子洲气田山2致密砂岩气藏水体分布及影响因素

子洲气田山2致密砂岩气藏气水分布复杂,气井产出的地层水按不同来源类型可划分为边（底）水、气层残留地层水、透镜体水3种,利用试气、测井和生产动态等资料对子洲气田生产井出水类型及机理进行研究,深入分析了其成因及识别特征。结合地质背景分析认为,作为典型的岩性气藏,子洲气田山2气藏水体分布主要受砂体分布、构造、储层物性变化和天然气运移成藏过程等因素影响,宏观上存在3大类气水分布模式。在地层水类型和水体分布模式研究的基础上,对子洲气田各类水体的纵、横向分布特征进行了描述。     

底水油藏油井最佳打开程度研究

给出了底水油藏油井最佳打开程度的确定方法和应用实例。     

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。     

鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏成藏特征

榆林气田和子洲气田是位于鄂尔多斯盆地东部的2个地质储量均超过1 000×108 m3的上古生界大气田,二叠系山西组2段是榆林—子洲气田的主力产层.鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏烃源岩在区域上呈广覆式分布,成熟度高;储层致密,源储近邻,生储盖组合关系良好;存在众多小型岩性圈闭群,圈闭界限不明显,很难判断气藏的边界;全区大面积含气,区域上没有明显的气水倒置现象,砂体连通性差、非均质性强,不存在明显的边底水;气水分布复杂、分异不明显,现今构造对于气水分布及产出基本不起控制作用;气藏的成藏富集主要受烃源岩的生烃强度,储层物性及有效砂体厚度联合控制.通过研究气藏的成藏特征、天然气成藏富集规律,表明鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏符合准连续型气藏“储层致密,主要为源外成藏、近源储集,天然气呈准连续分布,圈闭介于有形与无形之间”的特征.     

榆林南-子洲地区山2气藏水层特征及识别

榆林南－子洲地区山2气藏具有低孔、低渗、非均质性强、开发中普遍见水的特点。为此,开展了生产井产水层特征研究,并提出了识别方法。在对山2气藏水层进行地质与测井特征系统分析的基础上,根据测试井段产水量的大小,将产水井划分为5类,以此建立了气水层识别的地质-测井标准。利用判别分析方法,建立了山2气藏气层、气水层、水层、干层的判别方程。回判结果表明,模型对气层的精度达到93．8％,气水层90.2％,水层93．4％,干层90．1％。利用未参加建模的出水井射孔段对模型进行验证,判识结果符合实际情况。该模型具有较高的精度,所建立的方法可用于未知层段的属性识别。     

底水气藏高速非达西渗流临界产量的一种确定方式

底水气藏开发过程中容易产生井底见水的现象,会给气藏的顺利开采带来极大的困难,所以确定气井的临界产量十分重要。一般临界产量计算公式是在达西渗流规律的基础上建立的,但近井地带渗流速度较大,非达西渗流是不可忽略的。针对真实气体高速非达西渗流特征,引用Forchheime渗流方程,建立底水气藏临界产量计算模型,采用四阶龙格-库塔法进行求解,并编制计算程序。计算气井在非达西渗流下的临界产量和水锥形状,给气藏动态分析提供了重要依据。     

底水气藏见水时间预测方法

基于多孔介质中流体质点的渗流规律,对底水气藏双重不完善井的水锥突破时间进行了研究,通过数学推导,得到了水锥突破时间计算公式,该公式考虑了气藏打开程度、气水流度比、原始束缚水饱和度、残余气饱和度等影响因素。实例分析表明,底水气藏的一口生产井以定产量生产,在其它条件不变的情况下,其见水时间与气藏打开程度呈不对称凸型曲线关系。     

子洲气田山2段致密砂岩储层物性下限确定

根据子洲气田山西组山2段为特低-超低孔、特低-超低渗致密砂岩储层的特点,综合运用实测物性数据、毛细管压力资料、实测水膜厚度及单井试气结果等资料,采用测试法、经验统计法、压汞参数法对储层下限进行综合研究,确定了储层孔隙度和渗透率下限,确定了储层的最小流动孔喉半径,山2储层的孔隙度下限为3.5%,渗透率下限为0.1×10-3μm2,最小流动孔喉半径为0.15μm,从而为山西组山2储层的进一步合理开发提供了可靠的下限数据。     

子洲地区山2气藏地震预测技术

子洲—清涧地区是继榆林地区之后的又一个以山2砂岩储层为勘探目标的新的目标区，如何利用地震预测技术寻找有利砂岩展布规律，是一项技术性较强的研究工作，经过多年的努力，研究出一套比较成熟的山2气藏预测技术系列，高分辨率处理技术、反演技术、含气性检测技术联合研究预测储层，取得了比较好的应用效果．为子洲—清涧地区山2气田的发现起到了重要作用。     

子洲气田山_2段单井出水机理研究

气井产水不仅在地层中气水两相渗流时影响产能,还会在井底形成积液影响气井生产,可见,产水对气井的生产的危害是很大的。因此,为了充分利用地层能量,防止气井高产水,有必要研究单井出水类型及机理。本文依据地质、测井等资料对生产井出水类型及机理进行研究,划分出单井产水类型;再利用试气、生产、水化学等资料分析给与证实,最终得出单井地层水层识别原则。     

水平井底水油藏产能计算及参数优化研究

在一些油藏采油过程中,油藏中存在底水锥进现象,使得油藏的开采存在一定难度,因此.为了抑制底水油藏中的这种现象,油田工作者进行了许多研究,一些方法抑制了底水的上窜。根据镜像法原理推导了水平井底水油藏井网产量公式,并且讨论了底水油藏水平井长度优化参数,以有利于底水驱油藏水平井生产预测研究。推导结果表明,水平井产能及见水时间主要受水平井长度、水平井位置和油层各向异性的影响。     

水平井开采底水油藏采水控锥方法研究

采用数值模拟方法，分别研究用水平井开采底水油藏时井型、采水时机和采水量对控制底水锥进的影响。研究表明，对于垂向渗透率较低、油水界面之上存在夹层的储集层，采水控锥效果显著。水平井采水效果好于直井采水；采水越早，控锥效果越好；采水量越大，控锥作用越明显；采水时机和采水量存在最优值。对于适于采水控锥的油藏，应根据具体地质构造、储集层物性、水体大小等情况，结合经济分析，综合选择合适的采水井型、采水时机和采水量。男外，采水控锥并不是对所有水平井开采的底水油藏都有效，如果垂向渗透率大，油水界面之上无夹层、隔层的有效阻挡，或水体巨大，水平井的含水上升会很快，采水一般难以见效。图3表1参10     

磨溪气田气水同采井水气比变化特征及机理

底水气藏防止底水锥进时通常采用避射水层的生产方式，但四川部分气田的开发则采用射开气、水层且气水同采的生产方式。为进一步了解其生产动态特征与储层特征之间的关系，通过避射水层和气水同采2种模式特征之间的对比，总结出气水同采井的水气比曲线有平稳段、缓慢上升段、快速上升段、下降段和跳跃段5种类型，分析了每种类型对应的储层特征，绘制了水气比曲线变化图版；确定了研究区水气比线性分段函数斜率的取值范围。现场应用证明气水同采的生产动态特征与储层特征基本一致，表明该图版实用性强，有助于正确认识底水气藏地层水活动规律，而储层内部气、水两相渗流变化需要进一步研究。     

子洲气田开发动态评价新方法研究

子洲气田经过6年的滚动开发,生产动态上表现为单井的产能差异较大,目前的开发动态评价方法不适应,为此提出了气井地层压力评价的新方法,即黄金分割优选法和生产数据优化拟合产能评价方法,实例计算表明,这两种方法计算精度高、实用,能满足工程计算实际需要。     

氮气+凝胶二元控堵底水技术及现场应用

底水水平井开发的关键技术是控制底水侵入、保证地层压力和有效提高采收率,最大限度的延长油井的无水采油或低含水采油期和保持底水均匀驱替,以提高底水油层开发效果。氮气+凝胶二元控堵底水技术,在底水油藏油水界面附近形成凝胶隔板和高压气腔,增加水流阻力,降低动液面,可以有效压水消锥,提高水平井的采收率。现场的实际应用验证了其技术的有效性和可靠性,该项技术可以广泛应用到底水油藏控水稳油的开发实践中去。     

南海东部油田强底水油藏水平井开采特征及开采对策研究

以南海东部某底水油藏为例,进行了水平井开采特征及开采对策研究。通过计算油藏的实际过水倍数分布,发现沿水平井段过水倍数分布差异大,非均衡供液严重,存在欠水驱的低效段,影响水平井开发效果。针对这种现象,通过研究AICD(Auto Inflow Control Device)控水技术的工作原理及增油机理,认为AICD能够自主控水、均衡供液,比ICD(Inflow Control Device)控水技术更有效地提高水平井有效井段,更好地改善开发效果,并在油藏数值模拟中得到了验证,具有较好的应用前景。     

裂缝性碳酸盐岩底水油藏合理打开程度与合理井距

针对塔河油田S48单元油藏特征,应用油气渗流理论推导出了裂缝性碳酸盐岩底水油藏打开程度与井网密度的匹配关系式.用此关系式可确定该类油藏给定打开程度下的合理井距及给定井网密度下油井的合理打开厚度.研究认为:该类油藏的合理打开程度不宜超过50%,且在打开程度为50%时合理井距最大.开发过程中,随着含水饱和度的增加,合理打开厚度减小;随着垂向渗透率与水平渗透率比值的增加,合理打开厚度增大,合理井距减小.鉴于此,实际生产中应逐段封堵打开井段;实际布井中应根据不同区域的裂缝发育情况,采取不均匀布井方式;在井网的后期加密中应根据已有井的实际参数来确定与之匹配的新井位置和打开厚度.图5表1参15     

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。     

子洲气田山2段储层非均质性研究

以子洲气田山2段(S2段)储层的测井资料为基础,结合沉积相资料,从层内、层间、及平面的非均质性三个方面研究储层的非均质性特征。研究认为,S2段储层内普遍存在夹层,以泥质夹层和致密夹层为主,通过对渗透率非均质性参数的定量计算,认为该储层S23段层内非均质较强,S21段和S22段为相对均质型储层;S2段储层具有较大的分层系数,存在层间隔层,主要为泥质隔层,分布不稳定,具有层间差异性;S2段储层各小层砂体连通性受沉积微相控制,S23段砂体连通性较好,物性分布稳定,平面非均质性差,但是其它小层平面非均质性相对较强。