徐深气田气井多因素动态配产方法研究*

火山岩气藏储层岩性岩相变化快,气水关系复杂,若配产不合理,会造成能量损失、储层伤害、井底积液甚至水淹等问题,严重影响气井产能和气藏采收率。徐深气田单井控制储量小,产能低,开采过程中压力下降快,产量递减快,产水现象普遍。传统的单因素配产方法已不能满足生产需要。根据系统试井产能分析、节点系统分析、出水动态分析、单井动态储量分析以及携液临界流量和底水锥进临界产量的计算,以能量合理利用、压降均衡、采气速度均衡、有效控水、携液安全为原则,综合考虑地层压力、井底流压、生产水气比等对配产界限的动态影响,对气井配产进行优化,形成了一套适合火山岩气藏气井开采的多因素动态配产方法。     

苏25井区产水气井分析及泡沫排水技术应用

随着苏里格气田的开发,地层压力不断下降,气井普遍产水,且大部分井积液状况不明,影响了排水采气的效果。针对苏25井区的生产现状,从压力、产量的变化和气藏物性等方面分析了积液和未积液井的生产特征,未积液井一般物性较好,或处于主砂带内部,生产能力和生产稳定性较好;积液井一般物性较差或处于主砂带附近,生产能力和生产稳定性较差。利用常用的临界携液流量模型--圆球液滴模型和椭球液滴模型,结合井区气井实际生产动态特征,对比了两种模型的计算结果,椭球携液模型与实际情况符合程度较高。简要介绍了目前苏里格气田常用的泡沫排水采气工艺并结合典型井分析了该工艺的效果。     

动态物质平衡在海上凝析气田中的应用

气藏储量的确定是安排采气速度、制定合理气藏开发方案的基础。静压法储量计算前提是需关井恢复并获取地层压力,对于凝析气井的关井会造成井底的积液,积液严重者开井后可能不会实现自喷。借助成熟的管流软件建立井筒管流模型,在优选流动相关式的基础上通过井口油压来求取井底流动压力。基于拟稳态条件下油气藏生产特性,应用动态物质平衡法来确定海上某凝析气藏动态储量。该方法不需关井即可获得地层压力,减小了气井产量损失,对于不便经常开展测试作业的海上气井具有十分重要的应用价值。     

致密砂岩产水气井气举排液模型研究

苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,其有效储层含水饱和度高,气、水层混杂分布,开发中后期一般因井筒积液阻碍天然气有效开发,往往需要排液才能保持一定的产量,目前气举是排液较为有效的方法,然而如何提高排液效率及优化气井排液制度已成为制约气举排液效果的难题。以高产水生产气井为研究对象,根据油套管质量、动量和能量方程,建立了气举井筒排液模型,运用显示欧拉差分方法对其进行求解。基于所建立的气井井筒排液模型,研究了不同注气量、井口油压等参数对气井排液效率的影响程度,并分析了S井气举排液过程中产液量、产气量以及排液时间等工作指标变化特征。研究成果为致密砂岩产水气井提高排液效率,以及气举排液生产制度优化提供了一定的指导。     

油-气-水三相流水平井携液临界气量计算方法

川西中浅层水平井不同程度产液,当气井积液时,需实施泡排等工艺技术排液后才能稳产,而判断积液最简单的方法是计算气井携液临界气量,气井携液临界气量计算常用液滴或液膜模型,此两种模型均基于液滴或液膜反转作为判断积液标志而建立,应用结果与实际符合率较低。针对以上问题,开展了水平井积液规律模拟实验及相关模型研究,结果表明,液滴或液膜反转时,井筒均未积液,以液滴或液膜反转判断积液建立的模型计算的积液时间比实际偏早,进而基于实验现象,分析气体带液能力,建立新的气井积液判断标准;倾斜段携液临界气量随井斜角度的变化先增加后减少,40°时携液临界气量最大;基于实验测试数据,考虑含油率、井斜角对携液临界气量的影响,建立了携液临界流量计算模型,应用于中浅层水平井油—气—水三相流井筒积液判断,符合率91.4%,在同类气井具推广应用价值。     

气井积液理论预测及室内实验验证

气井中的液体逐渐积累会导致气井产量下降,生产时间缩短,甚至停产.为了揭示气井积液的机理,预测气井积液的临界携液流量,结合理论研究和室内实验开展工作,基于牛顿内摩擦定律气液两相力学平衡建立了液膜反转新模型,反转临界点采用最小气液界面剪力方法计算;该模型考虑了倾斜角对液膜厚度的影响,并基于实验数据改进了气液界面摩擦系数,与前人模型相比准确度更高;将改进模型的结果与室内模拟实验值相比,最大误差不超过10％,可用于气井临界携液流量的计算.模拟实验和理论成果加深了气井积液现象的认识,对积液的原因做出了解释,所提出的预测模型有助于预防气井积液带来的危害,增加了气井产量和经济效益.     

气井排液采气技术研究及应用

随着衰竭式开采程度的加深,气田压力下降,井筒举升液体的能力不足,低压与携液矛盾成为制约气井生产的主要因素。针对积液与生产的矛盾,2010年某采油厂试验了机械排液采气工艺技术（机抽和电泵排液采气技术）,2011年得到了大规模推广应用,机械排液采气技术在井口防喷、井下气液分离、现场不停抽测试等方面试验了多项新技术,效果良好,为采油厂停产、低效井的治理积累了经验。     

有水气藏开发早期动态储量计算方法研究

某地区须家河组有水气藏开发早期气水关系复杂,气井普遍产水,动态储量一直难以确定。根据低渗有水气藏生产动态及渗流特征,分析应用弹性二相法、压降法不能计算其动态储量。气井产水使气藏供气能力不足,气井生产制度不合理,造成用弹性二相法计算的动态储量偏低;产水气井和水淹井测得地层压力值偏低,导致压降法计算的动态储量必然误差较大。针对两种方法的缺点,建立了更适合产水特征的物质平衡方程,提出了计算有水气藏动态储量新方法——产量不稳定分析法,在计算过程中避免了"假拟稳态"的出现和实时测量井底流压的困难。通过实例分析研究表明,该方法计算简单、实用、准确,为气井的合理配产提供依据,对有水气藏的开发具有重要意义。     

一种适用于现场的临界携液流量计算新方法

苏里格气井普遍低压、低产,携液能力差,井筒积液是苏里格气井生产中的重要难题。在分析气井积液时,由于缺少相关参数,现有的临界携液流量公式不便于现场应用。苏里格气田对临界携液流量公式进行了简化处理,解决了现场应用难的问题;但在分析井筒积液时存在较大偏差。因此,现场缺乏一种既便于应用,又能保持较高精确度的临界携液流量计算方法。通过模拟井筒流动分析了目前应用的临界携液流量计算方法存在的一些问题,结合气井产气量、水气比等参数建立起一种便于现场应用的临界携液流量计算新方法;并通过实例井的计算对新方法的精确度进行了验证。     

低渗凝析气井反凝析、反渗吸伤害及解除方法

凝析气藏衰竭开采过程中,受相态变化影响,在近井带地层将形成反凝析液堆栈和井筒积液。井筒积液在井筒回压、岩石润湿性及微孔隙毛管压力作用下将产生反渗吸水锁效应,造成地层渗流通道的堵塞,从而引起气井产能下降,特别是对低渗凝析气井影响更大。在分析了反凝析、反渗吸地层伤害机理和国内外现有降低和解除反凝析、反渗吸堵塞技术方法的基础上,针对低渗凝析气藏,建议采用一种有效的解除凝析气藏近井地层反凝析、反渗吸堵塞,提高气井产能的技术方法：即在注气吞吐之前注入一个甲醇（乙醇、表面活性剂）溶液前置段塞来有效地解除反凝析特别是反渗吸水锁效应所产生的地层伤害和堵塞。     

临兴致密砂岩气井积液时间预判方法

临兴致密气田属于典型"低孔、低渗、低产"气田,气井投产后普遍产水,且压力下降较快,气井积液现象较为普遍.为了提高临兴致密气井无积液开采期,提高气田采收率,通过修正"平均温度及平均偏差系数法"井筒压力模型,优选符合临兴区块的临界携液模型,利用现代产量不稳定分析法Blasingame和Log-Log特征曲线对LX-X1井积...     

蜀南地区S井气水产出特征及储量变化研究

蜀南地区茅口组有水气藏储层非均质性强,气水关系复杂,气藏采收率偏低。本文以该地区S井为例,在气藏地质特征及开发动态特征相结合的基础上,对研究区储层地质模型、气水关系等进行细致分析,认为缝洞型储层基质低孔低渗,不具备储渗能力,溶洞和裂缝是主要的储渗空间,储层地质模型可以描述成洞穴系统和裂缝网络的组合;水体自身能量有限,气体驱动是气藏产水的主要驱动力,生产过程中一般存在多个气水空间相互进行能量补充,表现为气井气水产出特征极为复杂;气井生产后期存在压力下降缓慢甚至上升的现象,直接进行储量计算带来较大的误差,根据生产特征划分为多个阶段进行储量计算,后期增加的储量即为被水体分隔的气体空间储量。     

徐深气田升平区块火山岩气藏合理开发井距的确定

气田合理开发井距一方面使单井能控制足够的储量,低丰度区单井控制储量应大于经济极限储量;另一方面确保单井生产能波及到该井所控制的面积,使气井具有一定的生产供气能力和稳产期,以保证气井生产取得最好的经济效益。通过对升平气藏地质特征的认识,利用国内外类似气藏开发井距经验、经济极限井距、试井分析井距、压裂投产井距等对比分析,确定了升平区块火山岩气藏的合理井距取值。     

凝析气藏不同开发阶段的合理生产压差探讨

在凝析气藏的开发过程中,随着地层压力的不断下降,地层中会析出凝析油,严重影响气井的产能。但是,在凝析气藏衰竭式开发过程中,凝析油的析出是无法避免的,只能通过调整合理的工作制度来尽可能多地采出凝析油气。因此,基于实验和理论的方法研究凝析油气的渗流特征及毛管数效应对凝析油开采的影响,提出将凝析气藏衰竭式开采分为两个不同的阶段,按不同的开发阶段确定合理的生产压差。研究认为,对于定容封闭的凝析气藏可适当增大生产压差或采取变压差的方式来增加气井的产能以及凝析油的采收率,最后通过实际凝析气井的生产动态验证了以上的观点。     

考虑实际界面张力的凝析气井临界携液流量计算方法

 为提高凝析气井井筒积液状态判断的准确率,通过对凝析气藏气液界面张力和气井携液常规模型的分析,研究了考虑实际界面张力的气井临界携液流量计算方法。根据气井井筒的温度及压力计算出实际界面张力,通过引入实际界面张力对常规模型进行修正,得到考虑实际界面张力的气井临界携液流量计算模型;在实际计算时将产油气井和油水同产气井区分对待,产油气井以油气界面张力计算,油水同产气井以气水界面张力计算。应用修正的3 种常规模型分别对新疆某凝析气田20 口气井的临界携液流量进行计算比较,表明修正Turner 模型计算结果对井筒积液判断的准确率达到90%,可作为该区域气井积液的判断标准。     

裂缝-孔洞型碳酸盐岩凝析气井出水特征及预测

随着开采时间的增加,塔中I号坡折带上奥陶统裂缝孔洞型碳酸盐岩凝析气藏产水井数目和产水量都有所增加,从而降低了凝析气井产量,影响凝析气藏开发的整体效果。在总结塔中地区裂缝孔洞型碳酸盐岩凝析气井生产特征的基础上,利用流动物质平衡法对试采井进行能量评价,对有较强地层能量补充的试采井,利用生产气油比和天然气烃类组分的变化规律进行出水预测研究。研究结果表明,碳酸盐岩凝析气井自喷生产期间,随着地层压力下降,气油比缓慢上升,随着地层能量的补充,气油比在一段时间内会相对稳定（约4 000 m³/t）,出水前生产气油比缓慢下降至2 000 m³/t,产水后气油比快速上升;同时,在产水前天然气烃类组分发生变化,轻质组分C₁+N₂含量降低约3%~6%,重质组分C₇₊含量较稳定生产时增加19倍以上。     

致密砂岩气藏反凝析伤害及开采对策研究

针对中江气田沙溪庙组气藏反凝析伤害导致气井产量下降的问题,基于沙溪庙组气藏流体相态变化特征研究,通过长岩芯反凝析伤害实验及数值模拟分析评价反凝析对气藏开发的影响。结果表明,气藏在开发过程中,反凝析将导致储层中气相渗透率大幅降低,储层渗透率伤害率达32%,最大含凝析油饱和度1.8%,压裂改造工艺在一定程度上能降低气藏反凝析伤害,且储层渗透率越高,气藏反凝析对气井产能影响越小。根据中江沙溪庙组气藏生产特征分析,采用衰竭式开发方式更为适合,建议开采初期通过气井合理配产,延长气井露点压力以上生产时间,后期可介入泡排、柱塞气举等工艺排出井筒积液,确保气井稳定,最终达到提高气藏开发效益的目的。     

低渗气藏带节流器水平井积液预测模型

近年来,水平井技术已在低渗气藏的开发过程中得到广泛运用,但水平井在生产状态下准确预测井筒积液的问题,目前仍没有得到较好地解决。通过对低渗气藏水平井单相渗管耦合的理论研究,考虑了气液两相流动及井筒摩擦损失,建立了新的低渗气藏水平井气液两相渗管耦合模型,并以此推导出了水平井井筒积液量的计算公式。然后,以井口套压为约束,结合几何转换建立了环空积液量计算方法。最后,以环空算出的井底压力约束,联立各模型,建立了水平井积液预测模型。同时,通过程序编译和流体软件模拟分别对苏里格气田某井区单井的直井段和水平段的积液量进行了计算,与实际积液情况符合较好。结果显示,该预测模型不仅可在气井正常生产时较为准确地预测井筒积液量,且该方法也能为其他类似气藏的水平井积液研究工作提供新的思路。     

不同气液比下气井携液临界产量的计算

建立合理的携液临界产量的计算方法,确保生产气井连续不积液生产,对于节约生产成本、提高气田产量和采收率都具有重要作用。以产水气井实际生产状况为基础,运用气液两相流理论,提出并分别阐述了高气液比和低气液比条件下携液临界产量模型的原理和计算方法。结果表明,所建立的方法具有良好的有效性,对气井合理生产制度的制定有一定的指导意义。     

气井产能递减分析与预测研究

在分析气藏压力变化后气井储层渗流参数和流体参数变化特征的基础上,利用实例井测试和实验分析数据,分别提出了不同类型气井产能变化规律,对其递减规律进行了理论预测,并使用矿场数据进行了定量分析,且对比了常规研究方法,着重于对产能方程系数的变化分析,尝试利用先前获取的稳定试井资料分析储层压力大幅下降后的产能动态。结果表明,常规气井产能变化主要受流体状态参数的影响;储层压力低于露点压力后,凝析气井组分变化和凝析液析出控制着气井产能的递减;变形储层开采期间储层渗流参数的变化会加快气井产能的递减速度,用修正的勘探阶段测试数据来预测产能递减能够满足工程需要。研究可为优化不同类型气井工作制度提供参考。