及系数是控制气藏一次采收率的主要因素。为提高边水驱气藏的采收率，目前传统的做法是控制气藏开采速度、保持气藏能量、尽可能地延长气藏的无水采气期和控制边水的入侵速度，这种开采方式最终造成边水气藏水淹时的废弃压力很高，而采收率较低的局面。由此建立了加快边水气藏开采速度、降低气藏废弃压力、增大水侵体积系数可以有效地提高边水气藏采收率的观点，文章从理论上论证了该思路的可行性，并以实际边水气藏为例进行了计算，计算结果说明了本思路的正确性。     

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近年在塔里木盆地北部相继发现了众多的凝析气藏,主要集中分布在轮台断隆和轮台低隆两大构造带。１９９８年又在南喀—英买力低隆第三系、白垩系发现了玉东２凝析气藏。塔北凝析气藏顶部埋深普遍超过４５００ｍ,属超深层凝析气藏。单相凝析气藏在塔北比较多见,其次是带油环的凝析气藏,再次是凝析气顶型油藏。从成因类型上可分为三种,即海相凝析气、陆相凝析气、海陆交互相凝析气。塔北凝析气藏具有三个特点：一是具有较高的气油比,区带不同差异较大;二是凝析油含量普遍较高,但异地或异层其差异较大;三是流体富轻组分、贫中间组分、微含或不含重组分。通过分析认为：轮南低隆凝析气藏的形成有两个阶段,第一阶段为海西晚期—印支期,第二阶段为喜山晚期。前者是在低压条件下,石油直接蒸发变为凝析气,后者是在异常高压条件下,石油溶解在压缩气中形成次生凝析气藏。轮台断隆凝析气藏是在下第三系沉积前后形成了现今构造格局,来自北面库车坳陷烃源岩排出的油气向南面隆起带上运移、聚集而形成现今的油气藏。     

和田河气田奥陶系底水气藏水侵机理研究

塔里木盆地和田河气田奥陶系底水气藏为裂缝性碳酸盐岩气藏，地质研究表明，该气藏水侵的主要方式为水锥型。为了分析该气藏底水上升规律，给开发方案设计提供科学依据，决定利用单井剖面模型对水锥机理进行研究。在分析其主要地质特征的基础上建立了单井剖面模型，采用数值模拟技术研究不同水体大小、不同有效厚度、不同射开厚度、不同非渗透层、不同地层渗透率、不同生产压差以及水平井技术对底水锥进的影响。结果发现，水体大小等因素都对底水锥进产生不同程度的影响，水平井则可以把“底水锥进”演变为“底水推进”。通过机理研究基本搞清了气藏底水运动规律，得出了防止和控制底水上升的措施。据此，建议气藏开发时采用水平井技术，气井部署在储层有效厚度大、平面渗透率较高、垂向渗透率较低的区域，射孔时应有一定的避射厚度，生产时要注意控制生产压差。     

碳酸盐岩储层水敏性实验评价及机理探讨

通常认为，碳酸盐岩储层少含或不含黏土矿物，水敏性很弱，甚至可以忽略。然而越来越多的研究显示，碳酸盐岩储层也可表现出较强水敏性。为此，选取川东北地区三叠系嘉陵江组、飞仙关组、长兴组储层碳酸盐岩岩心，进行了水敏性实验评价。结果表明，储层存在较强水敏性；随着用于实验的流体矿化度的逐渐降低，岩心渗透率持续下降，且当流体矿化度急剧降低时，岩样水敏性损害加剧。进而从化学平衡，电化学角度分析了储层的水敏机理，认为伊利石微结构是储层水敏性的潜在因素，其分散/运移及石膏水化膨胀，溶解-再沉淀、碳酸盐矿物的析出，是储层水敏性的主要原因；水敏实验中的离子强度效应大于同离子效应对石膏溶解度的影响。     

克拉2气田储层特征及优质储层形成机理

塔里木盆地库车坳陷北部的克拉2气田的天然气主要储集于白垩系巴什基奇克组辫状河三角洲沉积的岩屑砂岩、长石岩屑砂岩中，储层孔隙发育，连通性好，以受溶蚀作用改造扩大的粒间孔隙为主。储层孔隙度为15%～20％，渗透率为200×10^－3～800×10^－3μm²，属于中孔中渗储层。通过显微镜下观察发现，岩石在埋藏过程中以机械压实作用为主，颗粒主要为点、点-线接触，压实作用弱-中等；发育碳酸盐和黏土矿物胶结，石英次生加大胶结较少，总体上胶结作用不强烈；溶蚀作用主要发育于长石和岩屑颗粒内部与边缘，以及粒间碳酸盐胶结物；目前岩石处于中期成岩阶段。优质储层的形成主要与砂岩储层早期长时间浅埋、晚期短时间快速深埋，异常高压对压实作用的抑制以及晚期溶蚀作用对孔隙一定程度的改造扩大有关。     

有水气藏特性及开采对策浅议

有水气藏动态特征具有特殊性,其气水分布模式多样,同一水动力系统可能存在多个含气圈闭,正确认识气藏地质背景和水体驱动能量非常重要。气藏出水井可能出现在气藏任何位置,对于裂缝发育、构造平缓和高含水等气藏,更是如此。不同类型有水气藏,出水特征不同。产水气井动态特征可归纳为孔隙水产出、异层水产出和边水产出特征。地层水一旦获得必需的驱动力,比天然气更容易通过多孔介质,根本原因是水分子和天然气分子的物理特性不同,在一定驱动力下,水比烃类流体更具通过性。有水气藏在开采过程中发生水侵危害是必然的,合理布井、合理工作制度有利于延长气藏无水采气期和自喷生产时间。排水采气应该是降低地层水危害,提高开采效果的首选措施。有水气藏开采对策直接影响开采效果,开采对策应兼顾近期生产目标和远期开采效果,以提高气藏采收率为终极目标。     

我国低效气藏的地质特征及其成因特点

低效天然气藏是一个相对的概念,它是针对我国广泛存在的低孔渗、低丰度、低产能的天然气藏而划分出来的一类气藏.该文在系统分析我国天然气藏的基本特征之后,总结了低效气藏的资源分布状况,从圈闭类型、沉积类型和成岩阶段上提出了低效气藏的地质特点,并围绕导致天然气层低效的地质因素进行了探讨,以期为我国低效气藏形成的主控因素的分析和地质模式的建立打下基础.     

气藏束缚水饱和度实验测试与机理

气藏在开发过程中普遍产水,不同渗透率砂岩储层含水饱和度是气藏产能评价的重要依据。采用气水相对渗透率测试与铸体薄片、高压压汞等实验相结合的方法,测试渗透率为(0.013~14.22)×10-3μm2的砂岩岩心的相对渗透率,并获得其孔隙结构参数。结果表明:岩心渗透率越大,则束缚水饱和度越低,但不同渗透区间,束缚水饱和度的变化幅度不同;岩心的孔隙与喉道发育越好,束缚水饱和度越低。机理认识有助于制定含水气藏合理工作制度与开发方案。     

边水气藏气井合理生产压差及产量的确定

在水驱气藏开发过程中，气水界面的稳定运动及均匀推进对于气井稳定正常生产、提高气藏采收率有较大影响。考虑具有一定倾角的均质各向同性边水气藏，在假设原始气水界面为一水平面的情况下，利用气、水地层渗流的基本规律，从理论上推导了保持气水界面稳定运动时气体渗流速度应满足的条件，同时获得了气井合理生产压差及产量的表达式，并对１口边水气藏气井的生产进行了分析，结果表明所提出的计算方法具有符合现场生产实际的特点，为边水气藏气井合理工作制度的确定提供了依据。     

遗传算法在水驱气藏地质储量及水侵量计算的应用

对于水驱气藏,特别是比较活跃的水驱气藏。水侵主要维持地层压力,并将产量维持在初始产量,直到水锥突破,其结果直接影响到气藏的采收率,因此如何准确计算水驱气藏地质储量和水侵量大小,对气藏动态预测显得非常重要。国内外学者曾作过大量的研究,但由于过分理想化的假设,使计算过程繁琐且结果精度不高。本文以物质平衡方程为基础,建立了关于地质储量和非稳态水侵量的非线性模型,并采用遗传算法进行求解,可以直接计算水驱气藏的地质储量及水侵量。通过实例对比分析,证明此方法具有计算过程简单、快速,计算结果准确、实用的特点。