大型低渗-致密气田井网加密提高采收率对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

提高采收率是中国低渗-致密气田稳产期间面临的核心问题,确定合理的加密井网是提高储量动用程度的关键。通过明确苏里格气田有效储层规模尺度与4种空间组合类型,评价指出气田动静储量比仅为15.3%,储量动用程度低剩余储量规模大,划分出直井未动用、水平井遗留和井间剩余3种剩余储量类型。提出了井网加密是提高井间剩余储量动用程度的有效措施,构建了采收率、采收率增量、平均气井产量、加密井增产气量、产量干扰率等井网加密评价指标体系,确立了合理加密井网需满足的标准。结合地质模型、数值模拟、密井网试验数据验证等手段综合评价认为,合理加密井网应与有效储层组合类型相匹配、与气价及成本条件密切相关。在目前气价波动范围及经济技术条件下,苏里格气田采用4口/km²的加密井网是合理的。     

强非均质致密砂岩气藏已动用储量评价新方法

苏里格气田是典型的强非均质性致密砂岩气藏,目前已进入稳产阶段,储量资源基础需要重新落实。随开发程度提高,不同储层储量动用程度大有不同,后期如何部署产能建设井位、如何确保气田长期稳产的难度日益增大。开展已动用地质储量评价,明确气田剩余未动用地质储量,是气田技术挖潜和稳产的基础。针对此问题,以苏里格气田苏14区块盒₈、山₁段为研究对象,采用容积法对目的层进行储量复算,结合现有井网情况,针对不同井网控制程度,采用不同方法计算不同井网情况下的已动用地质储量,落实了已动用地质储量的规模及分布。结果显示,该区块目前已动用地质储量占复算储量基础的39.54%,实现区块长期稳产具有可行性。该研究对苏14区块后续井位部署和稳产技术政策研究有重要作用,对苏里格气田其他各区块及同类型气田的有效开发有借鉴意义。     

子洲气田富水区开发技术对策研究

子洲气田于2007年8月投产,目前主力区块储量已全部动用,未动用区块以富水区为主.为保证气田的长期稳产,进一步扩大储量动用程度,通过气井临界流量评价、数值模拟等方法,开展了富水区开发技术对策研究,为气田富水区的有效动用提供了依据.     

鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏稳产难点与对策

随着油气资源品位日趋变差,致密砂岩气藏已成为油气增储上产的主力之一,但对于如何确保已投入开发的(特)大型致密砂岩气藏长期稳产等问题,至今尚缺乏宏观分析的有效手段。为此,以我国陆上最大的致密砂岩气藏——鄂尔多斯盆地苏里格气田的最新研究成果为基础,以储量规模、开发规模、动态储量评价、气田产量递减规律、未动用资源评价5个方面为背景进行研究,分析了该气田稳产的难点,并从一个全新的角度为稳产难题的解决提供了重要证据和约束条件,进而对后期高效开发提供了技术支撑。结果表明:稳产的难点主要集中在井网不完善导致储量动用程度低、储层和流体特征存在差异造成产量递减不均、气水关系复杂让部分储量暂时难以有效动用、不同开采方式开采效果存在差异等7个方面。最后遵从"空间避开、时间错开、依靠技术、措施增产"的思路,运用水平井整体开发技术、混合开发井网综合优化技术、多维矩阵式气井管理技术和"主动性"排水采气技术等13项关键技术,进一步延长了该气田的稳产时间、提高了采收率。     

苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议

鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率,总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识,梳理了影响气田持续稳产的难点问题,提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。研究结果表明:(1)苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征,并且局部气水关系复杂;(2)不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异,气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大;(3)优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重,导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大;(4)为了实现该气田的长期稳产,针对致密砂岩气藏强非均质性的特征,需要进一步推广"基础井组+基础井网+差异化加密"的井网部署策略,持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术,运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度,配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性,采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平,并且尽早推广"负压"开采技术,以恢复濒临废弃井的生产能力;(5)寻求必要的财税政策支持是实现致密气资源充分利用的重要保障。     

苏20区块河流相砂体刻画方法研究及应用

随着苏里格气田勘探开发不断深入,储量动用程度越来越高,天然气富集区提高采收率成为气藏稳产的重要技术手段。由于剩余气分布零散,特别是在河流相致密砂岩气藏中,储集层具有砂体纵横向变化快、物性差异大、气水关系复杂、非均质性强等特点,原复合砂体研究已不能满足气田开发要求。为此,基于苏里格气田苏20区块特点,综合运用单一河道砂体识别、叠置泛河道砂体定量化解析、主河道方向预测、辫状河心滩空间解析、有效砂体定量表征及密井网区砂体精细解剖等方法,开展苏20区块河道砂体刻画技术研究,夯实精细地质研究基础,确定剩余气分布特征,并实施富集区井网优化,从而实现区块高效开发。     

苏里格25区块有效储集层空间展布特征研究与应用

苏25区块位于苏里格气田中北部,经过多年开发,目前富集区井网基本完善,区内优质资源基本动用,可供钻探的目标很少,而富集区外围钻探程度相对较低,未动用储量品质差、落实程度低,稳产形势日趋严峻。为了提高开发效益,助推区块实现稳产开发,应用测井、地震、生产动态等资料对开发成熟区进行地质解剖,总结储集层地震响应特征,应用地震属性分析、河道砂体刻画等手段进行储集层预测;通过波阻抗反演、烃类检测的地震融合属性体协同约束建立地质模型,实现了三维地震资料在建模中的应用,进而分析有效储集层空间展布特征和分布规律,评价优选可建产有利区,取得了较好的钻探效果。     

弹性二相法在苏里格气田的应用

苏里格气田，目前是我国储量最大的气田。苏6井区近两年的试采工作已经表明，苏里格气田属于受岩性控制的众多储量规模不等的定容气藏的组合体。气藏的岩性变化大、连通性差、储层比较致密，具有明显的透镜状小型气藏的特点。对于这类定容气藏．弹性二相法是评价单井控制地质储量的重要工具。本文根据苏6井区取得的单井测试和试采资料，采用弹性二相法预测单井控制的地质储量．取得了积极有效的成果。这一成果为定容气藏的著名压降法所证明．     

非均质低渗透气藏储层动用能力及影响因素研究

在我国已发现的低渗透气藏中, 类储层占有相当大的比例。苏里格气藏作为一个拥有5000多亿m3储量的特大型气藏, 类储层的储量在总储量中占到40%以上,这部分储量在气田开发中能否动用,动用的程度有多大,对气井产能的贡献有多少,是气田开发中急待解决的问题,而且对气田的产能规划和投资决策影响巨大。利用苏里格气田某气井实际资料,建立了单井地质模型,采用数值模拟技术,对低渗透气藏 类储层的动用能力及影响因素进行了全面的模拟研究,详细分析了不同开采阶段 类储层的动用能力及对产能的贡献。研究表明:低渗气藏 类储层的动用能力与其自身渗透率和含气饱和度以及储层应力敏感性、井附近渗透率、气井初期配产、是否间隙开井等多种因素有关。提出了提高储层储量动用程度的有效措施和相应的开发策略。     

苏里格气田配套生产能力年底将达到30亿立方米

作为我国储量规模最大的天然气田，苏里格气田实行合作开发模式，目前开发初具规模，形势喜人。苏里格气田位于内蒙古境内的毛乌素沙漠，属于非均质性极强的致密岩性气田，是典型的低渗、渗压、低丰度、低产气藏，实现经济有效开发开采难度很大。中国石油天然气集团公司在苏里格气田首次实行“5＋1”合作开发模式。2006年，长庆、辽河、华北、四川、大港等五家合作开发单位精心组织，强化管理，全面完成了苏里格气田开发指标，共完钻井312口，产气2．7亿立方米，累计产气5．9亿立方米。按照产能建设计划，2007年年底将达到30亿立方米配套能力。据悉，苏里格气田投入开发以来，重点围绕技术创新和管理创新、提高单井产量、降低开发成本的目标，努力实现“规模开发、技术开发、效益开发”，在地质、技术、管理三方面取得了显著成效。在地质方面，通过深化研究、滚动建产、甩开评价，拓展了含气富集区，苏里格各区块储量进一步落实和扩大。     

致密砂岩气田储量分类及井网加密调整方法——以苏里格气田为例

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,其储层物性差,有效砂体规模小,分布频率低,非均质性强,区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用,采收率仅约30%,需要开展储量分类评价,针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区,通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模;以沉积相带为约束,结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征,将气田储量分成5种类型。从I类—V类,储层厚度减小,连续性变差,储量品位降低,单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果,针对各储量类型,研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系,论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下,各类储量区合适井网密度为2~4口/km2,气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成,为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。     

苏里格致密砂岩气田潜力储层特征及可动用性评价

苏里格气田开发已全面进入稳产阶段,后备优质储量资源相对不足,对低于物性下限标准的储层进行潜力储层筛选并评价其开发可动用性,具有重要意义。面对气田致密砂岩储层分类不尽完善的问题,继承性开评展了储层系统性综合评价,将储层划分成5大类6种类型,并明确Ⅲ₂类储层是未来最具有开发潜力的储层类型。潜力储层形成主控于同砂岩粒度密切相关的储层物性,即发育于高能心滩-辫状河道微相中上部、中-低能心滩-辫状河道微相主体及中下部物性较差的中-细粒岩相部分。总结了潜力储层的6种发育模式,提出了间接动用、组合动用和直接动用等3种开发动用方式。可动用性评价表明,直接和间接动用方式开发效果相对较好,潜力储层具备较好的开发前景。潜力储层特征及可动用性评价可为未来此类储层开发提供有力支撑。     

火山岩致密凝灰岩气藏开发潜力分析——以松南火山岩气藏为例

松南火山岩气藏是一个高效开发的火山岩气藏,已开发生产6年,目前仍具有年产5亿方的生产能力。但是随着气藏生产时间的延长,气藏边底水推进、水气比快速上升、动态储量减少、天然气市场供不应求和冬季保供带来的峰谷差加大等因素,给气藏持续稳产带来了巨大挑战。通过分析YD1HF井高含CO2和腰深101井压裂高产,结合目前气藏动态认识,详细论述了火山岩致密凝灰岩第一低孔渗带未动用储量的范围和规模,通过调研和类比其他气藏储层条件和开发方式,认为致密凝灰岩储层通过水平井开发,采用分段适度压裂改造可提高产能,实现经济有效动用,最大限度提高储量动用率,保持气田长期稳产。     

大型致密砂岩气田采收率计算方法

大型致密砂岩气田储层物性差,含气面积大,非均质性强,气田储量与产量规模大,采收率与最终采气量是指导气田长期稳定生产、制定开发技术对策以及衡量气田开发效果的关键指标。致密砂岩气田孔喉小,渗流机理复杂,常规的实验室模拟方法难以得到准确的采收率数据。以苏里格大型致密砂岩气田为研究对象,优选中区、东区、西区、南区等典型区块进行精细解剖,根据地质特征及开发效果将投产井分成3类;以辫状河体系带为沉积相带约束,确定各类井区的面积比例;选取生产时间较长、基本达到拟稳态的井为分析样本,利用产能不稳定分析及生产曲线积分等方法,评价各类井的井均动态储量及最终累积产量;结合储层规模、结构与生产动态特征,论证单井控制范围;对各类井区以面积比例加权,模拟预测井网足够完善时区块的技术极限采气量及采收率。研究表明,气田各区技术极限采收率为26.8%~75.5%、平均为57.0%,远低于常规气藏的80%~90%。气田技术极限采气量为2.18×10¹²m³,目前经济极限采气量为1.27×10¹²m³,可通过技术进步降低开发成本,未来增产潜力大。     

靖边气田低效储量评价与可动用性分析

靖边气田是风化壳型碳酸盐岩气藏,目前处于开发中期,保持气田稳产是靖边气田面临的核心问题,而低效储量是靖边气田储量接替的重要领域。在低效储量分布特征的基础上,将靖边气田低效储量分布分为3种类型：低效储量与优质储量垂向叠加型;低效储量与优质储量侧向连通型;低效储量孤立分布型。研究结果表明,孤立型低效储量规模小,垂向叠加型和侧向连通型低效储量是靖边气田储量接替的重要类型。针对垂向叠加型和侧向连通型低效储量分布特征,采用数值模拟方法对低效储量可动用性进行分析和评价。研究结果表明,低效储层渗透率、低效储层布井方式（井距)、低效储层气井配产是影响低效储量动用程度的最主要因素。     

苏里格气田老井侧钻水平井开发技术与应用

为提高老井侧钻的有效储集层钻遇率,以苏里格气田苏中某区块为例,结合气田地质特征及开发现状,从优化部署和地质导向2方面总结了老井侧钻水平井配套关键地质技术,以此为基础;再从钻探效果、生产指标、效益评价等方面,研究老井侧钻水平井开发效果,综合分析各因素对侧钻井实施效果的影响。研究结果表明：心滩坝边部、辫状河道及主河道砂带内的心滩坝中部和底部为剩余气富集区;基于经济评价建立了侧钻井井位优选标准,即纵向上可动用有效厚度下限为4 m,平面上剩余储量的丰度下限为0.42×10⁸ m³/km²;利用三维地质模型、地层倾角评价、导眼井信息及随钻数据,多手段协作形成侧钻水平井地质导向技术,并总结了3种水平段导向模式。研究区内23口侧钻水平井有效储集层平均钻遇率为59.7%,平均初期日产气量为2.9×10⁴ m³,累计增产3.13×10⁸ m³。     

气藏开发全生命周期不同储量计算方法研究进展

储量评价贯穿气藏开发始终,系统梳理气藏不同储量计算方法,对认识和开发气藏具有重要意义。前期评价阶段,分气藏类型选择容积法或体积法计算探明地质储量,指导开发概念设计和开发方案编制;方案实施阶段,落实可动用储量,指导井位部署;规模开发后,采用物质平衡与现代递减方法计算单井或气藏动态储量和可采储量,指导井网、井距、生产制度等开发技术政策优化;开发中后期,采用精细气藏描述和数值模拟方法落实剩余储量,指导挖潜部署。综合来看,储集空间结构、流体赋存状态和气藏边界是优选不同储量计算方法的重要依据,也是开发全生命周期不断认识气藏的关键参数。     

苏里格气田西南部致密砂岩气藏资源评价方法及评价参数的影响因素

对储层特征及其对资源评价影响的认识,是致密砂岩气藏资源评价、生产和高效开发的基础之一。通过测井分析、薄片观察、生烃条件和生产数据分析,研究苏里格气田西南部石盒子组8段和山西组1段储层特征、砂体展布、砂体厚度、砂体叠置模式,明确储层特征和适用的评价方法,探讨储层特征对资源评价参数的影响。研究表明：苏里格气田储层具有典型的低孔低渗、强非均质性特征,适用容积法进行资源评价;储层厚度和面积受控于砂体展布和叠置模式,一般砂体厚度大,展布面积广的分流河道和复合砂体的资源量较大,产气量较高;储层孔渗受控于碎屑组分和微观孔隙类型,并受后期成岩作用强烈改造,压实作用和胶结作用破坏孔隙,溶蚀作用有力地改善了孔隙;生烃强度在根本上控制了产水区和产气区的分布,而致密气富集的甜点区主要分布于有利储层的相对高孔渗部位。在致密砂岩气资源评价中,沉积作用控制了砂体展布和叠置模式,塑造了不同类型的复合砂体,决定了储层面积、厚度,进而控制了油气赋存规模和产能。成岩作用改变储层储集和渗滤性能,主要以微观形式来对整个油气开采区的油气储量带来影响。     

苏里格气田苏6井区开发方案数值模拟优化研究

苏里格气田目前探明储量已超过5 000×108m3,其储层非均质性强,砂体叠置模式复杂。在开发早期,井网密度小,控制程度低,使用传统气藏描述方法不能满足开发设计的需要。利用随机模拟技术建立的精细地质模型开展了数值模拟研究,对气田的开发方案进行全面优化,制定了苏里格气田开发技术策略,以最大限度地提高气田开发经济效益。通过方案对比,确定苏里格气田开发井网为在有效砂体相对发育区的均匀井网,苏6井区应采用一套开发层系、一套井网的衰竭式开采方式,行距与排距分别为700和1 000m。预计年产天然气5×108m3,须钻新井73口,可稳产4 a。