大涝坝凝析油气田气井积液判断与积液深度计算

大涝坝凝析油气田储层埋藏深,大部分井的生产气液比低,环空装有封隔器,常规方法对其积液情况及积液深度很难给出准确判断,为此,提出了一套适合于该区块的积液判断及深度计算方法。从井筒气液两相管流的理论出发,在对气井井筒压力分布与井筒积液关系的分析基础上,确定了在气井井筒无积液时优选压力分布模型的方法和原则,从而提出了利用计算压力和实测压力的相对比来判断积液并计算积液深度的新方法,并针对该区块的典型井进行了实例计算。综合分析结果表明:此方法不仅使该气藏低气液比井的井筒压力分布计算不准的现象得到了合理解释,还解决了低气液比油套不连通井的积液判断和积液深度的计算难题,深化了对气井积液现象的认识,该方法可以推广应用到其他气藏。

柯克亚凝析油气田的成藏机理

塔里木盆地柯克亚凝析油气田主要发育中新统上、下油组及始新统深部油组，由7个凝析油气藏组成。柯克亚背斜在安居安期即具雏形，主要形成千上新世末-早更新世。深部油组以侏罗系为油源，中新统上、下油组以石炭系—下二叠统和侏罗系为混合油气源。柯克亚油气田具三阶段成藏模式，即“古油藏形成，背斜雏形期油气充注，晚期驱替成藏”。上、下油组为决生凝析气藏，深部油组为原生凝析气藏。根据对柯克亚周围地区钻探失利原因的分析，提出应对山前第二排背斜带落实深、浅层构造，加强成藏机理研究，选择相对简单的背斜先行钻探，可望取得油气勘探的突破性进展。

板桥凝析油气田排液采气工艺技术研究及其应用

板桥凝析油气田地质构造复杂,多为小断块单井构造,井型多为斜深井,已进入开发后期,地层压力降幅大,且普遍存在地层反凝析堵塞以及水驱气藏边底水推进导致的地层严重水锁,井筒严重积液已成为气藏提前废弃的主要原因,并导致最终采收率偏低。文章系统地评价了板桥凝析油气田现有的排液采气技术,筛选了适合板桥凝析油气田以小泵深抽为主的排液采气技术,着重探讨了超深泵挂配套技术中杆柱组合的可靠性和高气液比工况下提高泵效的配套井下工具和配套抽油机工作制度,并针对板桥凝析油气田的实际情况对设计方法和施工工艺进行了探讨,对现场实施情况进行了评价分析。

塔北隆起雅克拉凝析油气田油气充注途径示踪

依据原油的三萜烷Ts/(Ts+Tm)、咔唑类含氮化合物总量、1,8-/2,4-DMC与4-/1-MDBT等分子参数,示踪塔北隆起雅克拉凝析油气田下白垩统亚格列木组油气充注途径。研究表明,雅克拉凝析油气田原油运移分馏效应显著,原油运移具有主、次两条油气运移与充注成藏的途径;主要充注途径以油气田东端S7-YK13井区为充注点,油气平行轮台断裂,顺沿背斜长轴,从NEE向SWW方向充注成藏;次要充注途径则从油气田SE翼沿NW方向,往构造轴部充注。上述油气运移充注途径受到雅克拉凝析油气田南侧轮台断裂的制约,后者堪称塔北隆起一条重要的油源通道。

扎纳若尔凝析油气田改善开发效果的对策

扎纳若尔凝析油气田是哈萨克斯坦共和国西部的一个大型油气田,发现于1978年,1983年起陆续投入开发.从油气田地质、开发特征出发,分析了影响油气田开发的主要因素.提出了改善开发效果的对策,即:加强人工注水,保持合理的地层压力水平;逐步完善加密开发井网,提高储量动用程度,使之达到合理的开采速度;选用合理的避水、避气厚度,进行油水井补孔,提高油藏剖面上的动用程度;适时转换采油方式,增大生产压差,保持稳产;采用有效的增产增注措施,保持旺盛的开采能力;适时开发气顶,取得最佳效益等.实践证明,这些对策是有效的.

牙哈2-3凝析油气田产量变化特征及预测

牙哈2-3凝析油气田是目前我国发现的最大整装凝析油气田,采用循环注气开发,由于其凝析油含量高、相态变化复杂,给生产动态的预测带来了很大困难。为此,在对产量变化特征和影响产量的敏感性因素进行的基础上,预测了注气结束后凝析油的含量。研究表明:地层中析出的凝析油饱和度较低,不会形成气液两相流动;储层中的反凝析现象对天然气产量影响小,而凝析油产量则受反凝析和处理量的限制,凝析油含量下降符合指数递减规律。经综合分析后预测:到2009年注气结束时,凝析油采出程度将达到28.79%,高于开发方案所设计的25.89%。

迪那高压凝析油气田测试工艺分析

迪那 11井试油关井压力高 ,钻井漏失的泥浆中的铁矿粉在放喷反排时可能对地面设备造成损坏。为此选用射孔—测试—酸化管柱 ,射孔后立即进行酸化 ,同时地面安装KQL10 5 / 78 6 5整体采油树和贝克、EXPRO两套分离器。成功的试油工艺为该区域安全试油提供了可借鉴经验。

油气田中油气的分异作用——以塔里木盆地牙哈凝析油气田为例

塔里木盆地牙哈油气田是我国迄今发现的最大的凝析油气田,由12个油气藏组成,油气分布具有“西油东气”、“上气下油”、“上轻下重”的特征,这种特征的形成,是油气自西北分两个高峰期注入和在重力作用下分异的结果,呈现了“中部注入的正向差异聚集”的模式。这种模式与Gussow和Schowalter所建立的模式在形成机制或油气分布方面有所不同。

大港板桥凝析油气田含气单砂体精细预测技术

大港板桥凝析油气田板二油组是一套重力流水道沉积的薄砂岩储气层,砂体横向变化快,连续性差,利用常规方法难以精细预测含气单砂体展布。以该区为例,介绍地震反演与三维地质建模结合的含气单砂体精细预测技术。根据研究区地质特征及研究目的,随机反演泥质体积分数模型;然后,将地震解释与单井分层结合建立三维构造模型,在此基础上以测井数据为硬数据,以地震反演的泥质体积分数模型作为协同变量,采用序贯高斯同位协同算法相控建立储层三维泥质体积分数模型;继而分析含气单砂体物性特征,用物性截断的方法预测含气单砂体三维展布。预测结果与后期钻井高度吻合,满足了生产开发阶段油气藏描述的需求,应用这种技术可以有效提高薄储层油气田单砂体预测的精度。

JZ20-2凝析油气田井壁稳定性研究

JZ20-2凝析油气田钻遇馆陶组砂砾岩、东营组泥岩段以及沙河街组高孔隙压力段时,容易造成井壁坍塌和漏失以及井涌井喷造成的井壁坍塌。针对以上各地层影响井壁稳定性的地层孔隙压力、油气田地应力等因素入手,通过引进三轴强度试验装置系统,进行地层强度测试及建立准确的强度剖面。并综合考虑调整井的井斜、方位对坍塌压力和破裂压力的影响,从而精细确定了各地层安全泥浆密度窗口。

板桥凝析油气田开发后期开采工艺技术评价

板桥凝析油气田属于复杂断块油气田。目前该油气田已进入到开发后期,开采过程中各种矛盾日益加剧,加之地处盐田卤池和滩涂地区且生产井大部分为丛式井,严重制约了整个油气田的开发效果。为了完善该油气田开发的工艺技术、提高开发效果,对开采技术现状,主要是对具有代表性的深斜井分注、小泵深抽、斜井抽油、油气分输等工艺技术现状进行了分析及评价。

牙哈凝析油气田注气监测技术

牙哈凝析油气田是我国最大的实施循环注气开发的凝析气田,在注气开发过程中缺乏有效的注入气推进前缘动态检测技术。微地震技术通过检测注气过程中孔隙流体压力变化和微裂缝的张开与扩展时产生的微震波,利用摩尔—库仑理论和断裂力学准则描述注气过程中地层渗流场的变化,通过拾震器提取微波信号,然后转化成地层波速场,动态监测气驱前缘、注气波及范围、优势注气方向、注气波及区面积等。YH23-1-8井是塔里木油田第一口实施微地震注气前缘检测技术的注气井,对其监测结果进行解释,表明该井气驱前缘注气宽度为1km,气驱波及长度为2km,气驱波及面积为108.8×104m2,在平面上气驱前缘呈"菱形"分布。根据解释结果可以判断周围采气井的见效程度,为下一步调整注采参数提供了技术依据。

柯克亚凝析油气田的流体特征

本文阐明了柯克亚油气田五个油气藏地面流体特征和主要物理化学性质的纵向变化。应用高压物性资料,研究了目前正在开发的西四~2～西五主力气藏油、气、水在地层条件下主要参数的变化和受制因素,以及地下流体的相态特征。

柯克亚凝析油气田油井使用化学清、防蜡剂初探

本文着重描述了如何用现代化管理方法来筛选适用于柯克亚凝析油气田油井清、防蜡效果较好的KAK—1型化学清、防蜡剂,并介绍了该油田油井进行化学清、防蜡试验的状况、效果、经济效益及应用前景。该油田油井用KAK—1清、防蜡剂现场试验后,使蜡层变得疏松,且又减轻了结蜡程度,缩短了清蜡时间,延长了清蜡周期。

我国最大的凝析油气田在新疆开工建设

我国最大的凝析油气田群——英买力气田群开工建设。该气田群年产天然气25亿m^3、凝析油原油50万t，是继塔里木油田成功开发西气东输首批气田以来，全面开发的第二期气田。计划今年12月1日建成投产，向西气东输管道供气。

柯克亚凝析油气田X4^2—X5^2层系试采特点简述

柯克亚凝析油气田上第三系中新统西河甫组分上、下两套油组。上油组X_4~2—X_5~2开发层系为具边水、气顶带油环的次生凝析油气藏,地层压力在开发过程中分稳定期、衰减期和回升期三个阶段,平面或垂向的压力梯度变化明显受边水驱控制。 X_4~2—X_5~2储层属河流相沉积,非均质性严重,渗透性能具有下大上小、水平渗透率高于垂直渗透率的特点,但层间不存在窜流现象。开采过程中,油气性质受边水和气顶影响,变化不一;生产油气比不断上升,凝析油含量普遍下降。

雅克拉凝析油气田完井工艺应用与认识

分析了雅克拉凝析油气田油井无法正常生产的主要原因 ,提出了保证油井正常生产的成熟完井工具、工艺 ,以及进一步完善该地区完井工艺技术的措施 。