川中蓬莱镇构造X1井自喷产大水机理研究

川中蓬莱镇构造X1井是一口生产了40余年的大水井，在经历自喷产大水、潜泵抽汲产水、再一次自喷产大水过程中，已由一口特大产水井变为具有工业采气价值的气水同产井。在前人研究的基础上，结合该井的开发动态资料，对产大水机理进行了分析研究，认为第一次自喷产大水主要靠天然气的弹性膨胀作用，第二次自喷产大水是由于气水界面下降天然气大量窜入井底带水产出。并对产生气窜的主要影响因素进行了总结，为以后该井和具有相似特征的井的开发提供依据。     

压力交会法确定ZG气田石炭系气藏气水界面

含气面积的精度对天然气储量的可靠性具有决定性的影响,而确定含气面积最主要的工作是划分含气边界。Z1井和Z2井的石炭系分别为气层和水层,而压力系统分析表明ZG气田石炭系气藏是同一压力系统的气藏,Z1井、Z2井的石炭系处于同一压力系统内,此类气藏能用气、水井压力交会法准确确定气、水界面。气、水井压力交会法预测气水界面的原理是基于同一压力系统的气层与水层区域内,其压力梯度存在明显的差异,在气水界面处气、水层的压力相等。文章利用Z1井、Z2井测试所得石炭系的地层压力及气、水分析成果,建立了相应的气柱方程和水柱方程,进而联解方程求得ZG气田石炭系气藏的气水界面海拔为-3506.34m。     

提高有水气藏的采收率

川南三、二迭系气藏,属碳酸盐岩不均质裂缝性气藏。它在纵向上具有多产层、横向上具有多裂缝系统的特征。在同一气藏内存在着有水裂缝系统和无水裂缝系统。而地层水是受裂缝系统控制的封闭型的水,它与外界不连通,没有供水区。在开采过程中,随着采出量的增加,水产量会越来越小,因此水体是有限的。裂缝系统内的地层水有弹性能量。这是由于在地层条件下水中溶解有天然气的缘故。但是单位体积的水溶解的天然气是有限的,因此,水的弹性能量也是有限的。从以上认识出发,对位于不同构造部位的井采取不同的开采方法,可以提高有水裂缝系统的采收率。如在同一裂缝系统内的不同构造部位的井,在构造高部位的井采气,低部的井排水采气;处于构造高部位单独裂缝系统的井,控制合理的采气速度以延长无水采气期;在构造低部位气水界面附近的井,一开始就进行排水采气。然后根据不同的生产阶段,优选出“三稳定” (产量稳定、压力稳定和气水比稳定)的生产制度,求得较长时期的稳产。总之,针对各井的不同情况,采取适合该井的开采方法,可以提高有水裂缝系统的采收率。     

完善末期井排水工艺挖掘高渗井孔隙储气

在生产后期，气井举升能力下降，开采难度大，一般气水井只能采出裂缝储气的40％～70％。镇1井采用泡沫排水采气工艺，裂缝储气基本采完后，又采取了一系列技术措施，使气井5次起死回生，有效挖掘了孔隙储气。对同类气水井(裂缝系统)提高采收率具有指导作用。     

川中蓬莱镇构造X1井自喷产大水机理研究

四川盆地中部蓬莱镇构造X1井是１口生产了40余年的大水井，在经历自喷产大水、潜泵抽汲产水、再一次自喷产大水过程中，已由１口特大产水井变为具有工业采气价值的气水同产井。在前人研究的基础上，结合该井的近期开发动态资料，对产大水机理进行了分析研究，认为第一次自喷产大水主要因天然气的弹性膨胀作用，第二次自喷产大水是由于气水界面下降天然气大量窜入井底带水产出。此外，还对产生气窜的主要影响因素进行了总结，认为储气空间与井底之间的压力差、气水界面与井底的距离、储气层到井底渗流通道的好坏是天然气发生气窜的主要原因。如果钻遇井的水体没有经济价值，可以靠机抽排水的手段使天然气突破水体窜入井底并产出，从而实现经济利益。     

试论在川南二叠系阳新统中找气的新途径—排水找气

本文从川南二叠系阳新统中多为气水共存的中小型裂缝系统这一特殊地质条件出发,通过对实际资料和若干奇特现象的调查及分析推断,提出气水共存气藏的基本地质模式及找气新途径——排水找气。即利用气体的天然能量,从位于水体中的水井中排气,实现水落气出,发现新的天然气储量。     

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油田上常采用注水驱油、洗油或注水保持油环压力等开采方式,不仅为油田中后期的开采提供了必要手段,同时也顺利地解决了油田水的出路问题。但是,在气田开发生产中地层水的出路问题却是棘手难办.气水在地层中的运移不同于油水在地层中的运移,而四川地区裂缝性气藏碳酸岩产层的极不均质性又决定了气田水的处理不能简单地采用回注地层的方式.上作业队伍新打专层并或对已无开采价值的老井进行上试修井作业,既花钱又无成功的把握;用生化处理方法投资太大,用堵水工艺对同层出水的井却受到一定限制.目前,四川地区有相当一部分气田的气水同产井因产生卤水无法处理而长期     

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气井的试井分析是气藏开发动态监测和动态分析的一个重要手段。气藏和气井进入开发的中、后期后,不同程度地见水使井筒气水两相流动和地层气水两相渗流对试井分析结果的影响日益突出,包括常规试井方法和现代试井方法的现有传统试井分析技术受解析解处理方式的限制,无法较好地考虑上述复杂因素的影响,寻求新的试井分析方法已经成为气田开发对技术发展的一大要求。文章针对天然气开发过程中气水井井筒流动和地层渗流的特点,考虑井筒气水两相流动和地层气水两相渗流等对试井分析的影响,建立了气水两相地层／井筒两相组合数学模型并用数值方法进行了求解。为气水井试井开辟了新的途径。     

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。     

煤层气井气水两相流动阶段流入动态研究

煤层气井在开采过程中必定经历气水两相流动阶段,气水两相流动的结果,必然导致煤层气藏压力动态发生变化.因此,研究煤层气井气水两相渗流理论,对于预测煤层气井气水两相流动阶段井底流压的变化及产量动态具有非常重要的作用.基于质量守恒原理,建立了煤层气井气水两相流动阶段地层瞬态渗流的数学模型.通过定义气水两相拟压力函数,同时考虑...     

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龙门气田位于大天池构造带中段断下盘,其石炭系气藏探明储量183.99×108m3,气藏生产井6口,日产能151×104m3,年产能5×108m3。《龙门气田石炭系气藏初步开发方案》认为,气藏存在边水,且气水界面海拔－4420m。1997年12月7日气藏投入试采,动态资料表明6口气井彼此相互连通为同一压力系统。以构造鞍部相连的任市高点与龙门高点气区相互连通为同一压力系统。气藏存在两个独立水体,天东9井附近存在一个有限水体和气藏较大范围内的边水。气水同产的天东9井多次加大气量提水的生产管理方式在川东气田开发史上属于首例。位于构造北端的水井动态资料表明与气区可能不连通。生产动态表明气藏的气水界面比原气水界面低50m左右。试采对气藏水体的认识与气藏初步开发方案的结论有较大差异。文章结合气藏大量生产动态资料,对水体进行分析研究,为正在进行的气藏开发方案的编制提供依据。     

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��Starting from the characteristics of Sichuan carbonate reservoir,combining with the phenomena of activity of formations water,and analyzing the geological Condions and production performance of the typical gas reservoir,the writers consider that,in a gas pool trapped within a certain extent, the energy of the aquifer,which was very strong for a time,mainly came from the "sub-active gas reservoir" concealed in it. There are two main types of water influx in Sichuan gas reservoirs.One is the ordinary "normal water influx",the other is the "abnormal water influx" controled by the "sub-active gas reservoir".The manifestation of the two different types of water influx in gas reservoir production is emphatically analyzed in this paper also.     

The Estimation of Reservoir Brine Properties During Crude Oil Production Using a Simple Predictive Tool

Most oil wells eventually produce some quantity of reservoir brine (formation water) over their lifetime. Increased water production is usually indicated by a significant increase in the water to oil ratio (WOR) of the well. As the WOR of well increases, it causes costly added water handling, it reduces efficiency of the depletion mechanism, the afflicted well may be abandoned early, there can be loss of the total field overall recovery, and because reservoir brine (formation water) is corrosive its disposal becomes expensive. In this work, a simple Arrhenius type function is presented for estimation of reservoir brine (formation water) properties for temperatures above 30°C and salt contents between 5% and 25% by mass. An Arrhenius type function has been selected because it is easier than existing approaches, less complicated with fewer computations, and suitable for engineers. These expressions can then be incorporated into further calculations that require predictions of reservoir brine (formation water) properties as functions of temperature and salt content. Estimations are found to be in excellent agreement with the reliable data in the literature with average absolute deviation being around 0.09–2.6%. The tool developed in this study can be useful for the petroleum engineers to have a quick check on the reservoir brine properties at various conditions without opting for any experimental measurements. In particular, chemical and petroleum engineers would find the proposed approach to be user-friendly with transparent calculations involving no complex expressions.     

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川南裂缝性有水气藏具有小型化、有水和封闭性的特点，一口井就是一个单独的裂缝系统，同一构造、同一气藏上有很多的裂缝系统，裂缝系统之间相互独立、互不连通,难以形成规模较大的整装气田，气井投产时间先后不一，产能建设视气藏储量和产能而定，采用滚动勘探开发方式，这给气藏开发工作带来了较大的困难，在气藏试采和产能建设之前，摸清气藏储量和产能是经济有效气藏的关键。为此，文章对气藏储量和产能的计算方法进行了研究，但是现有的方法大部分局限于气藏开发的中后期，而早期根据压力恢复试井资料计算气藏储量和简易评估气井 能方法的研究，成果相对较少。通过对利用压力恢复试井资料计算储量和产能的方法作了专题研究，提出了适合于川南地区裂缝性有水气藏计算储量和产能的气藏早期储量预报的对数差值法和确定气井无阻流量的方法。 该方法已在川南气田广泛应用，效果显著。     

磨溪气田嘉二段气藏产能特征

川中磨溪气田嘉二段气藏的勘探开发经历了近３０年，取得了较好的成果，是中国石油西南油气田公司在川中地区发现的最大的嘉陵江组整装气藏。但气藏地质情况十分复杂，给气藏的开发带来了较大的困难。为此，充分利用气藏的静、动态资料，对气藏气井的产能特点及高产井控制因素进行了深入的分析。研究表明：该气藏气井产能低、生产压差大、测试产能差异大、非均质性强、气水关系极为复杂；相对高产气井平面上主要分布在构造的南翼，纵向上嘉二²B层是主力产层，但在嘉二¹亚段也存在获得高产气井的可能性；气井产能主要受到沉积相、沉积微地貌、裂缝的发育程度、储层中天然气的饱和度、储层保护和改造措施等因素的控制。     

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储层特征和损害机理研究表明,先天不足和极大的损害潜力在川西裂缝性致密砂岩气藏中得到集中体现。经过十几年不懈探索,川西致密气层保护与改造技术获得重大突破,基本形成过平衡水基工作液体系的配套工艺技术系列。实践进一步明确了致密气地层损害控制的三个原则：①气层保护与气层改造并举;②气层保护以裂缝为重点,兼顾基块;③以效益为中心,实现三个有利于。为适应川西致密气藏立体勘探开发形势,提出要逐步形成适合于不同压力系统、不同井眼轨迹、不同流体体系的配套技术系列。指出现阶段要在完善过平衡水基工作液体系基础上,发展“火攻气层”技术,与现行过平衡水基体系相结合。气体类工作流体及配套工艺技术将成为下一世纪致密气开发的主导技术,应不失时机地做好技术储备。强调必须用非常规的地质和工程技术思路,解决非常规致密砂岩气藏中的关键问题     

广安地区须家河组气藏气水分布特征

广安地区是四川盆地中部上三叠统须家河组天然气最具勘探潜力的区块之一,其复杂的气水关系一直制约着气藏的高效开发,弄清气水分布情况成为当前气藏开发过程中的首要任务。运用气水分异理论、水蒸气含量计算、试气试采分析等研究手段,分析了气藏的气水分布情况以及产水特征。研究表明,广安气藏气水分布特征仍遵循上气下水特征,气水过渡带纵向范围较宽;通过经验公式确定地层条件下天然气水蒸气含量为0.052 1~0.092 7 m³/10⁴ m³,如果生产中水气比大于该值,气井很可能产地层水;试气试采分析认为：产水量较高的井主要集中在须六段气藏A区构造北北东部和B区,以及须四段气藏部分区域。     

裂缝型产水气藏水侵机理研究

在裂缝-孔隙型有水气藏开采过程中,边水或底水容易沿裂缝通道向生产井窜流,形成气水两相流,增加渗流阻力,封闭并分隔部分气区,降低井产量和气藏采收率,对采气危害很大。针对裂缝型产水气藏的储集层特征,建立了水驱气渗流的物理实验模型,通过实验,从微观机理上揭示了裂缝型气藏发生水侵时天然气主要以绕流封闭气、卡断封闭气和水锁封闭气的形式存在。气藏水侵在宏观上主要表现为低渗透岩块水侵、气藏水侵和关井复压“反向水侵”,其结果是水对气区进行封闭、封隔和水淹,堵塞部分气区的渗流通道,使可动气变成“死气”。结合气藏水侵机理研究了K6井裂缝系统的水侵规律,为该气藏开发调整提供了有效的依据。     

断层输导型天然气成藏模式的动态成藏过程——以川西坳陷新场构造带上三叠统须二段气藏为例

上三叠统须家河组二段气藏是四川盆地川西坳陷致密砂岩气勘探开发的重要区块,但须二段气藏气水分布关系复杂、勘探开发难度较大。为了给川西坳陷须家河组气藏的高效勘探提供新思路,以新场构造带须二段气藏为研究对象,根据地层水化学特征,结合构造、断层输导体系特征及单井生产动态分析,探讨了SN走向断层对须二段气藏天然气成藏及气水分布的影响。研究结果表明:(1)新场构造带须二段气藏油气高产富集区主要表现为断层输导型天然气成藏模式,该类成藏模式具备良好的构造—断层—储层配置条件,含气性好;(2)断层输导型成藏模式的气藏高产富集主控因素为"古今构造高位+断层通源输导+优质储层聚气",构造—断层—储层时空配置是控制气水分布的关键;(3)根据构造—断层—流体—成岩—成藏时空配置的差异性,结合单井生产数据,将断层输导型天然气成藏模式细分为"高产稳产、气水同产""中产稳产、低产水""低产气、高产水"3种气水产出特征;(4)具有"高产稳产、气水同产"生产特征的钻井,表现出"断层、储层在构造高部位相接"的特征,而具有"中产稳产、低产水"生产特征的钻井,普遍具有"断层、储层在构造高部位、低部位均相接"的特征,单井以产气为主,天然气产量稳定,仅产少量低矿化度地层水,可以通过实施水平井钻井来提高单井产量,以获得较好的经济效益。     

X8井气水产出关系分析

四川盆地XN气田香溪群气井开采过程中见水普遍,气井见水后产能迅速降低或水淹停喷;气藏水体活跃,气井产气量低、产水量高,气藏开发效率低、采出程度不高。在分析气藏开发地质特征基础上,重点解剖了X8井开发过程中气水产出量的变化。与一般的有水气井不同,X8井见水后,初期每次开井先产水再气水同产,后期每次开井则先产气再气水同产。通过对水体特征和驱动能量的研究认为气藏水体体积有限,水体主要靠分隔气弹性驱动能量作用产出。分析了隔气式气藏的气驱机理,很好地解释了X8井气水产出的复杂现象。