中浅层产气井试油(气)方法探讨

通过分析施工实例,探讨了不同井况条件下的中浅层产气井的试油(气)方法。通过对不同的试油(气)方法及其效果进行分析,解决了中浅层产气井的试油(气)方法问题,最大程度地求取了油气井产能,为科学研究中浅层产气井试油(气)方法提供了借鉴。

致密砂岩储层物性与产气井类型的关系

致密砂岩储层不同于一般储层。为了研究不同类型产气井与储层物性的关系,需从产气井所处地层物性相关特征中找出一定的联系与规律。为此需要对孔隙度与渗透率均值、最值进行归类整理,并分析其线性关系。通常孔隙度与渗透率分布呈线性关系,而致密砂岩储层比较特殊;为此需绘制出不同类型井的孔隙度与渗透率散点图,进一步揭示其规律性。

苏东二区北部区古生界气井产水岩石及测井学原因初步评价研究

本文从古生界砂岩体分布和储层特征入手;在应用石盒子组产层判识标准对单井储层流体识别的基础上;以气水分布剖面为手段研究了工区的气水分布特征;分析得出了工区的气水分布规律和控制因素;结合地层水的水化学资料;预测了工区的气水分布。

苏54区块古生界气井产水原因测井学初步研究

本文从苏54区块古生界气井砂体分布和储层特征入手;在应用不同产层判识标准对单井储层流体识别的基础上;以气水分布剖面为手段研究了工区的气水分布特征;分析得出了工区的气水分布规律和控制因素;结合地层水的水化学资料;预测了工区的气水分布,指出了有利勘探区块。

苏东区块古生界气井产水原因沉积物性构造评价研究

本文从石盒子、山西岩体分布和储层特征入手;在应用不同产层判识标准对单井储层流体识别的基础上;以气水分布剖面为手段研究了工区的气水分布特征;分析得出了工区的气水分布规律和控制因素;结合地层水的水化学资料;预测了工区的气水分布。

基于气井产水量预测的泡排剂加注制度优化

针对目前气井泡排剂加注制度仅凭经验制定,无法满足现场产出水的动态变化,提出基于时间序列模型的天然气井产水量预测方法,根据产水量预测结果调整泡排剂加注制度,指导现场生产。以苏南气田两口产水气井为研究对象,采用简单移动平均法、加权移动平均法、趋势移动平均法和指数平滑法进行产水量预测,依据预测数据和实际观察值的均方根误差(RMSE)、期望值绝对偏差(EVAD)和总产水量相对误差的对比,优选气井产水量预测方法,并根据预测结果优化泡排剂加注制度,并进行现场试验。结果表明:趋势移动平均法不适合气井的日产水量预测,简单移动平均法、加权移动平均法和指数平滑法能够满足气井现场产出水预测要求。对于产水量波动较大的气井,也可采用上述三种预测方法,但在预测过程中需要注意基础数据的选取。根据指数平滑法预测的气井产水量结果优化泡排剂加注制度能够显著提高气井产量,1#气井和2#气井的产气量分别提高了26.37%和28.03%。

苏南区块下古生界气井产水原因初步评价研究

本文从马五4段白云岩体分布和储层特征入手;在应用不同产层判识标准对单井储层流体识别的基础上;以气水分布剖面为手段研究了工区的气水分布特征;分析得出了工区的气水分布规律和控制因素;结合地层水的水化学资料;预测了工区的气水分布。

苏南区块下古生界气井产水原因初步评价研究

本文从马五4段白云岩体分布和储层特征入手;在应用不同产层判识标准对单井储层流体识别的基础上;以气水分布剖面为手段研究了工区的气水分布特征;分析得出了工区的气水分布规律和控制因素;结合地层水的水化学资料;预测了工区的气水分布。

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。

通过产气剖面测试分析气井生产参数变化规律

为进一步分析苏里格气田的开发动态变化规律,研究不同工作制度下不同产层贡献率的变化情况,分析不同工作制度对井底参数的影响,有必要进行产气剖面测井。以T区块一口气井为例,通过监测气井生产动态参数的变化规律,重点分析了该井主力产层的变化和不同生产层位产气贡献率。结果表明液面上方储层产气贡献率与地层系数、孔隙度、饱和度等参数的乘积正相关,储层参数较好的产层生产情况较好,产量较高;气井工作制度的变化直接影响各个产层的贡献率,当配产较低时,主力层产出往往占比较大,配产较高生产压差较大时,差产层、微产层贡献明显上升。该结果对气井的生产动态监测,产能预测,优化气井配产与生产制度有一定的指导意义,可以为气藏的开发调整提供依据。

基于BP神经网络的气井配产方法

气井合理配产是保障气田高效、稳定、持续生产的关键前提,针对延安气田目前生产井数多且投产时间差异大、气井配产困难的问题,优选原始地层压力、井控储量、地层系数、表皮系数、稳产时间作为输入神经元,运用反向传播(back propagation,BP)神经网络对91口气井的资料进行网络训练和学习,建立合理产量预测模型,并对5个参数进行影响程度分析和敏感性分析。结果表明:模型预测91口气井的产量平均误差为1.77%,预测结果真实可靠;所选择的5个神经元对合理产量均有显著影响,且影响程度从大到小依次为稳产时间、井控储量、地层系数、表皮系数、原始地层压力;原始地层压力越大、井控储量越大、地层系数越大、表皮系数越小,一定稳产时间内气井合理产量就越大。

苏里格气田气井配产与递减率关系研究及应用

为确定气井在满足一定初期递减率条件下的合理配产,在假设气井初期配产不影响最终累积产气量的前提下,利用Arps衰竭式递减分析理论,明确了新井配产与初期日递减率成正比的关系,将初期日递减率转换为初期年递减率,最终确定了气井配产与初期年递减率的关系,并建立了气井配产降低程度与初期年递减率降低程度的理论图版。同时运用图版可指导新投产气井合理配产并确定气田产能建设工作量。研究认为,通过降低配产达到降低气井递减方式中,气井递减率降低幅度与初期年递减率大小及配产降低幅度有关,而与配产降低的绝对数值无关;初期年递减率越大的气井,通过降低配产而达到降低气井递减的效果越明显;而对于初期年递减率较小的气井,通过降低配产而降低递减的效果不明显。

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。

苏东41-X区块下古生界气井产水岩石及测井学原因初步评价研究

本文从马五4段白云岩体分布和储层特征入手;在应用马五4段产层判识标准对单井储层流体识别的基础上;以气水分布剖面为手段研究了工区的气水分布特征;分析得出了工区的气水分布规律和控制因素;结合地层水的水化学资料;预测了工区的气水分布。

苏南区块下古生界气井产水岩石测井学原因初步评价研究

本文从马五4段白云岩体分布和储层特征入手;在应用马五4段产层判识标准对单井储层流体识别的基础上;以气水分布剖面为手段研究了工区的气水分布特征;分析得出了工区的气水分布规律和控制因素;结合地层水的水化学资料;预测了工区的气水分布。

普光气田气井合理配产方法分析

应用最优化理论,针对普光气田具体实际情况,根据流体流动的全部或部分流程,在一系列约束条件下建立适合普光气田的"优化动态数学模型",以"优化动态数学模型"获得的最大产气量作为单井合理产气量。目前普光气田井筒没有积液,但气田存在边、底水,用该方法得到的配产量能达到控水的目的。并且对单井合理产气量进行了参数敏感性分析,研究了单井配产气量、气嘴最大开度与气嘴最大直径之间的关系。结果表明,气嘴直径达到一定值后,单井配产气量将不再增加,而保持稳定;气嘴的大小与气嘴最大开度并不是一个简单的线性变化关系。

气井配产方法论述与研究

确保气井高效、稳定、持续地生产,是确立气藏工作制度的根本,对提升气藏采收率和经济效益具有非常重要的意义。如何确定气井合理的产量,最大限度地开发气藏,已经成为当今气藏开发的重点和难点。本文通过对大量文献汇集梳理,对各种配产方法进行详细分析,为科学有效地开发气藏提供新思路。

气藏出砂判别方法探讨及其在东海平湖油气田气井配产中的应用

东海平湖油气田气藏出砂主要是由于井筒附近气藏储层岩石的剪切破坏所引起的。采用岩心流动实验数据与出砂井产气剖面和采气强度资料相结合的方法,综合确定出了平湖油气田气藏出砂判别指标和气井出砂极限产气量。由于岩心流动实验条件和气井井筒附近气体的渗流条件不同,实验数据往往不能直接用于气井配产,为此首次导出了实验数据与生产参数之间的相互转化公式。将上述气藏出砂判别方法应用于东海平湖油气田F1断块气井配产,取得了较好的效果。

XJ油田产水气井井筒压力损失研究

随着XJ油田气井开采的深入,气井能量逐步下降,积液问题越发突出,严重影响气井有效生产。为了气井有效生产及制定合理工作制度,明确气井井筒压力损失规律、选择准确的计算模型对实际积液气井稳产意义很大。本文通过实际气井生产数据,结合实测井筒压力数据,通过编程计算优选出适用KM区块的井筒压力计算模型并进行了检验,针对影响气井井筒压力损失的因素进行了敏感性分析。结果表明:Mukherjee &Brill模型的适用性最好,预测准确性最高;气井产水时压力损失为不产水气井的2倍,可见产水量是造成井筒压力损失的重要原因,产水量大时井筒摩阻损失占据主导地位;不同水气比情况发现,且当水气比比达到2 m3/104 m3时,井筒压力损失的近80%;井径越大,气体携液能力越差,导致压力损失越大。为降低压力损失,提高气井产能,需要对气井实施及时排液以及排液采气措施。本文研究结果可对现场气井增产措施的实施提供一定指导。

关于煤层气井产气量影响因素分析

融合沁水盆地东北部与顺区块煤层气井排采有关工作经历,立足于地质条件、项目条件与排采条件等层面,针对此区块煤层气井形成气体数量的管控条件展开探究,并且基于实验数据对煤层气井产气量控制因素进行研究。