摘要：受层间非均质性等影响,多层气藏表现出层间日产气量差异大、各小层出水顺序及产水量也不相同的情况,采用常规方法无法了解每个小层的生产状况。对产气剖面测试成果在多层气藏动态分析中的应用进行了系统梳理,以台南气田F气藏为例,阐述了产气剖面可用于了解单井分层产气量及其随时间的变化、确定各小层的无阻流量、识别各小层出水顺序与出水量、分析整个气藏的分层产量贡献与剩余气分布。分析表明,通过有计划、系统地测试产气剖面,可以准确认识多层气藏的动态特征,优化确定科学的开发技术政策,提高气藏开发效果。该分析对多层气藏开发动态监测优化设计与动态分析具有借鉴意义。

摘要：页岩气井及时采用油管生产能够有效地保证气井的稳定递减,但油管下至哪个位置对气井稳产最有利,井身轨迹对该位置是否有影响尚无深入研究。为了确定油管的合理下入深度,通过水平井全井筒试验装置的气水流动实验,对油管下深至积液水平段、斜井段不同位置处(水平段和斜井段分别积液情况时,油管下深至斜井段上端、水平段跟端、水平段1/3处、水平段2/3处及水平段趾端)试验管段内的积液特征以及出口排液量进行了分析。结果表明,水平段下倾时,油管下入斜井段携液气体液量最小,水平段上倾且油管下入水平段1/3处携液气体流量最小。然后利用全动态多相流模拟系统OLGA,以威204HX平台几口井的气井产能方程、气井井身结构、地层压力下降梯度作为基本参数,对不同井身轨迹时油管不同下深对应的气井生产过程的井筒积液进行了模拟。结果表明,水平段上倾累计产气量大于水平段下倾累计产气量,水平段上倾且油管下入水平段1/3处气井的累计产气量最大。综合分析,油管下入水平段1/3附近对水平页岩气井排采最为有利。