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针对克拉2气田异常高压气藏渗流特点,结合动静态分析和气藏工程方法,选择数值试井的有效井网,根据井组区域构造、有效厚度及孔隙度等静态数据和相渗及高压物性参数等岩石和流体数据建立数值试井所需的气藏模型;再采用各井生产史建立井模型;结合克拉2气田2007—2008年井口测试数据及2008年9—10月有缆测试数据,运用数值试井技术进行了克拉2气田压力恢复资料解释及生产动态预测,得到了反映储层真实地质特征与生产动态的物性参数,形成了适合于异常高压气田的资料解释技术与动态预测方法。 相似文献
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克拉205井在井口进行不稳定测试时,井口压力动态出现异常。这种压力异常主要表现在关井后很短的时间内井口压力急剧上升到一个高点,随着测试时间的延续,井口压力开始下降。文章考虑关井后井筒流体温度的变化,建立关井后井筒温度降落剖面预测模型,提出了将井口压力较准确地折算到井底的方法。结合克拉205井的实际情况采用法国KAPPA公司研制的saphir试井解释软件,选用了适当的模型对克拉205井进行了试井分析,能很好地获得储层参数。 相似文献
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《天然气地球科学》2017,(12)
异常高压气藏井下地层压力监测及产能试井存在井口压力高、井控风险大、井底温度压力高、数据稳定性差、油管损伤大等现实问题,导致常规产能试井应用规模受限。通过对气井产能评价方法的研究,在利用井口油压考虑动能项确定井底流压的基础上,应用气井的生产动态数据对单井产能进行评价,并据此计算气井的地层压力(PR)、层流系数(a)、紊流系数(b),建立气井产能方程实现气田实时产能评价,制定单井合理产能与气田合理产量。实例应用表明,利用地面生产动态数据确定的气井无阻流量与实测井底压力得到的无阻流量的相对误差仅为2.75%,验证了利用地面生产动态资料评价气井产能的合理性。该方法不仅节约了测试成本和消除了测试风险,同时给气藏动态分析、跟踪数值模拟与气藏管理提供了科学依据,对同类型异常高压气藏开发具有一定的借鉴和指导意义。 相似文献
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针对迪那2异常高压气藏埋藏深、压力高、下井下压力计试井测试困难的实际情况,应用试油数据建立井口产能方程,并通过试井数据建立的产能方程所确定的井口无阻流量和绝对无阻流量来评价井口产能方程,统计表明迪那2气藏各井井口无阻流量与绝对无阻流量存在着很好的线性关系,应用二者的相关关系式,就可以用井口产能方程计算绝对无阻流量,为气井产能研究提供了一种新的方法。 相似文献
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苏里格气田普遍采用井下节流的生产工艺,虽达到了简化气井地面流程、节约开采成本的目的,但同时也给气井动态监测和压力测试带来了困难。多年来,苏里格气田不断探索适合实际情况的气井压力监测分析方法,从不关井测压技术、井筒液面监测技术、井口压力折算技术入手,形成了一整套具有苏里格气田特色的压力动态监测方法,并试验成功了基于井口数据采集、集气站进行处理分析的远程试井技术和不稳定试井分析技术,实现了压力计不下入井下开展气井测试工作的目标。现场应用表明,该套技术基本满足了苏里格气田气井动态分析和生产管理的需求。 相似文献
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川东北地区河坝异常高压气藏产能评价探讨 总被引:1,自引:1,他引:0
在气井产能分析中,井底流压是十分重要的参数。川东北地区河坝飞仙关气藏属于异常高压气藏,无法将压力计下到井底,只能根据井口测试压力和产量来计算井底压力。目前计算井底流压的方法较多,但因计算模型及计算参数选择的影响,导致气井产能差异很大,给产能评价及合理产量确定带来极大难度。通过对克拉2异常高压气井井底流压及天然气无阻流量计算方法分析,井筒压力-温度模型法计算井底流压、压力平方法计算气井产能适合河坝异常高压气井。为此,选择井筒压力-温度模型法和压力平方法计算了河坝H井的产能,并与其它方法进行了对比分析,为河坝区块飞仙关异常高压气藏气井产能评价及合理产量确定提供了依据。 相似文献
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克拉2气田作为西气东输的主力气田,因地质原因部分气井已经出水,严重影响气井产能和最终采收率,亟需采取排水采气工艺措施以维持气井稳定生产和边底水均匀推进。对常用排水采气工艺适应性进行了对比,指出克拉2气田目前最合适的排水采气工艺为井口增压和优选管柱,并对其开展了应用效果评价。结果表明:优选管柱和井口增压两种工艺可作为克拉2气田的排水采气工艺;对于出水气井而言,下入油管最优尺寸为62 mm,可有效携液生产并延长自喷生产时间;井口增压工艺可有效降低井口压力,释放地层能量,在井口压力降低6 MPa的情况下,自喷结束对应地层压力降低幅度可达10 MPa左右,大幅度延长了气井自喷周期。研究结果表明,井口增压可作为克拉2气田首选排水采气工艺,优选管柱可作为备选工艺。 相似文献
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异常高压气藏岩石变形特征及其对开发的影响――以克拉2气田为例 总被引:18,自引:6,他引:12
克拉 2气田是至今为止在中国陆上找到的最大整装干气气藏 ,也是“西气东输”的主力产气场 ,因此 ,开发好克拉 2气田意义重大而深远。由于该气田地层压力高 (74.3 6 MPa) ,压力系数高达2以上 ,属于异常高压气藏 ,故在衰竭式开采过程中 ,随着气藏的压力下降 ,该气藏的岩石骨架要承受比常规气藏大得多的净上覆压力 ,结果会使岩石发生显著的弹塑性形变和岩石渗透率、孔隙度和岩石压缩系数等物性参数减小 ,从而影响气藏的开发效果 1。据此 ,研究气藏开发过程中岩石形变对产能的影响是一个非常重要的课题。依据岩石覆压实验研究了克拉 2气田异常高压气藏岩石变形特征及其对开发的影响 相似文献
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大型整装异常高压气田开发初期开采技术研究――以克拉2气田为例 总被引:2,自引:0,他引:2
克拉2气田是位于塔里木盆地北缘的一个世界级气田,具有规模大、整装、气柱高、异常高压、单井产量高、完井工艺难度大等特点;为了高效开发好该气田,从开发初期起就应针对这些特点,对产量安全性进行合理评估,对单井产量进行优化配置,对压力特征变化进行准确把握,对动态储量进行了准确预测分析,无论从经济意义还是社会意义上讲这样做都是非常必要的。目前克拉2气田正处于开发初期,根据国内外有关开发经验,存在一定的产量风险,表现在产能往往会被过于乐观的估计。指出采用动态一体化早期评价技术,及时有效地分析气藏开采特征,评价气井当前的开采效果,跟踪、预测气藏的开采动态,完全有可能对异常高压气藏开采过程中出现的各种产量不安全因素进行提前预警,并可通过产量调控措施最大程度地降低或消除这种产量不安全因素,据此认为开发初期技术政策界限研究是目前唯一可行的提高开发管理水平的途径。 相似文献
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土库曼斯坦奥贾尔雷气田是阿姆河右岸二期工程的主供气田,具有典型的"金豆子"特征:储层物性好、产气能力高。然而,生产过程中却出现了油压连续大幅度下降、与试采方案存在较大差异等异常情况。为此,通过建立气井生产全流程综合分析方法,剖析可能造成气井油压异常变化的3种主要模式,即:(1)模式1——地层能量不足,地层压力下降较快,引起井口压力同步下降;(2)模式2——井筒管流压降异常,生产管柱中可能存在节流效应,造成井筒压降异常增大;(3)模式3——气井生产压差异常增大,产能大幅下降造成井口油压异常下降。在此基础上,通过系统的动态监测和深入地分析,认为该井由于钻井液密度高,而储层孔洞发育,部分重晶石在产层沉淀下来,随着高产量生产,重晶石被带出并在井筒中沉降,致使下部产层被掩埋,产气能力大幅下降,生产油压异常下降。据此及时提出对该井储层再改造、疏通产气通道、增加渗流能力的技术措施,利用连续油管冲砂洗井、酸化改造等措施,降低了综合表皮系数,减小了生产压差,恢复了该井的产气能力,确保了气井高产稳产。 相似文献
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大型整装异常高压气田开采技术研究――以克拉2气田为例 总被引:3,自引:3,他引:0
克拉2气田位于塔里木盆地北缘,该气田具有规模大、整装、气柱高、异常高压、单井产量高和完井工艺难度大等特点。针对克拉2气田的这些特点,研制了一整套高效开采技术,包括:高陡山地构造精细地震解释技术,巨厚砂岩储层精细三维地质建模技术,异常高压高产气藏产能评价技术,异常高压气藏岩石变形特征对开发影响研究技术,巨厚气藏完井工艺技术,山前高陡构造钻井防斜提速技术和高压气井防气窜固井技术。这一技术系统的形成为西气东输主力气田――克拉2气田的开发奠定了基础,对类似的其它高压气田的开发也有借鉴作用。 相似文献