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。

压裂示踪剂监测技术在东胜气田M井应用分析

为了准确评价东胜气田M井储层压裂改造效果,采用在压裂过程中加注微量元素,通过检测不同时段返排液中各种示踪剂的种类及含量,分析该井不同压裂段气、水产出能力与储层物性、压裂参数的关系,以此评价储层各压裂段改造效果,分析影响改造效果的主要原因。选取两相示踪剂对M井各段产出贡献占比实现有效测量,结果表明,各压裂段产气贡献与储层物性、含气性存在着一定的相关性,与压裂工艺参数的相关性并不明显,水平段钻遇的储层物性、含气性越好,产气贡献越大,产出越好。该研究成果为提升该区同类储层压裂改造的针对性和有效性提供技术支撑。

东胜气田排水采气工艺技术难点及对策

东胜气田气井排水采气时存在单井产液量无法计量、泡排加注制度不明确、低压气井排液难度大、高产液井水淹后复产困难等问题,对上述存在问题及技术难点进行分析,分别提出井下节流器井流温流压测试、橇装计量单井产液量、应用抽油机排水采气工艺、完善气井气举施工工艺流程、"井下隔热+地面节流"工艺等措施,取得一些关于低压集输下排水采气工艺上的认识和成果,为东胜气田稳定高效开发奠定了基础,并为同类气田在低压集输工艺下的排水采气提供了借鉴。

东胜气田锦58井区稳产存在的问题及措施

东胜气田锦58井区位于鄂尔多斯盆地北部,为低渗致密含水气藏,随着开发的深入,生产过程中涌现出不少问题,主要有三方面:一是受东胜气田提产保供影响,部分气井生产制度偏大,导致气井压力、产量递减迅速;二是当气井产气量递减至临界携液流量以下时,气井容易出现积液现象;三是当气井产气量递减至临界携泡流量以下时,气井频繁水淹,靠常规治理手段不能实现连续生产。针对上述问题及技术难点进行分析,分别提出了合理配产、优化泡排制度、引入排水采气新工艺等措施,现场实验后取得不错效果,为东胜气田的长期稳产提供了技术保障。

泡排+负压采气在东胜气田锦72井区的应用

东胜气田位于盆地北缘,与盆地内部相比,气藏类型多样,充注程度低,含水饱和度高,锦72井区属于十里加汗区带,受波尔江海子断裂输导逸散影响,断裂以南近源中充注强调整区,天然气逸散形成低饱和度致密气藏,发育毛细管水,受断裂、储层非均质性影响,气井表现低压、低产、高液气比特征,成藏富集规律复杂;随着逐年的生产开发,产量、压力递减较快,平均套压3.2MPa,液气比4.0m^(3)/10^(4)m^(3),部分井产量低于临界携液流量,积液水淹问题突出,部分井低于携泡流量后无法正常携液,间开生产,因此针对锦72井区高产液的气井,利用已建立的东胜气田携液模型,计算出各井的携液携泡流量,对于低于临界携液流量的气井进行泡排优化,通过优选泡排剂,摸索优化泡排制度,稳产效果明显;对泡排效果不好或低于携泡流量的低压低产气井,结合负压采气工艺选井条件,进行了负压采气工艺设计,进行井口负压采气工艺试验,现场应用5口井,取得预期效果,延长了气井的生产周期,提高了采收率。

致密砂岩气藏压裂砂堵原因分析及对策

东胜气田属于典型致密气藏,通过水力压裂获得了效益开发,但压裂过程中频繁砂堵和较高的首段砂堵率导致施工周期和成本增加。针对上述问题,通过对压裂现场工况分析将砂堵原因分为地层可压性弱、地层滤失、液体性能差、设备故障和现场指挥失误5个方面,从施工参数和岩石力学参数对裂缝参数的影响探究了造成压裂砂堵的根本原因,并对压裂曲线特征进行了因素归纳,在此基础上提出了适应工区不同工况的防控措施,为东胜气田提高压裂施工成功率和快速释放气井产能提供了技术支撑。

动态监测资料在东胜气田开发中应用分析

随着气田的不断开发,气藏的生产特征、流体渗流规律不断发生变化,地下的气水分布越来越复杂。为了进一步提高对气藏的认识,了解气藏流体流动状况及气藏物性参数,需要对气藏进行动态监测。以东胜气田实际监测的产气剖面、压力、流体等开发方面动态监测资料为基础,优选不同区块、不同层位生产气井为研究对象,结合气田实际生产情况,浅析开发动态监测资料在东胜气田开发中的应用。研究表明动态监测资料在东胜气田开发分析中应用普遍,常规的动态监测手段为分析气井各产层贡献情况、气藏压力保持水平、井筒流态变化规律、优化排采措施及预测动态可采储量等各项开发指标提供有效依据;对深化气藏认识、调整开发策略、制定下步开发方案有重要意义。

致密砂岩气田小直径地层压力测试器测试评价技术

鄂尔多斯盆地DN气田为典型的低孔低渗致密砂岩储层,采用常规地层压力测试,干点过多,测试成功率仅为33.03%。小直径地层压力测试器测试时,定点深度以自然伽玛为基准,仪器下放和数据传输均由电缆完成,一次下井能进行多点测量,预测室大小可根据储层特征在0~20 ml之间调节。在DN气田致密砂岩储层应用,测试总成功率达59.0%。依据小直径地层压力测试器测试数据,结合地层测试、试气情况,区域特征,以及4口典型井资料进行分析,其结果为区块储层动用情况、纵横向连通性判断,以及新井投产方案选择等提供了可靠依据。小直径地层压力测试器的成功应用,为致密砂岩油气田快速、高效获得地层压力提供了新的测试评价方法。

东胜气田锦66井区盒2+3段地层水特征及地质意义

通过对东胜气田锦66井区盒2+3段地层水主要化学特征参数分析,揭示了锦66井区盒2+3段地层水的化学性质与气藏储层之间的内在联系。研究表明:东胜气田锦66井区盒2+3段正常地层水的判断标准为矿化度≥25000 mg/L、钠氯系数﹤0.4、钠钙系数﹤2.3、压裂液返排率≥55%;盒2+3段地层水为氯化钙水型,整体为高矿化度弱酸性盐水–卤水;储层封闭性良好,非常有利于天然气的富集保存;储层以次生孔隙为主,物性差异较大、连通性较差。

咸阳市区富氦水溶气组分特征及成因分析

咸阳市区位于渭河盆地中部,其地热资源丰富。在开发过程中发现地热水中普遍伴生有天然气,其组分多样、成因复杂。通过对咸阳市区34口地热井天然气样组分及碳同位素分析,结果认为,市区内地热井天然气主要以氮气(大部分在70%~90%)、甲烷(10%左右)为主,氦气(2%左右)含量普遍偏高;甲烷主要以煤成气混无机成因气为主。大部分地热井伴生气中氦气属于典型的壳源氦,个别属壳源气混有极少量幔源气。

定北地区盒1段致密砂岩气层测井识别与评价研究

为有效、精确地识别和评价致密砂岩气层,在地质条件约束下,通过储层"四性"关系研究,分析了定北地区盒1段致密砂岩储层岩性、物性、电性和含气性的相互关系及其对应测井曲线的响应特征。分析认为,盒1段致密砂岩储层岩性、粒度和孔隙结构是储层物性和含气性的主要影响因素,储层具有岩性控制物性、物性控制含气性的特征。运用交会图版法和三孔隙度组合识别法对盒1段气层进行了综合识别,将气层划分为三类,并进行了综合评价。

东胜气田锦58井区下石盒子组致密砂岩气藏气水关系

为了明确鄂尔多斯盆地东胜气田锦58井区下二叠统下石盒子组致密砂岩气藏气水分布关系及影响因素,以气藏地质特征为研究基础,分析了下石盒子组气藏地层水的化学特征和赋存状态。研究结果表明:①地层水型为高矿化度氯化钙型,地层水地球化学特征参数反映出储层封闭条件好,有利于天然气的聚集和保存;②地层水分为边底水、透镜状水体及滞留水3种类型;③平面上以气水同层、含气水层分布为主,纵向上多个气水系统共存,无统一的气水界面。结论认为:①气水关系主要受生烃强度、储层连通性、储层非均质性及局部构造的共同影响,其中储层连通性越好越有利于天然气聚集成藏,反之易形成透镜状水体;②储层非均质性导致纵向剖面呈现"气层-干层-水层"的叠置分布;③局部构造微断裂、微裂缝既是有利的天然气运移通道,又是储层改造沟通它层水体的主要途径,而局部构造高点或构造隆起是天然气的相对富集区。

东胜气田独贵气区水平井产出剖面应用分析

为了更好地掌握致密砂岩含水气藏水平井各压裂段的产出特征,以鄂尔多斯盆地东胜气田独贵气区水平井为研究对象,通过水平井产出剖面测试,分析了不同压裂段气、水产出能力与储层物性、压裂参数的对应关系,指出了水平井各压裂段流体的贡献能力与影响因素。研究结果表明:①东胜气田独贵气区水平井多采用分段压裂的开采方式,需要开展相关水平井产出剖面测试,掌握各压裂段产气、产水的贡献能力及不同物性条件下的产出特征;②通过参数对比分析可知,水平井各压裂段流体的产出量与孔隙度、渗透率、含气饱和度、泥质含量等参数存在着一定的相关性。结论认为:①通过水平井产出剖面测试可以定量描述水平井各压裂段流体的贡献能力;②水平井各压裂段产气能力主要受储层物性的影响最大,水平段钻遇的储层物性、含气性越好,产气贡献越大;③针对水平井各压裂段的地质物性差异,建议选择测井自然伽马值相对较低、泥质含量低、气测全烃含量高、孔隙度相对较高、声波时差高、含气饱和度高的位置射孔,可以提高储层改造的针对性和有效性。

东胜气田J30-4-2丛式井组产出差异影响因素分析

东胜气田近年来上产步伐不断加快,为了满足油藏整体开发的部署要求,减小投资成本,节约搬迁时间,加快气井投产贡献,多以丛式井组的方式部署井位,同井场多口井相继钻井、射孔、压裂、试气、投产,但部分丛式井组内,即使单井投产层位、物性、储层改造规模一致,但生产情况仍会存在较大差异。东胜气田锦30井区的J30-4-2丛式井组即存在该问题,通过对压裂、试气、生产资料的系统综合分析对比,结合压恢测试资料,得出结论是J30-4-2井生产低效原因是近井地带受到污染,渗流通道不顺畅。

东胜气田锦66井区盒2气藏储层四性关系研究

运用岩心、录井、测井、试气试采及分析化验等资料,对东胜气田锦66井区盒2气藏储层岩性、物性、电性及含气性进行综合分析,建立相关关系,研究其内在联系。研究表明,东胜气田锦66井区盒2气藏储层岩性主要为长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩,属于低孔特低渗储层,含气性偏差;岩性控制着储层物性,储层含气性由物性、岩性共同控制;而储层电性关联着储层物性与含气性之间的相关关系,声波时差、电阻率及补偿密度能够很好地反映出储层的物性与含气性。

东胜气田锦66井区盒2气藏气井开发动态分析

东胜气田锦66井区位于鄂尔多斯盆地北部,其中盒2层为主力产气层。随着该区开发程度增大,部分气井地层压力逐步下降,出现部分气井压降速率不合理,关停或低效气井数量增多等情况。本文针对以上问题,以实际生产数据为依据,对该井区盒2藏进行开发动态分析。

东胜气田锦30井区盒1段气藏开发动态分析

锦30井区主力气层为典型的辫状河沉积相环境,受断裂带及小断裂影响,储层埋藏深度大,内部裂缝发育。受岩性封闭作用,存在较多孤立水体。随着开发程度增大,地层压力下降较快,气井生产过程中高产液特征突出,关停井和低效井数量增加。高产液的存在不仅严重制约了气井产能释放,而且给后期开发部署造成困难。针对以上问题,以实际案例为依据,对该区盒1气藏不同生产特征气井进行开发动态分析,以达到有效释放气井产能,保障老井稳产目的,同时为高含水致密气藏控递减、积液治理提供了新思路。

井口泡排+循环气举工艺在东胜气田的应用

东胜气田前期投产的部分丛式井组,随着逐年的开发,出现积液水淹等问题,近年来为提升开发效果,2019年后开始部署丛式井组,部分井组开发生产取得较好效果,部分丛式井组投产后产量、压力快速下降,井筒内积液严重,水淹无法正常生产,采用泡排,常规气举,柱塞等排水采气工艺技术复产后有效期短,已无法实现气井连续携液生产,,不同程度影响了气井的最终采收率.综合当前排水采气工艺技术及地面集输系统的特点,开展了井口循环气举工艺设计,并在A1井组进行了试验,通过摸索泡排+气举的制度,优化气举时机,形成了“泡排+气源井供气+小型撬装压缩机”的循环气举工艺,有效动用了丛式井组的产能,取得了较好效果,并在6个井组进行了推广,增产效果明显。

天然气脱油脱水常用方法和注意事项

饱和水与杂质在天然气管输过程中会严重影响输气效率,因此必须对天然气进行脱油脱水。本文从天然气处理厂外输天然气技术要求出发,介绍了低温脱油脱水法、溶剂吸附法和固体吸附法三种常用的脱油脱水方式,并对影响天然气脱油脱水的因素进行了分析,提出天然气脱油脱水过程的注意事项,为天然气脱油脱水提供借鉴和指导。

南梁油田白211井区延10段沉积相及砂体展布

以南梁油田白211井区延10段为研究对象,充分利用钻井、岩心、测井等资料,开展地层细分、沉积相类型、砂体展布特征分析。结果表明,延10段地层可细分为延10_(1)、延10_(2)、延10_(3)、延10_(4)共4个小层;主要发育辫状河道、心滩及河漫滩等沉积微相;延10段砂体延伸方向近似南北向,油层组整体河道砂体较发育,厚度大,延伸远,连片性好。