碳酸盐岩裂缝型储集层全直径岩心水侵规律实验

阿姆河右岸海相碳酸盐岩气藏断层及裂缝发育,局部水体能量活跃,开发效果受水侵影响显著。通过高温高压复杂缝洞储集层全直径岩心驱替实验,分析裂缝渗透率、裂缝贯穿程度和水体倍数对气藏水侵的影响,结合水气比动态变化特征,研究不同裂缝岩心的水侵规律。结果表明,裂缝贯穿程度越高,裂缝渗透率越大,水体倍数越高,则对应水侵模式中水气比曲线的斜率越大,说明水侵、水窜越严重,而裂缝未贯穿区域对暴性水淹能起到较好的抑制作用。在上述认识基础上,通过水侵模式分析诊断曲线,进一步分析了不同水侵模式的特征,优化了研究区气藏水侵诊断的指数图版。

东坪气田东坪1区块基岩气藏水侵规律研究

东坪1区块基岩气藏属构造控制的底水块状气藏,基岩内幕裂缝发育特征复杂,地质条件特殊,储层非均质性强。随着气田开发的不断深入,气藏水侵严重,产能递减快,气藏水侵趋势未能得到根本控制。深化地质认识,分析东坪1区块气藏储层特征,确定出气藏具有“平面分区、纵向分带”的特点。运用水封物质平衡法计算单井水侵参数,以动静结合的方式研究气藏水侵规律,通过水侵规律研究与优化生产工艺相结合,完善并调整气藏整体治水方向,调整后的气藏日排水量大幅提升,削弱气藏内水体能量和底水的水侵速度,水封气得到不同程度的释放,实现部分停躺气井自喷生产和气井产气量的增加。研究成果对基岩气藏的水侵预防、识别、治理具有指导作用,可为尖北、昆特等同类型基岩气藏中后期开发提供借鉴与参考。

边底水稠油油藏水侵规律与开发技术对策研究

太平油田主力含油层系为馆陶组,探明地质储量2872×10^(4)t,为一大型的潜山披覆构造带上的强边底水稠油油藏,但含水率上升快,储层易出砂,注汽热采和化学堵水效果不佳。为改善区块的开发效果,提出了转降黏复合开发的技术对策。首先,通过小尺度网格数值模拟研究了边底水稠油油藏的剩余油分布规律以及水平井水侵规律,在室内实验筛选出降黏剂的基础上,提出了“降黏+新井整体转流线”和“降黏+调堵局部转流线”两种技术对策,并分别优选井位进行了矿场试验,取得了较好的试验效果,为边底水稠油油藏开发效果的改善提供了参考。

克拉2气田水侵规律及模式

克拉2气田是中国探明储量最大的整装超高压干气气藏,2010年以来该气田因地质原因,先后有7口井出水,使气田长期稳产面临极大风险,深化气田的水侵规律认识,确定其水侵模式,显得尤为重要。对克拉2气田水侵总体特征进行分析,确定西南部、北部、中部和东部4个不同水侵模式区域。针对不同区域的见水井,分别对井旁断裂发育程度、高渗条带与隔夹层匹配关系和距边底水距离进行分析,明确水侵主控因素;通过断层封堵性评价、动态追踪试井和套后饱和度时间推移对比,确定主要来水方向;结合生产动态特征和地质模型历史拟合,落实见水井的水侵模式,将单井水侵模式划分为底水纵窜横侵型、边水横侵型和底水上侵型3种类型。通过数值模拟,对未见水井进行水侵模式预判,并针对不同的水侵特点,提出具体防水治水开发对策,以保障克拉2气田持续高效开发。

致密砂岩气藏钻井过程中水侵规律研究

致密砂岩气藏在水基过平衡钻井过程中容易受到液相侵入损害。在研究水侵规律时,针对裂缝密度对水侵量影响的问题,既是裂缝密度大、开度小裂缝组的水侵量大,又是裂缝密度小、开度大裂缝组的水侵量更大的问题。建立了一套计算模型,对比分析了相同情况下,两种裂缝组对应的水侵量大小及水侵入距离。结果表明:在裂缝渗透率恒定的情况下,水侵时间一定时,裂缝密度大、开度小裂缝组的水侵量更大,水侵距离更小,主要分布在近井壁地带,裂缝密度小、开度大裂缝组的水侵量更小,但水侵距离更远;水侵量一定时,裂缝密度大、开度小裂缝组的水侵速度更快,但裂缝密度小、开度大裂缝组水侵距离仍然更远;可见,在裂缝渗透率恒定的情况下,水侵时间或水侵量一定时,裂缝密度小、开度大裂缝组水侵距离均更远,更容易造成储层深部损害,裂缝密度大、开度小裂缝组水侵量则更大,更容易造成近井壁地带的严重的水相损害。

裂缝密度对致密砂岩气藏水侵规律的影响研究

致密砂岩在水基过平衡钻井过程中,工作液会沿着裂缝侵入储层,为了深入了解裂缝密度对水侵规律的影响,研究了在裂缝渗透率相同情况下,裂缝密度对水侵量和水侵范围的影响。研究表明,在裂缝渗透率恒定的情况下,水侵一定时间后,"细而密"裂缝组水侵量更大,但"粗而稀"裂缝组水侵距离更远;侵入一定水侵量时,"细而密"裂缝组更快达到预定水侵量,但"粗而稀"裂缝组水侵距离仍更大。说明在裂缝渗透率恒定的情况下,无论相同水侵时间或水侵量时,"粗而稀"裂缝组水侵距离均更远,更容易造成储层深部损害。

D块油井出水的判断方法及水侵规律分析

依据生产动态分析法和水性分析法判断出D块主要有边水侵入、断层水侵和套管外窜槽三种水侵方式。并分析水侵影响因素主要有沉积相、水体能量和断层封闭性。

深海底水气藏水侵规律与水侵风险识别方法

为了探索深海底水气藏控水开发策略,基于南海LS17-2深水气田的地质特征、水体特征及开发特征,针对水平井开展沿程产气剖面测试实验与大型3D底水气藏水侵物理模拟实验,定量分析底水脊进影响因素,在此基础上建立了适用于深海底水气藏开发的水侵风险识别方法。研究结果表明:①底水气藏开发过程中水体的脊进受到储层非均质性、生产制度、水平井筒趾跟效应的影响,并且上述3个因素对水侵的影响程度依次减小;②井区横纵比决定了气井产能是否会受到水侵风险的影响,而储层的非均质性会影响水侵风险识别界限,并且储层非均质性越强,横纵比安全界限值越小;③渗透率级差为1、10、20、30时,横纵比安全界限值依次为41.18、21.61、12.60、5.31;④基于建立的渗透率级差与井区横纵比安全界限值的关系曲线,A4H井储层平面渗透率级差为30、横纵比为77.20,远远大于横纵比安全界限值(5.31),该井受到水侵影响的风险高,必须进行控水开发。针对深海底水气藏的控水开发,提出以下策略:①通过改善水平井筒趾跟效应以及削弱储层非均质性的影响,来抑制底水的不均衡脊进,相应措施为适用于水平井的环通多级人造井底技术与变密度筛管技术;②对开采制度进行调控,以防止不均匀水侵的形成,相应措施为周期采气技术;③在井底附近建立阻水屏障,进而抑制前缘水头的脊进,相应措施为水平井充填透气阻水砾石技术;④兼容并蓄,形成各阶段相互弥补的全生命周期气藏复合控水开发技术。结论认为,该研究成果不仅可以用于储层渗透率级差介于1~30、采气速度为3%条件下的深海底水气藏水侵风险判断,而且还可以为海上、陆上底水气藏的控水开发提供借鉴。

非均质气藏水侵规律物理模拟实验研究

非均质气藏开发难度大,边底水的侵入更增加了气藏开发的复杂程度,因此为了能够深入认清非均质边、底水气藏的水侵规律与开发效果,设计了水侵规律物理模拟装置,开展了不同渗透率级差及不同布井方式对气藏开发效果的影响,实验结果如下:无、边底水时,同一气藏不同区域渗透率级差越大,采出程度越高;存在边底水时,气藏采出程度随着渗透率级差的增加先增大后减小;当低渗区域渗透率为0. 01 m D时,同时在高渗区储层与低渗区储层布井,气藏整体采出程度最高,当低渗区域渗透率为0. 1 m D时,仅在低渗区储层布井,能够获得最大的无水采出程度。实验结果对非均质气藏的高效开发具有指导和实践意义。

草20馆陶一砂体水侵规律研究及潜力评价

乐安油田草20块特稠油油藏馆一砂体自2001年起全面水淹。通过建立精确地质模型,进行开发历史拟合、蒸汽吞吐效果分析,同时研究边水水侵规律,研究边水对开发工作制度的影响以及下一步控制边水可能的措施、方向和做法。结合建立的精细地质模型和模拟结果,对目前草20区块的剩余油分布规律进行分析,得到有关定量的技术指标,确定了后期改善开发效果挖潜方向。

多井协同开发水侵规律物理模拟实验研究

为了能够认清多井协同开发时,边、底水气藏的水侵规律与开发效果,选取多个岩心进行串、并联组合在不同开发模式下模拟边、底水气藏的开采过程。研究结果如下:在开发过程中要限制高渗区储层的采气速度,避免因为过高的采气速度导致地层水体沿着高渗储层快速锥进,造成气藏的过早水淹;不同的开发顺序水侵量和产水量差别不大,但是先开发低渗区储层再开发高渗区储层具有更高的无水采出程度和最终采出程度;高渗区储层水侵见水后气井继续生产能有效提高气藏的整体采出程度。实验结果为深入了解不同因素对多井开发水侵规律的影响,优化边底水气藏的生产提供依据。

四川盆地磨溪地区龙王庙组碳酸盐岩气藏水侵规律

四川盆地磨溪地区龙王组气藏开发资源潜力大,但气藏储层非均质性强,气水关系复杂,不同水侵模式下的水侵主控因素尚不明确,水侵形势日趋严峻造成部分储量难以有效动用,进而影响气藏采收率。以安岳气田磨溪开发主体区块为主要研究对象,基于岩心、薄片、常规及成像测井、地震及生产动态等资料,划分了产水井类型,动静结合厘定了不同井区水侵主控因素及水侵规律。研究结果表明:①依据产水特征,可将产水井划分为快速上升型、缓慢上升型、稳定型和复合型,4种类型产水井产水特征明显不同。②不同产水类型井水侵受裂缝发育程度、溶洞型高渗层分布、构造因素和储层连通性耦合控制,产水快速上升型受裂缝发育程度主控,缓慢上升型受溶洞型高渗层分布主控,稳定型产水井储层较为均质,复合型受多种因素共同控制。③不同主控因素影响下,不同井区表现为不同的水侵模式:MX009-3井区水侵模式为裂缝水窜型,水侵速度快,产水量高;MX8井区水侵模式为高渗层指进型,产水量快速上升而后趋于稳定;MX10井区为视均质储层,水侵模式为边水舌进型,边水推进相对均匀;MX204井区位于气水过渡带,表现为底锥横侵型。研究成果可为提高气藏采收率以及开发技术政策的调整提供地质指导,为同类型有水气藏水侵规律研究和开发评价提供借鉴。

超深层气藏裂缝发育模式及水侵规律——以塔里木盆地克深2、9、8气藏为例

裂缝发育程度是塔里木盆地超深层气藏高产及水侵主控因素,但针对不同气藏间裂缝发育模式划分及不同模式下水侵规律研究较少。为此,以塔里木盆地超深层气藏典型代表克深2、9、8气藏为主要研究对象,基于野外露头、岩心观察、成像测井、泥浆漏失、试井解释、生产动态等资料,结合水侵物理模拟实验及气藏开发实践验证,系统研究了不同气藏裂缝发育模式及水侵规律。结果表明:①克深2、9、8气藏分别发育方向型、过渡型、缝网型3种裂缝模式,裂缝发育程度、分布均匀性、连续性逐渐增高;②克深2、9、8气藏主要发育EW向高角度构造裂缝,裂缝规模、有效性、物性、无阻流量、泥浆漏失量等裂缝定量表征静动态参数均值及其井间差异程度依次增高;③气水分布主要受裂缝发育模式控制,克深2、9、8气藏气水分异程度逐渐增高,分别对应厚气水过渡带、薄气水过渡带、正常气水分异3种气水分布模式;④裂缝发育模式决定水侵速度和采收率,方向型克深2气藏非均匀水侵速度快,物理模拟水驱气效率低,气藏最终采收率低,缝网型克深8气藏水侵规律反之,过渡型克深9气藏表现居中。研究成果可为气藏全生命周期控水开发提高采收率技术的形成提供理论模型和地质指导。

边、底水气藏水侵规律可视化实验研究

针对边、底水气藏开发过程中的水侵问题,根据不同类型气藏的主要储集空间特征设计相对应的可视化物理模型,并利用水侵规律物理模拟实验系统开展了孔隙型、裂缝型、孔洞型和缝洞型气藏水侵规律可视化实验研究。结果表明:孔隙型气藏采出程度高,水侵前缘近似均匀推进,见水后水气比增加缓慢;水体在裂缝型气藏中优先沿着裂缝快速突进,同时在毛细管力和润湿性的作用下,储层基质发生渗吸,封闭基质中的气体,在缝网中间形成大量残余气,造成裂缝型气藏采出程度的大幅下降;储层中孤立的洞和缝主要为气藏提供储集空间,水体优先进入洞和缝,在局部对水侵影响较为显著,但对整体水侵前缘的推进影响不大;缝、洞沟通的气藏,水体沿着裂缝快速的充满洞,当出口端通过缝、洞与边、底水沟通时,气藏将在短时间内因为水淹而停产,此时气藏仅仅动用了缝和洞中的气体。研究成果对边、底水气藏的有效开发具有指导和实践意义。

底水气藏水侵物理模拟实验与数学模型

应用实验与数值模拟相结合的方法对底水气藏衰竭开采过程中的水侵规律进行了研究。首先通过底水气藏衰竭开采的物理模拟实验,得出水侵规律及各参数随时间的变化数据,然后建立岩心尺度的水侵数学模型,该数学模型在实验条件下计算出的压力数据与实验结果具有很好的一致性,进一步通过数学模型计算,分析得到影响水侵规律的敏感因素。渗透率和产气速度,决定了稳产期采收率。水体可以为气藏提供一定的能量,水体大小对采出程度的影响很小。

裂缝型气藏水侵动态模拟研究

阿姆河右岸气藏为复杂的海相碳酸盐岩气藏,储层低孔低渗,非均质性强,裂缝发育,水体活跃,再加上裂缝沟通水体,且水体大小具有不确定性,导致气井出水机理及出水动态规律复杂,出水问题严重。为此设计了基于储层岩心的气水两相流动模拟实验,运用正交试验方法,开展了影响阿姆河右岸气藏出水的3个主要影响因素:裂缝渗透率、裂缝贯穿程度和水体倍数的水侵动态分析,分析了不同地质因素下出水规律,得出了这3个影响因素对采出程度、平均水气比、见水时间、平均产气量和平均产水量影响程度的排序,为气藏治水提供了一定的参考依据。

水侵识别技术在水驱气田的应用

不稳定试井法可以对水驱气藏水侵的强弱进行早期识别。随着气藏开发的进行,针对海上水驱气田多层合采的气井见水后,产水层位及类型难以识别的问题,建立BF图版,并将其应用于水驱气田开发领域。根据水分析化验资料绘制出不同层位的离子浓度分布BF标准图版,将单井离子分布图与BF标准图版进行比对,可以对多层合采井的出水层位进行有效识别,弥补了部分井因生产测井测试资料有限而难以进行水侵识别的不足,为气藏控水治水提供有效依据。同时,根据生产数据建立了拟均质砂岩气藏的水侵特征图版,判断合采井的驱动类型。综合应用不稳定试井识别法、BF图版、水侵特征图版等手段,实现了产水规律有效识别,对复杂水驱气藏的合理开发具有重要意义。

稠油断块蒸汽吞吐后期水淹区剩余油分布规律研究

XX断块东部水淹区是典型的边底水稠油油藏,经过20余年的降压开采后,采出程度高,地层压力低,边水内侵加刷,加上井况差的影响,造成水侵规律复杂,严重制约着断块蒸汽吞吐后期剩余油的挖潜。为提高剩余油挖潜力度,提高油田开发效果,利用新井、侧钻井的电测解释结果及环空产液剖面测试、吸汽剖面测试等监测资料,结合动态分析,开展水侵规律研究,建立了水侵模型。通过实施配套挖潜措施,实现了平面及层间剩余油的挖潜,提高了储层动用程度,减缓了水淹区产量递减速度,改善了开发效果,为同类油藏的开发可提供一定的借鉴。

普光高含硫气田开发特征及提高采收率对策

普光气田是我国最大的碳酸盐岩高含硫气田,具有埋深大、储层非均质性强、边底水活跃、高含H2S及CO_(2)等特点。气田自2005年投入开发,目前逐渐步入稳产末期,面临进一步延长稳产期、提高采收率等挑战。为此,文中系统梳理普光气田不同开发阶段的关键开发指标变化规律,建立了普光礁滩相储层剩余气分布模式,提出了气藏提高采收率对策。研究结果表明:1)普光气田开发阶段分为建产阶段、稳产阶段和调整阶段,期间通过持续跟踪研究、及时优化,使得气田稳产期延长3 a,实现了长期高产稳产;2)普光气田水侵经历快速见水、限产波动、均衡见水及缓慢见水等4个阶段,硫沉积呈现从地面流程向井口、再向井筒深部扩展的趋势,受地层压降、水侵、硫沉积及措施等综合影响,气田产能较初期下降40.63%;3)普光气田剩余气类型分为2大类5小类,其中,井网未控制型分为断层遮挡和独立礁体型,井网控制型分为纯气区动用不充分、水侵区致密层遮挡和水封气型;4)提出了普光高含硫气田提高采收率对策,即通过不同类型剩余气针对性挖潜、井筒-储层硫沉积综合治理、全生命周期控水、整体与分区相结合增压开采等,进一步改善气田开发效果,提高采收率,延长稳产期。文中研究结果将为进一步实现气田长期高效开发提供技术支撑。

普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术

中国石化已在四川盆地成功开发了普光和元坝两大高含硫气田,但进入“十四五”以来气田开发进入稳产中后期,面临水侵及硫沉积日益严重、剩余气分布复杂、部分气井油压接近外输压力等新问题。为实现气田稳产和提高天然气采收率,以普光高含硫碳酸岩盐气田为例(以下简称普光气田),对气田开发调整的关键技术及方法进行了系统研究,梳理了储层精细表征及建模、剩余气精细表征与挖潜、控水、控硫、增压开采等5个方面形成的关键技术。研究结果表明:①揭示了礁滩相碳酸盐岩储层不同储集空间类型的孔-渗特征,形成了“相控+震控”储层精细建模技术,精细表征了储层非均质性空间展布;②建立了普光气田5种类型剩余气分布模式,确定了普光气田储层非均质性控制纯气区剩余气分布,受井网完善程度和高渗条带分布控制,水侵区剩余气分布呈现小零散特征,形成了不同类型剩余气挖潜技术;③提出了普光气田采取“高部位控产、低部位排堵结合”的控水治水对策,实现水侵前缘均匀推进;④明确了储层硫沉积主要发生在近井地带(小于6 m),可导致渗透率最大下降70%~80%(表皮增大6.5~12倍),实验证实了重复酸压治硫效果好于注入溶硫剂;⑤建立了考虑产水及硫沉积的气井多相渗流产能评价方法,确定了气田增压潜力、增压幅度、增压时机及增压方式。结论认为,普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术的实施,确保了气田自“十四五”以来稳产目标的实现,研究成果对我国高含硫气田开发调整具有重要的指导和借鉴意义。