《CY油田伴生气影响调整井固井质量》
本文是关于cy类论文范文集与油田有关论文范文集.
摘 要：影响调整井固井质量的因素可分为两大类,一类是地质因素或称地下因素,另一类则是工程因素.对于CY油田而言,随着逐步进入高含水后期,储层流体不但含水较高,而且伴生气含量也逐年升高.研究发现,封固质量差的层位与高含气的层位具有较好的对应性,有必要针对高含气问题开展固井工艺研究和现场试验.
关键词：调整井;固井质量;伴生气;气窜
1.前言
CY油田是早期注水开发油田,随着油田进入高含水后期,地层压力和储层流体性质发生了巨大变化,同样的施工工艺,未注水区块的固井质量明显好于已注水区块,地下因素已经成为影响调整井固井质量的主要因素,注水开采导致某些储层压力升高、含水升高,造成固井质量变差.近年研究发现,固井质量较差的层位与高含气层位有明显的相关性.
2.开发后期伴生气含量大幅度升高
气油比参数为采出1吨油时所伴随产出的天然气量,随着开发不断进入高含水后期,CY油田气油比大幅度升高,CY1地区升高1倍以上（表1）.
气油比的分布特征与构造位置密切相关,CY1、CY6、CY4地区位于构造高部位,气油比相对较高.
3.高气油比储层中流体相态分析
油田开发初期,在油水界面以上,储层中流体主要为油和天然气,当压力大于或等于饱和压力时,天然气溶解在原油中,流体相态为单相.当注水开采至油层见水后,压力不低于饱和压力时,流体相态为两相-油和水,天然气溶解在油和水当中.压力10Ma,温度55度℃时,天然气在油中的溶解度约为31 m3/t,在水中的溶解度约为1.68 m3/m3（据薛海涛,刘灵芝等,2001,据郝石生,张振英,1993）.
随着含水不断升高,因为天然气在水中的溶解度低于在油中的溶解度,相同压力条件下,溶解天然气的能力下降,当含水率超过某一数值时,天然气就会析出.
对于CY油田,含水率大多在95%以上.含水率按95%计算,油层压力按10Mpa计算,温度按55℃计算,1吨油可溶解天然气约31m3,19吨水可溶解天然气1.68×19等于31.92m3,合计约63m3.
目前,大部分地区的气油比已经在80m3/t以上,已经超出油和水能够溶解的气量.不能溶解的天然气以气泡形式游离于储层当中,与注入水和油一起形成三相流体.
在纵向上,各层天然气含量不可能是均匀分布的.区域盖层或夹层的岩性较为致密,一般为油页岩、钙质泥岩等,具有较好的密封能力.受重力分异作用,靠近其下部的油层将聚集更多的天然气,如位于标准层（N2底）下部的S0 组、位于 S1-S2 夹层下部的S2 组和位于SP 夹层下部的P1 组油层的上部,含气量更高.
4.高含气层位与封固质量差层段的对应性分析
通过与封固质量差的层段对应分析发现,高含气的层位封固质量差层段出现频次明显高于其他层位（表2,图1）.
图中可以看出,S0组、S2组和P1组出现频次明显高于其他层位,与高含气层位相吻合.其中,P1组出现频次最高,除高含气以外,P1组高渗透、高含水对部分井造成不良影响,增加了封固差的频次.以上分析表明,高含气是影响固井质量不可忽视的重要因素,游离态天然气产生气窜导致固井质量变差.
5.结论
（1）CY油田开发后期,气油比大幅度升高,平面分布与构造位置相关;
（2）根据天然气在原油和水中的溶解度计算,CY油田储层里含有游离态天然气,流体变成更为复杂的三相流体;
（3）受重力分异作用,靠近盖层或隔层下部的S0 组、S2 组和P1组油层含气量更高;
（4）高含气层位与封固质量差的层位相吻合,油田开发后期高含气对固井的影响不可忽视.
参考文献：
[1] 马志红,王连生,郭占谦等.大庆长垣喇、萨、杏油田天然气动态机制及深部气源[J].吉林大学学报（地球科学版）,2008,38（5）：726-730.
[2] 薛海濤,刘灵芝等.天然气在大庆原油中的溶解度[J].大庆石油学院学报,2001,25（2）：12-15.
[3] 郝石生,张振英.天然气在地层水中的溶解度变化特征及地质意义[J].石油学报,1993,14（2）：12-22.
[4] 宋文明,陈小楼,任文进.大庆油田固井技术的研究与应用[J].测井技术,2004,28（S1）：1-8.
作者简介：
王连生,1966.3-,黑龙江宝清人.1989年毕业于长春地质学院,2006年获得吉林大学博士学位,从事石油地质研究.
总而言之：本文是关于cy方面的毕业论文范文,可作为油田相关论文开题报告范文和职称论文写作参考文献资料.
cy引用文献:
[1] 油田硕士学位毕业论文范文 cy有关论文范文集2万字
