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气藏水侵是川东气田开发过程中遇到的普遍现象。气井的出水会对气藏开发带来严重的不利影响。目前气田开发现场所采用的一些常规监测和分析手段对气藏的早期水侵也收效甚微。如何探测气井的早期水侵并预报气藏水侵情况一直是困扰气田中后期开发的一大难题。章通过对不稳定试井理论模型研究，得到了识别天然水侵边界的方法，将这种方法应用到实际的有水气藏开发动态分析中证实：可以通过试井分析来诊断气井的早期水侵和预报气藏水侵状况。这样，就可以根据气藏的实际水侵情况及时调整气藏的生产规模和采气速度，以减缓水侵速度，延长气井的无水采气时间，提高气藏的采收率，从而提高气田开发的经济效益。     

基于试井分析方法的元坝气田水侵早期识别

为准确识判底水气藏早期水侵,提前主动采取有效的防控水措施,降低底水锥进对气藏开发的影响,针对目前水侵识别方法识判时间滞后,贻误控水时机的问题,综合考虑元坝气田实际地质情况,建立了考虑有限水体的底水气藏水平井试井分析理论模型,绘制了试井典型样版曲线,分析了底水锥进对试井样版曲线的影响规律。通过对元坝气田典型井历年试井测试资料进行剖析,结果表明：1)利用试井分析方法识判气井早期水侵,比常规的水化学分析法提前0.58年;2)早期水侵严重伤害储层渗透率,有效渗透率大幅降低9.7%,但可补充地层能量,单位压降采气量提高15.3%;3)早期水侵井实施控制产量在底水锥进临界产量下的控水措施,延长无水采气期4年以上。该研究成果为底水气藏提前识判气井水侵,提高含水区气井储量动用率与采收率提供了理论支撑。     

不稳定试井监测气井早期水侵

水驱气藏水侵的识别方法主要有产出水分析、视地层压力法、水侵体积系数法、视地质储量法、生产动态分析法等,要求较长生产时间和较高采出程度,不利于水侵的早期识别。在已有研究成果基础上,利用不稳定试井理论模型,提出了底水水侵不稳定试井识别方法。此方法能同时监测气藏气井早期水侵、诊断水侵类型及水侵状况,及时调整气藏生产规模和采气速度,延缓水侵速度达到提高气藏采收率的目的,这样能及时有针对性的制定控水、治水对策。     

牙哈凝析气田边水推进判断方法研究

牙哈凝析气田是目前国内已投入开发的规模最大的,具有边水的整装凝析气田.对于水侵凝析气藏,掌握了水侵特征才能有效改善气藏的开发条件.在现场应用中经常采用试井解释的方法研究边水推进的情况.但井底相态变化会影响到试井特征曲线,从而使边水推进的情况不易判断.文章使用现代试井解释方法,应用KAPPA公司的Saphir试井解释软件对牙哈凝析气田3口生产井历次压力恢复试井先进行了试井解释,然后建立三维数值模型,将试井解释成果与数值模拟研究成果相结合,综合判定牙哈凝析气田边水推进的情况.这对正确认识凝析气藏开发动态及水侵特征,加强动态监测技术研究,对凝析气藏进行有效开发起着重要的指导作用.     

柴达木盆地多层边水疏松砂岩气藏开采实验

以柴达木盆地第四系疏松砂岩气藏为研究对象,根据气藏纵向多层强非均质、边水活跃等特征,建立多层边水水侵气藏开采物理模拟实验方法。选用气藏天然岩心进行“串并联”组合构建实验模型再现气藏多层地质特征,通过室内仿真模拟气藏衰竭开采全过程,实现气藏无水侵、水侵无绕流和水侵绕流3种情景下一井四层合采生产模拟研究。可视化监测恒压边水水体沿不同渗透率储层水侵过程,分析了气井配产大小对水侵路径及水侵前缘推进速度的影响,明确了边水非均匀水侵发生后对气藏产能、采收率以及残余气赋存特征的影响,揭示了该类气藏边水沿高渗层非均匀突进和水封气形成的机理,为该类气田制定合理控水开发措施提供依据。     

示踪剂在涩北气田边水推进监测中的应用

通过对6个层组10个井组注示踪剂监测并结合气藏数值模拟和动态分析,得知各见剂井组的水侵方向和水侵速度,了解了层组边水整体的侵入趋势。不同监测层组水侵速度差异较大,水侵速度介于2.7~5.2 m/d,水侵方向沿高压区向低压区推进。影响边水推进速度的主要因素有物性、压差和构造形态。在监测期间未见示踪剂的监测井并不能说明监测井未受边水波及影响,只能说明在当前压力、构造位置、生产状况等方面因素的影响下,边水还未推进到监测井。经过数值模拟预测Ⅰ—2—2层组采气速度控制在2.5%~3.0%较为合理,稳产末期采出程度受采气速度的影响程度最小。     

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。     

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。     

子洲气田边水气藏合理开发对策研究

分析某地区地质特征的基础上建立了边水气藏单井概念模型,采用数值模拟方法研究不同大小水体情况下气井距边水的距离、气井不同生产制度和不同水气比对水侵时间和稳产时间的影响,通过研究,得出气井距边水的极限距离和合理的生产制度,从而提高气藏采收率,为同种类型的边水气藏开发提供研究思路。     

裂缝水窜型出水气井的治水方法研究

当前,四川气田的出水气藏和气井正呈不断增多的趋势,对现场生产和气藏开发开采效果的影响也越来越大,故采取符合气藏地质特点的防水治水措施是十分重要的。对水侵的各种防治方法进行了总结和综述,用动态分析的数值模拟等手段,对实际气藏（气井）在不同措施下的防水治水效果进行了计算和对比分析,针对裂缝水窜型出水气井,提出采用水井排水泄压的“排水采气”措施,可以有效地控制边水恶性水侵,恢复和提高气井产量,提高气藏采收率。同时指出：气藏水体也是气藏整体能量的组成部分,排水量过大,可能导致地层能量消耗过度,从而影响气藏的稳产年限和最终采收率,故应确定合理的排水量     

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。     

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胜利油气区的浅层气藏主要分布于第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。气藏类型主要为透镜状岩性气藏，少量为构造—岩性气藏。由于气层埋藏浅、成岩性差、胶结疏松，以及大部分气砂体存在边底水，存在气井易出水、出砂、稳产期短等开发特征。经过２０余年的开发实践认识到：①稳定、合理的工作制度是延长气井自喷期的基础；②新井先期防砂是延长气砂体生命期的必要保证；③自下而上逐层上返的分层开采是浅层气藏生产的基本原则；④合理的射开程度是延长边底水气井无水采气期的先决条件；⑤降低井口回压，排水采气是增加气砂体可采储量的有效途径。     

复杂油藏开发中的能量保持研究

对于边底水驱油藏、应力敏感油藏与高油气比油藏等复杂油藏,如果地层能量保持不适当,将会改变储层的渗流特征,显著降低油藏的采收率和开发效益。在深入研究复杂油藏生产特征的基础上,根据渗流理论阐述了边底水驱油藏水侵对储层的伤害、高油气比油藏脱气对渗流的影响、应力敏感油藏在较大应力下对渗流的影响,同时分析了其影响程度与地层能量保持的相互关系。在此基础上,提出了复杂油藏能量优化控制措施:对于边底水驱油藏,可以通过控制采油速度与产量、采用合理的井型及控制地层能量,改善油藏渗流特征,促进油藏的高效开发;对于应力敏感油藏和高油气比油藏,可以通过采用合理的井型、适时注水、采用合理的开采速度、改善油藏的渗流特征,提高采收率。     

渤海S油田厚稠窄边底水油藏水平井合理生产压差研究

针对渤海S油田5井区油藏具有储层厚度大、地层原油粘度稠、平面上呈窄条状分布等特点,在精细地质模型的基础上,利用油藏数值模拟方法,研究了水平井开发"厚稠窄"边底水油藏的合理采油速度,分析了在不同生产压差时的含水率、日产油量、含水率和采出程度的变化规律,确定了"厚稠窄"边底水稠油油藏水平井开发的合理生产压差,并提出了"厚稠窄"边底水油藏水平井高速高效开发的新思路。     

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孤岛、孤东浅层气藏是位于济阳坳陷沾化凹陷的两个地质条件类似的气藏,也是胜利油田最大的两个浅层气藏。本文主要介绍了这两个气藏的主要地质特征,论述了开发中的主要异同,并指出了浅层气藏开发中应该注意的一些问题。孤岛浅层气藏的主要做法是：利用半报废的油井或注水井转为气井、高采气速度、后期防砂、开采末期进行了精细气藏描述。与地质条件相对较好的孤岛浅层气藏相比,孤东浅层气藏在气藏采收率、气井利用率等方面的整体开发效果得到了明显提高。分析其原因主要在于以下6个方面：1．地质基础工作扎实;2．气藏工程设计细致、求实;3．初期运用了先期防砂等新型采气工艺技术;4．中后期及时采用了经济、有效的排水采气等一系列措施;5．开发方案跟踪工作深入,不断进行调整挖潜;6．生产管理中引进了ABC等现代化管理方法。     

川东石炭系气藏合理开发井网分析及探讨

在川东地区的石炭系气藏，以福成寨、张家场等为代表的老气田开发效果较好，各生产井配产合理，全气藏始终维持均衡开采，未明显引发边水的快速推进，动态储量逐步增大，气井稳产时间延长，开采效益很好；而以云和寨、双家坝等为代表的新气田，因生产井网较稀、井距较大，气井控制全气藏的难度较大，而单井配产又高，气井在投产2～5 ａ后就易引发严重的压降漏斗，导致气井提前产水，并使部分含气区的储量被水淹或分割而无法动用，气藏稳产期缩短，难以达到开发预测水平，开发效益变差。文章通过总结川东地区石炭系气藏20多年的开发经验，对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的综合对比，认为合理的生产井网密度对中-低渗非均质性气藏是非常重要的，是确保气藏开发指标如期实现、提高气藏最终采收率和整体开发效益的关键因素。中-低渗非均质性气藏的合理井网密度为3.0 km²/口左右，单井控制的储量（5.0～10.0）×10⁸ m³，采气速度控制在3.0%～4.0%。     

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。