高压高产含硫气井测试技术及应用

川东北海相气藏埋藏深、温度压力高、普遍含硫、平面及纵向产量变化大,测试工艺复杂,面临井下工具受限、井下事故复杂、井控及环境污染风险大等难题。在川东北高含硫气井测试实践与经验基础上,形成了高压高产含硫气井测试技术。形成了三类六套APR射孔—酸压—测试联作短期测试管柱;管柱力学分析、多级压力控制、国产抗硫及复合地面流程等测试配套工艺满足各类测试要求;以压井、防喷、防漏为主的测试应急方案及措施确保了作业安全。该技术在YB1-侧1,YB12,HB1-1D等井中成功应用,为该类气田勘探开发的顺利进行提供了技术支撑。     

电缆地层测试技术应用进展

作为油气层快速评价的有效手段,电缆地层测试技术在我国油气田勘探开发中起着越来越重要的作用,为正确认识储层特征、流体性质和油气藏类型提供可靠依据,因此研究电缆地层测试仪器的功能及其应用具有重要意义。本文从电缆地层测试资料的应用方法入手,对其利用压力梯度划分油水界面、渗透率评价、mini-DST功能以及流体采样评价方法进行了系统总结,以推动电缆地层测试技术在国内的发展。     

地层系数法确定气井的产能方程

气井产能方程是认识气井生产规律和分析预测气藏动态的重要依据,是确定合理的气井产量或气藏产量的基础.目前用于确定低渗透气井产能方程的方法存在诸多局限性.本文提出一种简便的确定气井产能方程的方法——KH值法.该方法将修正等时试井资料得到的无阻流量与单点法二项式公式计算的无阻流量进行对比,当二者相等时,可以获取非达西系数D,然后根据同一区块上的测试资料得到其他的储层物性参数,从而求得该区块的产能方程通式,进而根据每一口单井的实际地层系数得到该单井的产能方程.与实际生产数据对比表明,采用该方法得到的单井产能方程符合气井的实际生产规律.     

深水气井测试水合物生成的预测及防治

深水气井测试时,海水段较长且温度较低,天然气容易在泥线至海平面之间形成水合物,堵塞井筒,导致测试失败。建立深水气井井筒温度-压力模型,模拟南海西部某深水探井测试制度,求解得到井筒流体温度、压力分布;对该区域天然气样进行水合物生成实验,得到天然气水合物生成临界条件。结合测试模拟结果,认为温度是影响水合物生成的主要因素且常规测试过程中该井会在泥线附近生成水合物。隔热油管能够降低井筒整体传热系数,提升流体温度,模拟显示采用隔热油管后流体温度整体升高30℃左右,不同产量下测试均不会生成水合物,能够保证测试顺利进行,该井实测情况也证实了这一预测。实测不同产量下井口温压数据与模拟结果对比,误差均小于5%,证明了模型的准确性,表明该方法能够为深水气井测试过程中水合物预测和防治提供依据。     

深水近临界油藏动态分析及产能评价探索研究

深水近临界油藏是近年来不断发现和投入开发的一类特殊油藏,国内外对其开展的研究工作还相当有限。而在高投入、高风险的深水环境下,近临界流体的特殊性使油藏的高效开发更具挑战性。到目前为止,未曾见到针对该类油藏经济高效开发方面相关的公开研究成果。本文从实际油藏丰富的流体和生产资料出发,首次对深水近临界油藏复杂生产动态及深水油藏稀井高产高速流动下单井产能评价进行了探索研究。通过在Forchheimer高速流动产能模型中引入生产表皮系数,有效的考虑了该类油藏线性流动和非线性流动不同流动形态对单井产能的影响及其在各生产阶段中的变化,为确定合理生产压差和产能提供依据和指导。通过研究发现保压开采是该类油藏的首选,保持合理生产压差生产是该类油藏长期高产稳产的重要保障。研究成果对深水近临界流体油藏开发具有重要的指导意义,且能对同类油气藏的开发提供很好的借鉴。     

考虑各向异性的电缆地层测试产能预测方法

为提高电缆地层测试对各向异性储层产能评价的精度,避免应用DST测试产生的高测试成本,利用自行设计的多探头电缆地层测试仪器和解释模型,求取既定方位的储层平面上正交方向的两个渗透率,利用基于地质统计学的变差函数分析方法分析储层实际主渗透率方向,结合矢量化渗透率计算模型,计算实际储层的主渗透率和垂直主渗透率方向的最小渗透率,给出通过电缆地层测试获得储层实际平面渗透率各向异性的方法.结合椭圆形边界油藏产量计算模型,给出渗透率各向异性地层电缆地层测试产能预测方法.电缆测试方法计算的产能结果与DST测试结果基本吻合.     

深水高渗气井测试设计关键技术与实践

深水气井测试是当今世界油气勘探技术难题之一,工作制度的确定、测试程序的优化、水合物及出砂的防治等问题是其主要难点。通过水合物生成和出砂的临界流量等分析设计合理工作制度,建立测试数值模型确定压恢和探边测试时间,优化测试管串创新形成 “快速清井、低速取样、调产缓变、关井恢复”的一开一关测试程序,在缩短测试时间、降低水合物生成等风险的同时实现二开二关功能,有效指导了LS17-2-1井测试作业顺利进行。测试结果表明测试设计与施工基本一致,达到了准确评价气田的目的,能够为类似深水测试设计提供理论与方法。     

异常高压气藏产能测试分析方法

南海西部海域莺歌海盆地DFX气田埋深3 000 m,压力系数1.8,地层压力52.7 MPa,为异常高压气藏。目前该区域第一口探井DFX-1井的稳定产能测试资料出现二项式产能方程回归曲线斜率为负,指数式产能方程的指数大于1的异常情况,无法计算气井无阻流量。针对其异常情况,采用了"一点法"、产能方程校正、考虑表皮影响的拟压力产能方程以及考虑应力敏感影响的改进的拟压力产能方程等多种方法,计算异常高压气井的无阻流量。并对比分析"一点法"、产能方程校正的不足,提出考虑表皮影响的拟压力产能方程,能有效计算出合理的异常高压气井无阻流量。同时,采用改进的拟压力方法证实渗透率应力敏感给单井产能带来的影响不容忽视。     

基于风险矩阵和层次分析法的深水气井测试作业风险评估

为有效梳理深水气井测试作业风险,分析了深水测试作业中潜在的主要风险,将深水测试风险划分为井况与环境风险、井筒与设备失效风险和操作与管理风险3个风险评价单元,确定了深水测试作业风险评估的33个评价指标,建立测试作业的完整性评价模式。结合风险矩阵法和层次分析法(analysis hierarchy process, AHP),确定了各评价指标发生风险的严重程度与可能性以及相对权重值,通过计算深水气井测试作业的风险度得到对测试作业风险等级的划分,并将其应用于某深水气井测试作业的风险评估。     

浅谈随钻地层测试技术的应用与发展

随钻地层测试技术是应用在采集地层压力数据中的一项新技术。本文通过介绍随钻地层测试仪器的种类和运行原理对其应用和发展进行了研究,对随钻地层测试技术的发展前景进行了阐述。主要通过我国吉林石油探区的随钻地层测试技术的现状、发展技术的方向以及应对注意的问题进行了简单介绍。笔者认为随钻地层测试的发展方向应当是双封隔器模式结构具有流体取样和流体实时分析功能。我国在发展随钻地层测试技术时还要不断借鉴国外的先进技术,联合科研单位进行理论研究,发展我国自己的随钻地层测试仪器。     

S油藏产能评价及开发方式优化设计

S油藏属于复杂断块和局部异常高压油藏,在对其地质特征以及现有10口试油测试和试采井共23井次的测试资料系统分析基础上,运用层序地层学、试井边界探测分析、产能评价等多种油藏工程方法对S油藏P1、P2、P3组等3套含油层系的压力系统、原油性质、测试产能、米采油指数和采油强度等开发设计所需技术政策界限进行了评价,认为:P1组为一套正常压力系统、普通黑油为主、测试折算日产油能力在20 t左右、米采油指数较高的弹性水压驱动油藏;P2、P3组为异常高压、轻质挥发油为主、测试折算日产油在40～50 t左右、米采油指数较高的天然能量驱动油藏。结合S油藏地质条件,综合运用单井经济极限控制储量、经济极限井网密度、以及经济最佳井网密度等计算方法确定了S油藏合理井网密度和井距,运用复杂断块油藏建模及数值模拟方法对注水开采S区块P1油藏、天然能量间歇开采P2和P3油藏的开发方案进行了优化设计,提出最佳开发方案为部署直井14口井,水平井3口,预测15年后方案累产油93.48×104t,采出程度分别达到22.53%、8.19%和12.95%。     

中庄、屈家沟区块长6储层分类及产能评价

研究区长6储层属于低孔、低渗储层，储层的储集性能对于后期的开采有重要影响。利用实测岩心物性数据和测井解释模型所得的物性数据，采用概率统计分级原则，确定适合研究区实际的低孔渗储层物性参数三级相对评价分级标准，根据标准可以将长6储层分成Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三类，并可知长61属于Ⅰ类储层，长62属于Ⅱ类储层，长63属于Ⅲ类储层，研究区长6储层的储集性能从上而下逐渐变差。研究区初月日产量与物性成正相关关系，Ⅰ类储层初月日产能大于1.5 t/d；Ⅱ类储层初月日产能大于0.56 t/d，小于1.5 t/d；Ⅲ类储层初月日产能小于0.56 t/d。通过对长61和长62试采产能平面分布的研究，说明采用的分类标准简单实用。     

页岩气藏分段压裂水平井产能分析

页岩气是主要以游离态和吸附态赋存于泥页岩系统中的非常规天然气资源,游离气和吸附气含量是影响页岩气藏水平井产能的关键因素。为了研究游离气和吸附气含量对水平井产能的影响,对含气量确定方法和影响因素进行了综述。在此基础上,利用Eclipse双孔介质和对数间距网格加密方法建立了页岩气藏水平井地质模型。设计5套不同游离气和吸附气含量方案进行模拟计算,将水平井日产气量、累积产气量、游离气和吸附气日产气量、游离气和吸附气采出程度、地层压力分布进行对比分析,明确了页岩气藏游离气和吸附气含量对水平井产能的影响。研究结果表明:随游离气含量增加和吸附气含量降低,水平井日产气量和累积产气量逐渐增加;水平井初期产气量主要由游离气贡献,吸附气主要在气井投产的中后期产出;游离气采出程度远高于吸附气的采出程度,高游离气含量是页岩气藏获得高产的重要前提。     

微注入压降测试在页岩气储层评价中的应用

页岩气储层渗透率非常低,采用常规压力恢复测试方法需要很长时间才能达到径向流阶段,而微注入压降测试方法可以在较短时间内达到拟径向流阶段,可以快速有效评价储层参数。基于微注入压降测试基本原理和测试流程,将微注入压降测试分为两个阶段开展分析:裂缝闭合前分析和裂缝闭合后分析。结合PY-1井微注入压降测试数据开展实例分析,裂缝闭合前分析评价了页岩储层滤失类型;裂缝闭合后阶段评价了原始储层压力及渗透率等物性参数。微注入压降测试解释储层原始压力与现场静压测试结果一致,结果表明解释结果可靠,为快速评价页岩气储层参数提供指导。     

南海流花油田储层特征及敏感性评价

南海流花油田经过长时间注水开发后出现注水压力上升、注水量下降以及达不到配注要求等问题。为此,通过对该油田注水层段储层特征分析以及储层敏感性实验评价,找出注水过程中潜在的损害因素,并提出合理的储层保护措施建议。储层特征分析结果表明:储层岩石类型以岩屑石英砂岩、长石岩屑石英砂岩为主,黏土矿物以伊/蒙混层和蒙脱石为主;储层物性良好,属于中孔、中渗储层;地层原油性质较好,属于轻质原油,地层水型为Na HCO3水型。敏感性实验结果表明:储层临界流速为5 m L·min-1,具有弱速敏;临界矿化度为4 480 mg·L-1,储层具有强水敏;储层不存在盐酸敏感性,存在弱土酸敏;临界p H为13,储层具有弱碱敏。在油田后续注水过程中应严格控制注水速度、控制入井流体的矿化度和p H,采取合适的酸化处理措施等。     

不同类型致密气层对产能贡献的实验评价方法

针对在建立岩芯含水饱和度时,用地层水饱和经常出现盐析、用无离子水饱和会导致水敏/盐敏损害等问题,提出将岩芯进行550 ℃高温处理2 h,钝化气层中的水/盐敏性黏土矿物,再使用无离子水建立不同含水饱和度开展评价实验,能有效消除此类实验误差;且岩芯可以重复实验,既克服了岩芯非均质性带来的误差,又能节约大量的珍贵岩芯。以四川盆地合川须二低渗气层I、II、III 类气层为研究对象,利用该方法评价了不同类型气层对产能的贡献率,研究表明高温处理后岩芯没有产生微裂缝,绝对渗透率下降5% 左右。     

神经网络在辽河滩海地区油气储层产能预测中的应用

从达西二维产量公式出发 ,研究储层产能的理论方程 ,通过相对渗透率与含水饱和度的函数关系为纽带 ,导出油气储层产能与储层有效孔隙度、渗透率以及电阻率之间的多元关系式 ,在此基础上 ,结合测井学的基本理论 ,探讨了利用测井资料进行储层产能预测的基本思想 ,最后采用人工神经网络技术建立了储层产能预测系统 ,该方法用于辽河油田滩海地区海南构造带东营组三段储层的油气产能预测 ,效果良好 ,从而证实了方法的有效性     

气藏产能测井预测方法研究综述

气藏产能的精准预测直接关系到开发方案的有效制定。地球物理测井能够直接从井筒中获取储层信息，并有效表征与产能相关的孔隙度、渗透率、含气饱和度等参数，因此气藏产能测井预测研究备受业界重视。本文基于国内外气藏产能预测方法的文献调研，简要阐述了影响气藏产能的主控因素之后，系统梳理和归纳总结了测井曲线特征法、数理统计法、采气指数法、人工智能法等常见的4类气藏产能测井预测方法，最后对其气藏产能测井预测方法的适用性进行了分析，并对今后气藏产能测井预测方法进行了展望。旨在通过本文的研究综述，为今后各类气田产能测井预测方法的优选提供一定的理论参考。     

气藏注CO2提高采收率及封存评价方法研究进展

CO2利用与封存是CCUS的两个重要环节,其中CO2-EGR技术对于实现绿色碳减排与天然气增产的双重目标具有巨大的发展潜力。本文梳理了CO2提高天然气采收率及封存机理、CO2提高天然气采收率及封存的潜力与评价方法。结果表明：CO2提高天然气采收率机理主要为：物性差异、竞争吸附及筛滤置换作用、连续对流排驱作用、恢复气藏压力与抑制水侵作用以及储层溶蚀改造作用;CO2气藏封存机理包括构造封存、残余气封存、溶解封存以及矿化封存;CO2提高天然气采收率评价方法有数值模拟评价、理论评价、物理实验评价;气藏CO2封存评价方法为包括有效容积法、物质平衡法、数值模拟评价、理论评价等;尽管CO2提高天然气藏采收率及封存评价方法已初步建立,但适用范围仍较小,需要结合我国天然气藏地质特征进一步完善,提高封存评价准确性。     

页岩气藏分段多簇压裂水平井产能模型及影响因素分析

根据页岩气藏储集特征和分段多簇压裂水平井的开发方式,基于双重介质模型建立了考虑吸附气和游离气共存以及气体滑脱效应的页岩气藏不稳定渗流数学模型。利用Laplace变换、镜像映射和叠加原理,得到了定井底流压生产时分段多簇压裂水平井的产能解析解;结合Stehfest数值反演计算并绘制了产能曲线。研究结果表明:发生窜流后,随着压力下降,基质系统的吸附气解吸向裂缝系统供气,压裂水平井的产能增加;分段多簇压裂水平井的端部外侧裂缝对产量贡献最大,对裂缝半长非常敏感,同一段内中间裂缝对产量贡献最小,受簇间距离影响较大;水力裂缝的分布方式对分段多簇压裂水平井的产能影响较大,裂缝段簇比越大,累积产气量越高;气藏压力越低,滑脱效应对页岩气井产能的影响越大。