川东A区块石炭系气藏开发效果评价

发布时间：2017-12-11 07:34

  本文关键词：川东A区块石炭系气藏开发效果评价

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【摘要】：气藏开发效果评价是提高气田管理水平、发现开发过程中存在问题并实现气藏高效合理开发的重要手段,是提高气藏采收率一种极为有效的方法。川东A区块石炭系气藏目前地层有效驱动能量趋于衰竭,2010年实施增压开采后产量仍然持续递减,地层水对气井生产的影响逐渐显现。为此本文采用气藏动态分析和数值模拟相结合的研究思路,系统地评价研究了构造、储层、储量、渗流特征等,并提出了下步开发措施建议。主要得到以下结论和认识:(1)总结了 A区块石炭系气藏目前开发存在的主要问题:各生产井水气比逐渐上升,部分井带液困难;个别高产气井超配产现象较严重,水侵区储量的动用难度大,产能规模已达不到调整方案的规模要求。(2)经气藏动态储量计算和数值模拟拟合证实:该气藏SPC、PJP高点复核动态储量243.62×108m3,剩余动态储量55.60×108m3;XM高点YD001-1井区水驱物质平衡法动态储量3.49×108m3,剩余动态储量1.68×108m3。(3)数值模拟表明:S31、32号断层断开完全,封闭性好,有效阻隔边水入侵;S33号断层在TD90井至TD88井延线东翼未完全断开,为断层东面边水进入气藏提供了通道。剩余气主要分布在TD86-26井区以及TD30、030-1井区。(4)气藏压降剖面分析表明:TD90井区压力(32.23MPa)较高,TD31至92井区地层压力最低,约7.5MPa左右,TD90井区(水区)与北区压差高达20.45MPa左右,水侵风险大。(5)气井压力恢复解释曲线特征分析表明:各气井表皮系数均小于零,均为完善井;中区渗透性好,北段渗透性变差,南段渗透性最差;TD30、88、96井双对数曲线后期上翘,初步推断这3口气井外围可能存在边水推进。(6)气藏连通性评价表明:SPC、PJP为同一压力系统,各井普遍连通;XM高点与SPC主体不连通,TD94井与SPC高点不连通,新完钻TD090-1井与TD90井水体连通,YD001-H2井与YD001-1井间连通。(7)气藏开发效果分析表明:气藏主体区井网分布合理,计算目前气藏各井无阻流量合计为375.93×104m3/d,建议气藏合理配产规模为125.6×104m3/d。(8)提出了川东A区块石炭系气藏开发措施:适当调整各井配产,降低递减速度;TD84、29、82和TD91井建议更换油管,TD030-1井将油套合采改为油管生产,YD001-H2井和TD81实施气举排水工艺复产,提高TD90井区排水规模至300m3/d,密切监测地层水活动情况。本文研究成果正逐步实施,并取得了良好的效果,为A区块石炭系气藏的高效开发和提高最终采收率提供了重要的理论依据,对同类气藏的开发具有借鉴意义。
【学位授予单位】：西南石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2017
【分类号】：TE37

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本文编号：1277623