靖边气田碳酸盐岩储层精细描述

针对靖边气田下古气藏开发中所暴露的主要矛盾和气井生产管理急待解决的地质问题,通过对钻井资料、地震资料、测井资料以及生产动态资料的综合分析与研究,进行构造精细解释、细分沉积相、精细刻画侵蚀古潜沟、致密相带分布分析、富水区分布范围划分和储层物性特征研究等工作,分小层建立高精度三维地质模型。在建立气田三维地质模型的基础上,细化各小层储量分布特征,分析储量动用程度,为气田后续加密部署提供合理井位建议。     

几种不同求取地层压力的方法对比

气井的地层压力是计算地质储量、确定地层特性、了解油气藏目前动态以及预测未来动态的一项必不可少的基础数据。靖边气田储层属于低渗透、低丰度、大面积、薄储层、非均质性强的特征,常规方法气井关井后压力恢复时间很长,受气田外供任务影响,难以有效开展针对性实施。本文提出几种求取目前地层压力的简介方法。最后在实例中将这些方法计算结果与实测地层压力对比,综合优选出求取地层压力的最佳方法。     

靖边气田“三位一体”精细管理模式探讨

靖边气田经过多年的开发,气田开发管理难度逐渐增大,主要表现为低产低效井逐年增多、气藏各区块压力下降不均衡以及气田开发矛盾日益突出3个方面.针对上述问题,在开发管理过程中,逐步探索总结出“三位一体”精细管理模式,即根据不同的井况与气藏特征,改变常规管理与生产组织方式,最大限度地发挥好气井、气藏的各自优势,充分整合资源;同时通过持续开展专题研究,摸清气田的动态地质储量、不同类型气井递减规律等开发数据,调整开发策略,实现了气田的精细化管理,提升了气田的开发效益.     

定容气藏压降曲线变化原因分析

气田开发过程中,掌握气井(气藏)的动储量是评价储量动用情况、稳产能力、井网井距的重要标志之一,目前国内外计算动储量的方法较多,靖边气田经过多年的计算比对,确定压降法、产量不稳定法适用性强,计算结果较为准确。但是在用压降法计算过程中,部分气井动储量发生明显变化,是什么原因导致动储量改变以及该如何确定最终动储量是本文的研究重点。     

靖边气田上古气井产能快速预测方法研究

气井的产能是气藏工程中的重要参数,是指导气井调配产和编制方案的主要依据。气井产能通常是通过气井试井来完成的,气井试井周期长、成本相对较高。影响气井产能最主要的因素是储层物性及地层压力,储层物性和地层压力的求取相对容易,前人也做过一些利用测井解释的储层物性、地层压力等静态资料预测气井产能的一些研究。预测产能肯定没有试井产能准确,但是预测产能在井网不完善井区,来预测加密产建能力;新井刚测井后预测产能指导后续的产建工作方面具有积极作用,2009年靖边气田产能建设加大了上古气井建产力度,主要利用丛式井来开上古气藏,一个丛式井场有两到四口井组成,井网密度大大增加,井数增多,试气工作量增大。若能利用静态资料来预测气井产能,一方面节省了大量费用、另一方面缩短了建产周期,因此,本文试图研究靖边气田上古气井产能快速预测方法研究,希望能够解决现场问题。     

M气田低压井管理对策研究

低压气井管理是低渗气藏开发中后期保持长期稳产和提高经济效益的关键.针对M气田气井低压影响因素多,开发对策制定困难的情况,在气藏地质特征分析及单井开采指标评价的基础上,将气井按照低压成因分为高采出程度、物性差、井筒积液、气井产水四类,并提出了不同类型气井治理对策,为气田持续稳产提供了有力技术支撑.     

靖边气田北部丛式井积液排查及复产技术

靖边气田北部上古气藏是低产、低压、低丰度、非均质性强的复杂气藏,主要以丛式井低压串接,集中增压开发模式进行效益开发。丛式井单井产量低,平均单井产量在1.0×104m3/d左右。气井因气量小,部分气井产气量达不到临界携液流量,出现井筒积液,影响了整个上古气藏的开发效果。本着稳定并提高单井产量的上古气藏开发思路,本文通过分析丛式井井筒积液的特征,归纳总结了丛式井积液的排查标准,同时通过井筒积液井排水技术的对比评价,介绍了车载式天然气压缩机气举排水采气工艺及其优越性。积液排查及复产技术对靖边气田北部乃至整个长庆气区上古丛式井的高效开发具有重要意义。     

利用压恢试井资料计算动态储量

利用压恢试井资料中的压恢数据进行动态储量计算,主要利用压力恢复法和压差曲线法对20余口气井进行了动储量计算,并且通过对比分析评价该方法的可靠性。