榆林气田污水回注井极限注入能力预测分析

气田生产为了减少气田采出水对地表环境的污染,及补充气藏能量,将污水进行沉淀、过滤等处理后,常回注至废弃气井或专门的回注井。文章以容积法和渗流法两种方法,分别建立模型,对气田回注井的极限注入量、剩余可注入量、可回注年限进行预测,以榆林气田某区块两口污水回注井为例,选用回注井储层物性、回注井回注动态数据,进行计算和验证,并对比了两种预测结果。研究结果明确了气田污水回注井回注特征与规律,为提升回注工艺的应用效果提供了相应的理论依据。

榆林气田含油含醇污水预处理工艺改造效果评价

污水预处理直接关系到后续处理能否正常运行。榆林天然气处理厂污水预处理系统自投产以来经常出现过滤器、换热器堵塞，无法加入药剂等现象，致使污水处理效果不理想。为此，通过深入分析该厂含油含醇污水预处理工艺存在的问题，进行了工艺改造，优化了工艺流程和加药方案，变原来的两级沉降两级除油为三级沉降三级除油，并在加药流程前增加蒸气混合加热器，使预处理药剂絮凝反应效果达到最佳。改造取得了满意的效果，预处理后的含醇污水油含量降至20mg／L，铁离子含量降至0．5～1．0mg／L，悬浮杂质浓度小于5mg／L，含油含醇污水透光率在95％以上，既可以满足甲醇回收装置的进料要求，又有效缓解了后续设备、管线堵塞的问题，达到了预期目标。

榆林气田山2段低渗砂岩储层测井综合评价

榆林气田山2段储层属于典型的低孔、低渗、致密砂岩储层,孔隙类型以粒间孔、晶间孔为主,有少量杂基溶孔。岩性是影响储层孔隙类型、孔隙结构、储层物性和含气性的主要因素。同一岩性储层的孔渗关系、孔隙类型和结构、储产能力、电性响应特征趋于一致;随着岩性的变化,“四性”之间的对应关系也发生变化。在精细研究储层“四性”关系和准确识别岩性的基础上,对于不同的岩性建立了不同的参数解释模型,最终实现了对储层的综合评价。指出了井间储层的有利区块,为下一步滚动勘探开发提供了依据。

榆林气田山2段气藏描述技术及应用

在榆林气田的地质研究中,首先提出了山2 段三分的小层划分方案,指出了山23 砂体稳定分布为气井获得高产的物质基础,并以此为主要目的层段分析了砂岩储层孔隙发育的控制因素,指出砂岩中高石英含量是形成榆林气田山2低孔高渗储层关键因素,而以粒间孔、粒间溶孔及高岭石晶间孔为主的特殊的孔隙组合方式是形成高渗储层的主要因素之一。针对榆林气田沙漠和黄土塬的地表条件复杂性,形成了以波形归纳分析、Strata反演等储层厚度预测为主,AVO分析、吸收系数等含气性检测为辅的山2段含气砂岩横向预测技术系列。储层地质建模以GRIDSTAT和GMSS为软件平台,将确定性地质建模和随机建模方法相结合,建立了储层参数和构造三维模型。通过山2段气藏精细描述,先后优选开发目标区块6个,提供开发井位120 余口,已实施井钻井成功率达到了85%以上,应用效果良好。

鄂尔多斯盆地榆林气田山西组2段砂岩成岩作用及孔隙演化

榆林气田下二叠统山西组2段为一套辫状河三角洲沉积,储集岩主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩,平均孔隙度5.36%,平均渗透率4.58×10-3μm2,是典型的低孔低渗储层。以岩心观察为基础,结合薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光及物性分析等资料进行研究,认为山2段砂岩经历了压实作用、胶结作用、交代作用、溶解作用、粘土杂基的充填作用等多种成岩作用,目前已达到晚成岩阶段A期。成岩作用是控制该区储层物性的关键因素,孔隙演化经历了原生孔隙的破坏、次生孔隙的形成和次生孔隙的破坏三个阶段。各类次生孔隙占总孔隙度的55.3%,其中岩屑溶孔18.4%,粒间溶孔10.8%,晶间孔26.1%。

榆林气田山西组2段砂岩成岩作用及孔隙演化

榆林气田主力气层山西组2段为一套辫状河三角洲沉积,储集岩主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩。该储层砂岩是典型的低孔低渗储集岩。以岩芯观察为基础,结合对薄片鉴定、扫描电镜、阴极发光和物性等资料分析后认为,榆林气田山西组2段砂岩经历了压实作用、胶结作用、交代作用、溶解作用和粘土杂基的充填作用等多种成岩作用,目前已达到了晚成岩阶段A期。山2 段储集砂岩孔隙中,原生粒间残余孔隙占44.7% ,各类次生孔隙占5 5 .3% ,可见成岩作用是控制该区储层物性特征的一个关键因素。孔隙演化经历了原生孔隙的破坏、次生孔隙的形成和次生孔隙的破坏3个阶段,其中压实、胶结作用起主要破坏性作用。

榆林气田陕141井区气井生产动态特征分析

分析了陕141井区气井压力、产量的变化,研究了储层对生产动态的影响,把16口生产井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等3类.研究得出:气井产能的大小与气井所处的砂体位置及砂体的厚度有关,位于主砂带内部或有效厚度大的气井,生产能力和生产稳定性较好;位于主砂带边部或有效厚度小、渗透性较差的气井生产能力和生产稳定性差.根据井区实际生产情况和储层特征,利用生产指示曲线确定出该井区生产压差应取静地层压力的16%左右,合理产量取无阻流量的1/3～1/4.此外,还建议采取一些提高地层能量的增产措施,更多地应用提高气层渗流面积、气层保护的相关技术以及气层的相关改造方法,增加气井的产能.

小压差大温降工艺在榆林气田的应用

直接节流膨胀制冷工艺是轻烃回收用低温分离方法中最常见的一种,要求天然气必须有较大的可利用压能和压差。为了在低压气田、气井上应用直接节流膨胀制冷工艺,首先采用动态模拟方法分析了小压差产生大温降的原理,采用节流阀小压差节流制冷、大面积换热预冷,换热与节流所形成的温差差距相互推动,最终能形成稳定的低温,从而获得大的温度降。小压差大温降工艺在长庆榆林气田上古生界气藏得到了应用并获得良好效果,为低压气田采用直接膨胀制冷工艺实施轻烃回收提供了现场试验依据。

榆林气田气井废弃条件的确定

榆林气田是典型的低渗透气田,要准确计算其采收率和可采储量,必需确定气井的废弃条件。传统方法对气井的废弃地层压力进行计算时,由于忽视了开发过程中产能方程的变化,造成计算结果存在一定的误差。根据气井废弃地层压力的相关理论和计算方法,考虑了对气井产能方程影响较大的参数的变化,结合榆林气田气井矿场实际,推导出了适合榆林气田计算气井任意时刻二项式方程系数的公式,进而得到气井废弃时的稳定二项式方程。根据垂直管流法计算得到废弃井底流压,从而得到可靠的气井废弃地层压力,再结合经济评价即可确定气井的废弃产量。实例计算表明,新方法实用、有效,更切合气田实际。

榆林气田气井动态预测

为了对榆林气田山2气藏的气井生产动态进行预测。建立了适合于定容气藏的具有补给作用的物质平衡模型,它考虑了由于气藏开采中高产区与低产区之间压力差异导致的气量补给。利用建立的数学模型对榆林气田南区的气井进行了生产动态预测的研究。结果表明:模型可以预测气井在稳产期和递减期的地层压力、井底压力及气井产量、采收率等参数随时间的变化规律,以及气井在不同配产下的稳产时间。利用该模型可以据此对气田开发方案进行调整,对于气田的有效开发具有重大意义。

榆林气田南区低产井开发管理对策

榆林气田南区低产井储层物性较差、非均质性强，供气能力有限，产能低。若工作制度不合理，不仅频繁“间歇”，而且不利于提高采收率，同时作业量还大。为提升开发效果，提出了低产井“低配长稳”的技术思路，即综合考虑气井动、静态特征，进一步细化分类，优化工作制度，并辅以排水采气、井下节流等工艺措施。采用上述对策和措施后，物性相对较好、产能较高的A类井可连续稳定生产；物性差、产能低的B类井，以“长开短关”、“长关短开”和“冬季长关、夏季间开”的方式使原来长期停产井恢复生产能力，原来频繁间歇井减少了开、关井次数，并且“冬季长关”井可以借机测试压力；另一方面，节约了注醇量，减少了解堵频次，降低了安全生产风险及作业量，明显改善了低产井的开发效果。

榆林气田井下节流技术研究与应用

针对榆林气田高压集气集中注醇工艺中存在的携液能力差、易形成水合物堵塞、管线承压较高等问题,从井下节流工艺原理入手,研究了节流工艺参数的确定方法,推导出井下节流气嘴直径的经验公式,并对其在榆林气田的应用可行性进行了分析。结果表明,井下节流工艺适用于该气田气井,能够降低井口压力。

榆林气田南区高效开发与效益评价

根据榆林气田为典型的低渗透岩性气藏的地质特征,从气田高效开发思路出发,强化气田开发动态分析,主要包括气井产能核实和气井分类管理,实现了低产井的科学开发。采用气藏工程方法简化气田动态监测工作量,主要通过地层压力、井底流压等的理论计算,节约了气田开发的大量测试费用。探索气田效益分类方法和判断标准,采用多项评价指标分析气田效益形势,为提高气田的开发效益评价工作奠定了基础,指导了榆林气田的高效开发。

榆林气田南区气藏开采中的地质因素分析

研究了榆林气田南区各生产井的生产动态。根据研究结果,把该区20口生产井按实际生产能力与设计方案的关系分成了3类:超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井。分析了出现这3种情况的地质因素,对产能较低的井提出了增产措施。通过对比分析各种等值线图,研究了榆林气田南区的生产特征以及地质因素对产能的影响,对榆林南区压力、产量变化中所出现的地质问题进行了研究。

榆林气田山西组2段孔隙发育的控制因素分析

榆林气田是鄂尔多斯盆地的重要气田之一,其主力储层为下二叠统山西组2段砂体,但该套砂体的成岩演化过程复杂,受控因素很多,给勘探带来较大困难。为揭示该段砂体孔隙发育的控制因素,在岩石薄片观察的基础上,先用多元逐步回归法对其进行了分析,进而采用变量分离法把影响孔隙的因素分为沉积变量、酸性变量和还原变量,并解释了该区沉积相相同的两段砂体孔隙度不同的根本原因:在沉积条件十分有利的情况下,即无论是否发生溶蚀作用,孔隙都比较发育,其中原生孔隙占有较大比重;在酸性变量较高的区域内,无论沉积条件是否有利,孔隙也都十分发育,但次生孔隙占相当的比重。

榆林气田新旧低温分离工艺的对比分析

榆林气田天然气中含有微量凝析油,在管输中有液态烃析出,不能满足下游用户的要求。为彻底解决该问题,先后在榆总站建设了两套大面积换热、节流、低温分离工艺装置,并在现场进行了工业性试验。试验从换热效果、装置所用的甲醇量、外输的烃露点等方面进行,取得了技术上的成功。为此,对新旧低温分离工艺运行参数以及换热器的性能等进行了对比分析,在相同的压差下,管翅式换热器比板翅式换热器的换热效果更好,且运行费用低,操作难度降低。同时,在节流后一定的温度条件下,需要的节流阀前后的压差较小,说明低温分离工艺不仅能合理利用天然气自身的能量,而且对微含凝析油气田的地面工艺具有借鉴意义。

榆林气田合理注醇量计算方法及防堵认识

对榆林气田气井在集输过程中产生堵塞进行分析研究,发现天然气在高压、低温状态下很容易形成水合物,造成地面管线堵塞。依据水化物生成原理,榆林气田主要采用加入甲醇防止水化物形成。依据气井生产过程中甲醇消耗特征,建立了计算气井合理注醇量的方法,使榆林气田的气井注醇量更加科学合理,不但减少了井堵频次,同时大大降低了甲醇浪费。此方法可为气田气井的合理注醇提供参考依据。

鄂尔多斯盆地榆林气田陕151井区天然气富集高产因素简析

榆林气田陕151井区山西组二段储集层是实现增储上产的主力产层。影响该区天然气富集高产的主要因素:石炭—二叠系煤系烃源岩提供了丰富的生气母质,在低孔、低渗背景上发育了多期水下分流河道石英砂岩和岩屑石英砂岩有效储层,在平缓构造背景上发育的低幅度鼻隆构造带严格控制着气、水分布;山西组顶部发育的浅湖相泥岩提供了良好的盖层条件。

榆林气田地下储气库建设前期技术研究

榆林气田自2001年投入规模开发以来积累了丰富的地质认识,通过已有的动、静态地质资料和国内外储气库建设的经验,细化地质模型,优选封闭构造体,优化储气库参数,建设一个具有储气量大、安全系数高、经济效益好的储气库,从而满足用气高峰期时下游用户的需求。

鄂尔多斯盆地榆林气田山二段沉积微相及砂体展布规律

为鄂尔多斯盆地榆林气田山西组第二段(山二段)气藏得到高效的开发,作者通过钻井岩心、测井、地震及分析测试资料,结合前人研究成果,确定榆林气田山二段属于海相辫状河三角洲沉积体系,气田处在三角洲平原-前缘亚相带,可识别出水上和水下分流河道、天然堤、决口扇、分流间湾或分流间沼泽及洪泛平原等微相;在沉积微相分析基础上,通过辫状河三角洲沉积模式和岩相古地理编图,揭示了鄂尔多斯榆林气田山二段的砂体展布。结果表明榆林气田山二段的水上和水下分流河道砂体最有利于储层发育。