致密砂岩气藏产水机理与开发对策

为认清致密砂岩气藏的渗流规律、揭示其储层产水机理、寻求有效的开发对策,开展了相关研究。结果表明,致密砂岩气藏储层渗流机理复杂,表现在:储层原始含水饱和度主要受储层微观孔隙结构特征的控制;在气水互封状态下,气体弹性膨胀推动部分束缚水转化为可动水,可动水饱和度能有效表征储层水相可动性;储层水相对气相渗流能力影响显著,含水条件下气体渗流存在闽压梯度,其主要受储层物性与含水饱和度的控制,阚压效应导致单井控制范围减小,储量动用程度降低;气、水两相渗流能力受压力梯度的影响。进而基于对致密砂岩气藏产水机理和渗流机理的认识,提出了有针对性的开发对策:①在明确储层可动水饱和度的基础上,评价储层产水风险,优选井位及开发层位,降低气井产水风险,提高单井产能;②采用压裂水平井开发,增加泄流面积,减小生产压差,延长无水或低水采气期;③合理配产,降低生产压差,预防或控制产水量;④强化排水采气,提高生产效果。上述技术措施为四川盆地中部上三叠统须家河组气藏和鄂尔多斯盆地苏里格气田低渗透致密砂岩气藏的有效开发提供了技术保障。     

低渗砂岩气藏难动用储量渗流机理研究

低渗砂岩气藏复杂的地质特性、特殊的渗流机理造成了相当一部分储量难得以到有效开发,难动用储量的开发是油气田开发工作者面临的一个重大课题。为此,在大量实验的基础上,对新场气田某低渗砂岩气藏渗流机理进行了深入的研究,分析总结了造成储量难动用的多种原因,从而有针对性地提出了开发对策。该研究思路及结论将指导同类气藏难动用储量的有效开发。     

致密低渗气藏开发配套技术气藏工程研究

由于低渗气藏低渗、低产、低丰度的地质特点,给气藏工程研究带来困难,在大牛地气田开发中,针对低渗气藏渗流机理、试井解释、产能评价、动态分析和气藏开发对策等气藏工程问题进行了研究,形成了气藏工程配套技术,对低渗致密气藏开发有重要指导意义.     

苏西致密砂岩气藏产水机理与渗流规律研究

苏里格西区低渗致密砂岩气藏具有高压、低产气、高产水的特点,区块自投入生产开发以来目前面临气井产水现象严重,大量生产井积液减产甚至停产的突出问题。本文通过研究目的层微观孔隙结构尺度下的储层产水机理,揭示致密砂岩气藏渗流规律,确定影响储层产水的主控因素,结合研究区储层静动态特征提出有效的生产开发对策。研究结果表明,苏西主产水型为自由水和可动束缚水,渗流规律由生产压差直接控制,区块开发应当保证控压与控水相结合的原则,尽量避免应力敏感性及水锁效应的发生。气井在投产时应合理配产,控制生产压差,防止由于生产压差过大束缚水转变为可动水、产水量增大的情况出现。     

致密砂岩气藏产水机理及其对渗流能力的影响

致密砂岩气藏具有低孔、低渗,储层物性差,非均质性强等地质特征,在岩性构造背景下,气水关系复杂,地层中气水赋存状态多样。烃类充注成藏时,很难将地层中的水完全驱替出来,会有部分滞留水残存在地层中。对于不存在边底水、层间水等自由水的致密砂岩气藏,储层中的可动水是气井产水的主要来源。气井见水将严重影响气井的产能和泄流半径,导致井底压力和产量迅速下降,生产压差和废弃压力显著增加,缩短了气井生产周期。为此,调研了国内外学者对致密砂岩储层可动水赋存状态和产出机理、可动水产出规律及控制因素、可动水对储层渗流能力影响等多方面的研究方法及成果,在分析和总结目前研究成果的基础上,针对致密砂岩气藏开发过程中的产水问题及其对开发的影响,提出了下一步的研究方向及改进建议,以期改善致密砂岩气藏的开发效果,提高最终采出程度。     

低渗气藏特殊渗流机理及稳定产能预测方法

不同于常规气藏,低渗气藏由于其储层物性差、含水饱和度高的特点,其渗流机理更为复杂。以低渗储层为基础,对低渗气藏特殊渗流机理进行详细阐述;同时针对目前低渗气藏产能预测考虑因素不全、产能评价结果不够准确的问题,在拟启动压力梯度模型的基础上,依据稳态渗流条件下的气藏产能方程,综合考虑气体滑脱效应、低速非达西、高速非达西、压敏效应等多重非线性效应,结合渗流力学基本原理,推导了通用气体稳定产能预测方程,并进行参数敏感性分析。结果表明:低渗气藏的低速非达西效应、高速非达西效应、压敏效应都会使气藏产能变小;如果忽略其影响,将会造成对产能的乐观评价;其中启动压力梯度和压敏系数(尤其是异常高压储层)对气井产能影响显著,滑脱因子次之,高速非达西效应影响较小。通过实例验证了产能模型的正确性,可以用于指导现场实际开发。     

储层建模致密低渗气藏开发调整研究

针对新场气田上沙气藏致密低渗储层的地质特征,利用随机模拟方法建立储层参数定量三维地质模型,应用网格粗化技术由地质模型生成数值模拟应用模型,最后,通过数值模拟中的历史拟合、参数调整、完善地质模型,优化气藏地质认识,指导开发方案调整.生产实际表明:基于地质模型进行致密低渗气藏研究能较好解决石油地质研究和气藏工程的衔接问题,能从动态和静态角度研究气藏,从而为气藏开发的动态预测和方案优化奠定基础.     

有水气藏特性及开采对策浅议

有水气藏动态特征具有特殊性,其气水分布模式多样,同一水动力系统可能存在多个含气圈闭,正确认识气藏地质背景和水体驱动能量非常重要。气藏出水井可能出现在气藏任何位置,对于裂缝发育、构造平缓和高含水等气藏,更是如此。不同类型有水气藏,出水特征不同。产水气井动态特征可归纳为孔隙水产出、异层水产出和边水产出特征。地层水一旦获得必需的驱动力,比天然气更容易通过多孔介质,根本原因是水分子和天然气分子的物理特性不同,在一定驱动力下,水比烃类流体更具通过性。有水气藏在开采过程中发生水侵危害是必然的,合理布井、合理工作制度有利于延长气藏无水采气期和自喷生产时间。排水采气应该是降低地层水危害,提高开采效果的首选措施。有水气藏开采对策直接影响开采效果,开采对策应兼顾近期生产目标和远期开采效果,以提高气藏采收率为终极目标。     

低渗非均质气藏增压开采合理生产规模研究

为提高类似靖边气田的低渗非均质气藏在稳产中后期的增压稳产能力和气田的最终采收率,近5年靖边气田开展了增压开采先导试验,认为增压气井处于低压低产阶段产能较低,增压初期配产偏高将导致气井增压稳产期较短、产量递减快,甚至产量和压力双递减而无稳产期,因此,确定合理的增压生产规模至关重要。在增压试验气井生产动态特征分析基础上,通过精细数值模拟方法预测气井增压生产动态及开采效果,并综合考虑气井生产能力、配套压缩机额定能力以及供求关系来确定气井及增压开采单元的合理生产规模,从而确保增压开采系统平稳、高效地运行。     

含水低渗气藏低速非达西渗流数学模型及产能方程研究

在低速非达西渗流实验研究基础上,对含水低渗气藏气体流动特性进行了分析,并建立了含可动水、不动水和束缚水影响下的3类低速非达西渗流数学模型,推导出了气体滑脱效应和启动压力梯度分别存在和同时存在条件下的系列气井产能公式。通过实例计算证明数学模型符合现场实际,气井产能公式可为确定不同含水条件下低渗气藏气井合理的产能提供必要的理论依据。     

低渗致密气藏凝析气藏开发难点与对策

我国低渗、致密气藏和凝析气藏的储量占相当大的比例, 而其中相当部分处于低产状态开发好这类气藏对石油工业持续稳定发展具有十分重要的意义。围 绕深层低渗致密气藏、凝析气藏开发问题.首先分析了低渗致密气藏的地质特征和开发特征.提出了低渗致密气藏开发的十项配套工艺技术.最后重点建议了五项技术措施即深度压裂改造技术.凝析气井井筒和近井地带积液的处理技术开发后期低于最大凝析压力条件下的注气技术。低渗致密凝析气藏多孔介质油气体系相态分析技术和某些适合于低渗致密气藏和凝析气藏的气藏工程分析技术。     

纳米排水剂对致密岩心的作用机理

常规排水采气和控水采气技术难以解决致密气藏的低孔、低渗透和小孔喉等问题,为此采用转相技术制备适合致密气藏的纳米排水剂来改变岩石表面性质,提高致密气藏的排水效果。基于自制纳米排水剂和致密岩心,利用现代测试技术,探究纳米排水剂对岩心薄片及其粉末的作用机制,评价其对岩心润湿性及微观形貌的影响,并探讨纳米排水剂的排水采气作用机理。结果表明：纳米排水剂与岩心表面并未发生化学作用,仅通过静电和氢键等作用吸附于岩心表面形成疏水膜,从而降低岩心表面粗糙度,减小岩心孔隙中渗流阻力,达到排水采气的目的。同时纳米排水剂可使储层润湿性发生反转,即毛管压力变为阻力导致排出的地层水很难再次渗流至储层中,延长了排水采气有效期。     

低渗裂缝性气藏产能分类方法

迪那2气田为超高压低渗裂缝性凝析气藏,非均质性强。根据该气田岩心、测井、测试等资料,分析单井产能与裂缝及基质物性之间的关系,在此基础上综合单井裂缝段厚度、裂缝密度、裂缝开度和基质KH值,利用Q型聚类法将开发井划分为3类,并将已分好类的气井作为样本利用线性回归建立了分类判别函数,判别结果与聚类法分类结果吻合程度高,为迪那2气田产能分类评价和开发技术政策制定提供了依据。     

致密含水气藏产液评价模型及应用

针对目前致密含水气藏产液评价方法单一、实用性差的问题,在气井产气、产液特征研究基础上,对产液进行静态、动态评价分类,并以此为基础,建立了致密含水气藏产液评价模型。针对模型中不同类型气井,制订了相应的排水采气思路和建议。将研究成果应用于大牛地气田D28井区,实施一个月后,目标区块日产气量由82.5×10⁴m³/d提高至86.6×10⁴m³/d,日产液量由412m³/d提高至447m³/d,气井生产时率由84.1%提高至87.3%。与现有评价方法相比,新模型可以同时描述气井产液静态特征和产液动态变化趋势,为致密含水气藏气井的精细分类和准确处理提供理论依据,具有现场应用价值。     

苏里格气田西区高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策

苏里格气田是典型的致密砂岩气田,年产气量达250×10~8m~3,气田西区是苏里格气田长期稳产的重要后备储量区。由于该区低阻气层和富集区识别困难,生产井气水同产、携液能力弱,制约了该区天然气的有效开发。为此,以气藏地质特征为基础,从动、静态结合角度出发,开展了产层测井识别、气水分布控制因素、富集区优选及不同天然气富集级别区差异化开发技术对策等研究。结果表明:(1)西区具有气水分异差,气、水层混杂分布,无统一气水界面的气水分布特征;(2)生烃强度、储集层非均质性对气水分布具有主控作用,生烃强度控制了气、水分布的宏观格局,区域生烃强度越大,气层相对越发育,储层非均质性则控制天然气的局部充注和聚集成藏;(3)气水分布模式纵向上可划分为上水下气型、上气下水型、上下水夹气型、巨厚储层气水混存型及纯气型5种类型;(4)针对气田开发主要面临的4个方面的挑战,提出了以产层测井识别、富集区优选、产水劈分、生产制度及排采周期优化为核心的高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策。结论认为,形成的高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策能够解决苏里格气田开发面临的4个挑战,可为气田持续稳产提供技术支撑,且对同类型气藏...     

徐深气田D区块火山岩气藏合理开发对策

徐深气田D区块为含底水的火山岩气藏,部分边部气井产出地层水,影响气井产能和气田开发效果。针对D区块不同出水类型的气井,以体考虑、分类治理为原则,制定了适合该区块的合理开发对策。考虑压降单元、断层分割、储层连通,划分6个井区,在各井区实施低排高控整体开发对策,保持高部位气层的压力,减缓边、底水的锥进,对单井生产尽量做到产气量、压力、产水量三稳定,避免底水快速锥进。结果表明:D区块实施控水采气、合理配产后,延缓了边底水过快侵入气藏,延长了气井无水采气期。     

致密砂岩气藏高产液机理研究

为明确致密砂岩气藏高产液的形成原因,以大牛地气田D28井区为例,从地质、开发等不同角度开展了致密储层高产液机理研究。结果表明,局部微构造高差造成D28井区内形成局部高产液的相对富水区。在D28井区内发育河流相主河道,天然气在重力作用下向相连通的南部厚层砂体高部位运移,而原始地层水则逐渐滞留造成了井区“北高南低”的产液格局。井区内含水饱和度较高,水相更容易流动并产出,造成高产液。与气田老区相比,D28井区孔喉更加细小,且生烃强度较弱,储层中残余水相较多,同时,采用水平井开发也在一定程度上加大了产水的风险。综合研究表明,不利的地质条件是造成致密气藏气井高产液的主要原因,通过提高地质认识程度、井位部署质量和工程工艺技术,可以有效降低气井产液风险。研究结果对致密砂岩气藏高产液机理认识和气藏合理开发具有一定的借鉴意义。     

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。     

高含水致密砂岩气藏储层与水作用机理

我国多数气藏均具有高含水饱和度特征,储层与水作用机理的认识是指导气藏科学开发的一项重要依据。建立了一套长岩心物理模拟实验方法,分类选择储层基质岩心分别在不同含水条件下,采用湿气开展了气藏衰竭开采物理模拟实验研究,得出了衰竭开采过程中不同渗透率储层实验前后含水饱和度变化特征,发现一项重要的开发机理认识,即不同渗透率砂岩储层与水的相互作用机理差异明显:①水在Ⅰ类、Ⅱ类储层(>0.5×10^-3μm²)内具有较好的流动性,在生产过程中岩心含水饱和度会下降,水会随气体一起产出,说明这类储层即使本身含水饱和度较高或者有外来水时,水也不会在储层中过多滞留从而对气相渗流造成致命影响;②水在Ⅲ类、Ⅳ类储层(<0.5×10^-3μm²)中渗流能力差,如果气藏没有足够大的能量,这类储层岩心的细微孔喉则会对原始孔隙水产生束缚作用,对外来侵入水产生捕集作用,从而导致储层含水饱和度升高,影响气相渗流能力。这一开发机理认识对于指导高含水致密砂岩气藏制订合理工作制度和开发对策具有一定意义。     

特低渗透油藏渗流机理研究及应用

胜利油区特低渗透油藏物性差、非均质性强、储量丰度低、孔喉细小,开发中存在单井液量低、有效驱替难、技术经济井距难以确定等问题,为此,从微观和宏观上研究了特低渗透油藏开发效果的影响因素,深化了特低渗透油藏非达西渗流机理,建立了有效渗流能力评价方法,发展完善了提高薄互层储层预测精度的新方法和相控地应力预测技术,形成了以储层改造完井适配井网技术为核心的提高采收率技术。恒速压汞和微管实验研究发现,喉道的大小和分布是影响特低渗透油藏有效渗透能力的主控因素;特低渗透油藏存在边界层,从而减小了有效流动半径,增大了渗流阻力。通过攻关集成配套技术和应用,整体开发水平得以提高,相控非均质地应力预测技术得到的地应力与井点测量结果误差在5°之内,仿水平井注水开发技术建成产能为144.3×104t,径向水射流井网适配技术使纯17-1块采收率提高了7.0%,复合增注技术使滨425块沙四段油藏单元平均单井增产液量为3.3 t/d,实现了特低渗透储量的高效开发。