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元坝气田长兴组超深层高含硫生物礁底水气藏持续稳产关键技术
被引量：
7
1
作者
郭彤楼
王勇飞
柯光明
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2023年第9期93-101,共9页
四川盆地元坝气田长兴组气藏为高含硫生物礁底水气藏,具有礁体多期叠置发育、储层非均质性强、气水关系复杂的特征,开发初期部分气井底水锥进迅速,产量、压力下降快,预测天然气稳产期短,且存在部分小礁体储量动用不充分等问题。为实现...
四川盆地元坝气田长兴组气藏为高含硫生物礁底水气藏,具有礁体多期叠置发育、储层非均质性强、气水关系复杂的特征,开发初期部分气井底水锥进迅速,产量、压力下降快,预测天然气稳产期短,且存在部分小礁体储量动用不充分等问题。为实现气井见水时间预测与防控、剩余气精准高效挖潜、压降控制和硫堵防治,梳理了气田开发过程中形成的复杂生物礁底水气藏控水稳气、剩余气高效动用及保压稳产等系列气藏持续高产稳产关键技术,并提出了气藏持续稳产的攻关技术方向。研究结果表明:①控水稳气技术可实现产水井采侵平衡和水气比总体稳定,可有效提高气藏开发效果;②剩余气高效动用技术可对剩余气进行精细描述和潜力评价,实现了调整井的高产高效,夯实气藏稳产基础;③保压稳产配套技术可有效控制气藏压降速率,保障了气田长期稳定生产;④综合应用上述多项技术,元坝气田高产稳产年限由方案设计的6年延长至9.7年,气藏采收率提高了12.8%,持续稳产效果显著。结论认为,该技术能够有效解决储层高含硫、强非均质性、气水关系复杂、底水锥进迅速、剩余气区礁体分布“小、散、薄、深”、压降速率过快和井筒硫沉积等方面的难题,对实现同类气田长期高效开发具有借鉴意义。
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关键词
元坝
气
田
长兴组
生物礁底水气藏
多期叠置
礁
体
控水稳
气
剩余
气
动用
保压稳产
硫堵
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职称材料
元坝气田长兴组生物礁高含硫底水气藏稳产中后期精准挖潜关键技术
被引量：
1
2
作者
郭彤楼
祝浪涛
刘殷韬
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2024年第11期72-81,共10页
四川盆地元坝气田长兴组生物礁高含硫底水气藏埋深近7000 m,剩余天然气潜力区普遍具有礁体小、储层薄、非均质性强、气水关系复杂、直井产量低等特点,气藏稳产中后期天然气挖潜面临剩余潜力精准预测难度大,超深水平井安全钻井与气井达...
四川盆地元坝气田长兴组生物礁高含硫底水气藏埋深近7000 m,剩余天然气潜力区普遍具有礁体小、储层薄、非均质性强、气水关系复杂、直井产量低等特点,气藏稳产中后期天然气挖潜面临剩余潜力精准预测难度大,超深水平井安全钻井与气井达产风险高等难题。为此,梳理了元坝气田开展挖潜调整以来在高产富集主控因素分析、礁体与储层连通性评价、隔层与渗流通道精细表征、挖潜对策与配套技术研发等方面取得的进展,形成了适用于气田稳产中后期精准挖潜关键技术。研究结果表明:①高产井大多位于构造高部位、生物礁礁顶储层内,礁体与储层发育状况、隔层与渗流通道发育状况、礁体间储层连通性对未动用储量与剩余气分布及开发潜力评价影响较大;②将储层与隔层渗透率比值K_(r)/K_(l)=60和K_(r)/K_(l)=150作为隔夹层类型划分的阈值,可将该区隔夹层划分为致密型、弱渗透型及高渗透型3种类型,高渗透型隔夹层K_(r)/K_(l)<60,对地层水封隔能力弱;③采用流动单元指数(Ifz)可将储层大致分为4个类型,当渗流通道Ifz<2.47时,渗透能力小,可以视为隔夹层;④评价礁体间的连通性关键取决于礁间是否有储层及礁间储层的渗透率级差,当礁间不发育储层,则连通性取决于礁间储层的启动压力梯度与气井生产压差。结论认为:①以礁体发育规模、隔层与渗流通道发育情况、储层连通性及气水分布作为剩余气潜力评价标准对所有潜力区进行分级,优选部署新井、原井眼侧钻、老井挖潜等动用对策及相应的工艺技术,可实现潜力区储量的效益动用;②精准挖潜关键技术已应用于元坝气田天然气挖潜,已实施的8口调整及挖潜井效果显著,配产超过260×10^(4)m^(3)/d,累计产气量超过30×10^(8)m^(3)。该技术对于同类气藏的高效开发具有重要的指导和借鉴意义。
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关键词
元坝
气
田
长兴组
生物礁底水气藏
高产稳产
隔夹层
渗流通道
连通性
挖潜对策
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职称材料
产量不稳定分析在元坝气田的应用
被引量：
8
3
作者
荀威
王本成
+3 位作者
杨丽娟
张明迪
温善志
高顺华
《油气藏评价与开发》
CSCD
2021年第4期652-658,共7页
元坝气田长兴组生物礁气藏为超深、高含硫、底水气藏,且处于稳产初期。动态监测表明气藏开发水侵风险较大,给气藏动态分析工作带了极大的挑战。结合元坝气田实际地质特征及生产现状,充分利用日常产量和压力数据,开展产量不稳定分析方法(...
元坝气田长兴组生物礁气藏为超深、高含硫、底水气藏,且处于稳产初期。动态监测表明气藏开发水侵风险较大,给气藏动态分析工作带了极大的挑战。结合元坝气田实际地质特征及生产现状,充分利用日常产量和压力数据,开展产量不稳定分析方法(Agarwal-Gardner、Blasingame、NPI等)应用分析。结果表明:可应用产量不稳定分析方法开展元坝长兴组气藏储层动态参数、气井动态产能、动态储量以及水侵识别等分析工作,所获得的结果可靠性高,有助于深化认识气藏的储层地质特征,解决生产中的难题,从而进一步指导气藏动态分析研究。
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关键词
生物礁底水气藏
产量不稳定分析
Blasingame曲线
动态分析
元坝
气
田
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职称材料
题名
元坝气田长兴组超深层高含硫生物礁底水气藏持续稳产关键技术
被引量：
7
1
作者
郭彤楼
王勇飞
柯光明
机构
中国石化西南油气分公司
出处
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2023年第9期93-101,共9页
基金
中国石化科技部重点项目“高含硫复杂生物礁底水气藏稳产关键技术研究”(编号:P21025)。
文摘
四川盆地元坝气田长兴组气藏为高含硫生物礁底水气藏,具有礁体多期叠置发育、储层非均质性强、气水关系复杂的特征,开发初期部分气井底水锥进迅速,产量、压力下降快,预测天然气稳产期短,且存在部分小礁体储量动用不充分等问题。为实现气井见水时间预测与防控、剩余气精准高效挖潜、压降控制和硫堵防治,梳理了气田开发过程中形成的复杂生物礁底水气藏控水稳气、剩余气高效动用及保压稳产等系列气藏持续高产稳产关键技术,并提出了气藏持续稳产的攻关技术方向。研究结果表明:①控水稳气技术可实现产水井采侵平衡和水气比总体稳定,可有效提高气藏开发效果;②剩余气高效动用技术可对剩余气进行精细描述和潜力评价,实现了调整井的高产高效,夯实气藏稳产基础;③保压稳产配套技术可有效控制气藏压降速率,保障了气田长期稳定生产;④综合应用上述多项技术,元坝气田高产稳产年限由方案设计的6年延长至9.7年,气藏采收率提高了12.8%,持续稳产效果显著。结论认为,该技术能够有效解决储层高含硫、强非均质性、气水关系复杂、底水锥进迅速、剩余气区礁体分布“小、散、薄、深”、压降速率过快和井筒硫沉积等方面的难题,对实现同类气田长期高效开发具有借鉴意义。
关键词
元坝
气
田
长兴组
生物礁底水气藏
多期叠置
礁
体
控水稳
气
剩余
气
动用
保压稳产
硫堵
Keywords
Yuanba Gas Field
Changxing
Bioherm gas reservoir with bottom water
Stack of multiphase reefs
Water production control and gas production stabilization
Remaining gas exploitation
Pressure maintenance and production stabilization
Sulfur blockage
分类号
TE37 [石油与天然气工程—油气田开发工程]
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职称材料
题名
元坝气田长兴组生物礁高含硫底水气藏稳产中后期精准挖潜关键技术
被引量：
1
2
作者
郭彤楼
祝浪涛
刘殷韬
机构
中国石化西南油气分公司
出处
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2024年第11期72-81,共10页
基金
中国石化科技部重点项目“高含硫复杂生物礁底水气藏稳产关键技术研究”(编号:P21025)。
文摘
四川盆地元坝气田长兴组生物礁高含硫底水气藏埋深近7000 m,剩余天然气潜力区普遍具有礁体小、储层薄、非均质性强、气水关系复杂、直井产量低等特点,气藏稳产中后期天然气挖潜面临剩余潜力精准预测难度大,超深水平井安全钻井与气井达产风险高等难题。为此,梳理了元坝气田开展挖潜调整以来在高产富集主控因素分析、礁体与储层连通性评价、隔层与渗流通道精细表征、挖潜对策与配套技术研发等方面取得的进展,形成了适用于气田稳产中后期精准挖潜关键技术。研究结果表明:①高产井大多位于构造高部位、生物礁礁顶储层内,礁体与储层发育状况、隔层与渗流通道发育状况、礁体间储层连通性对未动用储量与剩余气分布及开发潜力评价影响较大;②将储层与隔层渗透率比值K_(r)/K_(l)=60和K_(r)/K_(l)=150作为隔夹层类型划分的阈值,可将该区隔夹层划分为致密型、弱渗透型及高渗透型3种类型,高渗透型隔夹层K_(r)/K_(l)<60,对地层水封隔能力弱;③采用流动单元指数(Ifz)可将储层大致分为4个类型,当渗流通道Ifz<2.47时,渗透能力小,可以视为隔夹层;④评价礁体间的连通性关键取决于礁间是否有储层及礁间储层的渗透率级差,当礁间不发育储层,则连通性取决于礁间储层的启动压力梯度与气井生产压差。结论认为:①以礁体发育规模、隔层与渗流通道发育情况、储层连通性及气水分布作为剩余气潜力评价标准对所有潜力区进行分级,优选部署新井、原井眼侧钻、老井挖潜等动用对策及相应的工艺技术,可实现潜力区储量的效益动用;②精准挖潜关键技术已应用于元坝气田天然气挖潜,已实施的8口调整及挖潜井效果显著,配产超过260×10^(4)m^(3)/d,累计产气量超过30×10^(8)m^(3)。该技术对于同类气藏的高效开发具有重要的指导和借鉴意义。
关键词
元坝
气
田
长兴组
生物礁底水气藏
高产稳产
隔夹层
渗流通道
连通性
挖潜对策
Keywords
Yuanba Gas Field
Changxing Formation
Bioherm gas reservoir with bottom water
High yield and stable production
Barrier
Flow channel
Connectivity
Potential tapping strategy
分类号
TE37 [石油与天然气工程—油气田开发工程]
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职称材料
题名
产量不稳定分析在元坝气田的应用
被引量：
8
3
作者
荀威
王本成
杨丽娟
张明迪
温善志
高顺华
机构
中国石化西南油气分公司勘探开发研究院
出处
《油气藏评价与开发》
CSCD
2021年第4期652-658,共7页
基金
国家科技重大专项“超深层复杂生物礁底水气藏高效开发技术”(2016ZX05017005)。
文摘
元坝气田长兴组生物礁气藏为超深、高含硫、底水气藏,且处于稳产初期。动态监测表明气藏开发水侵风险较大,给气藏动态分析工作带了极大的挑战。结合元坝气田实际地质特征及生产现状,充分利用日常产量和压力数据,开展产量不稳定分析方法(Agarwal-Gardner、Blasingame、NPI等)应用分析。结果表明:可应用产量不稳定分析方法开展元坝长兴组气藏储层动态参数、气井动态产能、动态储量以及水侵识别等分析工作,所获得的结果可靠性高,有助于深化认识气藏的储层地质特征,解决生产中的难题,从而进一步指导气藏动态分析研究。
关键词
生物礁底水气藏
产量不稳定分析
Blasingame曲线
动态分析
元坝
气
田
Keywords
rate-transient analysis
yield instability analysis
Blasingame curve
dynamic analysis
Yuanba Gas Field
分类号
TE344 [石油与天然气工程—油气田开发工程]
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职称材料
题名
作者
出处
发文年
被引量
操作
1
元坝气田长兴组超深层高含硫生物礁底水气藏持续稳产关键技术
郭彤楼
王勇飞
柯光明
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2023
7
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职称材料
2
元坝气田长兴组生物礁高含硫底水气藏稳产中后期精准挖潜关键技术
郭彤楼
祝浪涛
刘殷韬
《天然气工业》
EI
CAS
CSCD
北大核心
2024
1
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职称材料
3
产量不稳定分析在元坝气田的应用
荀威
王本成
杨丽娟
张明迪
温善志
高顺华
《油气藏评价与开发》
CSCD
2021
8
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职称材料
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