苏里格气田东二区气水分布及产水控制因素分析

被引：10

作者：

林孟雄 ^{[1
]}

刘立 ^{[2
]}

张一果 ^{[1
]}

常森 ^{[1
]}

夏阳 ^{[1
]}

机构：

[1] 长庆油田分公司第五采气厂地质研究所

[2] 自然资源部油气资源战略研究中心

来源：

吉林大学学报(地球科学版) | 2020年 / 50卷 / 02期

关键词：

苏里格气田; 气水分布; 孔隙度; 渗透率; 控制因素; 开发方式; 采收率;

D O I：

10.13278/j.cnki.jjuese.20190316

中图分类号：

TE37 [气田开发与开采];

学科分类号：

082002 ;

摘要：

针对低孔、低渗的致密砂岩气藏高效持续开发急需解决的气水分布及产水控制因素问题,通过苏里格气田东二区气藏地质和生产动态资料的综合分析,得出以下主要认识:地质构造和生烃强度控制本区气水分布的宏观格局,高产气井绝大多数发育在近烃源岩的低洼部位或微幅构造上;储层物性参数对气水分布起着关键的控制作用,物性好的砂体毛细管阻力小,天然气更易于驱替储集条件好的砂岩储层中的地层水形成气层,研究区气层孔隙度介于7%～14%之间,渗透率为（0.50～2.00）×10-3μm2;泥岩隔层等因素造成气水分布的复杂化,随着下伏山1段泥岩隔层厚度的增大,对应区域盒8段日产气量减小,日产水量增加;致密砂岩气藏产能受开发方式的影响很大,在气藏合理配产过程中,需要考虑压敏及速敏效应的影响:投产时间越长、配产及生产压差越大,气井出水速率越快,出水量越大。采用水平井开发,可增加气井的泄流面积、减小生产压差、提高产能、降低水气比,可以实现延长无水或低水采气期,从而提高采收率。

引用

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页数：8

共 21 条

[1]

大牛地气田老区山1气藏气水分布特征研究.[D].袁恩来.成都理工大学.2011, 04

[2] 大牛地气田大8—大10井区水平井产能影响因素 [J].