摘要：有水气藏开发过程中,边底水的侵入严重影响气井产能,但是目前对底水气藏水侵规律缺乏深层次认识。为此,基于元坝长兴组气藏2类产水气井生产特征,结合气藏实际地质特征、水体性质及气-水界面关系,分别设计直井和水平井水侵机理数值模拟模型,重点分析采气速度、水体大小、致密层连通性及避水高度等因素对生产及水侵影响规律。研究结果表明:(1)采气速度是影响水侵的主要因素,水体一定,采速越高,水侵越快,气井稳产期越短,水平井在一定程度上能有效抑制水侵;(2)水体大小是影响水侵重要因素,水体倍数越大,水侵越严重,气井稳产期越短;(3)致密性夹层能在一定程度上抑制水侵,渗透性夹层(Kiz=100%Kz)对应的底水锥进速度最快,稳产期最短;(4)随着避水高度的增加,水气比上升变缓,气井见水时间变晚。结论认为:对于底水气藏,保持合理的生产压差或优化配产是控制底水快速锥进的关键;若储层中天然致密层无效,则可通过建立较低垂向连通性的人工隔夹层(致密夹层)抑制底水锥进;同时,钻井设计或后期补射孔时,需兼顾射开程度和避水高度对生产的影响。本文研究成果以期为底水气藏高效开发提供理论指导。

摘要：四川盆地高石梯—磨溪震旦系灯影组二段(灯二段)气藏开发资源潜力大,是中国石油西南油气田公司“十四五”全面上产500亿的重要上产领域。灯二段储层总体具有低孔低渗特征,局部发育高孔渗段。储集空间主要包括溶洞、溶孔、裂缝等类型,储层下部发育底水,具统一气水界面(-5150 m)。针对此类低孔低渗碳酸盐岩气藏,需以深度酸压改造来提高单井产量,但灯二段储层存在高角度裂缝局部发育、段间应力差较小、改造段距离气水界面近等改造难点,酸压裂缝高度难以控制从而极易沟通下部水层,导致改造后产水而影响气井产能。为探究酸压裂缝高度控制方法,建立了酸压裂缝拟三维扩展模型,考虑裂缝高度延伸过程中纵向压降对缝高扩展的影响,开展了酸压裂缝高度的地质与工程影响因素模拟研究。模拟结果表明:段间应力差和酸压排量为酸压裂缝高度延伸的主控因素,且应力差对裂缝高度的影响最大,其次为储隔层厚度及工作液黏度。根据模型结果,明确了酸压裂缝高度主控因素,构建了不同储层特征的控裂缝高度酸压技术对策,优化了控裂缝高度酸压设计参数,在有效控制酸压裂缝高度的前提下,最大化提高单井产量,避免改造后见水,为底水气藏深度酸压技术提供了理论指导。

摘要：大斜度井开发底水气藏遇到的最大问题就是底水锥进。以数值模拟技术为手段,建立底水气藏大斜度井地质概念模型。区别于常规单参数局部优化,采用极差法分析大斜度井开发底水气藏时复合参数的交互影响,从而能够又快又准地得出更合理的全局最优结果。同时,为准确模拟开采特征,利用多段井模拟技术并考虑气藏渗流与井筒流体流动的耦合及摩阻的影响,采用示踪剂追踪法精确模拟底水见水时间,使得指标优化更加合理可靠。结果表明,斜井段趾端避水高度对见水时间及无水采出程度均产生影响,而斜井段长度和生产压差则对预测期末采出程度起主要作用。该项研究对底水气藏大斜度井的高效开发具有一定的指导作用。

摘要：底水脊进是底水气藏水平井气藏工程研究中遇到的最大问题。利用镜像反映和势的叠加原理得到底水气藏水平井势分布,导出考虑地层各向异性的水平井产能公式、水平井见水时间公式、底水脊进时任意时刻水脊高度的公式。计算结果表明,底水水平井产能受水平井位置和地层各向异性影响,减小水平井与底水的距离能增加水平井产量;垂向渗透率越大的地层更利于底水驱气藏水平井产能的提高。水平井见水时间主要受水平井位置的影响,水平井离底水距离越近,见水时间越长。投产后底水先以较缓慢的速度上升,到后期上升迅速。实例分析表明,该方法对底水气藏水平井气藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义。

摘要：针对底水气藏,采用水平井流入控制阀完井方式开采,可实现对气井早期控水,以达到提高气藏采收率和延长气井寿命的目的。常规水平井流入控制阀控水完井是基于水平井产能剖面附加各入流段压降,实现油(气)水剖面均衡推进,以此平均各段流量。但该法未能完全发挥地层产能优势,旨在单一控水。文章对拟采用水平井流入控制阀分段完井的水平气井,结合气藏水平井稳态耦合模型前人研究成果,建立了以出水前最大总产量为前提,水平井流入控制阀控水完井的分段及压降值确定方法。该方法可为水平气井控水优化设计提供理论依据。

摘要：兴城火山岩气藏为存在边底水的复杂气藏。为了分析该气藏底水上升规律,为开发方案设计提供科学依据,在分析其主要地质特征的基础上,首先建立了单井地质模型,然后根据单井地质模型和数值模拟技术研究了储层渗透率、水体大小及水体渗透率、隔层位置及大小、垂直/水平渗透率、单井配产以及储层打开程度等因素对开采效果的影响。通过分析认为渗透率等因素都对气井开采产生了不同程度的影响,开发过程中应综合考虑各种因素的影响,以达到合理开发的目的。该研究为兴城火山岩气藏的合理开发技术对策制定提供了依据,同时亦可为同类气田开发提供借鉴。

摘要：近年来在南海深水勘探中,相继发现了崖城、陵深等大型深水气田,储量巨大,但深水气田普遍存在底水,严重影响气藏采收率。利用数值模拟的方法,研究了不同控水工艺对深水气藏开发效果的影响,为底水气藏的合理有效开发以及控水防水技术提供依据。

摘要：为提高水平井开发深水底水气藏效果,基于南海深水气田LS17-12-A4H水平井地质条件,开展非均质储层渗流与变密度井筒管流耦合流动规律实验研究,进而建立井筒变密度设计图版,在此基础上开展大型3D底水气藏开发实验,以开发效果验证井筒变密度设计方法的可靠性。实验结果表明:①按本文方法设计的变密度井筒能够大幅度削弱储层非均质水脊;②变密度井应用在渗透率级差为2至25区间储层时均衡底水脊进效果良好,最佳实验组可延长无水采气期1.15天、提高采收率3.19个百分点;③A4H井按渗透率划分为4段(250、1500、1500、2500 mD),对应的井筒段打开程度分别设计为0.3、0.05、0.3、0.08,开展实验后结果显示底水界面推进均衡,气藏采收率高达61.31%。实践结果表明,依据本文建立的井筒变密度设计图版能够准确和方便的设计水平井沿程各段打开程度,能够有效削弱气藏非均质水脊,可为同类型底水油气藏水平井变密度设计提供理论指导与支撑。