典型有水气藏整体治水机理分析(201409)
全寿命周期控水治水技术在凝析气田高效开发中的应用
全寿命周期控水治水技术在凝析气田高效开发中的应用摘要：控水治水是凝析气藏高效开发中期一个核心问题，常规做法是气井见水后采取缩嘴、堵水、排水采气等工艺技术进行治理。
近年来在雅克拉等凝析气田的开发中发展起来的从源头开始的全生命周期控水治水技术取得了良好的应用效果，其是从单井、层系、气藏三个层面入手，通过不同井型、不同部位、不同储渗条件，采取稳（维持不变）、放（放大油嘴）、控（缩嘴控制）等措施，最大程度实现均衡采气和均衡压降，最终实现均衡水侵目的。
关键词：全寿命周期；控水治水；凝析气田；高效开发0引言凝析气藏开发中期，反凝析、水侵、井筒积液等三大问题都逐渐显现出来，开发管理工作做得好，可以延长稳产期和无水期，反之则可能因反凝析急剧加重或边底水舌进而快速递减甚至停产。
这其中水侵方面，首先立足于层系调整、均衡水侵来达到整体预防整体控制目的，具体单井方面，立足于早期控水治水，有见水迹象或见水之后针对不同水型（相当于不同阶段）建立相应的见水预测模式和控水模式进行控水。
全寿命周期控水治水技术具体做法上就是针对凝析气藏既有凝析水，一定条件下残留水可流动变成可动水产出以及边底水锥进舌进等几种情况，结合高压高产见水预测难、地层条件下气、水流动特性，总结出油压突然下降、油压先升后降两种见水预测模式以及凝析水不控、混合水适当控制、边底水分类控制的凝析气藏控水技术。
1.以均衡水侵为目的进行气藏整体控水凝析气藏控水治水与反凝析防治类似，理想状态下就是整个气藏或层系均衡采气均衡水侵，直到整个层系或气藏逐步均衡水淹后废弃，但在具体气藏开发中，由于地质认识总是不断深入、井网不完善以及各种因素的开发调整等，不可能完全实现均衡水侵。
雅克拉凝析气藏在开发实践中不断进行综合调整尽量实现整体控水。
具体原则是：高部位井、孔渗性好的井稳产；水侵不大、采出程度低、孔渗性差的井放产；见水或即将见水区域边水舌进严重的井压产或关井压锥。
雅克拉凝析气田从2011 年就开始了综合调整，通过多井次多轮次的调整，顺利实现了由下气层到上气层的层间接替，实现了产量的硬稳定。
浅议气井出水
浅议气井出水【摘要】气藏水体主要以边水、底水、凝析水等方式存在，有水气藏在开发过程中见水后，会致使气井水淹，甚至停产，大量天然气滞留地下，严重影响了气藏的采收率。
本文通过建立模型进行分析并结合几口典型气井开发动态，在气藏静态地质特征和动态开发特征相结合的基础上，对有水气藏的出水机理进行分析。
【关键词】气井出水建立模型分析机理1 气藏水体能量分析（1）通常气藏驱动的能量以天然气自身膨胀能量为主，孔隙体积变化也能提供少量能量。
（2）在存在较大体积边、底水或有地表水供给的情况下，也可有一定的水压驱动。
（3）水属于刚性流体其本身几乎不可压缩。
排出地表水供给，通常只有气体被压缩后才能连续对水体提供充足的能量。
（4）通常气井见水自然而然地按常规油气藏工程理解为边、底水水侵，很少关注水体能量的大小。
通常在实验室模拟中通过人工方法增加水体能量，而在气藏数模中人为加大边、底水体积为水侵提供能量。
2 气井产水几种常见模式常见气井产水模式分为：（1）底水：由于成藏过程中岩性和构造因素制约而无法全部排出滞留气藏底部的水体。
（2）边水：聚集在油、气层低处（如背斜的翼部），从油、气层边缘部分包围着油、气的地下水。
油、水（或气水）界面与油、气层的顶、底面相交。
（3）凝析水：以气态的形式存在于气藏中的水（矿化度低）；（4）深盆气藏气顶水：由于岩性控制作为一种特殊的气水倒置现象存在于气藏上部的水体；（5）裂缝沟通远端边底水：水体经裂缝与气井直接沟通的形式。
3 典型井开发动态分析3.1 边水气藏气井出水典型实例遂37井位于构造相对低点，从测井曲线也可以看出该产层深、浅测向电阻率明显偏底，补偿中子偏底，而且从已开发的井同一构造其它气井来看越向构造高部位产水量越小（图1）。
该井刚开井时产纯水，由于开采的进行，水不断排除地表，气水界面下降，最终天然气突破水体阻挡进入井筒气井气水同产。
该井前期由于工作制度小，导致气体很难突破水体的限制，因此无法实现气水同产，后期加大工作制度后，气体突破水体限制而进入井筒，气井出先产气，结合采气曲线发现，每次关井后重新开井后，伴随着的是一段时间相对产水高峰期，这正是因为水体在重力分异的作用下气水界面重新平衡，近井筒附近气水界面上升所致。
水驱气藏渗流原理及试井分析理论研究
西南石油学院博士学位论文水驱气藏渗流原理及试井分析理论研究姓名：李晓平申请学位级别：博士专业：油气田开发工程指导教师：赵必荣19990501摘要本文主要以单井作为研究对象，系统地研究了边水气藏中水驱气渗流的基本理论。
取得了以下成果：．・研究了非活塞式水驱气渗流的基本理论。
获得了某一饱和度在任意时刻的位置方程，饱和度移动速度方程，前缘饱和度及相应位嚣的方程，气水两相区平均含水饱和度方程。
ｒ，・研究了直线平面及平面径向水驱气稳定渗流的基本理论。
皎得了含气区和含水区的压力、渗流速度、井产量、压力梯度、分界面运动规律的表达式，在此基础上获得了气井的见水时问公式。
卜一７．・首次研究了水驱强度对气井压力动态和试井分析的影响。
冰驱强度及气水流度比的大小会不同程度地影响气井的压力动态，压力动态表现为纯井筒储存、径向流及拟稳定流（或压力及压力导数曲线下掉）的特征。
扩“・首次研究了考虑井筒储存和表皮效应影响的气水同产井试井分析理论。
胙出了不同含水率的典型曲线，并指出压力导数水平线的值为（１－Ｌ），２，提出了试井分析方法。
｝～’’・首次研究了考虑井筒储存和表皮效应影响的边水气藏水驱气渗流的不稳定试井分析理论。
舴出了不同影响因素下的试井分析典型曲线，分析了渗流特征，提出了试井分析方法。
》一‘，・首次研究了气水同产井的稳态及瞬态产能分析分析理论。
ｆ获得了二项式产能分析方程，提出了产能分析方法，．作出了实例井的流入动态关系曲线。
！・研究了单井产量递减分析理论。
Ｈ乍出了单井产量递减典型曲线，分析了影响单井产量递减的因素。
ｒ～・在上述不稳定渗流理论及试井分析方法研究的基础上，提出了边水气藏水驱早期识别的新方法。
本文的部分研究内容分别是“九五”部级课题“老区挖潜及提高采收率技术研究”、“井筒积液规律及排液方法研究”的部分研究内容。
水驱压力渗流篷诧试井并祈关键词水鲥《度产能夯崭气水办井钰磷聪ＡｂｓｔｒａｃｔＴｈｉｓｐａｐｅｒ’ｔａｋｉｎｇｉｎｄｉｖｉｄｕａｌｗｅｌｌａ８ｉｔｓｍａｉｎｏｂｊｅｃｔｏｆｒｅｓｅａｒｃｈ．ｍａｋｅｓａｓｙｓｔｅｍａｔｉｃｓｔｕｄｙｏｆｔｈｅｆｏｕｎｄａｍｅｎｔａｉｔｈｅｏｒｙｏｆｔｈｅｗａｔｅｒ－ｄｒｉｖｅｇａｓｓｅｅｐａｇｅｆｌｏｗｉｎｅｄｇｅ－ｗａｔｅｒｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｈａｓｏｂｔａｉｎｅｄｔｈｅｆｏｌｌｏｗｉｎｇａｃｈｉｅｖｅｍｅｎｔｓ：●Ｂｙｄｏｉｎｇｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｔｈｅｆｏｕｎｄａｍｅｎｔａｌｔｈｅｏｒｙｏｆｎｏｎ－ｐｉｓｔｏｎｗａｔｅｒ－ｄｒｉｖｅｇａｓｓｅｅｐａｇｅｆｌｏｗ，ｉｔｏｂｔａｉｎｓｔｈｅｐｏｓｉｔｉｏｎｅｑｕａｔｉｏｎｏｆａｃｅｒｔａｉｎｓａｔｕｒａｔｉｏｎａｔａｒｂｉｔｒａｒｙｔｉｍｅ，ｔｈｅｅｑｕａｔｉｏｎｏｆｓａｔｕｒａｔｉｏｎｍｏｖｉｎｇｒａｔｅ，ｔｈｅｅｑｕａｔｉｏｎｏｆａｆｒｏｎｔａｌｓａｔｕｒａｔｉｏｎａｎｄｉｔｓｒｅｌｅｖａｎｔｐｏｓｉｔｉｏｎ，ａｎｄｔｈｅｅｑｕａｔｉｏｎｏｆｔｈｅａｖｅｒａｇｅｗａｔｅｒ－ｓａｔｕｒａｔｉｏｎｉｎａｔｗｏ－ｐｈａｓｅｒｅｇｉｏｎ．●Ｂｙｄｏｉｎｇｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｔｈｅｆｏｕｎｄｍｅｎｔａｌｔｈｅｏｒｙｏｆｔｈｅｓｔｅａｄｙｓｅｅｐａｇｅｆｌｏｗｏｆａｓｔｒａｉｇｈｔ－ｌｉｎｅｐｌａｎｅｗａｔｅｒ—ｄｒｉｖｅｇａｓａｎｄａｐｌａｎｅｒａｄｉａｌｗａｔｅｒ－ｄｒｉｖｅｇａｓ，ｉｔｒｅｓｕｌｔｓｉｎｔｈｅｅｘｐｒｅｓｓｉｏｎｓｏｆｔｈｅｐｒｅｓｓｕｒｅ，ｔｈｅｓｅｅｐａｇｅｖｅｌｏｃｉｔｙ，ｔｈｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ，ｔｈｅｐｒｅｓｓｕｒｅｇｒａｄｉｅｎｔ，ａｎｄｔｈｅｍｏｔｉｏｎｌａｗｏｆｉｎｔｅｒｆａｃｅｉｎａｇａｓ—ｂｅａｔｉｎｇａｑｕｉｆｅｒａｎｄａｗａｔｅｒ－ｂｅａｒｉｎｇａｑｕｉｆｅｒ，ｂａｓｅｄｏｎｗｈｉｃｈ，ａｌｌｅｑｕａｔｉｏｎｏｆｔｉｍｅｆｏｒａｇａｓｗｅｌｌｔｏｂｅｓｅｅｎｗａｔｅｒｉｓｄｅｄｕｃｅｄ．●Ｔｈｊｓｐａｐｅｒｓｔｕｄｉｅｓｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｔｉｍｅｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｔｈｅｓｔｒｅｎｇｔｈｏｆｗａｔｅｒ－ｄｒｉｖｅＯｎｔｈｅｐｒｅｓｓｕｒｅｂｅｈａｖｉｏｒａｎｄｔｈｅｗｅｌｌｔｅｓｔａｎａｌｙｓｉｓ．Ｉｔｓｔａｔｅｓｔｈａｔｖａｒｉｅｄｓｔｒｅｎｇｔｈｏｆｗａｔｅｒ－ｄｒｉｖｅａｎｄｇａｓ－ｗａｔｅｒｍｏｂｉｌｉｔｙｒａｔｉｏｈａｖｅａｌｌｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｎｔｌｌｅｐｒｅｓｓｕｒｅｂｅｈａｖｉｏｒｏｆａｇａｓｗｅｌｌｉｎａｃｅｒｔａｉｎｄｅｇｒｅｅ，ａｎｄｔｈａｔｔｈｅｐｒｅｓｓｕｒｅｂｅｈａｖｉｏｒａｐｐｅａｒｓｔｏｂｅｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｐｕｒｅｗｅｌｌｂｏｒｅｓｔｏｒａｇｅ，ｒａｄｉａｌｆｌｏｗａｎｄｐｓｅｕｄｏ－ｓｔｅａｄｙｆｌｏｗ（ｏｒｄｒｏｐｏｆｐｒｅｓｓｕｒｅａｎｄｐｒｅｓｓｕｒｅｄｅｒｉｖａｔｉｖｅｃｕｒｖｅ）．●Ｔｈｉｓｐａｐｅｒ，ｔａｋｉｎｇｉｎｔｏａｃｃｏｕｎｔｔｈｅｉｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｗｅｌｌｂｏｒｅｓｔｏｒａｇｅａｎｄｓｋｉｎｅｆｆｅｃｔｏｎｇａｓ－ｗａｔｅｒＣＯ—ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｗｅｌｌ．ｓｔｕｄｉｅｓｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｔｉｍｅｔｈｅｗｅｌｌｔｅｓｔａｎａｌｙｓｉｓｔｈｅｏｒｙｏｆｔｈｅｇａｓ－ｗａｔｅｒＣＯ—ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｗｅｌｌ．Ｉｔｄｒａｗｓａｔｙｐｉｃａｌｃｕｒｖｅｓｏｆｄｉｌｙｅｒｅｎｔｗａｔｅｒｃｏｎｔｅｎｔｒａｔｉｏ。
有水气藏开发方式及提高采收率技术综述
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. Dual-Completed Well to Increase Gas Recovery in Low Productivity Gas Reservoirs With Wate r P roduction Problems .Petroleum Society, 2007, 127： 2004-2021.in 孙志道.裂缝性有水气藏开采特征和开发方式优选口 .石油勘探与开发,2 002, 29 4〕 : 69^1.121Adler A B, Crawford P B. Nitrogen Injection Into Water 田 riven Gas or Condensate Reservoirs Increases Recovery 口 . SPE12046-MS, 1983.［31文玉莲.气藏动态预测方法研究 bl .成都：西南石油大学,2002.I“苟文安.大池干井气田石炭系气藏水侵早期治理现场试验及成效分析口 .天然气工业,2002 , 22 4〕:6 7-70.Armon A. Tackling Gas Field Decline With E fficient C he mical W ate r Sh ut-e ff ： Successful Application on Peciko Field 〔East Kaliman —tan, Indonesia〕打.IT PC 12131-MS, 2021.CheneviaP. Chemical W at er Shut Off Interventi ons in the T unu Gas Field :Optimisation of the Treatment Fluids , Well Interve ntions and Operational Challenges /.SPE95010 mS,2005.1Chaabouni H, Enkababian P. Successful Innovative Water-Shutoff Operations in Low-Permeability Gas Wells .SPE105262, 2007. 建］曲林.排水采气工艺选型的探讨 .钻采工艺,20 05, 2 8 2〕： 4941.I 91夏崇双.不同类型有水气藏提升采收率的途径和方法 D .天然气工业,2002 , 22 靖〕：73 J7 .2 01刘琦,蒋建勋,石庆,等.国内外排液采气方法应用效果分析□.天然气勘探与开发,2006, 29 6〕 : 5 1」3.211刘东,崔金榜.复合气举排水采气工艺在华北油田的应用 H .天然气技术,2021 , 2 M〕： 34"6.2 2］赵煽.排水采气工艺技术研究现状及趋势门.中国石油和化工标准与质量,20214〕 : 46-47 .2 31春兰,魏文兴.国内外排水采气工艺现状口 .吐哈油气,2004 6〕 : 43空5 .2" 黎洪珍.池27井区排水采气工程技术进展及成效口 .钻采工艺,2006, 29 2〕： 5 7-59.25］艾天敬,钟晓瑜,王南伟.张家场气田泡沫排水采气与气井防腐配伍性研究及应用口 .钻采工艺,2001 , 24 6〕： 2641 .编辑1 李启栋。
李相方天气气藏开发中的几个理论及实践问题
李相方天气气藏开发中的几个理论及实践问题李相方天然气藏开发中几个理论和实践问题1气藏开发中不同井型的适应性需要注意哪些方面？（1）垂向渗透率和水平渗透率的大小一般水平井起重要作用的垂向渗透率远低于直井起重要作用的水平渗透率。
（2）储层厚度（3）储层改造差异，多层；产层很厚；非均值严重；储层渗透率低；直井需要压裂才具有产能；水平井压裂困难。
（4）稳产期比较：典型水平井稳产期大于直井稳产期，其前提是适合水平井开发的储层（5）控制储量比较：因储层特征有差异。
当储层多层时，直井可多层合采，其控制储量可能大于水平井的控制储量（6）废弃压力比较：典型水平井废弃压力小于直井废弃压力，也即采收率高，其前提是适合水平井开发的储层。
2、如何评价煤层气解吸后从基质孔隙到割理的运移方式，如扩散及渗流机理？原始煤储层基质孔隙与裂缝中水为连续相，且水中含有游离气及溶解气。
此外，大量煤层气吸附在煤岩颗粒表面。
吸附气一般介于80~90%，游离气一般介于8~12%，溶解气一般<1%。
吸附气存在煤岩颗粒表面与孔隙水之间，固体煤、固溶态吸附气、液态水、溶解气与游离气构成了一个气液固三相平衡系统，煤层气藏开发要进行排水降压，当地层压力小于临界解吸压力时，基质孔隙吸附气将解吸。
如果基质孔隙水已饱和甲烷气，陆续解吸的甲烷气分子将聚集成核进而形成气泡；如果基质孔隙水未饱和甲烷气，则解吸的甲烷气分子将溶解到水中，并在浓度差驱动下扩散进入煤层割理及裂缝，并满足Fick扩散定律。
但是由于当煤储层基质孔隙与裂缝水中已经饱和了甲烷气，如果排水降压，可以导致环境压力降低使得溶解度降低而甲烷气从水中逸出当煤储层基质孔隙与裂缝水中已经饱和了甲烷气，如果继续排水降压，由于这种状态甲烷在水中的溶解度没有增加，因此基质孔隙解吸的气将不再溶解于水中，也就不能通过水扩散到煤层割理及裂缝。
鉴于上述原因，煤层气藏开发过程降压解吸扩散形成的产气能力非常小。
对于一定温度压力下，溶解度较小的组分来说，相际传质微弱，甚至可以忽略，而应主要考虑压差驱动下的两相流。
多层疏松砂岩气藏出水机理及治水策略研究
多层疏松砂岩气藏出水机理及治水策略研究对于出水气藏而言,气井出水是危害气田正常开发最主要的因素,在天然气开发的过程中,人们对于普通出水气藏已有较长的研究历史,关于气藏的出水机理与治水对策都有一套较为成熟的理论。
然而,对于多层疏松砂岩气藏而言,首先,由于在国内外该类型气田并不多见且研究起步晚,人们对于该类型气田的认识水平和认识程度还存在一定的差异,尚未形成统一的认知和结论；其次,由于气藏存在埋藏浅,储层岩石疏松,小层众多,气水分布复杂等特殊地质特点,在气藏的出水治理过程中,直接移用常规气藏的治水方法效果并不理想,气田治水存在诸多困难。
因此,有必要针对多层疏松砂岩气藏出水问题展开全面的研究,结合前人基础,系统的分析气藏出水机理,找到有效的治水措施。
论文在总结前人研究的基础上,主要从事了以下研究内容：(1)根据有水气藏水侵研究的方法及技术思路特点,从地质上解释了多层疏松砂岩气藏水源多样形成机理,水源产出机理、总结出了一套水源识别的综合方法。
(2)结合气藏水侵分析知识体系与国内外的开发经验,从理论上找到了合理的气藏水体、水侵的评价方法,以及气藏出水的数值模拟技术。
(3)通过对比出水气藏的治理方案,结合前期水源及水侵分析的理论研究成果,总结出一套气藏分类治水方法制定原则,从地质上指导气井的治水。
(4)通过对实际气田层组(涩北一号气田II-4层组)的研究,理论结合实际,为论文的研究成果提供实例支持。
论文研究认为,由于多层疏松砂岩气藏内部大量可动水以及外部边底水的存在,使得气藏同时存在层间水窜的“内忧”与边水水侵的“外患”,对于这种复杂情况,应根据现有气水分布和水侵趋势,结合储量动用规律,基于储层物性和地层能量状态,按照气水运动的自然规律,有步骤地动用各级储量,实现气藏的整体高速及平稳开发。
苏里格气田南区下古生界气藏气水分布规律及成因
苏里格气田南区下古生界气藏气水分布规律及成因YANG Yindi;XIAO Hui;XU Wenzhuang;TIAN Guoqing;HUANG Hangjuan【摘要】针对苏里格气田南区下古生界气藏产水严重、气水分布复杂的问题,利用地质、测井、录井、生产测试等资料对其气水分布规律及成因进行分析和总结.研究结果表明:下古气藏马五5地层水类型为CaCl2型,矿化度较高.在平面上,水体主要分布在研究区西部,水体发育相对独立,剖面上气、水分布无统一界面,井与井间连通性较差;气、水分布主要受烃源岩及生烃强度、储层非均质性、构造以及古地貌等因素的影响.进一步将研究区地层水模式总结为:受构造高点控制的边(底)水、构造底部滞留水、致密白云岩封隔的滞留水以及孤立白云岩形成的透镜体水.【期刊名称】《西安石油大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2019(034)004【总页数】8页(P8-14,20)【关键词】地层水;气水分布;下古生界;苏里格气田【作者】YANG Yindi;XIAO Hui;XU Wenzhuang;TIAN Guoqing;HUANG Hangjuan【作者单位】;;;;【正文语种】中文【中图分类】TE122.2引言研究区苏里格气田南区气藏较东区、西区开发晚[1-5]，尚处于开发阶段，根据主力产气层段将研究区气藏分为上古生界和下古生界气藏。
上古气藏主要产气层段在盒8段及山1段，为致密砂岩气藏[5-6]。
研究区一直是勘探开发的重点层位。
随着近年低渗透、致密储层油气勘探的不断深入，研究区下古生界碳酸盐岩气藏也成为油气资源勘探与开发的重要组成部分，其主要产气层位于下古生界奥陶系马家沟组马五5段。
苏里格气田南区下古生界气藏自开发以来，显示出较大的开发潜力，研究区块内下古气藏产气能力强、气井单井产量高，主力产气层马五5横向非均质性强，局部存在富水区，气井普遍产水，且产水量差异大，气、水关系复杂，直接影响气田开发效果和开发进程。
有水气藏气水分布及水区能量
有水气藏气水分布及水区能量
何晓东;孔玲;安菲菲
【期刊名称】《天然气勘探与开发》
【年(卷),期】2013(036)001
【摘要】有水气藏中,不同的气水分布模式,决定了水区不同的驱动能量.有水气藏
水区能量是由气、水能量叠加组合构成,水体活动性是组合能量的综合体现.圈闭封
闭环境下,如果水体量不是足够大,其膨胀量不能使累产气—拟压力关系压降曲线明显偏离无水气藏压降关系线；而圈闭外连通较小的含气区,其膨胀量能够使圈闭内
压降关系线明显偏离无水气藏压降关系线.水中溶解气膨胀是增加水体驱动能量和
水体活跃性的重要因素.在气水分异不彻底的过渡带气藏,溶解气膨胀驱动地层水侵
入气区的作用不可忽视,构造越平缓的气藏,气水分异越不彻底,溶解气膨胀驱动地层水的作用越强,气井生产越容易出水.
【总页数】3页(P33-35)
【作者】何晓东;孔玲;安菲菲
【作者单位】中国石油西南油气田公司勘探开发研究院;中国石油西南油气田公司
勘探开发研究院;中国石油西南油气田公司勘探开发研究院
【正文语种】中文
【相关文献】
1.龙岗礁滩型碳酸盐岩气藏气水控制因素及分布模式 [J], 闫海军;贾爱林;郭建林;
程立华;何东博
2.千江有水千江月万家灯火有情天——重读萧丽红的长篇小说《千江有水千江月》
[J], 梁竞男
3.对"大河有水小河满"还是"小河有水大河满"的再认识 [J], 陈赞晓
4.有林才有水有水才有粮 [J], 罗盛碧
5.破除“大河有水小河满”的观念树立“小河有水大河满”的观念 [J],
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
莺歌海盆地深层高含CO2高含水气藏气相渗流机理
莺歌海盆地深层高含CO2高含水气藏气相渗流机理莺歌海盆地深层高含CO2高含水气藏气相渗流机理莺歌海盆地位于台湾东北海域，是一个富含石油和天然气资源的重要地区。
在莺歌海盆地的深层地下，存在着一些高含CO2和高含水气藏。
这些气藏的特殊特征和气相渗流机理是该地区天然气开发和存储的重要研究内容。
首先，我们来看一下什么是高含CO2和高含水气藏。
高含CO2气藏是指气体中二氧化碳含量占总体积比例较高的气藏。
而高含水气藏则是指气藏中水的含量高于正常情况下的气藏。
高含CO2和高含水气藏的存在主要是由于地下地质条件的特殊性和油气生成过程中的化学反应产物。
在莺歌海盆地的深层气藏中，CO2的含量相对较高，这主要是由于该地区地质历史中存在着大量的火山活动，导致地下岩石中富集了二氧化碳。
与此同时，该地区的地下水也比较丰富，这使得气藏中的水含量较高。
高含CO2和高含水气藏的存在使得莺歌海盆地在气体开采和储存过程中面临着许多挑战。
高含CO2和高含水气藏的气相渗流机理主要涉及到多相流动和相变过程。
在气藏中，气体和液体以及固体都同时存在，并相互影响。
当气体从气藏中产生并上升到地表时，其中的二氧化碳和水分子可能会发生相变，从而导致温度和压力的变化。
相变过程主要包括水的相变和二氧化碳的相变。
在气藏中，当气体上升到地表时，压力降低，温度也会发生变化。
当温度降低到饱和温度时，气体中的水分子会开始凝结成液体水，并逐渐从气体相转化为液体相。
这个过程被称为水的相变。
与此同时，当气体上升到地表时，二氧化碳的压力也会减小，导致二氧化碳从气体相转变为液体相。
这个过程被称为二氧化碳的相变。
多相流动是指气体和液体同时在气藏中流动的过程。
在高含CO2和高含水气藏中，水和二氧化碳的存在会对气体的渗流特性产生重大影响。
水的存在会使得气体的渗透能力降低，导致气藏中的气体无法顺利地流向井口。
而二氧化碳的存在则会增加气体的流动能力，但也会对气体的性质产生一定的影响。
涩北疏松砂岩气藏整体治水技术的研究及应用
涩北疏松砂岩气藏整体治水技术的研究及应用黄麒钧;冯胜利;廖丽;杜竞;吴程;刘俊丰【摘要】随着涩北气田边水水侵逐年加剧,水侵层组的产能递减率居高不下.仅针对单井的排水采气作业已无法满足均衡采气的要求,直接影响了青海气区的稳产.在调研国内外整体治水技术的基础上,借鉴川渝气区整体治水的成功经验,结合疏松砂岩气藏地质特征和工艺难点,优选出水侵较为严重的涩北二号气田Ⅲ-1-2层组,全面分析了该层组的水侵特征,并利用数值模拟技术开展了排水方案的论证,编制了层组整体治水工艺实施方案,经过2年的现场实施,水侵状况得到缓解,层组产能递减率得到了有效控制,经济效益显著.实践证明,整体治水较单井治水应用效果优势明显,可以有效解决涩北气田水侵层组产能递减率居高不下的难点,具有较强的指导意义和广阔的推广前景.【期刊名称】《钻采工艺》【年(卷),期】2018(041)004【总页数】3页(P120-122)【关键词】涩北气田;疏松砂岩气藏;水侵;层组;整体治水;方案;递减率【作者】黄麒钧;冯胜利;廖丽;杜竞;吴程;刘俊丰【作者单位】中国石油青海油田分公司钻采工艺研究院;中国石油青海油田分公司钻采工艺研究院;中国石油青海油田分公司钻采工艺研究院;中国石油青海油田分公司钻采工艺研究院;中国石油青海油田分公司钻采工艺研究院;中国石油青海油田分公司采气一厂【正文语种】中文柴达木盆地涩北气田具有气水层间互，气层多而薄，气水分布复杂，压力敏感较强等特点，且气藏出砂为细粉砂和泥质粉砂，防砂难度极大，属世界级难题[1-6]。
近年来气田出水日益加剧，先后开展了泡排、气举、优化管柱、涡流、螺杆泵等大量的排采工作，取得了一定的成效[7]，然而立足气藏有效解决出水问题至关重要。
川渝气田的一些学者和专家，曾开展过较系统的整体治水研究，其中，中坝气田须二气藏已成为整体治水的应用典范[8-10]。
冯曦[11-13]针对整体治水过程中动态储量的计算和水侵影响规律的认识进行了阐述，认为弱水侵条件下避免治水措施过度，强水侵状态下主动治水，能显著提高水侵气藏经济采收率。
古生界地层水相态及气藏形成机理论文
古生界地层水相态及气藏形成机理论文引言地层水是沉积盆地内的主要流体，其在高温高压下的相态变化影响地层压力及油气成藏。
近年来，大庆徐家围子、松辽盆地南部长岭断陷腰英台地区深层、新疆塔里木、大港千米桥地区均发觉了地层温度高达160 ℃的气田或凝析油气田，油气藏大多没有边底水，勘探阶段钻井、测井资料均未检测到水层，但开发过程中普遍产凝析水，产出的凝析水主要为CaCl2型，具有低矿化度特征，且凝析水产量随储集层压力递减呈指数上升[1-2]。
鄂尔多斯盆地伊陕斜坡面积近8×104km2，上古生界很少钻遇地层水，现有苏里格、神木、榆林等气田气层温度低，压力系数低，均无边、底水，这是现有熟悉所无法解释的，由于地层的含水量远比有机质生烃量要丰富得多，原始沉积的巨量地层水不行能都被自然气排驱到盆地边缘地区。
因此，笔者对比千米桥潜山特别高温气藏产水特征及封闭条件下汽、水相态模拟试验结果，分析鄂尔多斯盆地上古生界气藏的形成过程和形成条件，并讨论其高温超压埋藏阶段(J3—K1)深盆气藏及抬升剥蚀阶段(K2—E)低压气藏的形成机理[3]。
1 高温高压体系中水的相态变化1.1 千米桥高温高压油气藏产水特征千米桥潜山含油气层为奥陶系峰峰组和上马家沟组，平均埋藏深度为 4 300 m，凝析油含量中等(290g/m3)，平均地层温度为168 ℃，平均地层压力为 43.5MPa，为高温高压油气藏。
该气藏曾试采 5 口井，均不同程度出水。
试采过程中除千 12 井、千 18 井有自由水(即气藏边底水)产出外，其他 3 口井产出水均为凝析水。
产出水普遍具低矿化度特征，如板深 7 井产出水矿化度为 5 000~6 000 mg/L，板深 8 井为 3 000~4 000 mg/L;千 12 井、千 18 井产出水矿化度偏高，达9 000~10 000 mg/L，可能与凝析水、地层水同时产出有关。
气藏生产过程中凝析水产量递增，以板深 7 井为例，试采初期的水气比平均为(0.3~1.5)m3/104m3，之后渐渐上升，10 个月后水气比升至 7.8 m3/104m3 [4]，而该井并未发觉水层。
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模型，该模型综合考虑了滑脱效应以及启动压力梯度两个影响因素。
边水气藏水侵特征识别及机理初探
作者简介：何晓东，１９５６年生，高级工程师；曾获国家、中国科学院、四川省多项科技进步奖；现从事油气田开发研究工作。
地址：（６１００５１）四川省成都市府青路一段１号。
电话：（０２８）８６０１５５４９。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｈｅｘｉａｏｄｏｎｇ２００２１１＠１６３．ｃｏｍ边水气藏水侵特征识别及机理初探何晓东 邹绍林 卢晓敏（中国石油西南油气田分公司勘探开发研究院） 何晓东等．边水气藏水侵特征识别及机理初探．天然气工业，２００６，２６（３）：８７‐８９． 摘 要 对于有水气藏，正确认识地层水活动规律是非常重要的。
为了正确判断边水气藏水侵特征，文章对一些边水气藏出水气井生产动态数据及其产层的物性参数进行了统计和对比，研究了不同气井动、静特征的共性和差异，借助数学表达式对气井出水变化规律进行了描述，并根据数学表达式将出水类型分为线形型、二次方型及多次方型等３类。
分析了３种出水类型与储层物性之间的因果关系，提出气井出水特征是井区储层物性展布特征的反映。
在假设井区为正方形含气区域、１口生产井位于区域内偏向水侵方向一侧、井与水侵边之间有一相对高渗透带连通的基本模式下，研究了水侵机理，提出了边水气藏水侵特征分类及识别图版。
通过实际出水气井生产史拟合检验，所提出的分析方法和识别图版是行之有效的，有助于正确地定量认识边水气藏地层水活动规律，为实际生产管理中制定相应的治水措施提供了一种有利的分析手段。
主题词 气藏 地层水 水侵 特征 分类 识别一、出水类型及识别 为了正确判断边水气藏水侵特征，笔者统计分析了一些出水井的动态资料，这些井所具有的共同动态特点是：气井具有一段时间的无水采气期，地层水横向侵入，气井见水后水产量变化明显。
以各井出水初始时间为横坐标原点，作出相应的生产水气比变化曲线对比图（图１）。
分析图中曲线，可以归纳为３种类型：第一类表现水气比上升缓慢，采用一次方方程（线形方程）便可以很好地描述趋势线，称作一次方型（线形型）；第二类表现水气比快速上升，需采用三次方以上方程描述趋势线，称作多次方型；第三类界于两者之间，可以采用二次方方程描述趋势线，称作二次方型。
基于微观模型模拟气体成藏过程中气水运动机理及分布规律
基于微观模型模拟气体成藏过程中气水运动机理及分布规律汤小燕【摘要】为了研究气体成藏过程中气水的微观运动机理及其分布规律,在微观玻璃模型上开展了0.1、1和10 MPa气驱水压力下气水渗流及分布的微观模拟实验.研究结果表明:对于同样条件的气藏,其原始含气、水饱和度的大小完全决定于成藏过程中成藏动力的大小;成藏动力越大,原始含水饱和度越低,含气饱和度越高;相反原始含水饱和度越高,含气饱和度越低.在较高的成藏动力作用下可以得到较大的原始含气饱和度,而且剩余水主要是束缚水,一般情况下在开发的过程中是不可动的,即气藏开发是单相气体渗流,开发难度小,采出程度高.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2014(014)034【总页数】6页(P13-17,43)【关键词】微观模型;成藏过程;模拟;运动机理;气水分布【作者】汤小燕【作者单位】西安科技大学地质与环境学院,西安710054【正文语种】中文【中图分类】TE122.12探明气体成藏过程中气水的微观运动机理及其分布规律将有助于验证成藏过程中需要的压力及不同压力对应的原始含水饱和度［1］，从而为宏观气驱水实验结果提供最根本而又直接的支持，同时对于低渗透气藏原始含水饱和度预测有一个指导作用［2］。
石油天然气开发中，油气成藏过程中微观运动机理的研究较多［3，4］。
学者们通过气藏成藏机理的研究及相关物理模拟试验，解释了气藏中气水倒置、气藏内部异常压力等特殊地质现象的成因［3，5］。
许多学者从构造等条件入手，剖析过气藏的形成与分布、成藏机理等［6］。
此外，Zawisza L K 等学者从成藏条件详细研究过油气的运移和成藏机理［7］。
物理模拟实验是研究油气运移和油藏成藏的一种重要手段［8，9］，然而，当前对气体成藏过程中气水运动机理及分布规律的物理模拟研究还较为欠缺［10］。
应用微观可视化模拟实验技术可以深入地揭示储层内部流体微观渗流特征及剩余流体微观分布特征，研究储层流体运动的微观机理，并通过对气藏成藏过程相似条件下的微观分析，直观地观察到气水在孔隙介质中的运动机理和分布规律［10，11］。
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模型，该模型综合考虑了滑脱效应以及启动压力梯度两个影响因素。
有水气藏提高采收率的途径和方法
有水气藏提高采收率的途径和方法
夏崇双
【期刊名称】《天然气勘探与开发》
【年(卷),期】2000(023)003
【摘要】本文通过四川盆地有水气藏储渗特征及出水特征分析，将有水气藏划分为裂缝－孔隙型边水气藏、裂缝－孔洞型底水气藏，缝洞发育型多裂缝系统有水气藏三种主要类型，中文结合实例气藏排水采气的经验教训，论述了不同类型有水气藏提高采收率的不同途径和方法。
【总页数】5页(P7-11)
【作者】夏崇双
【作者单位】中油西南油气田分公司勘探开发研究院
【正文语种】中文
【中图分类】TE377
【相关文献】
1.不同类型有水气藏提高采收率的途径和方法 [J], 夏崇双
2.俄罗斯联邦油田提高采收率方法和新技术应用现状及其完善途径 [J], 张宏逵
3.有水气藏开发方式及提高采收率技术综述 [J], 刘建升;彭彩珍;毕建霞;南荣丽;王小东
4.低渗透油藏提高采收率研究——评《低渗透油藏提高采收率方法》 [J], 彭冲; 欧阳传湘; 彭素芹; 高艺
5.基于数据驱动技术的智能试井解释方法——以有水气藏产水气井为例 [J], 糜利栋;顾少华;薛亮;赵林
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
天然气水合物成藏机理及主控因素
天然气水合物成藏机理及主控因素魏伟;张金华;吝文;王莉【摘要】天然气水合物在世界范围内分布广泛,主要分布在海洋和冻土带地区,并与地质构造环境密切相关.目前已发现的天然气水合物矿点,主要是通过似海底反射地震显示进行识别的.天然气水合物的甲烷来源主要有生物气、热解气和无机成因气,大多数研究主要立足于甲烷气的成因来探究天然气水合物的聚集和成藏机理.分析了天然气水合物形成的主控因素,包括气源、沉积、构造、温压等条件,这些条件控制着天然气水合物的赋存状态、形成规律和规模大小,并对墨西哥湾天然气水合物成藏有利条件进行了分析,对我国天然气水合物的勘探有借鉴意义.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2010(031)006【总页数】4页(P563-566)【关键词】天然气水合物;成藏机理;有利条件;规模【作者】魏伟;张金华;吝文;王莉【作者单位】中国石油勘探开发研究院,廊坊分院,河北,廊坊,065007;中国石油勘探开发研究院,廊坊分院,河北,廊坊,065007;中国石油勘探开发研究院,廊坊分院,河北,廊坊,065007;中国石油勘探开发研究院,廊坊分院,河北,廊坊,065007【正文语种】中文【中图分类】TE122.2在当今能源供应紧张的背景下，天然气水合物更凸显其重大的战略地位。
因此，对天然气水合物的勘探和开发已引起越来越多国家的重视。
开展天然气水合物成藏机理及主控因素研究对天然气水合物的勘探开发具有重要的指导作用。
1 天然气水合物分布及类型天然气水合物是一种由水分子和气体分子组成的似冰状笼形化合物，其外形如冰晶状，通常呈白色，广泛分布于大陆边缘海底沉积物和永久冻土层中[1]。
它的分子式可以用M·n H2O来表示，式中M表示“客体”分子，n表示水合系数。
在这种冰状的结晶体中，甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、常态丁烷、氮、二氧化碳和硫化氢等“客体”分子充填于水分子结晶骨架结构的孔穴中，它们在低温高压（0～10℃，10MPa以下）条件下通过范德华力稳定地相互结合在一起。
苏西盒8气藏气井产水成因剖析
苏西盒8气藏气井产水成因剖析金文辉;周文;赵安坤;张银德;包艳;王宏【摘要】在岩性气藏开发过程中,气井产水存在多种类型,气水分布在纵向和横向上都相对复杂.根据试气、测井和生产动态资料,将苏西盒8气藏气井产水划分为纯水层、致密水层和气层产水三种类型,分析认为主要受构造条件,砂体分布,成藏环境,储层岩性与物性方面控制.除局部边底水类型的纯水层外,在盒8气藏部份井区中,孔隙中残留了大量地层水的主要原因是由于储层条件变差,气体驱替能量不足以使水大规模排驱而造成的,进而形成致密产水层和气层产少量水.%The type of underground water is quite confusing in lithologic gas reservoir, which has complex distribution of aquifer spatially. Based on wire-line logging and trial production information, the origination of produced water is classified as aquifer, tight sand aquifer and remnant water in pay zone, and the discrimination between them is also clarified. It is concluded that the distribution of sand channel, the micro-tectonics of the zone, the migration process of hydrocarbon and the heterogeneity of sand are the controlling factors of aquifer distribution in lithologic gas reservoir. Besides the normal aquifer, due to the deficiency of gas energy, the local tight zones in some parts of sand body permit the preservationrn of abundant formation water, the typical tight aquifer and remnant water in pay zone is formed. The classification of aquifer can be a key role in the deployment of production well and offers reference for the development of the seminal gas reservoir.【期刊名称】《物探化探计算技术》【年(卷),期】2012(034)006【总页数】5页(P708-712)【关键词】鄂尔多斯盆地;岩性气藏;测井解释;地层水【作者】金文辉;周文;赵安坤;张银德;包艳;王宏【作者单位】“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室成都理工大学,四川成都610059;“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室成都理工大学,四川成都610059;“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室成都理工大学,四川成都610059;“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室成都理工大学,四川成都610059;“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室成都理工大学,四川成都610059;中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心,陕西西安710003【正文语种】中文【中图分类】TE122苏里格气田西区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部，西邻天环坳陷，下石盒子组盒8段属于河流～三角洲沉积体系，砂体展布受近南北向的砂质辫状河流控制，砂体类型有河道充填砂体、辫状河砂坝、边滩（点坝）砂体，以及废弃河道充填和决口扇、天然堤［1、2］。