川西致密砂岩气田采气工艺实践与效果

川西侏罗系气藏为典型的致密砂岩气藏，无明显边底水、层间水，气井生产少量产水。随着气田不断开发，气井井底积液加剧，造成产量压力双递减，稳产期短，低压低产生产时间长，排水采气是气藏长期稳产的关键技术。为探寻适用于川西致密砂岩气田的排水采气工艺及管理体系，基于25 a的研究和实践，建立并完善了一套基于流压实测、回声仪、模型及矿场经验法的产水气井多元化井筒诊断技术，根据气井自身能量变化规律，形成了差异化泡沫排水采气工艺为主体，互补型气举排水采气工艺为辅助，以连续油管和柱塞气举为补充的致密气田排水采气体系，并通过数字化技术发展，提出了“精细诊断+智能工艺一体化”的排水采气精细化管理体系，研制了积液在线诊断、丛式井整体式泡排及柱塞气举等智能化配套设备，并通过1 200余口气井的现场应用，有效提高了气井排液稳产效果，降低了老井综合递减率，对国内外类似气田开发具有一定的借鉴意义。     

试论排水采气工艺研究现状及发展趋势

排水采气工艺技术是当前国内外有水气田开采后期的一项主要采气工艺,近年来随着我国气田的勘探面积不断增大。气田勘探的地形也逐渐变得复杂化,好多气田气藏产水的现象日益突出,严重影响了气井的生产,造成气田的产量急剧下降,目前,我国气田水淹停产井的数量呈现逐年上升的趋势发展,这也成为了当今气田生产突出的矛盾。为了扭转因气田产水而导致产量大幅度递减的局面,我国各大油田不断地研究新的排水采气工艺,使排水采气设计从常规优化设计发展为软件包体系决策,并将经济评价列入排水采气工艺的决策中,使排水采气工艺技术更加的科学、合理、经济,开拓了我国有水气藏开发的新局面。     

四川合兴场底水气藏排水采气数值模拟研究

针对四川合兴场须二底水气藏目前开采中的主要问题 ,应用双重介质三维二相模型 ,借助于排水采气的单井处理技术 ,进行了排水采气的数值模拟研究。根据 17个排水方案的模拟计算结果 ,分析了双重介质底水气藏的水侵规律 ,推荐了科学合理的排水方案 ,对气井的复活或延长气井和气藏的开采期 ,提高采出程度均具有重要的指导意义     

X气藏气井的合理配产分析

x气藏处于开发初期阶段,但由于气藏的开发过程,任何气井的生产,都是在一段时期的稳产之后进入递减生产阶段.因此,我们为了获取最大的经济利益就需要最大限度维持气井稳产的时期.这就需要根据气藏的地质条件和气井前期的生产资料,对气井进行合理配产.本文结合X油藏气井的生产资料,分经验法、节点法和采气曲线法分析了X气藏气井的合理配产产量,主要分析了采气曲线法,最后综合三种方法,确定了X气藏前期布置的气井合理配产产量.     

透镜状浅层底水气藏开发技术--以胜利油田为例

在分析透镜状浅层气藏地质特点的基础上 ,论述了气藏的动态特征及出水对气藏开发效果的影响 ,并提出了确定气井合理产量应考虑的主要因素 .利用动态盈亏平衡原理测算了气藏开发的厚度界限 ,克服了以前静态方法的局限性 .研究表明 ,只要采取合理的开发方式 ,认识到底水在气藏开发过程中的作用 ,确定合理采气速度 ,透镜状浅层底水气藏也能够获得良好的经济效益 .该类气藏应立足于占领高部位 ,出水前平衡、稳定开采 ,使气水界面均匀推进 ;出水后及时采取相应措施 ,避免井底积液过多 ,才能够获得较高的采收率 .研究成果对国内外同类型气藏的开发具有一定的借鉴意义 .     

采气工艺效果预测技术研究及应用

川西中浅层气藏开采形势日渐严峻,需配套不同的采气工艺技术来提高气藏的采收率,同时,采气工艺效果预测技术手段单一,亟待建立采气工艺效果预测技术。本文建立了马井蓬莱镇蓬莱镇气藏地质模型,历史拟合使模型和实际气藏一致。建立了采气工艺效果预测技术,对采气工艺方案进行动态预测,为川西中浅层气藏进一步稳产采气提供了理论支持和技术保障。     

透镜状浅层底水气藏开发技术——以胜利油田为例

在分析透镜状浅层气藏地质特点的基础上，论述了气藏的动态特征及出水对气藏开发效果的影响，并提出了确定气井合理产量应考虑的主要因素．利用动态盈亏平衡原理测算了气藏开发的厚度界限，克服了以前静态方法的局限性．研究表明，只要采取合理的开发方式，认识到底水在气藏开发过程中的作用，确定合理采气速度，透镜状浅层底水气藏也能够获得良好的经济效益．该类气藏应立足于占领高部位，出水前平衡、稳定开采，使气水界面均匀推进；出水后及时采取相应措施，避免井底积液过多，才能够获得较高的采收率．研究成果对国内外同类型气藏的开发具有一定的借鉴意义．     

低孔低渗低压气藏合理井距分析——以大牛地气藏盒2+3气藏为例

通过规定单井产能法,合理采气速度法、丰度计算法、利用类比法确定井距四种方法对盒2+3气藏理论井距进行计算,得到理论合理井距为680~780 m。算得实际平均井距为580 m。最后通过与同类型气田、2004年开发方案对比进行了合理井距分析,得出以下几点结论:①盒2+3气藏现在的采气速度达到了3.32%,过快的开采速度会使气藏压力下降迅速,影响气藏最终采收率;②平均井距(580.3 m)略微偏小,井距分布不均匀,西部井距比较密,东部和北部井距比较稀;③总体上看来,大牛地盒2+3气藏井网控制程度达79%,加密空间不大,属于比较完善的井网。     

低渗透气藏储量早期预测

气藏早期地质储量的确定对开发方案的制定、开发设施的设计以及气藏价值的评估十分重要,低渗透气藏早期地质储量的确定一直是一项比较难的工作。针对此问题,提出了利用流动物质平衡法、油藏影响函数法以及采气曲线法来早期预测低渗透气藏或单井控制地质储量。经过实例分析说明以上三种方法切实可行,还对三种方法自身的适用条件以及各自的优缺点进行了简要分析。     

荔湾3-1气田开发数值模拟研究

对荔湾3-1气田气藏流体高压PVT实验数据进行拟合计算,确定了适合描述气藏流体相态行为的流体组分特征参数。利用地质资料及研究成果所得到的地层物性参数,结合构造形态和井点信息,建立了相应的三维地质模型,完成气藏地质储量拟合。从井网部署、初期采气速度、气层动用秩序、断层的连通敏感性及最小井底流压敏感性等多方面对气藏的开发指标进行了数值模拟对比研究,所得的研究结论有利于指导该气田实际开发生产。     

致密砂岩气藏动态水锁定量评价新方法

致密砂岩气藏开发过程中普遍存在水锁现象，其严重影响气相渗透率及采收率，极大制约了气藏的高效开发，因此水锁程度的准确评价对于气藏精细开发尤为重要。本文通过致密砂岩储层微观孔喉结构分析及基本渗流原理，结合动态生产参数，建立了孔隙度、生产压力梯度与水锁效应之间的数学联系，创新性的提出了动态水锁指数的概念，从而对生产中的水锁程度进行定量化的表征。进而将微观下的表征结论推广到宏观，从微观尺度到宏观尺度对水锁状况进行定量化的分析，明确了不同生产压力梯度与孔隙度对水锁效应的影响程度，建立了一套动态水锁程度定量评价新方法。通过对研究区实际生产资料进行对比分析，进一步验证了该评价方法的准确性与可行性，运用该方法能够对致密砂岩气藏中的水锁程度进行定量化的分析和监测，从而为剩余气分布状况的明确及下一步增产工艺措施的设计提供指导。     

南海深水井下采注技术挑战与对策

南海油气资源储量丰富,开发过程中面临着油气田开发向着水更深、离岸更远、环境更复杂的方向发展。因采用水下采油树方式进行开采,钻完井成本高,为提高采油采气经济效益,单井的生产要达到采液量4000-8000m3/d,或采气量100×10_⁴-300×10_⁴ Nm_³/d ,还需要具有一定的举升和远输能力,满足水下井口压力20MPa以上。目前深水注采技术全部为国外公司垄断的“卡脖子”技术和工具,为提高我国深水油气田开发技术水平,实现深水油气田人工举升技术的跨越式发展,结合十余年来在中国海上油田注采技术攻关和实践,针对南海深水油田未来高产高效采油、采气、注水开发方面面临的挑战,提出开发拥护有自主知识产权的大排量深井电潜泵、高压注气阀、井下气体压缩机、智能控制开关等工具攻关方及深水人才队伍及实验能力建设等对策建议。     

底水气藏水平井见水时间研究

 底水脊进是底水气藏水平井气藏工程研究中遇到的最大问题。利用镜像反映和势的叠加原理得到底水气藏水平井势分布,导出考虑地层各向异性的水平井产能公式、水平井见水时间公式、底水脊进时任意时刻水脊高度的公式。计算结果表明,底水水平井产能受水平井位置和地层各向异性影响,减小水平井与底水的距离能增加水平井产量;垂向渗透率越大的地层更利于底水驱气藏水平井产能的提高。水平井见水时间主要受水平井位置的影响,水平井离底水距离越近,见水时间越长。投产后底水先以较缓慢的速度上升,到后期上升迅速。实例分析表明,该方法对底水气藏水平井气藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义。     

提高凝析气藏采收率和气井产量新思路

目前我国多数凝析油含量中偏低的饱和凝析气藏,多用衰竭方式开发,有的已处于开发中、后期,提高凝析气井产量和气藏凝析油采收率已成为关键问题。着重介绍了三种提高单井产量和四种注气开发提高凝析气藏凝析油采收率的工艺技术。探讨了凝析气藏开发中、后期多种开发方式,针对性地提出了开发凝析气藏的三点意见。望能加强该类气藏开发中、后期的研究工作。     

水驱气藏生产数据分析方法研究及应用

水驱气藏动态储量核算和水体大小的研究一直是此类气藏动态分析的重要内容。常规生产数据分析技术主要针对定容封闭气藏,而对于水驱气藏适应性差。为此,以气藏不稳定渗流理论为基础,考虑气藏水侵特征建立了水驱气藏渗流模型,利用Laplace变换法推导获得了水驱气藏不稳定产量响应解,计算并绘制了现代产量递减典型曲线。根据曲线特征将产量递减过程划分成4个典型流动阶段,讨论了无因次水侵量和无因次水侵时间对产量递减典型曲线的影响。结合现代生产数据分析技术,利用气井产量与压力的相互关系,提出了定量评价水侵强度和水侵开始时间,求取动储量、渗透率等气藏参数的方法。现场实际生产数据分析结果表明,该方法满足水驱气藏动态分析的工程实际要求,对于指导此类气藏的开发具有重要意义。     

高气油比油藏的油井应用电泵采油的可行性研究

对埕北 30油藏特点进行了分析 ,以此为例确定了油井自喷后采用电泵抽油的机采方式。结合目前国内外电泵吸入口处含气率的界限 ,分析了电泵在高气液比状态下的适应性 ,给出了高气液比条件下泵吸入口处含气率的计算模型。利用此模型分别计算了不同吸入压力、不同气油比下含水率分别为 0 ,2 0 % ,4 0 %与 80 %时泵吸入口处的含气率 ,进而对电泵在高气液比条件下的使用条件和适用范围进行了详细分析 ,以使该项举升工艺更有效地用于埕北 30油藏的开发。计算结果表明 ,在油藏压力保持在 30MPa ,生产气油比不超过 2 5 0的情况下 ,埕北 30油藏可以采用电泵采油。该项研究也适用于其他高气液比油藏的开发。     

页岩气井射流泵排水采气工艺下泵深度优化设计

为了恢复页岩气井的正常生产,本文通过提出一种新型射流泵排水采气工艺设计思想,该设计是以常压高气液比页岩气井的产气量能够满足携液要求时的井筒动液面为分析目标,从气井产能和临界携液流量两个方面进行分析,研究确定射流泵的下深。该工艺在XX区块XX井开展了现场试验,措施后页岩气井的平均日产气量为14.86×104m3,平均日产液量12.39m3,现场生产结果表明：本设计对XX区块常压高气液比页岩气井射流泵的下入深度的确定提供了新的理论指导。     

柳杨堡气田太2气藏气水分布规律及其主控因素研究

柳杨堡气田太2气藏产水严重,气水分布规律及其主控因素认识不清。为指导后续开发,综合利用钻井、测井、试气和地层水分析资料研究了气藏产水特征、气水分布规律及其主控因素。结果表明:1太2气藏天然气在定北13-定北17井-定北8-定北15-定北16井一线富集,地层水在定北13~定北10~定北17~定北8~定北14井一线发育;2气水分布主要受烃源岩、储层物性、构造综合控制,水体分布在煤层厚度10 m的低值区、孔隙度7%的地区和构造线-2 480 m的斜坡和洼地地区;3李1-定北16井一线水体欠发育区,可作为气藏进一步开发的重点。该研究可指导气藏开发选区、选井工作,并对类似有水气藏相关研究提供借鉴。     

川西致密砂岩气藏测井评价技术及其发展展望

川西致密砂岩气藏具有低孔隙度、低渗透率、孔隙结构多样、气水关系复杂的地质特征,使得传统测井评价技术得到的孔隙度、渗透率、含水饱和度等参数精度偏低,测井评价容易产生偏差,因此,亟需开展有针对性测井评价技术研究。以中江沙溪庙组复杂河道致密砂岩气藏为研究对象,结合气藏勘探开发实践,形成了以基于沉积微相约束的测井曲线标准化为基础,以多元回归、BP神经网络、基于流动单元的储层物性评价技术和多因素交会、基于多因素判别的流体识别雷达图、变$m$、$n$参数的饱和度评价模型为核心的致密砂岩气藏测井评价技术体系,为中江沙溪庙组气藏的高效开发提供了有力的支撑。形成的致密砂岩气藏测井评价技术体系为同类型的气藏开展相关研究提供了有效的借鉴。