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海上水驱气藏采收率标定新方法及其应用
近年来，随着经济的快速发展，海上水驱气藏开发成为石油产业的重要发展方向。
然而，由于海上水驱气藏形象复杂、渗透率分布不均匀等原因，对其采收率进行准确标定是一项艰巨的任务。
最近，研究人员提出了一种新的标定采收率的方法——动态采收率模型。
这种新方法采用动态采收率模型技术，依据实际生产条件及区域地层渗透等情况，可以有效地根据海上水驱开发的实际情况建立采收率模型，对水驱的产量进行准确的测算，且可以实时进行模拟分析和时空动态评价。
该方法克服了传统方法中容易出现模型偏差以及采收率标定建模缺乏实际有效性的缺陷，可以有效提高海上水驱开发的经济效益，为精细海上水驱突破提供技术支持。
此外，这种新的标定采收率的方法还能有效确定采收率的关键参数，使得专业人员在实际生产过程中有更多的参考依据，有利于整个生产的优化和控制。
总的来说，新的动态采收率模型方法具有很高的可靠性，可以显著提高海上水驱开发运行的精准度和速度，能够有效提升海上水驱气藏深入开发效率，为海上水驱高效开发带来重大经济效益和助力。
高含水期油田提高采收率的有效措施随着石油资源的逐渐枯竭，对于高含水期油田提高采收率已经成为了油田开发中的重要课题。
高含水期油田指的是含水率较高的油田，通常大于70%，这种油田开采难度大，采收率低，为了提高采收率，需要采取一系列的有效措施来提高油田的开采效率。
一、管控含水层开发1.合理的注水技术高含水期油田通常需要进行注水开发，通过注水提高油井产出并减少含水率。
注水技术的合理运用是重中之重，需要根据油田的实际情况和特点，正确选择注水井位和注水井层，合理控制注水层的开发强度，保证注水的均匀性和稳定性，从而有效地提高油井产出和降低含水率。
2.水平井技术的应用水平井技术可以提高油井的采油效率，尤其在高含水期油田中更加适用。
水平井技术可以有效地控制含水层开发，减少含水率；水平井的水平段长度增大，导致了更大的井筒面积，能够更多的接触储层，提高采收率。
3.开展化学驱油技术对于高含水期油田，化学驱油技术也是一种有效手段。
通过注入聚合物、环烷醇、聚合物和硼化合物等物质，改善油藏物理性质和改变油水界面吸附作用，减小溶解气体的溶度，使油水界面张力减小，提高油藏的有效开发利用率，降低含水率，提高采油率。
二、提高采油技术1.提高抽油机技术对于高含水期油田井，采用提高抽油机技术是非常有效的。
采用高效的抽油机，可以提高油井采油效率，降低生产成本，减小含水率，提高采油率。
2.采用增产技术采用增产技术可以在一定程度上提高油井产量，降低含水率。
如通过增加注汽、注聚合物等增产技术，可以有效地降低含水率，提高采收率。
3.选用合适的采掘方法选择合适的采掘方法也是提高采收率的关键。
对于高含水油田，应该采用合适的采掘方法，如同沾吸排采、压裂、电磁激励排采等等，可以在一定程度上降低含水率，提高采收率。
三、优化油田管理1.优化油田水系统对于高含水期油田，需要对油田的水系统进行优化，合理配置水资源，降低含水率。
通过水系统的优化，可以有效地减小含水率，提高采收率。
有水气藏特性及开采对策浅议何晓东【摘要】有水气藏动态特征具有特殊性,其气水分布模式多样,同一水动力系统可能存在多个含气圈闭,正确认识气藏地质背景和水体驱动能量非常重要.气藏出水井可能出现在气藏任何位置,对于裂缝发育、构造平缓和高含水等气藏,更是如此.不同类型有水气藏,出水特征不同.产水气井动态特征可归纳为孔隙水产出、异层水产出和边水产出特征.地层水一旦获得必需的驱动力,比天然气更容易通过多孔介质,根本原因是水分子和天然气分子的物理特性不同,在一定驱动力下,水比烃类流体更具“通过性”.有水气藏在开采过程中发生水侵危害是必然的,合理布井、合理工作制度有利于延长气藏无水采气期和自喷生产时间.排水采气应该是降低地层水危害,提高开采效果的首选措施.有水气藏开采对策直接影响开采效果,开采对策应兼顾近期生产目标和远期开采效果,以提高气藏采收率为终极目标.【期刊名称】《天然气勘探与开发》【年(卷),期】2011(034)003【总页数】4页(P27-30)【关键词】有水气藏;水侵机理;排水采气;开采对策【作者】何晓东【作者单位】中国石油西南油气田公司勘探开发研究院【正文语种】中文有水气藏气水分布模式是多样的，可以分别从地质区域上和局部构造上予以认识。
地质区域上，同一水动力系统内可能存在多个含气圈闭，不同的含气圈闭，通过水体连通，由于含气圈闭高度的差异，导致不同气藏压力不同。
一个水动力系统只有一个含气构造高点，是一个特例，也是我们通常认识的有水气藏。
图1展示了川东北茶园寺石炭系气藏与黄牛坪石炭系气藏横向关系。
两个气藏分别圈闭于茶园寺高点和黄牛坪高点，其间通过水体相连，属于同一水动力系统。
前者气水界面海拔高于后者气水界面海拔。
就局部构造而言，我们仅研究一个含气构造高点，即认为所研究的气藏是一个独立的水动力系统。
譬如图1中，仅研究茶园寺构造，可以将茶园寺气藏看作一个独立的边水气藏，常规的气藏工程方法和技巧均能应用于该气藏的研究工作。
高含水油藏注气驱提高采收率技术探讨我国油藏资源十分丰富，社会发展对油藏资源的需求也在不断增加，这对油藏资源的开发就提出了更高的要求。
而在油藏资源的开发中，一般都是通过注水开发，但到了中后期后，往往注水就不能够维持高效和稳产的效果。
为了提高其油藏资源的采收率标签：高含水油藏;注气驱;采收率;驱油效果1.实验流体的性质在本实验中，所用原油以及天然气均取自某一油井内，并按照开发的初期阶段此油藏区域内原始性PVT的数据和汽油比等资料，对原油实施配制。
所得原油的饱和压力是18.22 MPa，其单次脱气的原油所溶解的气油比是135. 828 m3 /m3，其地层油的体积系数是1. 34，且地层油溶解气体的系数平均是7.493 m3 /（m3·MPa），体积的收缩率是26. 012%;活油的密度是0. 696 g/cm3、死油的密度是0.826 g/cm3。
其中的活油主要是在地层的压力下所溶解存在气体的一种液态烃物质，而死油主要是油气藏的烃类流体通过单次脱气至大气条件状态所得的一种液态烃物质[1]。
通过对原油物性实施分析，则原始的地层条件中是挥发油物质。
2.高压物性的实验按照研究需要，分别针对富气以及CO2会对流体的相态产生影响的实验实施开展，对注入不同的摩尔分数富气以及CO2的气体会对流体的膨胀性能力、粘度和饱和压力等影响实施测试。
在高压物性的测量系统中，主要包括气体体积的计量计、PVT斧和毛细管的黏度计等，还有一些真空泵和压力泵等设备的软件。
2.1分析对流体的相態影响在实施不同比例的CO2以及富气注入时，能够得到液相相对的体积和压力存在的关系。
对两图实施对比观察，不同注气的比例下两图曲线变化的趋势大致一样，则在相应注气的比例下随压力发生降低，在初始阶段的相对体积呈现出较为平缓的曲线，而在压力下降至某一个点后，其曲线就会发生快速地上升，此点对应压力就是泡点的压力。
若处在泡点的压力下，其流体会出现相变，自纯液相朝气液两相实施转变，因此在压力比泡点的压力低后，其压力会继续下降，相对体积的增大速率也会变大。
国内外排水采气工艺综述排水采气工艺综述：国内外研究现状与发展趋势摘要：排水采气工艺是一种有效提高天然气产量的技术手段，本文全面介绍了国内外排水采气工艺的研究现状、技术创新、应用情况和发展趋势。
关键词：排水采气工艺；研究现状；技术创新；应用情况；发展趋势.引言：排水采气工艺是一种将水从气藏中排出的技术手段，广泛应用于天然气田开发。
在天然气生产过程中，随着气藏压力的降低，气藏中的水分会冷凝成液态，形成水堵，严重影响气藏的开采效果。
通过排水采气工艺，可以有效地排出积水，提高气藏的采收率和生产效率。
本文旨在综述国内外排水采气工艺的研究现状和发展趋势，以期为相关领域的研究提供参考。
排水采气工艺的原理和设计排水采气工艺的原理主要是通过物理方法将气藏中的液态水分排出，从而解除水堵，提高气藏的渗透率。
在排水采气工艺的设计方面，需要考虑到气藏的实际情况，包括地质特征、流体性质、压力温度等因素。
常用的排水采气工艺包括有杆抽油、无杆抽油、注醇、注热等，需要根据具体情况进行选择和优化。
排水采气工艺的技术特点和优缺点排水采气工艺具有操作简单、适用范围广、效果显著等特点。
然而，排水采气工艺也存在一些问题和不足，如能耗较大、设备易损坏、维护成本高等。
为了解决这些问题，研究者们不断探索新的技术手段，如微生物排水采气工艺、电潜泵排水采气工艺等，为排水采气工艺的发展提供了新的方向。
排水采气工艺的应用领域和效果评估排水采气工艺广泛应用于各种类型的气藏，如致密气藏、高含水气藏等。
在应用过程中，需要针对不同气藏的特点进行工艺优化和调整，并建立有效的效果评估体系。
目前，国内外研究者们已经开展了一系列相关的应用研究，并取得了良好的成果。
例如，部分研究者利用数值模拟方法对排水采气工艺进行优化设计，提高了采气效率；还有研究者通过实验方法研究了不同排水采气工艺的适用范围和效果，为实际应用提供了有益的参考。
排水采气工艺的未来发展方向和挑战未来，排水采气工艺的发展将更加注重技术创新和环保节能。
有水气藏开发方式及提升采收率技术综述刘建升〔西南石油大学研究生院,四川成都610500〕彭彩珍〔油气藏地质及开发工程国家重点实验室西南石油大学〕,四川成都6105 00 〕毕建霞〔中原油田勘探开发研究院,河南濮阳457000〕南荣丽,王小东〔西南石油大学研究生院,四川成都610500〕摘要］有水气藏的开发相对较为复杂,其采收率远远低于气驱气藏.因止匕,结合典型气藏提出提升采收率技术对策建议应是合理开发此类气藏的关键.通过对国内外典型有水气藏的调研,在了解气藏地质特征的根底上,总结了气藏的注水、注气、加速降压等主要开发方式,并对国内外新型堵水、排水采气等工艺举措进行归纳,最后结合实例提出有水气藏消除和延缓水害等相应的技术对策建议,对高效合理开发有水气藏具有一定指导作用.关键词1有水气藏；采收率；开发方式；技术对策；排水采气中图分类号1 TE355.3文献标识码1 A 文章编号1 16 73 -1409 201 1〕 09- 0063 - 04影响气藏采收率的因素很多 ,主要可归纳为地质因素和开发因素a：o地质因素包括储集层类型、气水分布关系、水侵强度、水的来源方向、可动水体大小、储层渗流条件和流体性质等.开发因素包括开采方式和工艺技术.开采方式主要指人工限制水侵的举措,如布井方式、完井方式、采气工作制度、采气速度及开采规模等,尤其是对于活泼水驱气藏,开采方式合理与否,直接关系到气藏的水侵强度和最终采收率.工艺技术主要包括气层保护技术、储层改造如压裂酸化〕技术、排水采气和采气工艺技术等.有水气藏的开发相对较为复杂,其采收率远远低于气驱气藏 ,根据具体情况采用相应采收率技术是合理开发该类气藏的关键.为此,笔者对有水气藏开发方式及提升采收率技术进行了研究.1有水气藏地质特征通过对国内典型有水气藏进行调研41,总结了气藏岩性、边底水特征、非均质性等主要地质特征见表1〕.由表1可知,目前国内大局部边水气藏为裂缝-孔隙型储集空间,非均质性较强,水侵活跃,因而往往采收率很低,仅有相国寺石炭系气藏、万顺场石炭系气藏、中坝气田雷三气藏等极少数气藏为高渗似均质储层,水侵影响较小,采收率较高.2有水气藏的开发方式对于有水气藏的开发 ,采用的开发方式不同,所获开发效果是不相同的.长期以来,人们一直都在不断地研究和探索各种各样的开采方法入口,具体内容如表2所示.3提升采收率技术对策建议1.1注非燃气体驱替天然气该法作为一种开发方式,其原理是把非燃气体如氮气〕注入气水之间,利用氮气与甲烷的比重差,注入的氮气段塞既可以作为隔水的屏障,又可驱替天然气,使圈闭气成为可采气,提升天然气的采收率.A. B. Adler等⑪对该技术中注入气段塞大小、注入速度和渗透率等进行了研究,目前该方法已经收稿日期120 11 -0 7 - 12作者简介］刘建升,男,硕士生,现主要从事油藏工程方面的研究应用于俄罗斯的梅德维日气田表1有水气藏地质特征藏：.:「威远田震旦系灯影组 白云岩 强 底水沿裂缝纵窜横侵 底水 中坝气田须二气藏 砂岩 强 沿裂缝形成水窜边水 中坝气田雷三气藏 白云岩 似均质 在局部沿裂缝形 成‘水窜〞 边水 须家河砂岩气藏砂岩 强 束缚水 边、底水 华北油田苏1气藏 碳酸盐岩强 底水上窜底水 苏4气藏碳酸岩盐 碳酸岩盐 强 强 底水沿裂缝侵入 裂缝水窜底水 边水廊东气臧边水沿断层带渗入 边水 底水 边水 边水 边水 边、底水胡家坝气田白玄岩 强 裂缝水窜和底水锥进 邛西高须二气藏 砂岩 强 地层水沿高渗透带上窜 宋家场气田 灰岩 强 边水推进涩北气田 砂泥岩 较强 边水沿气藏两端侵入 张家场气田 白玄石 强 底水上升、边水推进 徐深气田 火山岩 较强 底水锥进 花沟气田 砂岩 强 水体不活泼底水 底水 底水 边水 边水 文23气田砂岩 强气层下部地层水上窜 南翼山E32凝析气藏 龙门气田碳酸盐岩 碳酸盐岩自上而下为灰岩、白云岩 强 强 强 边水沿裂缝侵入 沿裂缝入侵 水锥型 裂缝型水窜龙头一吊钟坝气藏和田河气田玛4号气藏碳酸盐岩 白云岩强 似均质底水 边水 万顺场石炭系气藏表2 有水气藏开发方式例注水开发压力已衰竭的 美国鸭湖气田 国内处于初步研究低压气藏和废 DT 气藏阶段风险,要仔细分析并弃的气藏谨慎行事注气开发气藏开发后 俄罗斯梅德维 国外研究较早,国 在排水采气技术实施 期,水淹气藏日气田、北海内尚无成功实例困难或费用较高的情况下,应予以考虑 加速降压采气均质,强水驱 美国卡迪气田 国外研究较早,国 国内应用前景不大气藏的VC 层、巴 内该技术以地层压西儿气田力下降较快的气田为主,并非治水双层开采低渗透或弱水 无 目前该技术多用于 假设准确确定气水界面 驱底水气藏油井,对气井研究 位置,该技术对于底很少水能量不太大的气藏 有很好的排水效果和应用前景强排、强采开发气藏中已经发 四川威远、尤 针对不同地质特点 虽然仅是减轻气藏水 生水侵并有气 金岛气田的气藏已形成日趋 侵的补救举措,但仍井出水完善的理论体系有广阔的应用前景、气水分采开发初期、外 四川贡井区 大量气藏运用该技 对于新投产的气区, 边界封闭但内 T C 5 气藏、荷术从根本上消除气 该技术起到很好的指 部水体较活泼 兰格罗宁根气 藏水侵,应用广泛导作用的气藏藏'采、阻、排〞综合开发 阻水、排水并用非均质、裂缝 奥伦堡气田目前国内外对堵水 有较好的开展前景发育、局部不 剂的研制展开大量 封闭的活泼有 研究水气藏缝洞发育型多排水、控气并用宋家场气田茅 针对不同地质特点 对相应地质特点的气 裂缝系统水位 法联有薪口组气藏的气藏已形成日趋 藏,该技术有广阔的佰耿1M完善的理论体系 应用前景1.2气藏数值模拟研究目前,数值模拟技术已在带水气藏开发研究的很多方面发挥重要作用,具体内容包括气藏水体能量及其活动规律、出水机理、合理开采速度和开采方式、优选排水采气系统、排水采气动态效果的模拟预测、提升气藏采收率举措等.我国已成功使用数值模拟的典型边底水气藏有中原油田文23断块开发设计砂岩底水气藏〕1、四川大池干构造带早期勘探开发评价城组带水气藏〕田和四川威远底水裂缝性气藏0【水淹规律研究.3.3 阻水、堵水采气举措阻水工艺是指在气水界面含水一侧打排水井以减缓边底水的侵入,然后在地层水活泼的高渗透断裂带、裂缝发育带,用高分子聚合物粘稠液建立阻水屏障,阻止边、底水进入气藏.该方法于1 982年在奥伦堡气田 X的进行过现场试验.堵水工艺包括机械堵水灯桥塞、加隔板、封隔器等〕和化学堵水底水泥、凝胶等堵水剂〕.目前国内外研究较多的是改良的聚合物交联技术、聚合物桥键吸附技术等.目前,Peciko气田〞的机械堵水技术和化学堵水技术、如nu气田"的化学堵水技术以及Kalinovac凝析气田⑺的交联堵水技术都已成功应用.4.4 排水采气工艺举措目前常见有优选管柱排水采气、柱塞气举、电潜泵排水采气、泡沫排水采气等工艺举措,还有一些新型采气工艺口8被国内外学者广泛关注,具体内容如表3所示.表3 新型排水采气工艺举措: 适用井型优点实例应用前天然气连续循环采气工艺出砂井、小口径管住生产井并且气井不会再次发生积液美国德克萨斯州Ozoan 气田复杂的设计程序、较长的见效时间制约了在国内的开展涡轮泵排水采气斜井、含腐蚀介质井、产砂井可靠性高,调节容易,重量轻,体积小,耐高温,抗腐蚀无对于含腐蚀介质井、产砂井前景乐观同心毛细管排水采气低压气井,最大井深超过6100m 同时可以解决油气井防腐、去除盐垢和清蜡等问题2 008年,蜀南气矿坝1 7井首获成功.在有套环空中有封隔器的气井,气水同产井 ' 高含硫气井有很大潜力连续油管深井排水采气常规压井更换管柱难度大的低压' 低产气井,产水气井开采中后期可防止压井造成气层伤害和油管断裂的风险2 0 03年张家场气田石炭系气藏张B井试验首获成功连续油管作业车设备水平受限,连续油管气水通过水平限制了连续油管的应用前景超声波排水采气低压低渗致密性气藏,深井低压小底水气井对储气层无污染,施工方法简单、对产气层适应性强, 也可用于天然气采气井的早期防水、解堵和除垢工艺大牛地气田该技术具有国内自主知识产权,具有极大的应用潜能,在未来的采气工程中将发挥重要作用球塞排水采气出水量大、井底压力低的气井漏失量小、排液量大,充分利用地层产出气的自身能量举升20 04年在蜀南气矿二里场气田26井进行试验首获成功作为常规连续气举的接替举升方式,具有较大前景井间互联井筒冲动排液复产有广泛的适应,特别是严重积液阶段低投入、快速、高效排液复产靖边气田在有高压气源井的前提下, 有很大前景组合排水采气气举-泡排深井、产水量大' 地层压力比拟低的井利用单项技术的优点,带水水平增强,节约高压气源川西南气矿威23井、华北油田潜山气藏虽然对井身结构要求高,但仍有有较高的推广应用价值,有广阔的前景电潜泵一气举大水量高水气比深气井具有电潜泵和气举两个子系统,井下设备的选择范围更广重庆气矿具有广阔的前景增压一气举一泡排低压小产井,气藏开发中、后期集中了气举、泡排、增压三种工艺举措的优点蜀南气矿隆昌采气作业区虽然局限性较多,但该技术是其他排水采气技术后续接替工艺举措,仍有广阔前景电潜泵一毛细管油、套管不畅通的井,深井、大产水量加注工艺简单,容易使井复活蜀南气矿纳溪采气作业区纳59井泡沫排水采气的改良方法,具有广阔的应用前景4 实例分析4. 1 大池干井气田石炭系气藏大池干井气田 .是川东北石炭系主力气藏之一,经20多年的开发,出水气井增多、开发难度加大,由于地层腐蚀性强、温度高、静液面深、复产后井口套压高,常规排水采气工艺不能满足气藏的要求.以池39井为例,其产层深3230. 75m, 19 94年3月见水后产水量增至40m3/d,被迫转为间歇生产,至2002年6月因无法带水生产而关井,其后虽经屡次关井复压油、套压为21.1MPa〕、放喷, 仍无法复活恢复生产.针对上述情况,建议池39井展开可适用含腐蚀介质井的涡轮泵排水采气,即可防止地层水腐蚀,又可防止产生抽油杆断脱故障.此外,同心毛细管技术可解决气井腐蚀问题,只要能选出符合气井温度和压力的化学剂,该技术即可广泛采用.5. 2 张家场气田张家场气田石炭系气藏.位于四川盆地东部,于1981年投产,到2021年12月,采出程度到达 61.21%,已进入开采后期 ,水侵现象严重,气水同产井占70%,多数井依靠泡沫排水维持生产,并展开过进行泡排与防腐的配伍性研究,并于2003年连续油管试验成功 ,成为气田排水采气主要举措之一.由于气田所产天然气中的H2S、CO对气井具有较大的腐蚀性、气井较深 ?300〜4930m〕、油套连通性差如张3井、张14井、张28井油管严重阻塞〕、位于断层附近张5井和张28井水气比相对较高, 这给排水采气带来困难.针对上述问题,建议对张3井、张14井展开排量大、抗腐蚀的涡轮泵试验,作为气田后期开采的后续工艺技术；针对张28井埋藏深、高水气比以及油套联通性差的问题,建议展开电潜泵-气举符合排水试验.此外,应筛选出与地层配伍的化学剂并使用毛细管柱技术对气井进行防腐和去除盐垢.参考文献］□ 张伦友,孙家征.提升气藏采收率的方法和途径口 .天然气工业,1 992 , 12 〔5〕： 3 246.21冈秦麟.中国五类气藏开发模式D M1.北京：石油工业出社,1 995.胡永乐,罗凯,刘合年,等.复杂气藏开发根底理论及应用 .北京：石油工业出版社,2006.b【李士伦,气田开发方案设计.北京：石油工业出版社,2006.5 1贾长青.胡家坝石炭系气藏水侵特征及治水效果分析 .成都：西南石油大学,2005 .61孙国明.徐深1区块气井增产举措优选和关键技术研究 61 .大庆：大庆石油学院,2021.李国玉.世界气田图集O M I .北京：石油工业出版社,1991.张伦友.提升水驱气藏采收率新途径-早期治水法D .天然气勘探与开发,1998,21 6〕： 1348 .〈国外六类气藏开发模式及工艺技术?编写组.国外六类气藏开发模式及工艺技术I M!.北京：石油工业出版社,1995.Armenta M. 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