崖城13-1气田中后期高效开发难点及对策

崖城13-1气田进入开发中后期,面临地层水侵入、储量动用不均衡、产能下降快等开发难题,国内外可借鉴的经验较少。为此,从气藏精细描述、开发模式、气藏工程等方面对气藏高效开发进行了探讨,提出了解决问题的途径及对策：①对出水问题,开展控水稳气研究,分析出水类型及来源,优选控水措施,实现找水堵水排水;②提高动储量评价精度,采用多种可靠方法计算动储量并考虑区块间补给漏失,明确区块动用程度及剩余潜力;③降压开采,最大限度释放产能,延长气田稳产期,提高采收率。这些认识对于该气田的高效开发具有指导和借鉴意义。     

扬古伊气田出水分析及对策研究

扬古伊气田为阿姆河右岸B区中部众多中小气田群中的一个,气田投产一年左右出乎意料地有地层水产出,且短短几个月时间产水量大幅度上升,为了明确气田出水原因,保障气藏开发效果,从气田及单井的生产动态特征入手,通过静态、动态资料的充分结合,研究了水体来源及出水类型,明确了水侵特征及水侵模式、因地制宜地提出了治水对策。近半年的生产实际证明:对于气田出水情况的分析是精准且符合实际的,对出水气井提出的降产控水(初期)、坚持自喷排水采气、降低条带采气速度、加密水样监测等生产建议是及时而有效的,达到了保障气藏高效开发的目的,气田生产相对平稳。     

底水丘滩体储集层特征及开发对策

碳酸盐岩底水气藏储集层复杂多样,储集层中裂缝发育,导致气井出水,气藏开发效果差。以土库曼斯坦阿姆河盆地BTU碳酸盐岩气田为例,通过分析研究区地质特征,明确了裂缝发育特征,揭示了气井高产的有利因素。基于水体能量评估结果和储集层物性特征,细分丘滩体水侵储集层类型,评估不同类型气藏水侵风险。分析不同类型气井生产动态,总结气井出水动态特征和产量递减规律,结合国内外控水采气经验,从而提出不同水侵特征类型储集层高效开发对策。     

疏松砂岩气藏低压低产井开发对策研究

随着疏松砂岩气藏的开发,低压低产井的逐渐增多导致气藏储量动用失衡,影响整个气田开发方案的实施,降低气藏的最终采收率。为了保证气田的稳产,以典型的疏松砂岩气藏涩北气田为背景,在掌握气藏储层特征的基础上,通过气井生产特征的分析对低压低产井进行了分类,结合气井低压低产形成的原因,针对性地提出了不同类型低压低产井的开发对策。现场应用效果表明,采取相应的开发对策后气井产量增大,能够保证气田稳产,提高气藏的最终采收率。     

柴达木盆地第四系疏松砂岩天然气储层可动水预测方法研究

柴达木盆地涩北气田为第四系疏松砂岩储层气田,气田构造平缓,储层岩性疏松,气层含气饱和度较低,气水关系复杂。涩北气田的出水模式有边水水侵、泥质隔层内水的窜流、水层水窜流和储层束缚水转化为可动水等。其中,储层束缚水转化为可动水产出是一种新的出水形式。在气田开发过程中,天然气不断采出,地层压力逐步下降,储层在上覆地层压力作用下被压缩,孔隙度降低,地层含水饱和度增加,当储层压力下降到一定程度时,部分束缚水逐步变成可动水产出,从而影响气田生产。根据涩北气田储层地质特征,结合气田出水规律,分析了涩北气田气井出水原因及类型。从开发实验、数据分析入手,建立了储层束缚水变可动水产出预测图版,该图版中储层含水饱和度曲线与束缚水饱和度曲线交点对应的压力即为气藏层内可动水临界出水压力,研究表明随气藏压力下降,气层束缚水可转变为可动水产出。     

大庆火山岩气藏开发初期排水采气工艺适应性研究

徐深气田水体分布范围较大,火山岩气藏底部普遍含水。由于储层多为裂缝沟通,一旦见水极易造成水侵或水窜,部分气井试气阶段即出水。随着徐深气田深入开发,所有气井都会面临气-水同产问题,水不仅影响气井产能,严重时会导致井底积液,甚至气井水淹停产。通过分析徐深气田产水机理和具体出水类型,对照国内外常规排水采气工艺适用界限进行技术及经济适用性评价,结合典型井生产情况,提出了适合大庆火山岩气藏开发初期的排水工艺为泡排、优选管柱,为大庆徐深气田火山岩气藏的高效开发提供指导。     

徐深气田D区块火山岩气藏出水类型及影响因素

徐深气田D区块为含底水的火山岩气藏,投入开发以来边部气井相继出水,致使气井产能大幅下降,影响气田开发效果。通过地质因素对气井出水类型进行定性划分,再通过动态因素和地质因素相结合,实现气井出水类型的定量划分;通过建立裂缝型水窜模型和孔隙型水锥模型,研究了基质渗透率、裂缝渗透率、水层物性和水体规模以及气井配产等静、动态影响因素对气藏水侵的影响。结果表明:D区块可分为裂缝型强水窜、裂缝型弱水窜、孔隙型强水锥、孔隙型弱水锥和孔隙水出水5种出水类型;构造位置低及气水层直接接触和隔层裂缝发育或大规模压裂沟通水层是气井出水的主要原因。     

新场气田须二段气藏水体特征的初步认识

新场气田须二段气藏目前产水量大，这对开发工作造成了较大影响。因此，从气藏连通性出发，对气藏动态储量进行了计算，并从水侵强度、水侵量、气井出水类型等方面对气藏水体特征进行了初步分析，认为该气藏属中弹性水驱气藏，水侵量较大，气井出水为衡侵-纵窜型。吸取国内外类似气藏的开采经验，对新场气田须二段气藏的合理开发提出了建议。     

采用动静结合方法划分徐深气田气井出水类型

松辽盆地徐深气田火山岩气藏大规模投入开发以来,气井逐渐开始出水且具有不同的动态表现特征,因而建立一套适合该气田气井出水类型的划分方法和标准至关重要。首先,选取气井出水来源和出水通道两种静态因素,以及日产水量、日水气比、无水采气期3个动态因素,将气井出水类型定性划分为纵向水窜、水锥出水和高含水饱和度气层出水,再通过水流通道进一步划分为裂缝型纵向水窜和孔隙型纵向水锥出水;其次,应用日产水量与日水气比交会法、累积产水量与累积产气量交会法、累积水气比与累积生产天数交会法定量地划分为裂缝型纵向强水窜、裂缝型纵向弱水窜、孔隙型纵向水锥和高含水饱和度气层出水4种类型。应用结果表明,采用该方法和标准既可以定性又可以定量地划分徐深气田气井出水类型,弥补了其他方法单纯定性划分的不足,增强了定量划分的可操作性,对其他相同类型气田的出水类型划分具有参考价值。     

水侵识别技术在水驱气田的应用

不稳定试井法可以对水驱气藏水侵的强弱进行早期识别。随着气藏开发的进行,针对海上水驱气田多层合采的气井见水后,产水层位及类型难以识别的问题,建立BF图版应用于水驱气田开发领域。根据水分析化验资料绘制出不同层位的离子浓度分布BF标准图版,将单井离子分布图与BF标准图版进行比对,可以对多层合采井的出水层位进行有效识别,弥补了部分井因生产测井测试资料有限而难以进行水侵识别的不足,为气藏控水治水提供有效依据。同时,根据生产数据建立了拟均质砂岩气藏的水侵特征图版,判断合采井的驱动类型。综合应用不稳定试井识别法、BF图版、水侵特征图版等手段,实现了产水规律有效识别,对复杂水驱气藏的合理开发具有重要意义。     

苏里格气田致密砂岩气藏效益开发含水饱和度上限

苏里格气田致密砂岩气藏含水饱和度高,投产含水率上升快,随着气井含水率增大,产量急剧降低甚至停产。在产水气井开采动态特征研究的基础上,建立气井累计采气量和采收率与含水饱和度的关系;结合单井投资及气价,确定气井收回投资所要求的最低累计采气量;并以此为依据,确定储集层含水饱和度上限。同时以气井最低累计采气量为标准,结合储集层含水饱和度及厚度,给出测井解释确定气层、气水层及含气水层的量化指标。结果表明：苏里格气田中区致密砂岩储集层的含水饱和度上限为48.2%,气井生命周期内经济最低累计采气量为1 260×10⁴ m³时,气井为效益开采。     

高压充填防砂工艺在涩北气田的应用

青海柴达木盆地涩北气田属第四系地层，气层埋藏浅，胶结疏松，成岩性差，在开采过程中地层易出砂，涩北气田先后进行了4口井的机械防砂、8口井的化学防砂都没有成功，通过3口井的压裂充填防砂后，产气量明显提高，且没有出砂，说明压裂充填防砂在涩北气田有一定的适应性，为今后涩北气田防砂指明了方向。     

苏里格气田苏6井区老井生产分类研究

苏里格气田属低渗透、低丰度气藏,气井普遍具有低压、低产、小水量、含凝析油的特点,气井生产中后期,气体滑脱损失大,井筒压力损失增大导致气井携液能力变差。针对苏里格气田最早开发的28口老井压力与产量变化关系,分析了井筒压力梯度分布规律及气井生产情况,在对大量生产数据跟踪分析的基础上,研究了苏6井区老井生产规律,提出了苏里格气井生产所要经历的三个时期(连续平稳生产期、自然间喷生产期、间歇生产期)并对气井三个生产时期的特征进行了分析和研究。     

安岳有水凝析气藏开发中后期产能挖潜研究

四川盆地安岳气田须二段致密砂岩气藏开发已取得丰硕的成果,然而通过系统梳理与分析地质资料、单井历史生产数据、气井压力资料、排水采气工艺措施效果,发现气藏开发中后期受气藏水侵严重、油管积液、反凝析油污染、治水效果不佳等多方面影响,导致气田目前产量递减快,单井产能下降,间开井和停产井增多,整体开发效果变差,针对目前存在问题,文章研究提出开发中后期产能挖潜对策：研究水淹规律,确定水侵模式;测井二次解释,弄清赋存模式,找准层间潜能;开展一井一策,判定影响因素,提出可行性实施工艺方案,实现难动用储量的高效开发。     

产高矿化度地层水气井泡沫排水采气技术

针对靖边气田产高矿化度地层水气井实际生产状况,利用聚类分析方法,进行了产水气井分类,采用泡排药剂系统评价方法,优选并评价了适合靖边气田产水气井泡沫排水采气的泡排药剂,并确定了合理的泡排工艺参数,优化和完善了泡沫排水采气配套地面工艺流程,优选气井并开展了现场试验,取得了较好的效果。     

气举排水采气工艺技术研究及应用

靖边气田位于鄂尔多斯盆地中部,主要开发层下古奥陶系马家沟组碳酸盐岩储层的天然气,其气藏属低渗、低丰度的干气气藏,无边、底水,在气田局部存在相对富水区。目前已发现7个富水区和61个产水单井点,随着地层压力的降低,气井的携液能力变差,甚至因井筒积液而停产,严重影响了产水气井的高效开发。本文针对靖边气田产水气井开发面临的实际问题和富水区开发技术对策,结合靖边气田开发工艺技术特点,开展了产水气井气举排水采气工艺技术研究,初步形成了适合靖边气田产水气井气举排水采气的6项配套工艺技术。通过近几年的现场应用表明,这6项排水采气工艺技术经济、可靠、高效,是靖边气田产水气井开发的主要技术手段,也是同类气藏产水气井开发借鉴的典范。     

大牛地气田水淹井治理技术研究及应用

大牛地气田进入开发的中后期,产量、压力持续递减,普遍存在产量、压力无法满足气井携液需求的问题,气井出现积液减产,水淹停产的频次增多。为挖掘水淹井潜力,提高水淹井产量,开展了水淹井复产技术攻关。结合水淹井复产工艺现场应用试验,对水淹井不同复产工艺方法适用条件及工艺参数设计进行总结,形成了一套适用于大牛地气田的水淹井治理技术,为水淹井的复产提供了指导。     

三层分采及分层测压技术在涩北气田的应用研究

涩北气田疏松砂岩气藏层多、层薄、气水间互,各层压力差异较大,非均质性强;储层具有埋藏浅、跨度大、欠压实、成岩性差、胶结疏松和高粘土、高泥质、高矿化度以及敏感性强、出砂严重等特点;气井靠控制压差生产,3/4的气井产量限制在(3～5.0)×104 m3/d,大大地影响了气井产能的发挥。首先从从涩北气田气藏地质特征入手,通过对二层或三层气层合采时的层间压力、层间流量变化的模拟分析和从储层物性参数、压力变化等对气井稳产期、气井产量等影响的分析,提出了三层分采及分层测压技术,并对三层分采及分层测压技术在气田现场应用效果做了评价。现场实际应用表明,三层分采及分层测压技术在涩北气田应用效果良好,具有广阔的发展空间。     

涩北气田疏松砂岩气藏储集层堵塞机理及解堵技术应用

涩北气田是柴达木盆地天然气开发的主要区域,具有多层、极易出砂、边水气藏等特点。随着气田的深入开发,因水锁伤害、黏土矿物水化膨胀运移、入井流体增多等因素导致储集层堵塞的气井不断出现,严重影响气井产能。结合涩北气田疏松砂岩气藏储集层泥质含量高的特点及出水加剧的现状,通过模拟实验,确定了储集层堵塞的主要影响因素为黏土矿物含量。以保护储集层为出发点,考虑针对性及经济性优选解堵液,形成了适用于涩北气田疏松砂岩气藏的化学解堵技术。现场应用表明,该解堵技术具有施工快、有效率高和有效期长的特点,解堵效果及应用前景较好。     

靖边气田马五1气藏水层特征及识别.

靖边气田具有低压、低渗、低丰度、非均质性强的特点且投产井产量低、递减快,部分井有地层水产出,开展生产井产水层特征研究并提出识别方法，是高效合理开发气藏的基本条件之一。为此，在对靖边气田北二区的五₁气藏水层进行地质、测井特征的系统分析基础上，根据测试井段产水量的大小，将产水井划分为四类，以此建立了气水层识别的地质-测井标准。在对典型产水层测井特征进行归纳的基础上，利用判别分析方法建立了北二区马五₁中气层、气-水层、水层、干层的识别方程，并对87个未知层段进行了识别。结果表明，北二区目前完钻井中存在气层52层，气水层9层，水层8层，干层17层，识别率达到83%以上。所建立的方法可以用于未知层段的属性识别，这为气藏产水区的研究和分布及气藏开发提供依据。