典型低孔低渗气藏产水特征研究——以平落坝气田须二气藏为例

通过对平落坝须二气藏气井产水特征的研究，将气藏产水分为两个产水阶段、三种产出方式。该气藏储层孔隙含水饱和度较高，储层部分区域存在夹层水，当地层压力下降到一定程度，这部分孔隙水或夹层水在压差诱导作用下而产生流动。由于储层裂缝发育，地层水沿裂缝方向窜进，或沿与裂缝带发育方向形成较大的夹角，在类似微细网状裂缝中形成局部舌进水侵。     

中坝须二气藏与雷三气藏气田水回注配伍探讨

有水气田进入中,后期开采,随着气藏压力的下降,地层水会逐渐侵入气藏,随着天然气一道流向地面,不仅给采气生产造成困难,而且也带来环境问题。为减少气田水对环境的影响,目前对气田水最有效的处理方式是回注处理,但对不同气藏的气田水,同时进行回注时,要保证回注成功和回注系统正常运行,必须对水质进行配伍实验。本文针对西南油气田分开公司川西北气矿的中坝须二气藏与雷三气藏水的水质特征,进行水质配位实验,从而了解影响回注的因素,并提出解决的措施。     

中坝气田须二气藏提高采收率研究

结合气藏静动态特征对气藏进行了进一步分析和研究,利用数值模拟技术对气藏排水采气动态进行了预测,提出了进一步实施排水采气是提高气藏采收率的有效途径。     

中坝气田某气藏高效开发经验

中坝气田某气藏是我国投产较早的高含硫气藏，气藏自投产以来一直保持较高的采速生产(全面开发后3．16％～4．3％)。气藏在开采过程中，压降均匀，边水推进缓慢，第一口气井见水时气藏采出程度达48．86％。通过开发方案调整气藏稳产期末采出程度高达68．09％，在同类型气藏的开采中保持较高的水平。在对气藏开发过程进行分析的基础上，总结出气藏的高效开发经验，对高含硫气藏的开发具有一定的借鉴和指导作用。     

新场气田须二气藏气水分布探讨

新场须二气藏储层非均质性强，气藏气水分布复杂，无统一的气水界面，且分布于不同层位．研究表明，该气藏是一个边水气藏，由于储层强非均质性及成岩后生作用导致“残留地层水”的形成，而“残留地层水”杂乱无序的分布结果使得气藏呈现复杂的气水分布。     

川西坳陷须二气藏气田水成因、运移及其成藏演化

西南油气分公司在川西建产的新场和大邑须二气藏投产后,气水关系复杂。为此,引用洛瓦克（Novk）相图分析法及气田水氘、氧同位素特征判别气田水产层及其成因类型,分析了气田水的动态运移,研究了川西须二气藏的成藏演化。结果表明：新场须二气藏气田水为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭较好,但因后期受构造运动影响使保存条件变差,下盆雷口坡组海相成因地层水运移至须二气藏,造成现今的气田水为海相成因地层水;大邑须二气藏气田水由须家河组原始沉积水逐渐变为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭性好,还原彻底,属于典型的古沉积水,但因提产致使须下盆雷口坡组的海相成因地层水沿控制大邑构造的断层运移至须二段,须家河组原始沉积水逐渐被须下盆雷口坡组的海相成因地层水替代,与大邑须二气藏现今气田水动态特征相吻合。成藏演化表明：新场、大邑须二气藏经历的成藏阶段不同,受裂缝系统影响不同,形成了不同类型的气藏。新场、大邑须二气藏气田水类型及动态特征不同是成藏演化的结果。     

川西新场气田须二气藏水体动态分布与水化学特征

为直观、详细地论述川西新场须二气藏气井产出水状况,文中将气井产出水分为凝析水、地层水、夹层水或残留地层水3个大类。研究发现,构造主体部位的气井在产出地层水之前大多经历过一段较长时间的凝析水产出阶段;之后南北部边水才侵入构造主体;而构造主体的东西部产出夹层水或残留地层水。其主要原因是随着气藏开采,地层能量下降,边部水体沿着南北走向断层入侵到高部位,使得高部位气井大量产水;至于构造主体的东西部,由于远离断层,微裂缝不发育,气井产水量较少。总体而言,由于产出水类型不同,其水化学成分亦存在较大差异,表现为凝析水矿化度低、地层水矿化度高、夹层水或残留地层水的矿化度则介于两者之间。气井产出水化学性质差异性源自水-岩反应环境、流体压力、天然气浓度以及pH值等影响因素的变化。因为随着气井天然气的采出,流体压力下降、天然气浓度降低,盐离子的溶解度亦降低,所以构造主体产出地层水时,其Ca²⁺浓度较南北边部的要低,水体中出现少量Ca沉淀。     

新场气田J2s气藏动态特征及开发方式初探

Ｊ２Ｓ碎屑岩气藏在纵向上由多套含气砂体组成，平面上相互叠置，为定容封闭异常高压气藏，通过多年试采未明显的井间干扰，单井产能低，波及范围小，各自形成互不相关的压降漏斗，造成不均衡开采，但近年随着加砂压裂增产措施的突破，使规模开发Ｊ２Ｓ气藏变为现实。布井立足Ⅰ类储层，以上产为目标，同时加强评价Ⅱ，Ⅲ类储层，使储量，产量接替做到良性循环。     

滴西18火山岩气藏产水特征研究

克拉美丽气田滴西18火山岩气藏储层非均质性强、气水关系复杂、气井产水量大,严重影响气藏的开发效果。气藏产水特征研究是气藏治水、排水采气提高采收率的基础。通过对气井产出水水性分析、地层水产出规律、水侵类型及水侵特征规律的综合研究表明:滴西18火山岩气藏部分气井Cl-浓度及矿化度已大幅超出该气藏地层水均值;产出地层水的DX1804、DX1805、DXHW181、DXHW182井为底水侵入。侵入模式:DX1804和DX1805井为纵窜横侵型;DXHW181和DXHW182井为水锥型;水侵特征,DX1804井生产水气比上升型态属裂缝水侵型;DX1805、DXHW181和DXHW182井生产水气比上升型态属舌进弱水侵。     

致密凝析有水气藏断层特征及其对开发效果的影响——以安岳气田须二气藏为例

致密凝析气藏储层物性较差,油气水三相渗流导致气相渗透率较低,该类气藏采收率普遍不高于30%。断层既是油气高产的重要条件,也是水侵的重要通道,搞清楚断层特征与该类气藏开发效果的相关性至关重要。安岳气田须二气藏属于低孔、低渗、有水、凝析气藏,储层储集空间以残余原生孔、粒间粒内溶孔为主,局部裂缝较发育,孔渗关系具双重介质特征,单井控制储量低。利用油藏工程理论、岩心物理模拟实验与数值模拟技术相结合的方法研究分析该气藏断层特征,并将断层分布模式进行分类,研究其与单井控制储量、递减率、累计产量以及流体产出特征的关系,认为:同一断层由于受力不同,其空间产状不一,断层不同部位的井产能悬殊,断层末梢段裂缝更发育,位于断层末稍端的井其测试产量是钻遇断层其他部位井产量的3倍;位于须二上亚段为断层模式1,位于须二上亚段+下亚段为断层模式2,位于须二上亚段+下亚段+雷口坡组为断层模式3,井位部署时所布井的断层模式优先考虑顺序依次为模式3、模式1、模式2,并优先选择断层末端进行布井。     

新场气田蓬二段气藏二次开发调整研究

针对新场气田蓬二段低渗透砂岩气藏一次调整后采出程度仍较低的开发现状,采用地质和气藏工程方法分析气藏加密调整的可行性,选择试验区块并采用数值模拟方法进行井距论证和开发指标预测。预测和实际结果表明,局部加密调整能进一步改善气藏的开发效果,达到了提高气藏采收率的目的。     

运用气-液-液三相相平衡理论研究濮67气藏产水来源

濮67气藏非均质性严重,小断层发育,气水关系复杂。为了深入研究气藏产水来源,以水相为参考相,为描述水相的强极性,用活度和标准态逸度描述水相的逸度,建立含水凝析油气体系的气-液-液三相平衡的物质平衡和热力学模型,用建立的数学模型模拟濮气10井定容衰竭过程中凝析气饱和含水量。模拟结果表明,随压力降低,凝析气中含水量增加,在井口压力降至5MPa时,凝析气中含水量高达1.03 m3/104 m3,根据濮气10井的稳定产气量计算日产水量为1.7 m3,结合2次投产层位的稳定产水量判断产水来源。结果表明,S4上产水来源于地层隙间水和束缚水,S4下存在较小的活动水体,能量不大,产水主要来源于地层水。研究结果为气藏水动态监测和产水来源判断提供了理论支持。     

户部寨气田裂缝型储层物性参数及分类研究

通过对户部寨气田古近系沙河街组沙四段砂岩储层岩心的观察试验,从微观和宏观两个方面分别对气田裂缝的孔隙度、渗透率进行了计算,并依据计算结果,对裂缝性储层提出了三大类Ⅵ亚类的分类方案,最终确定户部寨气田沙四段砂岩储层为第Ⅳ亚类.     

复杂底水型气藏储层发育控制因素及气水分布模式——以四川盆地龙岗礁滩型碳酸盐岩气藏为例

受沉积和成岩作用控制,礁滩型碳酸盐岩气藏储层非均质性严重,流体分布极为复杂,这一类型气藏整体表现为分散底水型特征。以龙岗礁滩型碳酸盐岩气藏为例,研究储层发育控制因素、气水分布规律及生产特征。储层研究结果表明,礁滩型碳酸盐岩气藏储层受沉积、白云石化、岩溶和裂缝控制,有利沉积相带是储层发育的物质基础,白云石化作用是储层形成的有利因素,岩溶作用是优质储层形成的关键所在,裂缝能有效增加储层渗透性。动静态资料综合分析龙岗气田气水分布类型主要有薄层状边水型、厚层块状底水型和层状纯气型。不同类型气水分布特点和富集规律受构造、储渗体形态、储渗体物性、裂缝和储渗体上倾方向致密层遮挡以及气源充足程度控制。不同流体分布模式气井具有不同的生产特征,根据这些特征制定有针对性的开发技术政策,可有效提高气藏开发效果。     

川西坳陷平落坝气田须二段气藏成藏研究

上三叠统领二段气藏是川西平落坝复式气田的主力气藏，储集层属小孔，细喉的细密砂岩。根据液态烃侵入之剩余面孔率以及与淀绿泥石的世代关系认为，油气运聚发生时原生粒间孔保存尚好，进油时间较早，液态烃的侵入改变了储集层的古物化环境，产生了大量次生孔隙，同时淀出的SiO2充填了原生孔隙空间，由沉积构造发展研究认为，J1末期平落坝构造已具雏型且烃源岩已成熟，J2末进入成烃高峰期，生、聚期同步；其后又经历了多次继承性隆升，褶皱，使构造闭合度增大，捕集油气能力增强，多期形成的裂缝系统沟通了生，储层及储集层内部的联系，既使后续生成的油气继续向圈闭中充流，又使气藏连通强而具统一的压力系统，高部位高裂缝率产大气，形成了受断裂，裂缝与构造双重因素控制的气藏。图3表1参4（兰大樵摘）。     

长庆气区低渗透气藏开发技术创新与管理创新

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地,天然气资源十分丰富,但开发对象是典型的“低渗、低压、低丰度”气藏。由于受储层物性差、隐蔽性强和非均质性强,以及复杂的黄土、沙漠地表条件等客观因素的限制,长庆气区的开发难度很大。近年来,中国石油长庆油田公司面对低渗透实际,依靠技术创新和管理创新,先后实现了靖边、榆林和苏里格等气田的成功开发。形成了气藏精细描述、高精度二维地震预测、薄层水平井轨迹控制、水力喷射压裂、井下节流工艺等低渗透气田勘探开发配套技术系列;创新了勘探开发一体化模式,大大缩短了气田从预探发现到规模开发的周期,提高了气田开发投资效益。这些管理创新和技术创新为长庆油田天然气业务持续、健康发展提供了保障,同时也为类似气藏的开发提供了经验借鉴。     

南海东部油田强底水油藏水平井开采特征及开采对策研究

以南海东部某底水油藏为例,进行了水平井开采特征及开采对策研究。通过计算油藏的实际过水倍数分布,发现沿水平井段过水倍数分布差异大,非均衡供液严重,存在欠水驱的低效段,影响水平井开发效果。针对这种现象,通过研究AICD(Auto Inflow Control Device)控水技术的工作原理及增油机理,认为AICD能够自主控水、均衡供液,比ICD(Inflow Control Device)控水技术更有效地提高水平井有效井段,更好地改善开发效果,并在油藏数值模拟中得到了验证,具有较好的应用前景。     

南堡凹陷典型油藏水驱状况研究及调整对策

针对南堡凹陷高66X1断块沙河街组油藏的开发现状,通过精细地质研究成果,结合生产动态测试资料,分析影响油藏水驱效果的主要因素为受储层强非均质性影响,纵向上水驱储量动用程度偏低,平面上水驱波及方向单一,注水利用率低。根据剩余油分布特征提出了改善油藏水驱状况的调整对策,纵向上水井实施精细调配,平面上注采联动精细调整不同方向注采压差并配合合理储层改造措施,有效指导油藏高效开发。     

缝洞型碳酸盐岩气藏多类型储层内水的赋存特征可视化实验

缝洞型碳酸盐岩气藏非均质性强且孔隙结构复杂,多类型储层内水的形成过程与赋存模式难以确定,影响储层内气体渗流能力与气井生产动态预测。将岩心CT扫描与微电子光刻技术结合,设计并研制了3种储层的微观可视化模型,开展气驱水物理模拟实验,定性研究了水的形成机理与赋存模式,并利用ImageJ灰度分析法定量研究了不同压差下的含水饱和度及残余水膜占比变化规律,综合分析了多类型储层内水的赋存特征及其对气体渗流的影响。结果表明：天然气在不同类型储层中的运移成藏过程不同;多重介质中的水由原生可动水和残余水组成,而残余水又分为次生可动水和束缚水;残余水主要以"水膜"、"水团"、"水柱"和"水珠"4种模式赋存在不同类型储层的不同位置,其主要影响因素有毛细管力、表面张力、气驱压差和通道连通性;可动水、残余水饱和度是与储层物性、孔隙结构和气驱压差直接相关的参数;流动通道尺寸越小,相同气驱压差下水膜占据的空间越大,且水膜占比呈指数性增加;随着气驱压差增大,水膜占比减小,当气驱压差增大到一定程度时,水膜占比基本不再减小,形成"薄膜"型束缚水。     

非均质油藏开发规律研究

通过反解洛伦兹曲线,得到相同渗透率均值的不同非均质程度油藏的渗透率分布,据此建立了典型油藏地质模型.采用数值模拟方法,研究了非均质油藏开发规律,结果表明:渗透率变异系数小于等于0.2时,油藏可视为均质的,正、反韵律油藏注入水均沿高渗透层突进,渗透率剖面与含水率剖面具有一致性,且反韵律油藏含水率剖面比正韵律油藏变化更为平缓,正韵律油藏最终采收率与渗透率变异系数成修正的逻辑斯蒂函数关系;当渗透率变异系数小于0.4时,最终采收率随渗透率变异系数的增加缓慢下降;当渗透率变异系数大于0.4时,最终采收率随渗透率变异系数的增加下降较快,正韵律油藏含水率与可采储量采出程度成经验函数关系,反韵律油藏最终采收率高于正韵律油藏,含水率上升速度始终低于正韵律油藏,且中等非均质程度时差异较大.