龙凤山气田气藏解剖及开发优化研究

龙凤山气田位于松辽盆地长岭断陷南部的龙凤山次凹,2010年、2012年部署探井北1、北2井获得油气显示后,2013年实施评价井北201井,营城组见良好油气显示,其中营城组Ⅳ砂组段测试日产气量5.7×104～6.1×104m~3。营Ⅳ砂组气层为龙凤山气田主力气层,平均孔隙度为8.7%,平均渗透率0.56×10-3μm~2,属于特低孔、特低渗储层。营Ⅳ砂组整体为构造背景下岩性气藏,以凝析气藏为主。气田开发至今,已出现反凝析现象,导致气井产能、渗流能力降低,气井动态储量减小,采收率降低,同时储层的压力敏感性导致气井无阻流量下降。针对这些问题,本次研究提出了一系列解决方法,包括临界携液流量配产、数值模拟技术优化采气速度、小油管排液采气、建设低压生产流程等,目前已有部分方案取得初步成效。     

中原油田完成高硫气田开发课题

中原油田勘探开发科研院历时3年完成的两个“十一五”国家重大专项子课题一高含硫气藏安全高效开发技术、高含硫气田经济技术政策优化及高产气井设计配套技术,日前以96分的综评成绩通过中石化审查。课题研究围绕制约高含硫气田的开发地质、气藏工程技术瓶颈,设立了碳酸盐岩礁滩相储层等4个专题。科研人员历经3年刻苦攻关,形成了一套高含硫碳酸盐岩气藏储层描述、相态研究、产能预测、开发数值模拟等关键技术,促进了普光气田安全高效开发。     

古潜山凝析气藏产能评价研究技术与应用

针对K气藏目前凝析气井生产井数少、产能测试动态资料稀少,气井生产能力很难准确评价与预测这一问题,采用油藏工程方法与试井相结合,对已有的产能测试资料进行进一步完善与校正,形成适用于该气藏的产能计算方法。该方法在K气藏得到较好应用,目前该气藏气井产气能力已得到科学合理评价。     

元坝高含硫气藏凝析水含量计算

在高温、高压、存在边底水且进行大型酸化、压裂气藏开发过程中,气藏开发初期井口产水成分较多,可能存在地层水、凝析水和入井液,如何区分井口产出水的水样成分,对于气藏开发初期的水侵早期识别,合理调整气藏配产、延长气井的无水采气期和提高气藏的最终采收率至关重要,而气井凝析水含量的确定是气藏开发初期水侵早期识别的基础。文章基于前人研究的凝析水相态机理实验~([1]),同时结合元坝气田PVT取样分析结果及现场测定数据,对元坝气田部分礁带的凝析水含量进行确定,对经验公式进行了校正,提出了适用于元坝气田凝析水含量的经验公式,为气田的高效开发奠定了基础。     

靖边气田地面撬装试采装置安全技术应用及评价

在气田开发的初级阶段,为获取天然气开发前期评价阶段的气藏动态资料,分析气藏稳产条件,加深对气藏的认识,确定气田开发规模,为开发方案的编制提供依据,需要对个别井、层进行较长时间的试采作业。新区快的试采评价主要依靠移动式的地面撬装试采装置收集气藏动态资料。本文通过在靖边气田开展试采作业的情况,重点论述了地面撬装试采装置的适用范围和需要遵循的技术规范,介绍了试采装置在现场作业中的安全技术应用情况。     

多层段压裂技术在长井段致密凝析气藏的应用

东濮凹陷深层致密凝析气藏分布广,应用常规压裂技术动用难度大、开发效果差,多层段压裂是动用该类储层的核心技术。为推动致密油凝析气藏开发,研究优化设计、储层保护技术,引进多段压裂完井体系。应用该体系在长井段水平井分段压裂获得成功,并拓展应用于直井,改变了逐层压裂的开发模式,实现了深层致密凝析气藏的有效动用。     

致密砂岩气藏井位优化部署技术——以苏里格气田某合作区为例

苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,为实现"绿色、经济、高效"开发,开展精细地质研究,根据不同井区差异化的地质特征,确定不同的井型组合开发模式,提出了井位优化部署的技术方法,通过现场应用,取得了较好的效果,对同类型致密砂岩气藏的开发具有普遍的借鉴意义。     

苏里格气田柱塞气举技术效果评价方法研究

随着苏里格气田开发的深入,积液气井数量逐年增加,气井积液严重影响了气井产能的正常发挥。柱塞气举作为一种高效的排水采气措施,在苏里格气田已经形成了规模化的应用,但由于苏里格气田地质动态复杂,无统一的柱塞气举效果评价方法,通过柱塞选井、制度优化、效果评价3个方面展开分析,形成了柱塞气举效果评价方法。结果表明：柱塞选井应考虑气井当前产能,柱塞制度应以周期效果进行调整优化,Foss&Gaul模型可作为柱塞应用效果的评价方法。     

气藏动态开发分析软件的研制与应用

本文介绍了气藏动态开发分析软件的主要功能和实例运用。该软件利用气藏动态和静态资料为基础，进行气藏描述、气藏连通性分析、储量核实计算、产能分析等气藏开发动态分析工作，并运用实际数据展示软件在分析工作中的应用效果。     

苏里格气田压力敏感性分析及对气井动态影响研究

苏里格气田是典型的低渗砂岩气藏,储层岩石孔隙结构复杂,具有明显压敏特征;目前气井采用控制产量和放压生产2种方式,其动态特征差别较大,对压敏条件下气体渗流机理及其对气井产能的影响认识不清,2种生产方式对气井开采效果的影响有待进一步评价。在岩心实验分析的基础上,通过储层压力敏感性评价,建立压敏条件下气井渗流方程,定量评价压敏条件下气井产能特征,并结合实际动态资料,修正渗透率压敏参数,分析预测气井开发后期生产动态,量化对比不同生产方式下压敏对气井开采效果的影响,优化配产,提升气田开发水平。     

多分支水平井技术实现潜山等难采油气藏高效开发

油田进入开发中后期,潜山等难采油气藏逐渐成为主力接替区块,常规直井、水平井技术难以经济有效开发这类油气藏.分支水平井技术可实现一个井对应对多个地下井眼,增加储层裸露面积,提高油气采收率和储层的动用程度.通过对潜山等难采区块的精细地质分析,开展安全钻井技术、潜山分支及鱼骨井钻完井技术、储层保护技术等深入研究,形成一套适合潜山等低渗油气藏开发的综合配套技术,实现难采区决的经济高效开发.     

杜84块SAGD提高储量动用程度技术研究

辽河油田杜84块SAGD工程全面建成,2014年年产油达到80万吨,但受夹层、低物性段等多因素影响,部分SAGD井组存在储量动用程度低问题。本文以提高储量动用程度为核心,综合应用动用程度评价、数值模拟等手段,创新发展了驱泄复合立体开发、注氮气辅助SAGD开发及注采参数调控等3项关键技术,有效提高了SAGD井组储量动用程度,为SAGD上产百万吨提供了技术保障。     

开发Ⅱ区气井分级分类管理及稳产措施研究

开发Ⅱ区属于低孔、低渗、低丰度的大型气藏,具有单井控制储量小、稳产期短、非均质性强、连通性差的特点,是典型的低渗透致密岩性气田。按照ODP开发方案,生产初期采用88.9 mm(31/2")油管中压模式进行生产,产量低于1.8×10~4m~3/d下入38.1 mm(11/2")小油管进行生产,达产后低压模式生产。由于开发工艺的特殊性,除少量气井保持相对稳产,气井表现出前期稳产时间短、间歇生产期长、开井时率低的特点。遵循气井全生命周期管理和降本增效的思路,对开发Ⅱ区的气井按照井身工艺、产气量、生产阶段、动态特征进行分类,建立单井的配套生产制度和工艺措施,建立Ⅱ区一井一法一工艺的台账。以矛盾论和实践论的思想为指导,采用PDCA工作方法,验证其实用性,从而实现气井的精细化管理,提高单井的开采效果和气藏的稳产水平。     

苏里格南气田生产期防砂工艺应用研究

对苏里格南气田气井出砂情况进行分析,认为出砂类型为支撑剂回流。针对如何控制支撑剂由地层回流入井筒,开展了气井合理产量优化研究。同时,结合开发中因气井出砂造成的危害,从井下节流器改进到易发生故障部位进行工艺优化,配合开井、排污控制、壁厚检测等相应制度,达到防砂目的。针对开井初期高产气井以及开发中节流器打捞无阻生产气井,进行井口除砂工艺实施,基本确定不同类型气井除砂制度。该分析研究对保障气田安全高效生产具有重要的意义。     

水平井压裂技术：唤醒沉睡气藏

国内外油气田开发的实践表明,水平井技术是开发薄储层、低渗透油气藏的最佳方式。鄂尔多斯大牛地气田具备典型的低渗透特性,气井的单井产量普遍偏低,难以形成有效开发。该气田有2000多亿立方米储量中属于这类难动用储藏。     

排液采气技术在凝析气田开发中的应用

气田开发过程中,因边底水、夹层水、作业入井液、凝析油水及因固井质量、储层改造造成的上下气水层串通等,都会造成气井生产过程中产液,造成气层气相渗透率减小,降低产能,在自然产能低于两相垂直管流最小带液气量时,井筒滑脱损失增大,造成气井因积液而减产,甚至停产。因此,产液气井需采取排液措施。且气田开发到中后期,地层压力降低,大部分气井失去携液能力,需采取有效排液措施进行诱喷以保证其正常生产。     

苏里格气田产量递减原因分析研究

苏里格气田地质条件复杂、储层物性差、天然气丰度低、单井产量低，甚至不压裂就无自然产能，并且产量下降快，稳产期短，开采速度和采收率都比较低，经济效益较差，这类气藏国内外尚未形成一套完整成熟的开发技术。随着气井开采时间的增长，产量下降较快，随之低产井的数目逐渐增多，生产管理难度增加，通过对苏里格气田产量递减原因的分析，提出一些合理性建议以期为类似于苏里格气田的低渗透强非均质性气藏的高效合理开发和气井生产管理提供理论基础和技术支持。     

迎难而上 做新时代的科技先锋——记“全国工人先锋号”团队西南石油局勘探开发研究院开发二所

<正>在元坝气田开发史上,有这样一支队伍：他们既是开发建设先遣队,率先找到超深层气藏分布规律;又是科学稳产智囊团,精准部署多口高产气井。他们就是“全国工人先锋号”荣誉获得团队——西南石油局勘探开发研究院开发二所。“白手起家”开发功勋井20 08年,为进一步支撑川东北地区油气开发,西南石油局勘探开发研究院开发二所成立,负责海相碳酸盐岩气藏评价及开发。彼时,像元坝气田这样70 0 0米超深气藏开发,国内外尚无成功先例,     

XX气田登娄库组致密砂岩气开发规律研究

XX气田登娄库组气藏为低渗致密砂岩气藏,通过深化气藏认识,整体应用水平井多段压裂技术实现了效益开发.在开发过程中由于储层致密、气藏复杂,导致单井压力、产量下降快,采出程度低,针对气开发特点采取合理配产、排水采气、压缩机降压、解堵等技术确保气井产能充分发挥,同时为今后登娄库气藏挖潜指明了方向.     

关于气井试气采气及动态监测工艺规程的应用及探索

2007年1月,SY/T6125-2006气井试气、采气及动态监测工艺规程应用实施,促进气井开采的安全性、科学性和高效,促进气田的开发,但由于近年来我国在开发含H2S和CO2气藏上取得了突破进展,而相关的标准却未及时跟进,所以结合现有气田开发的实际情况对原标准进行探究和完善。增强了SY/T6125-2013修订新标准的科学和实用性,从而进一步落提高新形势下各种类型气井的试气、采气和动态监测工艺技术水平。