裂缝型底水气藏水侵动态分析方法

对有水气藏水侵动态和储量核实的研究是气藏开发动态分析的基础工作,而针对裂缝型底水气藏相关分析方法的研究还较少,如何利用底水气藏的开发动态数据来研究水体性质及水侵动态,对底水气藏的开发后期实施有针对性的排水采气措施具有重要的实际意义。在参照底水气藏数学模型的基础上,结合针对边水气藏的AIF模型,运用水体影响函数理论,建立了底水驱AIF和压力动态分析模型,得到水体影响下的裂缝型底水气藏水侵动态分析方法,并引入非线性最优化法以获得气藏的水侵动态。利用VisualBasic语言编制气藏水侵动态分析程序,并依据一个实际典型裂缝型底水气藏——川南威远气田的生产数据进行了水侵动态验证分析。实例研究结果表明,该方法可以较为准确获得裂缝型底水气藏动态储量、水体性质和水侵动态,是裂缝型底水气藏水侵动态分析的好方法。     

和田河气田奥陶系碳酸盐岩裂缝

和田河气田奥陶系碳酸盐岩中发育3类成岩缝和5期构造缝。裂缝以高角度小微缝为主,多数裂缝被方解石和泥质充填或半充填。缝合线和2,3,4,5期构造缝尚存在未被充填的空间,可作为油气的储集空间和渗流通道。裂缝是储层渗透率的主要贡献者,总渗透率的99.4%为裂缝提供。裂缝的发育程度主要受控于构造运动和岩性,而与不整合面和地层负荷关系不大。     

兴城火山岩底水气藏开采机理研究

兴城火山岩气藏为存在边底水的复杂气藏。为了分析该气藏底水上升规律,为开发方案设计提供科学依据,在分析其主要地质特征的基础上,首先建立了单井地质模型,然后根据单井地质模型和数值模拟技术研究了储层渗透率、水体大小及水体渗透率、隔层位置及大小、垂直/水平渗透率、单井配产以及储层打开程度等因素对开采效果的影响。通过分析认为渗透率等因素都对气井开采产生了不同程度的影响,开发过程中应综合考虑各种因素的影响,以达到合理开发的目的。该研究为兴城火山岩气藏的合理开发技术对策制定提供了依据,同时亦可为同类气田开发提供借鉴。     

边、底水气藏水侵机理与开发对策

边、底水水侵是导致气藏采收率偏低的主要原因,明确边、底水气藏的水侵机理与规律,有利于改善气藏的开发效果。为此,运用全直径岩心模拟边、底水气藏开发过程,研究其水侵机理、动态与规律。实验结果表明:对于均质气藏,只有边、底水能量充足且储层渗透性较好,气藏开发过程中才有可能发生大规模水侵,降低气藏最终采出程度;对于均质低渗透致密储层,边、底水水侵速度十分缓慢,对生产效果几乎没有影响,而边、底水能量主要决定于流体(水和气)自身的弹性膨胀能力和孔隙空间的压缩性。在物理模拟实验认识的基础上,建立了均质、非均质气藏边、底水侵计算模型。数值模拟计算结果表明:均质气藏储层水侵均匀推进,水侵速度慢;非均质气藏储层水沿着高渗透条带或高角度裂缝向井底推进速度快,且非均质性越强,水侵推进速度越快,气井见水时间越早。该研究成果丰富了对边、底水气藏水侵机理、动态与规律的认识,并为边、底水气藏的合理有效开发提供了具体对策。     

裂缝型底水气藏水侵动态研究

裂缝型底水气藏裂缝较为发育,储层非均质性强,气井普遍产水且形式较为复杂,为明确该类型气藏的水侵规律,准确预测气井的见水时间,以C气田Y层组裂缝型底水气藏为例,根据出水井的水侵特征及裂缝发育情况,总结出产水井的水侵模式,然后采用统计学方法,利用部分油藏地质参数,建立裂缝厚度、单井产量与气井出水时间的非线性关系,绘制裂缝型底水气藏气井产水时间的预测图版,从而预测气井在不同配产下的见水时间。该研究可为该类型气藏的合理开发提供一定的指导。     

和田河气田奥陶系碳酸盐岩储层特征及建设性成岩作用

和田河气田是塔里木油田分公司“九五”期间探明的大型气田。该气田的主要储层是奥陶系碳酸盐岩 ,储集空间主要包括孔隙、溶洞和裂缝。对储层控制作用最强的是岩溶作用和破裂作用等建设性成岩作用。由于风化淋滤作用和构造运动产生的构造裂缝的改造 ,在奥陶系古潜山出现了较好的风化壳岩溶并使溶蚀孔洞十分发育。溶蚀孔隙的存在大大增加了储层的孔隙度 ,该储层约78%的孔隙为溶蚀孔隙。通过切割关系、裂缝充填物的宏观和微观特征可识别出 5期构造裂缝。裂缝孔隙度占总孔隙度的 1 .5 %～ 3.5 % ,但裂缝渗透率却占总渗透率的 99.4%左右。     

孔滩气田茅口组气藏水侵特征研究

通过分析孔滩气田茅口组气藏的地质特征和生产动态资料,提出了气藏裂缝圈闭系统的划分新观点.同时根据各裂缝圈闭系统的静、动态资料,分析了每个裂缝圈闭系统的地层水存储模式,认为该气藏存在4个裂缝圈闭系统,其中孔6井区裂缝圈闭系统为底部地层水存储模式,孔9井区裂缝圈闭系统为边部地层水存储模式,孔24井区和孔27井区裂缝圈闭系统为物性差异局部封存水存储模式.分析孔滩气田茅口组气藏水侵特征,为气藏的整体治水措施提供了可靠的依据.     

高峰场气田石炭系气藏水侵特征分析

高峰场气田石炭系气藏，已有峰8、峰7两口井产出了地层水，峰3井也有地层水推进迹象。峰8井水侵主要表现，为局部大压差下的边水舌进；峰7井水侵与断层裂缝的导通密切相关，但同时也存在一个逐步推进的过程，总体评价气藏边水能量较弱，属不活跃边水气藏。水侵已导致峰7井产能降低、气藏动态储量减少和生产管理难度增大，并影响了开发方案实施，最终开采效果也将变差。下一步治理措施应立足于整体开发和储量、产能动用，峰3、峰8井应实施控水采气，峰7井应尽快恢复带水采气生产。在南区有必要增打1口～2口开发补充井，同时还应考虑气藏整体增压、泡排、地层水回注处理和管串结构调整等方面的工艺适应性改造。     

低渗气藏水侵机理

以平落坝须二低渗气藏为例,通过对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.通过研究,深入认识了气藏的水侵机理,该研究成果对今后生产管理和气藏开发调整具有一定的现实意义.     

底水气藏水锥控制技术

底水气藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进,最大程度地延长气井无水采气期和控制底水均匀驱替,以达到提高底水气藏开发效果的目的。利用压差控制、水锥控制、井下气液分离技术来控制底水的锥进,气井含水得到了有效控制,从而达到了控制底水锥进、抑制含水上升的目的,取得显著效果。     

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以威远气田震旦系气藏为例，利用锥进模型对裂缝性底水气藏气井水侵动态进行了模拟研究；通过对基质渗透率、裂缝大小及分布、井底隔层、采气速度、气井打开程度和水体大小等多种参数进行敏感性分析，得到沿裂缝水窜是该类气藏的主要水侵特征；并根据气井不同水侵特征归纳出４种主要的水侵模式，即水锥型、纵窜型、横侵型和复合型；分析了各种水侵模式的动态特征和地质基础，为改善裂缝性底水气藏开发效果提供了理论依据；得出的结论与气藏实际符合，可作为有效治理底水气藏水患的理论依据。     

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根据四川气田的特点，建立了一种裂缝性底水气藏单井水侵研究的数值模拟模型。该模型以双孔单渗数学模型为基础，用全隐式方法对基岩和裂缝两套介系系统同时求解，具有稳定性能好、计算速度快、精度高的特点。用该模型对实际气井进行模拟计算，分析裂缝性气藏单井水侵机理，讨论气井打开程序对底水上侵的影响，这对指导现场生产和治水方案研究具有一定的参考作用。     

边水气藏水侵特征识别及机理初探

对于有水气藏,正确认识地层水活动规律是非常重要的。为了正确判断边水气藏水侵特征，文章对一些边水气藏出水气井生产动态数据及其产层的物性参数进行了统计和对比，研究了不同气井动、静特征的共性和差异，借助数学表达式对气井出水变化规律进行了描述，并根据数学表达式将出水类型分为线形型、二次方型及多次方型等３类。分析了３种出水类型与储层物性之间的因果关系，提出气井出水特征是井区储层物性展布特征的反映。在假设井区为正方形含气区域、１口生产井位于区域内偏向水侵方向一侧、井与水侵边之间有一相对高渗透带连通的基本模式下，研究了水侵机理，提出了边水气藏水侵特征分类及识别图版。通过实际出水气井生产史拟合检验，所提出的分析方法和识别图版是行之有效的，有助于正确地定量认识边水气藏地层水活动规律，为实际生产管理中制定相应的治水措施提供了一种有利的分析手段。     

底水驱动油藏水平井井网产能公式

主要研究底水驱油藏水平井井网产能公式和影响水平井、垂直井锥进参数的比较.应用镜像法和势函数叠加原理推导水平井井网产能公式,在推导过程中,考虑了油层顶部封闭边界、垣压边界、水平井在油层中位置、油层各向异性等因素对水平并势分布的影响,推导出底水驱油藏水平井井网势分布函数及其产能公式.比较控制水平井和垂直井锥进的关键参数,这些参数是:油层各向异性比值、原油粘度、井距、油水密度差、油层厚度.     

低渗透带半渗透隔板的底水油藏油井见水时间预测

基于底水锥进、物质平衡和低渗透非达西渗流原理,考虑隔板下部底水锥进的半球形径向渗流方式、隔板非均质性的垂向渗流方式,运用低渗透产能方程和物质平衡原理,推导低渗透带半渗透隔板底水油藏油井见水时间的预报公式.对于低渗透油井下部存在圆形半渗透隔板的底水油藏,由于考虑了启动压力梯度、半渗透隔板项的影响,计算出的油井见水时间要比不考虑以上因素的值更小,也更接近实际.经鄂尔多斯盆地砂岩底水油藏某油井的实际计算,预测的见水时间与实际见水时间较接近.     

硫沉积对高含硫气藏产能影响数值模拟研究

高含硫气藏是一类具有高危性和特殊性的酸性气藏，硫微粒的析出、运移以及沉积是该类气藏特殊渗流特征之一。沉积的硫微粒会占据孔隙空间，在孔喉处堵塞孔隙，改变孔隙结构，最终引起硫沉积区内储层渗透率的降低，从而影响气藏的开发效果。为此，在对硫沉积机理深入研究的基础上，引入空气动力学理论，建立高含硫气藏硫微粒运移、沉积数学模型，模拟研究了硫沉积对均质气藏和非均质气藏产能的影响。结果认为：高含硫气体初始溶解元素硫是该类气藏发生硫沉积的重要条件之一；硫沉积使得气藏的稳产时间缩短、采出程度降低、气藏递减期缩短以及递减期内的递减率增加等；低渗透气藏和非均质性强的地层，其硫沉积对气藏开发的影响很大。     

裂缝性油藏注水开发水淹力学机理研究

裂缝性低渗透油藏发育着复杂的裂缝网络,随着注水开采程度的加深,过高的注入压力和过量的注水会引起微裂缝开启、起裂、扩展和相互贯通,在注采连线形成高渗透带,导致注入水单向突进,油井含水上升快,造成油井水淹和窜流严重,降低了油田的最终采收率。针对注水开发过程中储层裂缝系统的演化贯通给油田开发带来的困难,研究分析了天然裂缝内注入水渗流对裂缝起裂的影响,应用岩石断裂力学理论分析了天然裂缝性储层在注水开发过程中裂缝系统的相互作用,研究了注入压力作用下天然裂缝的开启、扩展延伸和相互贯通的力学机理,对天然裂缝性储层注水开发过程中研究裂缝的分布规律、确定合理的注水方式和注水压力、延缓注水 开发过程中油井方向性水窜和水淹速度具有重要的理论指导意义。
     

底水潜山油藏出水规律研究

建立了井组模型,研究了布井方式和井距对底水潜山油藏开发过程中油井产水的影响;分析了不同注水方式、采液强度、注水和调堵时间情况下油藏开发动态和出水规律;综合分析了单井和井组模型的生产特征,导出裂缝型潜山油藏含水率上升曲线的函数表达式,在统计的基础上,利用多元回归分别给出了单井和井组含水率上升曲线系数与影响因素的关系式,该式包括了地质及工艺参数,并将裂缝和基质的参数分开,计算结果将更为准确可靠,同时为双重介质油藏含水率预测及控水措施的选择实施提供了分析依据     

千米桥潜山凝析气藏生产井出水原因分析

千米桥潜山凝析气藏是20世纪末大港油田发现的规模较大的中等凝析油含量的凝析气藏,含油气目的层为奥陶系峰峰组和上马家沟组。该藏投入试采之后,初期产量较高,但压力和产量递减较快、各井间流体组成差异较大(主要表现在各井出水量及水气比变化规律不同)。通过对产出水的矿化度和水气比变化规律分析和溶解水与溶解气比实验研究证明,千米桥潜山生产井板深8井产出水以凝析水为主,而板深7井则存在游离形式的底水。     

底水气藏气井动态模拟研究

使用锥进模型对鹿水气藏气井动态进行了模拟研究。通过对采气速度、气层有效厚度、水体大小、垂直渗透率与水平渗透率比值、水平渗透率、气井打开程度等参数进行敏感性分析,研究了它们对鹿水气藏开发效果的影响,为有效开发鹿水气藏提供了依据。