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。     

靖边气藏开发特征及中后期稳产技术对策研究

靖边气藏为定容无边（底）水气藏，但储层中存在相对富水区，其存在及演化受多种因素的制约，必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井具有产量低，递减快，部分井有地层水产出，且不同区域的生产井产水量差异大的开发特征。通过对出水气井生产特点进行分类，研究了靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响，分析生产井产水对气田开发的影响程度；利用数值模拟研究了靖边气田的合理采气规模，稳产技术对策，认为通过井网调整、确定不同类型生产井的合理工作制度可有效预防气井高产水，实现目前开发规划要求，同时达到最佳的开发效果。通过研究提出了合理的生产规模和稳产技术对策，对靖边气田的开发具有一定的参考作用。     

靖边气藏产水特点及影响因素分析

气井产水问题是影响气井产能和气田开发规模的主要因素之一,靖边气藏为定容无边（底）水气藏,但储层中存在相对富水区,其存在及演化受多种因素的制约,必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井产量低,递减快,部分井有地层水产出,不同区域的生产井产水量差异大。通过对出水气井生产特点进行分类分析,研究靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响,了解产水对气田开发的影响程度,研究不同类型生产井的合理工作制度。从而有效利用地层能量,预防气井高产水,确保生产井在生产过程中能够保持最佳的开发效果,为气田的高效开发提供参考依据。     

长庆气田可动地层水特征及意义

长庆气田的出水层主要分布于马五₁段,根据测井检测数据,可分为产水不产气、气水同产及产气不(少)产水型.表面上看,长庆气田马五₁储层的地层水呈块状或透镜状分布,无连片水体.实际上,该区地层水并非完全独立,气藏中不存在"边水"或"底水",找不到绝对的气水边界,只存在一些相对富集的区域,即相对富水区.通过利用地震、测井资料对地层水横向追踪,发现该区存在约20个相对富水区.大面积气区中气井出水,并不影响气的产出,在相对富水区边缘,由于出水采气导致水体与井底压差增大,可能造成气井很快出水且水量急增,但可通过控制生产压差(<3 MPa)或采用排水恢复产气.     

ú��������ѡ����˼·�����ز��������۷�����Ӧ��

煤层气评价选区是煤层气开发的基础，也是难点。在回顾我国煤层气勘查历史的基础上，依据煤层气开发机理，提出煤层气地层能量评价法这一新思路，从地应力、地层压力、煤层富水程度和水体弹性能量等反映地层能量的参数出发，论述了它们在煤层气评价选区中的作用。据水动力形成机制，初步建立了盆地含煤地层压力模式，指出了形成具有较高地层能量的地质条件。结果认为，煤层富水程度较高且煤层水体弹性能量也较高的地区是煤层气勘探开发的有利区。     

鄂尔多斯盆地靖边气田陕155井区下奥陶统马家沟组马五储层水体分布规律研究

通过对新老资料的消化吸收并结合地质、测井、测试及开发动态情况,着重分析了控制地层水聚集的地质因素和地层水的聚集规律,划定出了水体分布范围,并把水体分布分为3种类型,即相对富水区、潜在含水区和无水区,进而指出区域构造特征、现今埋藏条件下的小幅度构造、储层的非均质性和构造反转前后的气排水形式等是影响气水分布的主要因素。     

低渗透气藏地层压力监测技术

“压力是气田开发的灵魂”，如何准确获取气田的目前地层压力，是靖边气田开发的主要难题之一。一方面，由于靖边气田储层具有低渗透、低丰度、大面积、薄储层、非均质性强，开发井距大（一般大于2.5km）的特征，气井关井后压力恢复时间很长，压力恢复稳定往往需要几个月以上的时间；另一方面，近年来，气田日产气量居高不下，很难有区块关井等测压时机，这些均给气田目前地层压力的求取带来了困难。如何针对这种低渗透气藏，在确保生产任务的前提下，采用尽可能少的监测工作量，满足开发研究的需要，是气藏开发工作必须解决的问题。针对靖边气田的地质特征，通过多年的不断研究和总结，逐渐形成了以建立观察井网、设立定点测压井、结合少量压力恢复试井和区块整体关井测压等配套技术，来获取气藏目前地层压力。     

低渗透气藏地层压力监测技术

“压力是气田开发的灵魂”，而如何准确获取气田的目前地层压力，是靖边气田开发的主要难题之一。一方面，由于靖边气田储层具有低渗透、低丰度、大面积、薄储层、非均质性强，开发井距大（一般大于2.5 km）的特征，气井关井后压力恢复时间很长，压力恢复稳定往往需要几个月以上的时间；另一方面，近年来，气田日产气量居高不下，很难有区块关井等测压时机，这些均给气田目前地层压力的求取带来了困难。对这类低渗透气藏而言，在确保生产任务的前提下，采用尽可能少的监测工作量，满足开发研究的需要，这是气藏开发工作必须解决的问题。针对靖边气田的地质特征，通过多年的不断研究和总结，逐渐形成了以建立观察井网、设立定点测压井、结合少量压恢试井和区块整体关井测压等配套技术，以获取气藏的目前地层压力。     

苏里格西区气水分布特征及产水类型解析

利用钻井、测井、生产测试、分析化验资料,运用统计分析、经验公式计算以及相渗-压汞综合分析方法,研究苏里格西区气水分布规律,确定气藏产水类型及其构成.研究结果表明:该区气水分布呈"渐变互补"关系,相对富水区在西北部;地层产出水由凝析水、可动水和自由水构成,控制生产压差即可控制地层产水.该研究为气田产水井管理及开发选区工作...     

���쾸�������ˮ�������ɼ�����ʩ

针对长庆靖边气田在开发过程中存在气井出水，严重影响开发效益的问题，根据该气田气井产水现状，总结出了气井的产水规律。按照水气比的变化，将其归纳为水气比下降、水气比稳定、水气比升高等三种类型，在此基础上，通过综合分析和研究，提出了不同类型产水气井进行有效开发的具体措施。位于相对富水区的井，完善开发井网；生产过程中水气比下降的井，尽量避免关井，以正常的合理产量连续开井生产，利用自身能量将地层水带出，保持稳定生产；水气比较稳定的井，维持气井正常生产；气水比上升的井，严格控制生产压差，控制水侵速度，以减少水侵量、提高采收率。将该研究应用于长庆靖边气田产水气井的开发，取得显著的经济效益。     

气藏储层含束缚水的应力敏感性分析

在气藏开采过程中,由于气体的产出引起了孔隙流体压力降低,在巨大的上覆岩层压力下,岩石变形,孔隙度降低和孔隙喉道体积缩小,部分束缚水释放形成自由水并随着气体产出。这说明在岩石变形过程中,孔隙中的束缚水体积是缩小的,同时也合理地解释了某些气井在产量增加的过程中出现产水的现象。而储层岩石变形后其束缚水饱和度是增加的,这主要是由于储层岩石孔隙及喉道体积缩小的同时,也增加了孔隙及喉道中毛管力的缘故。因此,气藏储层束缚水的应力敏感性是存在的,且束缚水体积及束缚水饱和度与岩石有效应力之间的变化关系为指数关系。     

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。     

致密岩心中气体渗流特征及影响因素实验研究

致密砂岩气藏储层岩石孔隙结构复杂,孔喉细小,气体渗流特征有别于常规气藏。采用逐级增压气驱实验和定容衰竭开采物理模拟实验相结合的方法,测试分析了气体在砂岩储层岩心中的渗流特征。研究表明:气体在致密砂岩储层岩心中有效流动的条件是需要有足够大的流动压差克服沿程摩阻,这也是致密气藏储量得到动用的门槛条件。气相渗流特征受岩心基质渗透率、含水饱和度、岩心长度、上覆压力等多种因素的影响,在致密气藏开发过程中,需要综合考虑这些因素对气井产能及稳产能力的影响。     

电磁感应加热技术解除凝析气井近井堵塞的可行性研究

井下电磁感应加热技术是一种针对凝析气井近井地层的新型处理工艺,其解堵增产机理主要是利用近井地层温度的升高来减轻近井积液对产能的影响。依据凝析气藏渗流规律和开采特点以及油气水三相渗流运动方程、能量守恒和物质守恒原理,建立了凝析气藏电磁加热数学模型并运用到实际气藏中进行数值模拟研究,和分析了电磁加热生产条件下气藏近井带压力、凝析油饱和度及气相相对渗透率的变化规律。认为电磁感应加热技术可以有效减轻或解除气井近井堵塞问题和提高气井采收率。     

徐深气田火山岩气藏产能特点及影响因素分析

火山岩储层作为大庆徐深气田的有效储层，分布广泛，储量丰富，具有重要的开采价值。由于受火山喷发多期性的控制，其岩性岩相变化较快、岩层致密，孔隙度、渗透率极低，非均质性严重。大多数气井自然产能较低，达不到工业产能。部分井经过大型压裂改造后可获得高产，但是单井产气能力差别较大。火山岩气藏产能具有分布不均衡、生产压差大、稳产条件差、压裂效果明显等特点，而火山岩作为特殊的天然气储层类型，没有成型的开发理论和实际开发经验供我们参考，文章在徐深气田火山岩储层地质及动态资料分析的基础上，采用实际地质参数建立了单井模型，研究了地层有效渗透率、地层厚度、地层系数、压裂井裂缝半长、储层供气范围等对气井初期产能及稳产能力的影响，并对影响产能及稳产能力的因素进行了分析，这对今后火山岩气藏开发配产、产能建设等具有重要的指导意义。     

榆林气田陕141井区气井生产动态特征分析

分析了陕141井区气井压力、产量的变化，研究了储层对生产动态的影响，把16口生产井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等３类。研究得出：气井产能的大小与气井所处的砂体位置及砂体的厚度有关，位于主砂带内部或有效厚度大的气井，生产能力和生产稳定性较好；位于主砂带边部或有效厚度小、渗透性较差的气井生产能力和生产稳定性差。根据井区实际生产情况和储层特征，利用生产指示曲线确定出该井区生产压差应取静地层压力的16%左右，合理产量取无阻流量的1/3～1/4。此外，还建议采取一些提高地层能量的增产措施，更多地应用提高气层渗流面积、气层保护的相关技术以及气层的相关改造方法，增加气井的产能。     

致密气藏开发过程水相圈闭损害机理及防治研究进展

在致密气藏开发过程中，随气藏压力下降，边底水侵入会导致水相圈闭损害的发生；水相圈闭损害不仅导致气藏采收率下降，且增加开采成本，延缓开发进程，严重制约气藏的开发效果。分析了水驱气藏开发过程中水相圈闭损害机理，水相圈闭损害发生的影响因素、过程机理、预防措施、治理技术，指出致密气藏的非均质性、水湿性、超低含水饱和度、高毛管压力、裂缝发育和压降等是诱发水相圈闭损害的主要因素，和裂缝一孔隙间水相渗吸、水相圈闭气的形成、水相圈闭动力学模型和水相圈闭损害防治研究等方面的主要进展，认为在含水致密气藏开发过程中，应采取早期预测、主动防御、优选开发方式、合理安排排水采气井及其产量、适时调整压力场分布及整体控制均衡开发等措施，以便有效地预防和治理水相圈闭损害。     

含水层储气库建库注气驱动机理数值模拟研究

含水层储气库建库注气与驱动机理数值模拟设计和模拟思路都有其特殊性和复杂性,目前国内对此研究很少。通过采用国外成熟的商业化数值模拟软件,对不同构造特点的含水层在建库过程中的气驱多相渗流特征、气水前缘运动规律和对库容的影响进行了研究;结果表明,在选择适宜的浅层含水构造改建地下储气库时,应优先考虑地层倾角较大的含水构造,以发挥气体垂直重力驱替的良好作用,同时注气驱替时应保持较低的注气渗滤速度,以改善气体的波及效果。