随着天然气勘探开发的逐步深入,开发对象由常规气藏向非常规气藏拓展,致密砂岩气逐渐成为天然气增产的主力.鄂尔多斯盆地致密气分布范围广、资源量占中国致密气资源量的58.2％,与其他国家致密气相比,具有气层更薄、非均质性强、地层压力系数低的特点,效益开发难度更大.经过20余年攻关,长庆油田探索形成了致密气开发配套技术,年产量达到360×108m3,建成中国最大的致密气区之一,并将迈入高质量发展新阶段.通过概述鄂尔多斯盆地致密气藏典型特征,回顾了开发历程及其重大转变,分析了长庆油田致密气开发潜力及前景,指明了攻关方向.研究表明:①长庆油田致密气开发历经4个阶段,通过气藏深化认识、工艺攻关、管理提升,解决了大面积低丰度复杂致密砂岩气藏效益开发的难题,实现了长庆气区快速上产.②2016-2020年以来,随着储层预测、水平井开发等7个关键瓶颈技术取得突破,开发指标大幅提升,推动致密气高质量发展.③通过已开发气田、评价新区致密气资源基础及开发潜力评价,明确了致密气"十四五"(2021-2025年)规划目标.④从优化开发技术政策、钻井提速、试气压裂提产等5个方面指明了致密气技术攻关方向,确保长庆油田致密气开发目标的实现.

通过高温、高压腐蚀模拟试验和腐蚀理论分析,研究了某气田气井井筒材料80SS钢在不同H2S分压(0.005～0.1 MPa)、CO2分压(0.1～1.0 MPa)及温度(30～90℃)下的腐蚀规律.结果 表明:在CO2分压为1.5 MPa,温度为80℃条件下,随着H2S分压的增大,80SS钢的腐蚀速率由1.69 mm/a降低至0.12 mm/a,当H2S分压为0.1 MPa时,试样表面出现细小的点蚀坑;当H2S分压为0.01 MPa,温度80℃C时,随着CO2分压的增大,80SS钢的腐蚀速率增大,发生极严重腐蚀;当温度由30℃升高至90℃,80SS钢的腐蚀速率由0.24 mm/a逐渐增大至0.98mm/a,腐蚀产物晶粒变大,试样表面腐蚀产物覆盖不完全,逐渐出现局部腐蚀风险.

绝缘接头(法兰)绝缘性能和管内电流是阴极保护参数中较为重要的数据.采用GB/T 21246-2007中推荐的各种方法,对长庆油田靖边集输管道系统进行绝缘性能和管内电流测试研究.通过数据分析,结合数值分析、误差分析等对国标中推荐的测试方法进行了分析讨论.研究结果表明:电位法和PCM漏电率法适用于在役绝缘接头(法兰)的绝缘性能测试,两者结合使用可以提高测量的准确性.仪器测量精度不够导致漏电电阻法和接地电阻测量仪法不适用于绝缘接头(法兰)的绝缘性能测试.电压降法和标定法适用于管内电流的测量.对这些方法的现场应用提出了一些有益的建议.

苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏,储层具有典型的"低渗透、低孔隙、低丰度、强非均质性"的特征,区块气井生产主要采用安装井下节流器、多井串接和集气站计量等简化的地面设施以节约成本.因此,对于井下安装节流器气井测试井筒积液情况需拔取节流器,而且井筒液面随生产动态变化,常规的井筒积液测试成本较高、影响气井产量,难以大规模使用.如何对节流器气井积液情况准确地预测尤为关键,直接影响气井排水采气措施的实施.针对以上情况,以苏里格气田X1区块为例,利用气井常规生产资料,结合节流器气嘴尺寸、下深等参数,提出产量比较法(实际产量与理论产量对比分析法)和油、套压差预测法,并结合现场测试数据进行方法验证,准确地预测了X1区块气井积液量,为气井精细措施管理提供了重要的依据.

鄂尔多斯盆地苏里格气田上吉生界气藏在开发中产生一定量的凝析油,含量约为10 g/m3,属于微含凝析油气藏,如果生产初期配产过大,那压力下降就会过快.在反凝析作用下.凝析油在近井地带析出形成多相流,堵塞微孔隙和吼道,导致气相渗透率降低,使得气井产量大幅下降,部分被封闭的天然气无法采出,层内凝析对储层的伤害有可能是永久性的.为此,通过对该气藏层内反凝析机理、层内凝析影响因素的分析及室内试验,再使用新建立的三维数学模型对单井进行预测,结果表明该气藏“三低”(低孔、低渗、低产)特征加剧了凝析液对储层的伤害.同时还分析了气井产能降低的根本原因,并对气井生产管理提出了建议:①在保护开采阶段,投产初期应合理配产,以低于无阻流量的1/5～1/8配产,尽可能延长露点线以上开采时间,使凝析油尽可能不在地层中析出;②在反凝析阶段,要在系统研究的基础上得出准确的相态图,要快速通过该阶段尽早进入蒸发阶段,使已经凝析出来的凝析油再次蒸发汽化,从而降低储层污染.该研究成果对苏里格气田上古生界气藏的科学开发以及进一步提高呆收率具有重要意义.

泡沫排水采气工艺是靖边气田保障产水气井连续、稳定携液生产主要的排水采气措施,目前普遍采用井口间歇加注和站内连续加注的常规加注工艺.井口智能注剂、自动投棒及固体消泡等新工艺具有操作简单、工作量小、自动连续加注等优势,能够有效提高气井助排效果.因此本文在分析现有泡排工艺基础上,通过开展泡排新工艺的研究与现场应用,建立了不同类型助排气并泡排新工艺加注制度.重点根据气井不同的产水特征,结合单体泡排工艺优势进行了优化组合,为进一步扩大靖边气田泡排应用范围和中后期产水气井的合理开发提供技术支撑.

气井的无阻流量在单井配产方面起着重要作用,常规回压试井方法是确定气井产能方程进而求取无阻流量的重要要手段。对于低渗透气藏,常规回压试井方法测试时间相对较长,难以获得理想的结果,目前靖边气田每年选择一些高产(高渗透)气井进行产能试井。本文从不稳定渗流理论出发,通过对不稳定渗流方程的推导、变换得出利用压力恢复资料求取二项式产能方程的方法,通过实例计算证明该方法是可行。

Conventional well test analysis has become matured as to application in homogeneous reservoir and single-phase flow, while theories and methods of numerical well test analysis are rarely used as a new technology. In this paper, some features and current applications of numerical well test analysis were briefly introduced, especially applications in complex gas wells in various kinds of reservoir, such as Jingbian, Yulin, Wushenqi, Sulige gas fields. The process of conventional and numerical well test analysis was illustrated in detail with comparison of the analysis results from the two methods. These summaries are very useful to improve application of well test analysis technology and extend application of numerical well test analysis.

From the beginning stabilized production, deliverability of some gas wells in Jingbian gas field has decreased obviously. To strengthen the understanding of reservoir characteristics, gas well deliverability characteristics and rate maintenance capacity, study deliverability of Majiagou-51+2 gas reservoir, predict the timing for gas field pressurizing, and provide reliable technical basis for identification of development scale and efficient development, well test and analysis at constant production rate have been initialized in selected typical well block since 2004. Through field tests and gas reservoir engineering study, geologic modeling and numerical simulation, the decline trend of wellhead pressure under constant production rate was identified, providing a basis for understanding of the development performance.