三孔双渗气藏气井产量的变化特征及应用

碳酸盐岩储层的储集空间复杂,主要有孔隙、洞穴和裂缝三大类,该类气藏具有不同于均质和双重介质气藏的特殊产能变化规律,过去对其中起主导作用的影响因素定量化了解不够。通过建立和求解洞穴-裂缝-孔隙三重介质气藏定井底流压生产数学模型,绘制了无阻流量变化图版,根据该图版可以分析产量随时间的变化特征,分析了裂缝和溶洞储容比、基质和溶洞窜流系数对气井产能变化特征的影响,为正确认识三重介质气藏气井产量变化规律提供了理论依据。     

高压—超高压碳酸盐岩气藏渗流机理及开发特征——以阿姆河盆地M区为例

为了弄清影响高压—超高压气井生产动态的根本原因,选取土库曼斯坦阿姆河盆地M区多个碳酸盐岩气藏储层岩心,开展了多回次变围压应力敏感、衰竭式开发、CT扫描及三维数字岩心模拟等实验,在此基础上,深入剖析了高压—超高压气井的生产动态特征,研究了不同产状裂缝及其发育程度对气井产能的影响,进而提出了M区高压—超高压碳酸盐岩气藏在开发早期需采取的合理对策。研究结果表明:(1)应力敏感实验表明,孔隙型及孔洞型岩心应力敏感程度中等偏弱,裂缝—孔隙型岩心应力敏感程度强,渗透率不可逆损害率高且损害率主要集中在加压初期;(2)岩石弹性膨胀是高压—超高压气藏开采早期的主要驱动能量;(3)高压—超高压气藏在开发早期应控制采气速度,有利于降低气井产能递减幅度、增加阶段采出程度;(4)裂缝—孔隙型储层中气井初始产能主要受裂缝发育程度的影响,产能递减幅度主要受裂缝产状的影响;(5)以发育低角度裂缝为主的储层,地层压力降低后裂缝易闭合,气井产能递减较快,在开发早期应严格控制生产压差;(6)阿姆河盆地高压—超高压气藏大部分气井在地层压力降至45 MPa以前,应尽量保持生产压差小于5 MPa。结论认为,所建立的方法具有一定的通用性,可以为其他地区高压—超高压气藏的优化开发提供借鉴。     

阿姆河右岸不同类型储层改造配套技术研究与应用

地质研究表明,阿姆河右岸碳酸盐岩储层主要有孔洞型、孔隙型、裂缝-孔隙型和缝洞型四种类型。储层类型的多样化和孔渗关系的复杂性为储层改造工艺、液体优选、参数优化等带来了诸多难题。本着“高效开发、长期稳产”原则,为充分发挥单井产能,配套并储备先进的增产工艺,开展了一系列液体优化、工艺优选、参数适应性分析等方面的配套技术研究,最终形成了分别对应巨厚孔洞型储层、多层孔隙型储层和裂缝-孔洞型储层的高效改造技术系列,为保证气井长期高产、稳产提供了技术保障。     

深层高压碳酸盐岩气藏孔隙结构特征及衰竭开发规律

深层碳酸盐岩气藏孔隙结构复杂,产能差异大,气藏高效开发和长期稳产面临挑战,急需开展地层条件下衰竭开发规律的针对性研究。为此,采用二级CT扫描技术精细描述了气藏储层的孔隙结构特征,并通过岩心实验研究地层条件下孔隙结构和束缚水对衰竭开发的影响规律。结果表明:孔洞和裂缝的发育与分布不均是该类气藏非均质性强、产能差异大的主要原因;产气量主要受孔隙度的控制,阶段采出程度与渗透率接近对数关系;当井底压力为15 MPa时,孔隙型、孔洞型、裂缝-孔隙型和裂缝-孔洞型储层的平均阶段采出程度分别为47.43%、48.21%、59.90%、62.14%;裂缝-孔洞型储层的储量、产气量、阶段采出程度均相对较高;孔洞型储层的储量高、产气速度低,“高孔低产”特征明显;裂缝-孔隙型储层的储量低、产气速度快,稳产周期短;孔隙型储层的储量和产气速度均比较低。研究结果可为深层高压碳酸盐岩气藏开发方案设计提供理论依据。     

裂缝发育碳酸盐岩气藏气井产能变化影响因素

应力敏感是影响裂缝发育碳酸盐岩储层气井产能的重要因素,目前大多基于岩心实验分析来描述其对产能的影响。针对含天然裂缝岩样取心难度大,以及不同裂缝发育岩心应力敏感实验结果存在差异等局限性,文中提出了利用试井动态模型预测气井产能的方法。首先,基于典型井试井解释成果,分析储层渗透率应力敏感性;其次,在利用实测产能对试井模型验证基础上,开展是否考虑应力敏感的产能试井设计;最后,根据预测结果定量分析产能变化影响因素。结果表明:地层压力下降是引起气井产能降低最主要的因素,但应力敏感的影响仍不可忽略,随气藏开采应力敏感影响逐渐减小。利用该方法可有效预测该类气藏气井产能。     

缝洞型碳酸盐岩储层产能方程及其影响因素分析

缝洞型碳酸盐岩气藏储层基质孔隙度、渗透率低,孔洞缝发育,非均质性严重,渗流规律复杂,气体流态特征及其关键影响因素是建立合理有效的缝洞型碳酸盐岩气藏气体渗流模型的重要基础。为此,开展了基岩孔隙型、裂缝型、溶蚀孔洞型3种不同储层特征岩样的渗流特征与应力敏感物理模拟实验,得到了不同储层特征岩样对应的流态特征与应力敏感特征;通过研究其影响程度,获取了碳酸盐岩储层应力敏感模型和高速非达西渗流系数模型,最终建立起了考虑应力敏感与高速非达西系数的二项式气体渗流模型和产能方程。数值计算结果表明:①碳酸盐岩气藏产能计算时孔隙型储层若只考虑应力敏感,由此引起的产能损失幅度在30%左右;②溶蚀孔洞型储层若只考虑高速非达西效应,由此引起的产能损失幅度在20%左右;③裂缝型储层需要综合考虑应力敏感和高速非达西效应,两者共同作用导致的产能损失在40%左右。上述规律性认识对生产实践具有重要的指导意义。     

裂缝-孔隙型碳酸盐岩气藏稳态产能评价方法

针对常规气藏产能方程难以准确评价裂缝-孔隙型碳酸盐岩气藏产能的问题,利用Ka-zemi模型简化裂缝-孔隙型碳酸盐岩气藏渗流模型,根据气体在裂缝与基质层中的不同流动状态,将双重介质复杂渗流分解为基质层线性渗流与水平裂缝径向渗流,建立了综合考虑裂缝渗透率、裂缝开度、裂缝条数及窜流系数的裂缝-孔隙型碳酸盐岩气藏稳态产能方程,...     

超深层强非均质性气藏早中期产能主控因素及开发优化技术对策——以四川盆地中部安岳气田震旦系气藏为例

以四川盆地中部安岳气田震旦系灯四段气藏为例,针对强非均质性气藏早中期产能主控因素和开发优化技术对策不明确的主要问题,研究了气井产能主控因素的科学内涵,提出了不同阶段产能主控因素的核心要素及主要研究条目,并以6类气藏典型渗流模式为基础,明确了早期、过渡期和稳定期的产能主控因素,在此基础上提出了井位平面部署、靶体位置、改造工艺、生产井制度优化4个方面的对策建议。结果表明：①产能主控因素是指影响气井产能的主要条件,其不同开发阶段的研究对象和侧重点不同,核心要素是落实储量基础、改造区及远井区的渗流能力,主要研究条目是优质储层的关键指标及地震响应、专项试井解释等;②灯四段气藏早期、过渡期以及稳定期产能分别受优质储层发育和储层改造后裂缝系统搭配,远井区供气能力以及剩余动态储量控制,并明确了优质储层的电性特征、改造后试井及施工曲线特征、平面非均质性特征、剩余动态储量变化特征对于早中期不同阶段产能的影响;③通过实施开发优化技术对策,取得了单井产量的突破,新工艺井平均绝对无阻流量为直井的2.3倍,已投产井稳产比例从80.5%增加至95%,油压递减速度减缓,基本满足开发方案设计要求。研究成果形成系统的早中期产能主控因素及开发优化技术对策,为超深层强非质性碳酸盐岩气藏的高效勘探开发提供技术参考。     

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裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储集层伤害因素的地质分析四川石油管理局地质勘探开发研究院王新建邓素萍川东石炭系气藏储层是典型的裂缝—孔隙型碳酸盐岩储层。储层伤害研究具有重要的实际意义和理论价值。地质模型与伤害模拟试验川东石炭系储层孔隙、喉道、裂缝具有以下特征...     

礁滩型碳酸盐岩气藏开发面临的问题及开发技术对策

礁滩型碳酸盐岩气藏不同于常规碎屑岩气藏,该类气藏的有效开发面临很大问题。龙岗气田是典型的礁滩型碳酸盐岩气藏,地质研究和试采动态特征研究表明气藏储层存在强烈的非均质性,气水关系复杂,部分试采井受地层水影响严重,同时不同类型气井生产特征表现出极大差异。该气藏有效开发主要面临储层非均质性评价、流体分布复杂性描述、储量计算以及产能评价等问题。针对该气藏开发面临的问题以及气藏开发特征,提出4条开发技术对策:①井—震联合开展储层精细描述,提高气藏开发规模;②布井方式采用不规则井网,提高气藏开发效益;③加强动态监测,科学管理气藏,提高气藏管理水平;④坚持"边勘探、边滚动、边建产"的开发思路,降低气藏开发风险。气藏开发技术对策的制定为龙岗气藏有效开发提供指导。     

高石梯-磨溪碳酸盐岩气藏斜井产能评价

针对高石梯-磨溪碳酸盐岩气藏应力敏感性强、斜井产能评价困难的问题,在储层类型描述的基础上,运用物理模拟实验方法,分析裂缝-孔洞型、孔隙-溶洞型及孔隙型储层的应力敏感特性和非达西渗流特征,采用曲线回归方法求取储层应力敏感和高速非达西渗流系数方程,在稳态渗流的条件下,建立考虑井斜、储层应力敏感和高速非达西的产能评价数学模型。根据储层岩石、流体特性与生产动态,应用现代产量递减分析方法,确定地层渗透率与单井控制半径,对模型进行求解计算。与矿场测试无阻流量相对比,计算结果平均误差小于6.0%,准确度较高。研究成果为应力敏感性碳酸盐岩气藏斜井产能评价提供了新的技术方法。     

致密碳酸盐岩水平井分段酸压工艺技术

针对大牛地气田下古生界低渗致密碳酸盐岩气藏储层非均质性强、微裂缝发育、酸液滤失严重和直井酸压改造难以有效建产等问题,采用水平井裸眼完井、管外封隔分段压裂工具实施分段,并对孔隙型和裂缝-孔隙型储层分别优选低滤失的胶凝酸和黏弹性清洁转向酸或交联酸酸液体系进行分段酸压改造,从而降低了酸压施工风险,取得了显著的酸压增产效果,实现了该气田致密低渗碳酸盐岩气藏的经济有效开发,也为其它致密碳酸盐岩储层水平井的勘探开发提供了借鉴,值得推广应用.但鉴于水平井裸眼井段长、裂缝发育、酸液滤失量大、酸蚀裂缝短等问题,建议结合碳酸盐岩储层特征尝试采用套管固井来实施水平井的多级分段酸压改造.图2表参5     

库车前陆盆地克深气田超深超高压气藏开发认识与技术对策

塔里木盆地北缘库车前陆盆地克深气田是罕见的超深超高压裂缝性致密砂岩气藏。在气田开发先导试验阶段,开发井成功率、产能到位率均低,气井产能递减快,开发效果不佳。为此,在深入认识气藏地质特征、产能控制因素、储层连通关系与渗流特征、气水关系与水侵规律的基础上,经过持续的开发试验和技术攻关,探索形成了"高部位集中布井、适度改造、早期排水"的开发对策和"超深复杂构造描述技术、裂缝性致密砂岩气藏井网优化技术、裂缝性致密砂岩储层缝网酸化压裂改造技术、超深超高压气井动态监测技术、高压气井井筒完整性管理与评价技术"等5大配套开发技术,在该气田开发过程中取得了良好的应用效果:(1)目的层钻井深度误差由125 m下降到30 m以内;(2)克深8区块扩大试验区产能到位率达100%;(3)单井平均天然气无阻流量提高5倍,由改造前的50×10~4 m~3/d提高到273×10~4 m~3/d;(4)克深气田实现了高温高压条件下的安全平稳生产。该气田的成功高效开发为国内外其他同类型气藏的开发提供了经验,其开发对策和配套技术具有重要的指导和借鉴意义。     

安岳气田磨溪区块深层含水碳酸盐岩气藏驱动能量变化规律

深层碳酸盐岩有水气藏储层孔洞、裂缝发育,岩石压缩性强,气水关系复杂,影响气藏驱动能量变化,进而导致气藏动态分析和开发方式优化差异较大。针对该问题,以安岳气田磨溪区块龙王庙气藏为例,通过实验研究深层碳酸盐岩压缩系数变化规律,建立不同类型储层的压缩系数应力敏感方程。并结合水驱气藏物质平衡方程,通过压降指示曲线来研究不同类型储层压缩系数对变容封闭气藏驱动能量变化的影响、封存水区和气水过渡带不同含水饱和度对变容气藏驱动能量变化的影响、压缩性对水驱气藏驱动能量的影响。计算009-3-X2井不同时期的驱动指数并分析其变化规律。研究结果表明:碳酸盐岩不同类型储层压缩系数差异大,缝洞型储层压缩系数应力敏感性强,开发初期岩石和孔隙水的弹性能量强,弹性驱动指数为0.317~0.535,弹性能量主要在采出程度低于20%时释放;当储层含水饱和度达60%时,地层内自由水的弹性驱动指数达0.359;当存在边底水时,边底水压驱动能量在初期较强,后期逐步减弱。研究成果可为碳酸盐岩气藏开发方式优化、产能评价和储量计算提供重要依据。     

四川盆地重点海相碳酸盐岩气藏产能评价现状及展望

产能评价是气田开发的核心工作,气井绝对无阻流量是反映气井潜在产能的重要指标.在四川盆地重点海相碳酸盐岩气藏开发实践的基础上,文中综合研究了气井产能的科学内涵及产能评价核心技术,提出了以"有没有,通不通,定不定"为技术体系的产能评价理念,即动态储量有没有?流动能力怎么样?流动是否稳定?而产能评价核心技术包括绝对无阻流量的计算、绝对无阻流量随时间的变化规律、绝对无阻流量的关键指标构成及影响因素.在此基础上,进一步探讨了气藏产能评价的现状和主要矛盾,如在水侵、井间干扰、储层低渗和强非均质性等因素的影响下,对气井压力、泄气半径及渗透率等参数随时间的变化规律认识不清楚.研究成果可以用于简化和解决复杂地质条件下的气井产能评价问题,为四川盆地重点海相碳酸盐岩气藏科学开发提供技术支撑.     

大型深层碳酸盐岩气藏描述技术研究

四川盆地高石梯-磨溪区块震旦系灯影组气藏为典型的大型深层碳酸盐岩气藏,受岩溶等因素影响,储层低孔低渗特征明显,非均质性强、孔洞搭配多样、渗流规律复杂,气藏精确描述难度大,严重制约了气藏开发有利区的优选和开发技术对策的制定。为解决此类气藏精确描述的难题,运用岩心描述和成岩解释形成了白云岩风化壳岩溶分带描述方法;运用数字岩心描述技术和融合地震解释技术形成了量化毫米级缝洞搭配和预测方法;运用三重介质储层试井诊断储层渗透性、形成岩溶性碳酸盐岩气藏开发有利区评价及优选技术。这套深层岩溶碳酸盐岩描述技术为该类气藏的开发政策提供了整套技术体系。     

苏联奥伦堡凝析气田的测井方法

奥伦堡气田凝析气藏的剖面主要由碳酸盐岩组成。平均孔隙度为5.1％。有三种类型的储层：孔隙型、孔隙-裂缝型和裂缝型。孔隙型储层的平均开敞孔隙度为12.3％（变化范围4—25％），孔隙-裂缝型储层的平均开敞孔隙度为5.8％（3—8％），相应的渗     

长庆气田奥陶系马五段碳酸盐岩裂缝发育程度与气藏关系研究

通过钻井岩心描述、裂缝测井资料综合解释以及野外地质露头观察表明：长庆气田区奥陶系马五段碳酸盐岩裂缝的成因类型有3种：①构造成因裂缝；②风化成因裂缝；③成岩成因微裂缝。与构造应力有关的裂缝发育在马五1-马五4亚段中；风化成因裂缝主要发育在马五1^1-马五1^2砂层组；成岩成因微裂缝主要发育在马五1^1-马五1^4砂层组。马五段碳酸盐岩裂缝发育与气藏聚集、单井产能关系密切。这不仅得益于因裂缝的贯通作用，使得碳酸盐岩中孤立无效的溶蚀孔隙变为有效孔隙，同时也因裂缝的存在大大地改善了储层的渗透能力。尤其是在密集的裂缝发育区与大量溶蚀孔洞有利地叠合时，通常形成高产气藏。     

库车坳陷克深气田超深层致密储层产能控制因素

塔里木盆地库车坳陷克深气田是世界罕见的超深超高压高温裂缝性致密砂岩气藏,基质低孔特低渗,裂缝是最主要的渗流通道,气藏产能平面分布差异大、高效开发井布署难等问题是制约气田高效开发的关键。在气藏地质特征、断裂裂缝系统、基质物性、储层微观结构和气水关系分布等研究的基础上,结合储层地应力研究,从多个角度系统解剖了主力产气区克深2区块高效井和低效井的差别,揭示了产能的主控地质因素和钻完井因素,提出了高效井布署、实施及开发合理技术政策。研究结果表明：井筒及井周裂缝发育程度、产状、有效性、储层力学特征、气柱高度及其相互之间的匹配关系是制约气井产能的先天地质因素;井周断层、裂缝、隔夹层、气水分布、投产井段及由此制定的合理开发技术政策是制约长期高产、稳产的核心因素;完钻井深、完井投产井段、射孔段优化和储层改造工艺是否合理,也是气井高产、稳产的关键;同时,基质储层物性及孔喉特征对产能也有一定影响。综合分析认为,在高部位集中布井是实现该类气藏高效开发最直接、最有效的手段。     

基于地震的碳酸盐岩双重介质建模技术及应用

碳酸盐岩气藏裂缝孔隙型储层非均质性强,裂缝复杂,仅依靠井资料和随机模拟的三维地质建模无法准确描述储层以及裂缝特征,数值模拟历史拟合误差大,无法进行有效的流体动态分布预测。以土库曼斯坦阿姆河右岸S气田群为例,提出基于地震的复杂碳酸盐岩双重介质建模技术,利用多级相控反演礁滩体内幕储层技术对基质模型进行约束,利用地震多属性融合裂缝预测技术对裂缝模型进行约束,精细表征了碳酸盐岩储层非均质性特征及裂缝分布特征,提高了复杂碳酸盐岩建模精度,提升了数值模拟预测的准确性。同时,利用双重介质模型和数值模拟对储层连通性开展了有效评价,准确判断了水源方向,为后期开发方案的制定提供了有效信息。