水驱气藏的分类与驱动方式
水驱气藏的分类与驱动方式
摘要：本文探讨了水驱气藏的分类，对水驱气藏驱动方式进行了分析，认识到水驱气藏动态特征，本文提出了基于气藏物质平衡理论的水驱气藏识别新方法，并详细介绍了该方法的推导过程。
关键词：水驱气藏驱动方式动态特征识别方法
一、水驱气藏的分类
水驱气藏从水体产状看可分为边水、底水两类。前者仅局部与气藏底界接触，多存在于层状气藏；后者则整个气藏底界均与水体接触，是块状气藏的主要形式。从水驱气藏水体与外界连通性看，又有封闭型与开启型之分。不同水体类型的水驱气藏在开发布局、原则上有不同的策略方法。通常对边水气藏采取边部少布井、低速度的开采方法，以延缓边水的侵入，而对底水气藏则采取均匀布井，均衡开采，控制打开程度方法，以达到水侵均匀、防止水锥的目的。
另外，可以根据压力系统分类法对水驱气藏进行分类研究。根据压力系统分类法，压力系数0.8～1.2为正常压力，大于1.2为高压异常，小于0.8者为低压异常。气藏开发的实际资料表明：正常压力系统气藏的压力系数在0.9～1.5之间，而异常高压气藏的压力系数在1.5～2.23之间。水驱气藏从压力系统与形成原因可以分为：异常高压水驱气藏、正常压力系统水驱气藏和异常低压水驱气藏，目前的研究主要集中与正常压力系统的水驱气藏和异常高压水驱气藏，而异常低压的水驱气藏很少见。对于异常高压水驱气藏，由于开采过程不仅要考虑水侵的影响，还要考虑由于地层压力下降造成的气藏物性参数和体积变化，即要考虑介质形变问题。
二、水驱气藏驱动方式的分析
在油气藏的开发过程中，驱动方式反映了促使油、气由地层流向井底的主要能量形式。目前物质平衡方程为判断水驱气藏驱动方式的主要手段，对于定容封闭气藏而言，气压驱动为主要方式：对水驱气藏来讲，在气藏驱动的基础上，驱动方式主要有刚性水驱与弹性水驱两类。
弹性水驱是指在水驱气藏开发过程中，随着采气量的增加和地层压力的下降，造成边、底水的侵入，由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响明显，使地层压力下降要比气藏缓慢的一种驱动方式。供水区面积愈大，压力较大的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。
刚性水驱是指侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的气产量，此时气藏压力能保持原始水平上的驱动方式。它可看作是弹性水驱的一个特例。文献指出在自然界中具有这种驱动方式的气田很少，如前苏联，在统计的700个气田中，只有10余个。
带油环的凝析气藏物质平衡方程
!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!! 序可按实际地质和工程复杂程度而有所简化，以加快气田投入开发。 （!）气田工业性试采对落实气田的稳定供气能力、气藏连通体积，以及方案设计工艺和工程参数等都有重要意义。因此，在具备了地面和输气管网条件下，合理安排气田工业性试采阶段，以优化气田方案设计和提高开发经济效益。 本文在编写和形成过程中，一直得到中国工程院胡见义院士的关心和具体指导，包括文章结构以及研究思路等方面都提出了重要意见，特此表示衷心的感谢！李淑贞教授为本文提供了国内外储量分类对比研究及参考资料，特此表示谢意！ 参考文献 "#$%&’()*+,-$.&,/$01234&1&562758,97,,&57,9):&; <25%，"=>?@谢尔科夫斯基A!，李忠荣等译)气田和凝析气田开发和开采)"==B B#$,&1C A著，沈平平，韩东译)(DE$,-(C$1&F&C$672+523 (&/520&+.4&1&5627+*0+7-1)@GGG H I5$J&K#，I$0-;&004L，L&$/C&5#M著，谭志明译)美国、 欧州和前苏联的储量定义比较)国外商业油气储量评价译文集（—），@GGG !陈元千)对我国油气储量分级分类体系标准的建议)石油科技论坛，@GG"； （?） N徐树宝)俄罗斯油气储量和资源分类规范及其分类标准)石油科技论坛，@GG@； （@） >徐青，杨雪雁，王燕灵)油田开发建设项目国际合作经济评价及决策方法)北京：石油工业出版社，"===年 ?苏联国家储量委员会)油田和可燃气田分类应用规程)莫斯科：矿业出版社，"=>@："O"? （收稿日期@GG@P G=P"?编辑韩晓渝） 作者简介：戚志林，"=N=年生，@GG"年获西南石油学院油气田开发专业硕士学位；现为该学院在读博士研究生，研究方向为油气藏工程。地址： （NB>GG"）四川省南充市西南石油学院博士@GG"级。电话： （G?">）@NH@G="。 开发试采天然气工业@GGB年"月
水驱气藏的分类与驱动方式
水驱气藏的分类与驱动方式 摘要：本文探讨了水驱气藏的分类，对水驱气藏驱动方式进行了分析，认识到水驱气藏动态特征，本文提出了基于气藏物质平衡理论的水驱气藏识别新方法，并详细介绍了该方法的推导过程。 关键词：水驱气藏驱动方式动态特征识别方法 一、水驱气藏的分类 水驱气藏从水体产状看可分为边水、底水两类。前者仅局部与气藏底界接触，多存在于层状气藏；后者则整个气藏底界均与水体接触，是块状气藏的主要形式。从水驱气藏水体与外界连通性看，又有封闭型与开启型之分。不同水体类型的水驱气藏在开发布局、原则上有不同的策略方法。通常对边水气藏采取边部少布井、低速度的开采方法，以延缓边水的侵入，而对底水气藏则采取均匀布井，均衡开采，控制打开程度方法，以达到水侵均匀、防止水锥的目的。 另外，可以根据压力系统分类法对水驱气藏进行分类研究。根据压力系统分类法，压力系数0.8～1.2为正常压力，大于1.2为高压异常，小于0.8者为低压异常。气藏开发的实际资料表明：正常压力系统气藏的压力系数在0.9～1.5之间，而异常高压气藏的压力系数在1.5～2.23之间。水驱气藏从压力系统与形成原因可以分为：异常高压水驱气藏、正常压力系统水驱气藏和异常低压水驱气藏，目前的研究主要集中与正常压力系统的水驱气藏和异常高压水驱气藏，而异常低压的水驱气藏很少见。对于异常高压水驱气藏，由于开采过程不仅要考虑水侵的影响，还要考虑由于地层压力下降造成的气藏物性参数和体积变化，即要考虑介质形变问题。 二、水驱气藏驱动方式的分析 在油气藏的开发过程中，驱动方式反映了促使油、气由地层流向井底的主要能量形式。目前物质平衡方程为判断水驱气藏驱动方式的主要手段，对于定容封闭气藏而言，气压驱动为主要方式：对水驱气藏来讲，在气藏驱动的基础上，驱动方式主要有刚性水驱与弹性水驱两类。 弹性水驱是指在水驱气藏开发过程中，随着采气量的增加和地层压力的下降，造成边、底水的侵入，由于含水层的岩石和流体的弹性能量较大，边水或底水的影响明显，使地层压力下降要比气藏缓慢的一种驱动方式。供水区面积愈大，压力较大的气藏出现弹性水驱的可能性就愈大。 刚性水驱是指侵入气藏的边、底水能量完全补偿了从气藏中采出的气产量，此时气藏压力能保持原始水平上的驱动方式。它可看作是弹性水驱的一个特例。文献指出在自然界中具有这种驱动方式的气田很少，如前苏联，在统计的700个气田中，只有10余个。
水驱气藏水淹风险描述及防控对策
第39卷第5期 开 发 工 程· 79 ·水驱气藏水淹风险描述及防控对策 李江涛1 孙凌云1 项燚伟1 李润彤2 王海成1 陈芳芳1 1.中国石油青海油田公司 2.中国石油西南油气田公司 摘 要 水淹问题已成为我国气田开发过程中影响气藏上产、稳产的难题。为此，对导致气田水淹的客观、非客观因素进行了分析，明确了水淹造成的危害，并提出了防控对策；在此基础上，以某基岩气藏的开发为例，深入剖析了造成该气藏水淹的主要原因，并总结了经验教训。研究结果表明：①针对气藏开发须树立水淹风险管理意识，为规避水侵失控，应开展水淹风险描述，并制订避水、控水、治水的阶段性措施方案，进行全过程控水管理；②强化气藏水文地质勘察研究，在开发早期利用探井获取相关资料，寻找邻近气藏水体周边的高孔隙度、高渗透率储集体及纵横向压力亏空的储集体作为侵入水转移的场所；③开发过程中，分井区优化配产并适时调整，力求边水、底水和层间水均衡推进；④对气田开发方案编制规范进行修订，识别边水、底水水源，评价渗流通道及水体大小，评估和预测气藏水淹风险，增加气藏先期控水的专题方案，使水侵受控，以最大限度地规避水淹风险；⑤对复杂气藏的储量采用容积法和多种动态法进行计算，互为参考，并且在进行试采评价后正式提交探明储量，在开展可动用储量评估后再提交开发项目建议书，谨慎大规模投资建产。 关键词 水驱气藏 水淹风险 因素分析 规避控制 转移对策 防控意见 可动用储量 DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.05.009 Description and prevention & control technical countermeasures of water flooding risk in water-drive gas reservoirs Li Jiangtao1, Sun Lingyun1, Xiang Yiwei1, Li Runtong2, Wang Haicheng1 & Chen Fangfang1 (1. PetroChina Qinghai Oil?eld Company, Dunhuang, Gansu 736202, China;2. PetroChina Southwest Oil & Gas?eld Company, Chengdu, Sichuan 610041, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 5, pp.79-84, 5/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: Water flooding has become a difficult problem which impacts the production increase and stabilization of gas reservoirs in the process of gas field development in China. In this paper, the objective and non-objective factors leading to water flooding in gas fields were analyzed, the hazards caused by water flooding were defined and the corresponding prevention & control countermeasures were put forward. Then, a case study was conducted on the development of a certain basement gas reservoir. The main causes of its water flooding were analyzed and the experience and lessons were summarized. And the following research results were obtained. First, the awareness of water-flooding risk management should be established for reservoir development; water flooding risk description should be conducted to avoid water invasion; and phased measures for the whole-process water control management should be formulated to avoid, control and harness water. Second, the hydrogeological investigation and research of gas reservoir shall be strengthened. In the early stage of devel-opment, it is necessary to collect the relevant data from exploration wells and search for the high-porosity and high-permeability reser-voirs in the periphery of the aquifer near the gas reservoir and the reservoirs with vertical and transverse pressure deficit and take them as the transfer sites of invading water. Third, in the process of development, it is necessary to optimize the production proration based on different well blocks and carry out timely adjustment to strive for balanced advancing of edge water, bottom water and interlayer water. Fourth, it is suggested to revise the compilation norm of gas field development plan, including the identification of edge and bottom water source, the evaluation of flow channel and the aquifer size, and the assessment and prediction of the water-flooding risk in gas reservoirs. It is also recommended to formulate a special plan for pre-water control of gas reservoirs so as to keep the water invasion under control and evade the water-flooded risk to the uttermost. Fifth, the reserves of complex gas reservoirs shall be calculated by using the volumetric method and various dynamic methods, and the calculation results can be taken as the mutual references. It is recommended to submit the proved reserves formally after trial production evaluation, and submit the development project proposals after the producible reserves as-sessment. And large-scale investment and productivity construction shall be treated carefully. Keywords: Water-drive gas reservoir; Water-flooded risk; Factor analysis; Evasion and control; Transfer countermeasure; Prevention & control opinion; Producible reserves 基金项目：国家科技重大专项“疏松砂岩气藏长期稳产技术”（编号：2016ZX05015-004）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“柴达木盆地老气区控水稳气及新气区高效开发技术研究”（编号：2016E-0106GF）。 作者简介：李江涛，1969年生，高级工程师，博士；主要从事复杂气藏高效开发方面的研究工作。地址：（736202）甘肃省敦煌市七里镇中国石油青海油田公司。电话：（0937）8935294。ORCID: 0000-0002-2335-4050。E-mail: ljtqh@https://www.360docs.net/doc/6910439696.html,
不同裂缝贯穿气藏水侵机理研究全解
不同裂缝贯穿气藏水侵机理研究 第1章绪论 1.1国内外研究现状 1.1.1气藏水侵机理研究现状 Frederick等人[14]使用CMS800自动岩心测量系统，在岩心存在束缚水和可流动水饱和度两种情况下，重点分析孔隙度、非达西流动系数与渗透率以及岩心含水饱和度等存在的关系，实验过程中采用24块岩芯，各个岩芯的渗透率不同，在0.00197md～1230md范围内，岩芯上增加的围压变化区间为1000psi到5000psi之间，由试验数据显示，岩心含水饱和度变化后直接影响非达西流动系数，计算后得到三种不同的非达西流动系数的经验表达式。 Reid等人[15]研究了气体在存在气水系统的多孔介质中的高速流动，根据试验结果可得，当前只能针对可动液体与不可动液体影响非达西流动系数与渗透率问题进行定性研究，对比可动液体与不可动液体，前者影响非达西流动系统与渗透率远远高于后者，若采用定理方式对影响情况加以研究，难度较高。通常，研究油气藏渗流力学问题时[16]，应用核磁共振成像技术。 周克明等人[17]参考现场岩心样品的铸体薄片的孔隙结构，通过应用激光刻蚀技术，完成可视化均质孔隙、裂缝～孔隙气水两相物理模型。这是目前较为先进，也是使用最广泛的实验研究方法。完成试验内容包括封闭气形成机理与气水两相渗流机理等，同时针对两种不同模型的气水微观渗流机理进行研究，分析水沿裂缝的流向规律与变化，形成封闭气流程，得到气水两相微观分布关系，以及封闭气的采出模式等。 1.1.2水侵气藏数值模拟现状 罗涛等人[18]为模拟复杂的单井边界，采用了多边形网格剖分技术，为模拟裂缝水串现象，基于离散网格体系，空间定位大裂缝走向。通过对裂缝水串气藏的开采机理进行研究，获得如下内容：底水以裂缝作为渗流通道，底水具有活跃性高的水侵气藏，钻井过程中需要将水层钻开，划分气区与水区，实现分区开采，可以有效降低两个区的压力，减少底水锥进现象，提高该类气藏的采收率。 严文德[19]针对低渗透气藏的复杂渗流特征，建立了低渗透气藏气-水两相渗流综合数学
雅克拉凝析气藏开发中油气比降低原因分析
雅克拉凝析气藏开发中油气比异常变化原因分析 摘要：雅克拉凝析气田是中石化最大的整装凝析气田，2005年投入衰竭开发。随着生产的持续，气藏气油比出现初期缓慢上升，后下降再上升的趋势，有异于正常凝析气田压力低于露点后气油比单调上升的情况。通过分析认为，前期主要受反凝析和多孔介质双重影响，出现总体上升，实际先升后降再升的情况；气油比下降阶段则主要受边水推进影响；当边水推进影响达到一定程度后气油比恢复上升趋势。 关键词：凝析气藏气油比水侵多孔介质 一、雅克拉凝析气藏简介 雅克拉凝析气田位于塔里木盆地北部，在新疆维吾尔自治区阿克苏地区境内，构造位置处于沙雅隆起雅克拉断凸中段雅克拉构造带。1984年SC2井发现该构造，随后相继部署多口探井，1987年S5井在白垩系卡普沙良群钻遇工业油气流从此发现了白垩系凝析气藏，1991年投入试采，2005年正式采用直井+水平井方式进行衰竭式开发。根据流体相态实验显示，该凝析气藏属中高含凝析油型凝析气藏，且地露压差小。 二、生产过程中气油比异常变化 理论上，衰竭开采的凝析气藏随着压力的降低，初期气油比基本保持不变，压力降低至露点压力以下后由于反凝析左右，气油比不断上升(1)。但通过近6年的开发，发现雅克拉凝析气藏的气油比先平稳，随后下降最后上升的异常情况。 从图1地层压力、气油比变化曲线上可以看出，基本可以分为3个阶段，即气油比缓慢上升阶段、下降阶段、和气油比上升阶段。 图1 压力、气油变化曲线 三、气油比异常变化原因分析 1、多孔介质作用阶段：2005.8-2007.2 实际凝析油气体系的相平衡过程和渗流过程发生在地下多孔介质中，流体于储层介质间会发生相互作用。有研究表明，在某一地层温度下，多孔介质的存在对露点的影响使凝析气藏真实露点升高，其影响程度随地露压差的变大而变大（2）。 阶段内地层压力高于露点压力，地层中未发生反凝析，因此气油比变化大趋势基本稳定在4800m3/t左右。但流压测试结果显示，在2006年9月井底流压开始低于露点压力，即在
凝析气藏储层污染及解除方法和现状
凝析气藏储层污染及解除方法现状报告摘要：对低渗低产凝析气井，水锁和反凝析伤害尤为严重。对于致密低渗透凝析气藏，一般需要通过水力压裂措施才能进行有效开发，但是大量室内实验和现场实践表明，在油气藏压裂作业过程中一般都会出现水基流体的滤失，特别在低渗透非均质储层或衰竭式低渗透油气藏中，压降常常与毛管力在数量级上大小相当。此时，气藏产量下降。这是由于液体持续地滞留导致产生水锁伤害及液体没有完全返排。压裂液的滤失造成在沿裂缝区域形成高含水饱和度带，减少了侵入地带的气相相对渗透率，形成压裂过程中的水锁伤害，同时在低渗透凝析气藏进行压裂后，压力急剧下降，在达到露点压力以下时会在裂缝面处出现反凝析液。进而引起裂缝面处的污染，低渗透凝析气藏产能急剧下降。因此解除近井反凝析堵塞和水锁是深层低渗凝析气藏开发必须解决的难题。低渗透凝析气藏的反凝析污染、水锁伤害对气井生产、气藏采收率等产生严重影响。调研了国内外文献，详细阐述了反凝析和水锁效应机理，提出了各种解决此两种伤害的方法，并提出在注气吞吐前先注入一个有限尺寸的甲醇溶液前置段塞来解除反凝析和水锁产生的地层堵塞，以改善注气吞吐，提高凝析气井产能的效果，该方法在现场得到了成功应用。低含凝析油的凝析气藏，高渗储层均可能由于反凝析和水锁的存在而严重影响气井产能；高临界凝析油流动饱和度和高含水饱和度导致反凝析影响严重。解除近井反凝析堵塞和反渗吸水锁的主要机理是延缓反凝析出现和加速反凝析油和地层水的蒸发；凝析气注入可反蒸发凝析油中的重烃；注甲醇可有效解除反凝析油和水锁的双重堵塞。将向近井带注入化学溶剂、注气和加热等方法结合起来。 关键词：凝析气井；反凝析堵塞；水锁； 一、近井地带反凝析、反渗吸伤害 1.反凝析伤害机理 在凝析气井的开发过程中，随着压力的不断下降，当压力下降到低于露点压力时，就会引发反凝析现象，发生反凝析伤害，从而进一步加剧近井地层的堵塞和伤害，导致凝析气井产能的进一步下降。而低渗透凝析气井生产时近井地带的压降大，井底压力和容易低于露点，因此在井筒附近更易产生严重的反凝析伤害，从而导致气体有效渗透率急剧下降，气井产能相应减少。反凝析液堵塞降低气井产能。由于反凝析液的聚集，气产量将大幅下降。随着凝析气藏衰竭式开发地层压力降低到露点压力以下某个压力（最大凝析压力）区间内时，部分凝析油在地层中析出并滞留在储层岩石孔隙微粒表面造成反凝析伤害。从机理方面考虑，解除反凝析污染可归纳为两大类：一类是从凝析油反蒸发角度考虑解除反凝析污染，如注二氧化碳法；另一类是从解除反凝析堵塞角度考虑解除反凝析污染，如水力压裂法。 2.水锁伤害机理 钻井过程中一打开储层，就有一系列的施工工作液接触储层，若外来的水相流体侵入到水润湿储层空到后，就会在井壁周围孔道中形成水相堵塞，其水-气弯曲界面上存在一个毛细管压力。要想让油气流向井筒，就必须克服这一附加的毛管压力。若储层能量不足以克服这一附加压力，就不能把水的堵塞彻底驱开，最终会影响储层的采收率，把这种伤害称作水锁损害。当地层水或凝析水无法被气流携带出井筒时，将形成井底积液。当关开井的时候，井底积液可能在井筒回压、储层岩石润湿性和微孔隙毛细管压力作用下，向中低渗透储层的微毛细管孔道产生反向渗吸，形成“反渗吸水锁”。水锁的存在进一步堵塞了气体渗流通道，降低气相有效渗透率，加剧近井地层的伤害。这也是许多没有边底水的气藏凝析气藏关井后没有产量或产量难以恢复的主要原因之一。对低渗低产凝析气井，这一现象尤为重要。近井带凝析液堆积和地层水的存在也降低了气相相对渗透率，造成总采收率减低。 凝析气井生产过程中蒸发解除水锁伤害的机理是在凝析气井生产过程中，由于凝析气从
凝析气藏采气工程特点及技术
凝析气藏开发的特点及技术 摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。 关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术 凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中西部地区及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为 2.06×1012m3，可采储量为 1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。 1凝析气藏的基本特征 根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。 1.1 反常凝析现象 凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。 1.2 埋藏深、温度高、压力高 我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。凝析气藏的地层压力一般为25~56MPa，压力系数一般为1.0~1.2左右。塔里木盆地的凝析气藏埋深在4000~5000m 以上，埋藏最深的塔西南深层凝析气藏达6500m。新疆柯克亚深层凝析气藏压力高达123MPa，在世界上也是屈指可数的超高压气藏。气藏温度一般在70~100℃之间，少数凝析气藏温度高达100~145℃。因此，埋藏深、高温、高压是凝析气藏又一重要特点。 1.3 产出“四低一高”的凝析油 凝析气藏产出的凝析油具有低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡量和高馏分的特点。