东胜气田致密高含水气藏合采气井层间干扰影响因素

为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气井层间干扰的主控因素。研究结果表明:(1)合采井各产层段贡献率主要受各产层段的孔隙度、渗透率及含气饱和度控制,其产层段孔隙度占主导地位;(2)储层压裂改造对于提高气井产量具有较大的作用,但对合采井各产层段的贡献率却很小;(3)对于致密高含水气藏而言,含气饱和度是合采井产层段贡献率及层间干扰的一个重要影响因子;(4)合采井各产层段之间的孔隙度级差、渗透率级差及含气饱和度级差直接影响着合采井层间干扰程度。结论认为:(1)合采井产层段的孔隙度越大、渗透性越好、含气饱和度越高,则产层段的产量贡献率越大;(2)合采井孔隙度、渗透率及含气饱和度3个参数的级差越大,层间干扰程度越大,当孔隙度级差大于1.248或渗透率级差大于2.69或含气饱和度级差大于1.22时,合采井层间干扰已经非常严重,亟需开展治理。

东胜气田致密高含水气藏合采气井效果评价及产出影响因素分析

为了确定鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井开发效果,指导同类型气藏合采气井高效开发。以东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了单采井与合采井不同开发阶段、不同井区及纵向上的产出效果,以及合采井层间含气性差异对合采井产出的影响,明确了东胜气田致密高含水气藏合采井的开发效果及层间产出的影响因素。研究结果表明:①东胜气田致密高含水气藏合采井具有初期压力高、产量高的特征,但整体开发效果与气藏含气性或产水情况有相关性;②通过参数对比分析,合采井生产层产出效果与产层物性、含气性具有明显的正相关性,产层之间的含气性差异也会影响合采开发效果;③合采井稳定生产临界携液(携泡)流量与气井水气比也具有一定的相关性。结论认为:①东胜气田致密高含水气藏合采井初期压力、产量较高,但在低含气饱和度(高水气比)区域合采井整体开发效果较差,同时气田合采井随着开发时间的推移纵向上层间的产出状况也不断发生变化;②合采气井生产层物性、含气性越好,生产层的产出效果越好,且以物性条件为主导,但在较大的层间含气性差异下,合采井层间易发生严重的气液倒灌使得整体开发效果变差;③合采气井水气比越高,稳定生产临界携液(携泡)流量越大。

苏里格西区含水气藏识别方法研究

苏里格气田西区作为主要上产区块,面临着含水气藏开发难问题。气井不同程度产水对单井投产影响较大,如何避水开发成关键因素。苏里格西区开发存在高阻水层和低阻气层的识别难题,双侧向电阻率测井有较大的局限性。通过开展多系列测井试验,如阵列感应、核磁共振、阵列声波、电成像测井方法等,提升了对含水储层的认识,加深了对含气饱和度、束缚水饱和度、裂缝系统等精细刻画。结合地震剖面、生产动态、气藏地质分析等,进一步加强含水气藏从井筒到气藏平面的含水分析,指导区块开发部署和避水开采。

东胜气田A井区二叠系下石盒子组高含水气藏地质建模

为了精细描述致密高含水气藏可供开发调整的有利区、明确储集层参数的空间展布特征,以鄂尔多斯盆地东胜气田A井区二叠系下石盒子组气藏为研究对象,分析了适合高含水气藏的建模方法,综合岩心、测井、钻井等资料,借助Petrel软件建立了该区下石盒子组气藏三维地质模型。研究结果表明:①研究区整体上为北东高、南西低的宽缓单斜,区内发育两条正断层、小型鼻状隆起以及背斜构造;②盒1段河道及复合心滩规模较大,呈“砂包泥”状,盒2+3段河道及心滩规模相对较小,呈“泥包砂”状,研究区泥岩夹层占比为50%,粉砂岩夹层和致密层夹层占比为30%;③所建模型数据与实际钻井情况较为相符,能够快速高效地计算研究区天然气地质储量,计算出A井区下石盒子组气藏天然气地质储量为341.16×10^(8) m^(3)。结论认为:①利用精细水平井单层划分成果细化地层微构造可以建立全区精细构造模型;②建立水平井构型控制的沉积微相模型及隔夹层模型能有效提高物性参数模型的准确度和有效性;③沉积微相、岩石相、断层等主控因素约束的水平井气藏属性参数建模能有效提高物性参数模型的准确度和有效性,在致密高含水气藏“多、薄、窄、密、强、杂”型的储层空间中适用性好。

含水致密气藏特征、开发风险与有效动用对策--以苏里格气田含水区为例

苏里格气田是我国致密气成功开发的典范,随着气田开发逐渐深入,气藏产水问题逐渐凸显,气田西部、东北部及西南部属含水致密气藏,此类气藏探明储量规模达万亿立方米,规模效益开发面临较大风险。分析表明,产出地层水主体为CaCl_(2)型,以变质的古沉积水为主,可划分为自由水、毛细管水与束缚水3种类型。含水致密气藏的形成与分布受生烃强度、微构造、储层非均质性及断裂系统等因素影响,含水致密气藏主体位于低生烃强度区,局部正向微构造单元发育富气区。评价表明,含水致密气藏的开发存在地层水侵入、气井产量低、投资回收难度大、开采成本上升、安全环保及管理等多种风险。需加强以微构造为核心的甜点区预测、气水层测井解释识判、有效储层空间精细描述、直井/定向井+水平井混合式井网开发、优化排采措施与攻关低成本排采技术、产出水集中处理与安全环保预防、全过程水侵防控与风险管理等攻关研究,从而为含水致密气藏的效益动用提供有效技术支撑和对策保障。

致密含水气藏气井提高配产对开发效果影响研究

致密含水气藏具有低压、低孔、低渗、非均质性强、含气饱和度低以及孔喉细小等储层特征。为了研究提高配产对致密含水气藏气井开发效果的影响,对比分析了提高配产前后不同提高配产比例和不同液气比气井的压力、单井最终可采储量(EUR)及阶段累产气等开发参数。研究结果表明:1)提高配产比例及气井液气比越大,气井EUR下降幅度也越大;当气井提高配产比例大于50%或液气比大于5 m^(3)/(×10^(4) m ^(3))时,EUR下降比例可达40%。2)致密含水储层应力敏感程度增幅7%~12%,且含水饱和度越高,应力敏感程度越强,渗透率急剧降低。3)生产压差增大,参与流动的地层水增多,近井地带更易积液且积液范围将扩展至地层中部,造成采收率大幅下降。4)井筒内液滴回落,流体侵入储层容易引起近井地带水锁,造成气相渗流能力大幅下降。该研究成果对同类型含水气藏科学合理开发有指导意义。

酸性含水气藏自适应控水完井模拟与优化

针对酸性含水气藏的自适应控水完井技术研究仍为空白,缺乏适用于酸性含水气藏的自适应控水完井模拟与优化设计方法。为此,综合考虑地层气体非达西渗流和应力敏感效应,建立了酸性含水气藏的沉积硫饱和度模型,引入时变表皮系数反映沉积硫饱和度对地层渗透率的影响;设计了满足酸性含水气藏控水和防硫堵双重要求的新型流道型流入控制件;建立了考虑硫沉积的酸性含水气藏自适应控水完井的地层-井筒动态模拟方法,通过设计正交实验和极差分析优化自适应控水完井关键参数。研究表明:与酸性含水气藏射孔完井相比,优化后的自适应控水完井造成的附加阻力损失很小,最大附加压降小于0.67 MPa,能够在控水的同时维持酸性气井正常生产;自适应控水完井技术可以降低日产水量和累计产水量,在10 a预测末期累计产水量降幅达22.7%。优化后的自适应控水完井技术可以实现酸性含水气藏的有效控水稳气。

高含水致密砂岩气藏水平井储层改造工艺技术实践

水平井高强度体积压裂改造及配套工艺技术,有控制储量高、渗流面积大、导流能力强的特点,是目前高含水致密气藏实现效益开发、提高采收率有效手段。针对苏77、召51区块“窄河道、致密(低孔、低渗)、低压、高含水气藏”特性及储层改造“提高风控储量、提高导流能力、降污染快返排”三大难点,围绕“缝控体积最大、基质孔隙渗流距离最短、地层水流动阻力最小”为目标,以多尺度造缝、全缝网填充为核心,形成了差异化精准布缝、低伤害压裂液、限流+暂堵、多级缝网支撑、纤维悬砂、高导流通道等十余项工艺配套技术,在苏77、召51区块取得了较好的应用效果,并逐步形成了地质工程一体化水平井储层改造工艺技术配套,有力助推了由直丛井向水平井高效动用的开发方式转变。

大型低渗致密含水气藏渗流机理及开发对策研究

针对大型低渗致密含水气藏的开发问题,本次研究首先对大型低渗致密含水气藏储层特征进行分析,在此基础上,对大型低渗致密含水气藏储层渗流机理进行探讨,最后,对大型低渗致密含水气藏储层开发对策进行研究,为推动我国大型低渗致密含水气藏开发领域的进一步发展奠定基础。研究表明:对于大型低渗致密含水气藏而言,含水对气相渗流能力的影响大,储层束缚水可转化为可动水,储层产水主控因素影响,气水渗流能力受压力梯度影响,储层极易伤害,在进行开发作业的过程中,需要从富集区及井位优选、开发方法优化、合理配产、压裂酸化、强化储层保护等角度入手,分别采取多项有效措施,以此提高开发效率和开发效果。

致密高含水气藏调整生产制度后动态变化及影响因素——以东胜气田锦30井区为例

为了充分认识致密高含水气藏调整生产制度后的生产规律,以鄂尔多斯盆地北缘东胜气田的锦30井区为研究对象,通过对调产井按调产比例、生产液气比、日产气量大小进行分级,分析压降速率及单井可采储量(EUR)生产动态指标变化及产生的原因,总结调产后气井的生产规律。研究结果表明:①下调生产制度井的压降速率受下调比例影响明显,随着下调比例的增加,压降速率下降比例呈直线上升;②下调生产制度井的EUR受生产液气比影响明显,随着生产液气比的增大而增大;③当提产比例小于50%时,上调生产制度井的压降速率基本不受提产比例影响,当压降速率大于50%时,上调生产制度井的压降速率受提产比例影响明显,随着提产比例增加快速上升,同时压降速率还受日产气量影响明显,随着日产气量增加而减少;④上调生产制度井的EUR受生产液气比影响明显,随着生产液气比增大而增大。结论认为:①上调井应选择日产气量大、生产液气比小的气井提产,且提产比例应小于50%;②下调生产制度井应选择生产液气比较大的气井,在满足携液的基础上尽可能增加下调比例。

一种低渗碳酸盐岩气藏气井积液的早期判识方法

岩溶风化壳型低渗碳酸盐岩气藏受沉积成岩作用影响,储层非均质性强,一旦含水,开发难度极大。以鄂尔多斯盆地靖边气田为例,目前该类气藏整体进入开发中后期,因现有方法判识滞后且精度较低,气井气液流动状态难以及时准确识别,面临单井产量低、气井积液产水等问题,造成剩余储量动用难、气藏采收率低。根据低渗碳酸盐岩气藏渗流机理与生产特征,提出了基于常规生产资料的井筒积液早期判识技术,并在此基础上改进了积液产水气井生产制度以及气水动态分布预测技术思路,细化了“动态控水、地质避水”的剩余储量动用策略。靖边气田据此实施了“气水流动状态判识+生产制度动态优化+气水分布预测”的一体化技术流程,使老井控水、新井防水能力切实提升,典型产水单元水气比趋于稳定、连续生产气井比例提升20%,近3年年均增产气量1.8×10^(8) m^(3),年均提高采收率0.1%。

安岳气田磨溪区块深层含水碳酸盐岩气藏驱动能量变化规律

深层碳酸盐岩有水气藏储层孔洞、裂缝发育,岩石压缩性强,气水关系复杂,影响气藏驱动能量变化,进而导致气藏动态分析和开发方式优化差异较大。针对该问题,以安岳气田磨溪区块龙王庙气藏为例,通过实验研究深层碳酸盐岩压缩系数变化规律,建立不同类型储层的压缩系数应力敏感方程。并结合水驱气藏物质平衡方程,通过压降指示曲线来研究不同类型储层压缩系数对变容封闭气藏驱动能量变化的影响、封存水区和气水过渡带不同含水饱和度对变容气藏驱动能量变化的影响、压缩性对水驱气藏驱动能量的影响。计算009-3-X2井不同时期的驱动指数并分析其变化规律。研究结果表明:碳酸盐岩不同类型储层压缩系数差异大,缝洞型储层压缩系数应力敏感性强,开发初期岩石和孔隙水的弹性能量强,弹性驱动指数为0.317~0.535,弹性能量主要在采出程度低于20%时释放;当储层含水饱和度达60%时,地层内自由水的弹性驱动指数达0.359;当存在边底水时,边底水压驱动能量在初期较强,后期逐步减弱。研究成果可为碳酸盐岩气藏开发方式优化、产能评价和储量计算提供重要依据。

低渗含水气藏非达西渗流规律及其应用

气藏开发实践和室内实验研究均表明低渗含水气藏气体渗流存在启动压力现象,研究启动压力梯度的影响因素和变化规律对气藏开发具有重要意义。通过长岩芯多测点气藏物理模拟实验方法,研究了低渗含水砂岩气藏气相启动压力梯度变化规律,对该参数与储层渗透率、含水饱和度进行了相关性分析,建立了低渗含水气藏启动压力梯度计算通式。结合气藏渗流理论,采用建立的启动压力梯度表征方法,针对典型气藏进行应用分析,确定了气井有效动用半径,形成了有效动用半径与储层渗透率和含水饱和度的关系图版,为类似气藏开发早期井网部署以及开发中后期井网加密提供了技术指导。

致密含水气藏产液评价模型及应用

针对目前致密含水气藏产液评价方法单一、实用性差的问题,在气井产气、产液特征研究基础上,对产液进行静态、动态评价分类,并以此为基础,建立了致密含水气藏产液评价模型。针对模型中不同类型气井,制订了相应的排水采气思路和建议。将研究成果应用于大牛地气田D28井区,实施一个月后,目标区块日产气量由82.5×10~4m^3/d提高至86.6×10~4m^3/d,日产液量由412 m^3/d提高至447 m^3/d,气井生产时率由84.1%提高至87.3%。与现有评价方法相比,新模型可以同时描述气井产液静态特征和产液动态变化趋势,为致密含水气藏气井的精细分类和准确处理提供理论依据,具有现场应用价值。

低渗透高含水砂岩气藏产能评价

针对目前低渗透气藏气水同产井产能评价时遇到的问题,依据渗流力学中气水两相不稳定渗流的基本方程,采用气藏工程方法和改进的修正等时试井方法及热力学原理,并考虑井下油嘴节流及气体高速非达西和滑脱效应的影响,提出了低渗透高含水气藏的产能评价方法。该方法在理论推导的基础上,对气水两相广义拟压力和修正等时试井方法进行了改进,最后结合井下油嘴节流原理和气体通过油嘴时的滑脱效应方程,利用热力学方法和数值分析方法,求出气水同产井的产气能力及最大携液流量。根据模拟井数据,分别用传统产能评价方法和上述方法进行了计算,计算结果表明:传统方法的计算值偏高,而上方法的计算结果比较符合实际。这为低渗透高含水气藏下入井下节流器的气井的产能评价提供了新的思路。

含水低渗气藏低速非达西渗流数学模型及产能方程研究

在低速非达西渗流实验研究基础上,对含水低渗气藏气体流动特性进行了分析,并建立了含可动水、不动水和束缚水影响下的3类低速非达西渗流数学模型,推导出了气体滑脱效应和启动压力梯度分别存在和同时存在条件下的系列气井产能公式。通过实例计算证明数学模型符合现场实际,气井产能公式可为确定不同含水条件下低渗气藏气井合理的产能提供必要的理论依据。

致密含水气藏水淹气井复产潜力评价方法

致密含水气藏水淹气井复产普遍采用经验法选井,选井主观性强且复产成功率有限。为此,引入了统计学和模糊数学理论,确定了描述水淹气井复产潜力的13个指标并建立了水淹气井复产潜力评价的层次结构模型,最终通过模糊评价的方法得到气井的复产潜力值并以此来评价气井复产潜力,确定复产顺序。现场试验结果表明:采用新方法进行选井并复产后,气井复产成功率为81.3%,远高于采用经验法61.2%的复产成功率;和传统经验法相比,新方法将影响气井复产的各项因素进行了量化处理,最大限度避免了主观因素的影响,具有更高的可靠性和更好的可操作性,可以为致密气藏水淹复产提供更科学、便捷的选井方案。

不同平面非均质条件下含水低渗气藏开采理论研究

以含水低渗气藏气体流动特性进行分析为基础,通过对含可动水、含约束可动水和含束缚水影响下的三类低速非达西渗流进行了分类阐述,阐明了气体滑脱效应和启动压力梯度各自存在和同时存在的条件,建立了启动压力梯度存在时反映平面非均质渗流特征的渗流数学模型,利用积分变换推导出了模型的解析解,通过分析模型计算结果,发现非均质储层渗透率由高到低的开发过程中储层全程泄压效果要远好于渗透率由低到高的开发情况,且生产过程中存在最佳生产压差,为矿场应用提供了理论依据。

川中须家河组低渗含水气藏产量递减规律及影响因素分析

川中须家河组气藏为典型低孔低渗、高含水陆相碎屑岩气藏,气藏储层具有累积厚度大,单层厚度薄,非均质性较强,连续性较差等特点。以广安、合川须家河组两个典型气藏为例,在大量调研和总结的基础上,充分利用气藏动静态资料,分析气藏(气井)产量递减规律及其影响因素:1川中须家河组气藏(气井)稳产能力极低;2气藏(气井)初期产气量递减快,整体服从减速递减规律;3产气量递减速度与储量丰度成负相关关系,与开采强度、产水量成正相关性,受井型、完井方式及改造规模等因素影响不明显。

苏里格气田含水气藏废弃地层压力确定的新方法

苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,储层不但致密,非均质性强,气井产量低,且多数产水,气藏采收率低。废弃地层压力是气藏采收率的关键影响因素之一,对于不产水气藏可以通过单相二项式产能方程结合经济极限产量综合确定,但对于产水气藏废弃地层压力的确定国内外研究不多。本文针对苏里格气田产水气藏,以最小携液速度下的产气量与产水时经济极限产气量相结合共同确定了废弃产量区间范围,应用质量守恒原理推导得出气水两相产能公式,最终求取含水气藏废弃地层压力的一种新方法,并对影响因素进行分析。本文利用VC编程采用多次迭代计算,提高了计算精度,为产水气藏废弃地层压力的求取及采收率的确定提供了一种新思路。