ɳƺ������ʯ̿ϵ���صز�ˮ��������

沙坪场气田石炭系气藏是西南油气田分公司重庆气矿继五百梯、龙门石炭系气藏之后的又一重要发现 ,它是川气东输工程的骨干气田 ,探明储量近 4 0 0× 10 8m3 ,属大储量气田。据 2 0 0 1年 5月完成的开发方案 ,沙坪场石炭系气藏的生产规模为 13× 10 8m3 /a ,推荐的开发方案能否顺利实施 ,对整个东输工程和该气田的开发至关重要。然而 ,气藏局部出现的边水活跃现象不容忽视 ,在试采期间 ,天东 90井投产仅 17d就开始产地层水 ,且水量迅速增至 98.76m3 /d ,该井见水突然、产水量大 ,在川东石炭系气藏中实属罕见。文章通过剖析沙坪场气田石炭系气藏出水特征 ,结合气藏动、静态研究 ,再借鉴川东其它有水气藏的分析研究成果 ,认为沙坪场石炭系气藏天东 90井出现的早期出水属边水沿裂缝水窜 ,天东 90井附近产层存在大、中裂缝 ,水侵方向来自东翼的沙③号断层 ,但边水能量有限。     

天东90井排水采气效果分析

天东90井为沙坪场气田石炭系气藏的一口开发井，仅生产17天就开始产地层水，且水量上升迅猛，多次采取压产控水措施，但效果不明显。后因产水量大、气田水处理困难且影响到沙坪场气田脱水装置的正常运行而关井。气井出水后，曾先后采取堵水采气，以及连续油管和环空注液氮气举、解堵酸化和车载气举等排水采气工艺措施，均未复活该井。针对该井的出水特征及储渗类型，分析了气井产地层水的原因，并就历次排水采气效果进行了深入的剖析，提出实施连续气举工艺的必要性和可行性。     

天东90井修井尾管固井实践

修井尾管固井技术是使老井复活、重新开采,以获得新的井口产能.文章介绍了从修井到固井工艺过程中涉及的固井问题,着重介绍了扩眼、刮管及尾管小井眼固井的难点、技术及现场的实际应用,对类似老井修井尾管固井具有一定的指导意义.     

四川盆地檀木场气田石炭系气藏开发评价

檀木场气田石炭系气藏属低孔、低渗气藏。章强调了低渗透气藏开采应树立尽可能提高单井产气量的开发决策理念，力争气藏开采达到规模经济效益的边际要求；分析了已获气井提高单井产气量的必要性和可能性。对气藏开采的采气速度与经济合理井数进行了论证，保证了气藏开采能获得预期的经济效益。     

����կ����ʯ̿ϵ���ؿ�����������

福成寨气田石炭系气藏开发特征分析$中国石油西南油气田分公司重庆气矿@樊军 @张凤琼$中国石油西南油气田分公司重庆气矿 @余浪涛$中国石油西南油气田分公司重庆气矿 @林永万$中国石油西南油气田分公司重庆气矿     

天东90井电潜泵排水实施效果评价

通过对比分析电潜泵排水工艺实施前后天东90井排水幅度、井底流压下降速度及邻井水气比变化情况,评价了天东90井电潜泵排水实施效果。天东90井实施电潜泵排水后,排水量最高达到450m3/d,高于正举,反举,略高于增压正举排水,与增压反举措施排水量相当。同时,井底流压下降速度高于周边气井,说明实施电潜泵排水措施初见成效。     

川东石炭系气藏完井增产措施地质效果分析

文中从压裂酸化工艺技术角度出发,对川东石炭系气藏储层特征进行了描述。分析石炭系储层完井增产作业所要解决的主要问题,在统计分析川东石炭系气藏上百井次酸化资料的基础上,开展不同气井类型、工艺措施、施工规模以及完井方式与压裂酸化效果的研究,提出以投入和产出的经济效果来优选各类气井完井增产措施的最佳方案。     

德阳合兴场气田蓬二段气藏储层特征

合兴场气田是川西坳陷东部斜坡带上的一个局部构造。在其浅层侏罗系蓬莱镇组二段发现了工业性气流,并已进行了几年的试采,积累了大量宝贵的地质资料并获得了一定的地质认识。本文仅就气藏的储特征：包括岩性,孔隙性,渗透性,孔渗相关性,裂缝发育状况,储层渗流空间类型,孔隙形态,毛管曲线参数特征,喉道类型及大小分布,成岩作用类型及期次等进行了多角度的分析讨论,提出了储层的分类指标及分类结果。     

川东沙坪场石炭系气藏治水效果初步评价

对大天池气田沙坪场区块石炭系气藏的各水侵区域的地层水治理效果进行评价,结合各区不同阶段地层水的治理方案与实际生产情况,对比认为现阶段各出水井的治理效果均较好。同时,在对Td90井不同治理措施的效果进行对比分析后认为,高压气举排水和电潜泵排水均起到保护气藏主产区的作用。根据目前气藏的生产现状,提出了气藏南区继续采用泡沫排水措施、北区采用控水采气措施、保证Td90井排水强度不得低于300m3/d方可减缓地层水入侵气藏的速度以及在其附近补打一口井的建议。图7表2参10     

建南气田石炭系气藏开采特征

扼要叙述了石炭系气藏生产情况,并从十几年开发生产实践中,总结了石炭系气藏开采动态特征,对该类气藏的开发有一定的指导意义。     

井间干扰造成的气藏储量叠加问题研究

气藏动态储量计算与评价是气藏开发调整的前提和依据.基于常用计算气藏动态储量的单井集合法受到资料和生产时间等因素的限制,在实际应用中没有充分考虑井间干扰对计算结果的影响.针对各井投产时间不同造成的井间干扰并结合川东沙坪场石炭系气藏的实际情况,在物质平衡法的应用中进行改进.与传统物质平衡法单井集合比较,该方法消除了井间干扰造成的储量叠加问题,能够更准确地计算动态储量.     

��ظɾ�����ʯ̿ϵ����ˮ�����������ֳ����鼰��Ч����

大池干井气田是川东高陡构造带东部的一个大型整装气田，由多个高点和多个气藏组成，在开发中均产生气藏局部水侵，严重地影响了气田生产规模和高效开发。在对气藏早期水侵机理及地质特征深入研究和论证的基础上，提出了大池干井气田石炭系气藏各高点水侵早期整体综合治理最优方案：即龙头－吊钟坝高点是池27井水区机抽排水汇压提高池39井产能、池1井地层水回注及池34井控水采气和地层水处理后就地排放的方案；万顺场高点是池6井带水采气、池24井地层水回注的方案；磨盘场高点是池61井酸化解堵提高产量后气水同产并用同井场池38井回注地层水的方案。通过实施和现场生产试验，在一定程度上达到了抑制水侵进一步恶化的目的，使出水气井的产能有较大提高，稳住了气藏开采规模，保护了资源和环境，经济效益显著。通过试验，也形成了一套比较成熟的水侵综合治理技术，对其它类似气田的水侵治理具有先导作用。     

深层碳酸盐岩气藏改建储气库注采能力预测方法及应用

深层碳酸盐岩气藏改建储气库具有高低压变化幅度大、应力敏感、强非均质性等特点,采用常规方法计算其注采能力会导致产能误差大。针对上述问题,考虑应力敏感和气体物性变化的影响,对二项式产能方程进行修正,在此基础上建立了适合深层碳酸盐岩气藏改建储气库的注采能力计算方法,并结合四川盆地沙坪场石炭系气藏开展实例计算,进行影响因素分析。结果表明:对于Ⅰ、Ⅱ类孔缝组合模式储层,气井合理采气量在低压下受流出动态控制,在高压下受冲蚀流量限制,合理注气量在高压下受流出动态控制,在低压下受冲蚀流量限制;而对于Ⅲ类孔缝组合模式储层,气井合理注、采气量主要受流出动态控制。应力敏感对气井最大注气量的影响为0.81%~9.69%,气体物性参数变化的影响为5.15%~35.29%;现有井筒结构条件下,当注气量为55×10⁴~70×10⁴m³/d时,摩阻压力损失可达10 MPa;当油管内径从62.0 mm增至112.0 mm,最大注气量可增至2.6倍。研究结果可为深层碳酸盐岩储气库注采能力计算提供技术支撑,对该类储气库的建设运行具有指导意义。     

蜀南地区嘉陵江组水侵活跃气藏出水特征研究

通过研究蜀南地区嘉陵江组重点水侵活跃气藏的产水特征、影响水侵的地质基础和治水措施效果,提出了该类气藏开发不同阶段的出水特征及应采取的排水工艺措施,为确保气藏正常生产提供了技术支撑。图1表8参3     

河坝飞三有水气藏治水对策研究

在异常高压有水气藏开采过程中,气藏水窜是产能持续大幅度下降、水淹井不断增加、单井动态控制储量急剧减少的主要原因,严重影响该类气藏的最终开发效果,因此气藏实施整体治水已成为开发生产的指导方向。在系统分析河坝飞三有水气藏开采现状、水侵特征的基础上,建立数值模拟模型,针对气藏可能的水侵特征,结合井区实际见水情况,在研究小油管携液、井口增压携液基础上,总结出河坝异常高压有水气藏的治水措施。研究结果为提高河坝飞三有水气藏最终采收率提供了理论依据。     

庆深气田火山岩气藏试井曲线特征分析

庆深气田火山岩气藏储层埋藏深、温度高,储层岩石类型复杂,储集空间复杂多样。通过对庆深气田火山岩气藏试井曲线特征分析归类,对火山岩气藏的渗流介质类型和储层发育特征等有了进一步认识,为评价该气藏提供了借鉴,可为认识具有类似试井曲线的气井提供指导。     

八角场凝析气藏角61B井大型加砂压裂施工成功

四川省中部地区八角场气田、香四厚层致密砂岩背斜整装凝析气藏地质储量丰富,但开发难度很大。大型水基加砂压裂在多口井成功应用后,该气田高效开采变成了现实,并成为国内复杂气藏开采的典范。最近,该凝析气田角61B井成功地进行了大型加砂压裂施工作业,施工井段3082～3092m,历时3h,最高泵压84MPa,地     

裂缝—孔隙型储层在交变压力条件下的渗透率变化——以四川盆地东部沙坪场石炭系气藏为例

四川盆地东部沙坪场石炭系气藏为裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏,储量规模大,储层埋藏深,裂缝发育,非均质性强,具有中低孔中低渗的特征.气藏目前已到开发中后期,为适应我国储气库大规模建设的需要,通过前期库址筛选,认为具有改建储气库的可能,但需要进一步开展评价研究,尤其是储气库交替大吞大吐的生产条件下,储层物性与渗流特征的变化需要...     

典型底水气藏开发特征及适宜开发对策启示

四川盆地高石梯-磨溪灯二段气藏和太和气区灯二段气藏储层非均质性强,多尺度孔（洞）、缝发育,具有裂缝-孔洞型底水气藏特征,开发过程中面临底水沿缝洞快速侵入风险,开采难度大,缺乏可借鉴的有效开发技术对策。为科学开发这类裂缝性底水气藏,并为其他类型底水气藏提供技术参考,以中外典型底水气藏为研究对象,深入剖析各类型底水气藏的开发现状、地质特征和开发对策,明确影响底水气藏采出程度的主控因素,总结底水气藏控水治水对策,并在此基础上提出针对强非均质裂缝-孔洞型底水气藏的适宜开发对策。研究发现,裂缝发育程度、隔夹层发育程度和水体能量强弱是影响底水气藏开发效果的主要地质因素,深化气藏特征认识是提高底水气藏采出程度的基础,合理的开发技术对策可减缓底水非均匀侵入,均衡开采是实现裂缝-孔洞型底水气藏高效开发的关键。具体开发技术对策启示包括：(1)井震联合精细刻画储层缝、洞分布规律,动静资料结合持续深化气藏地质特征认识;(2)制定合理开发技术界限,加强气藏动态监测管理;(3)建立底水气藏水侵预测模拟体系,形成气藏全生命周期控水治水技术。