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。     

大型致密砂岩气田有效开发与提高采收率技术对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

以致密气采收率影响因素及储集层地质特征分析为基础,从剩余气成因角度对苏里格气田已开发区致密气剩余储量进行分类,估算不同类型剩余气储量,并提出相应提高采收率技术对策。苏里格气田致密气剩余储量可划分为4类:井网未控制型、水平井漏失型、射孔不完善型和复合砂体内阻流带型,其中,井网未控制型和复合砂体内阻流带型井间未动用剩余气是气田挖潜提高采收率的主体,井网加密调整是主要手段。综合考虑储集层地质特征、生产动态响应和经济效益要求,建立定量地质模型法、动态泄气范围法、产量干扰率法、经济技术指标评价法4种直井井网加密技术,以及直井与水平井联合井网优化设计方法,论证气田富集区在现有经济技术条件下,合理井网密度为4口/km~2,可将采收率由当前的32%提高到50%左右。同时针对层间未动用型剩余储量形成老井挖潜、新井工艺技术优化、合理生产制度优化、排水采气、降低废弃产量5种提高采收率配套技术,可在井网加密的基础上再提高采收率5%左右。研究成果为苏里格气田230×10~8 m~3/a规模长期稳产及长庆气区上产提供了有效的支撑。图6表4参31     

苏里格致密砂岩气藏未动用储量评价及开发对策

为落实苏里格气田强非均质致密砂岩气藏储量规模和动用程度、评价稳产潜力，基于储层地质知识库，通过细分计算单元采用"容积法"完成储量复算；结合储层静态参数、气井生产指标及内部收益率建立了储量分类评价标准，将储量分为富集区、致密区和富水区三类；优选"单井控制面积法"评价已动用储量和剩余未动用储量。评价结果表明，苏里格气田储量基础落实，各区块储量动用程度差异大，储量综合动用程度为40.1%，剩余未动用储量规模大，稳产潜力较好。目前经济技术条件下，气田稳产主要通过井网加密、侧钻水平井及查层补孔的方式来提高富集区和致密区储量动用程度，富水区剩余储量的有效动用仍须进一步攻关。     

陕XX井区井网加密潜力评价方法研究

井网加密是气田开发中后期提高气田稳产能力和采收率的重要手段。本文针对靖边气田陕XX井区气田储层平面、纵向非均质性强、储量动用不均衡的情况,通过开展物性分布特征、井控半径、井间干扰、产气剖面及数值模拟研究,落实了剩余储量分布特征及加密井部署有利区,预测了加密井产能及可采储量。研究成果为靖边气田陕XX井区井网加密工程实施提供了依据。     

苏6区块气藏剩余储量评价及提高采收率对策

针对致密砂岩气藏剩余储量分布及提高采收率对策不明晰的问题,以苏6区块为例,通过气藏精细描述,明确了区块的有效砂体展布特征及气藏剩余储量分布类型,估算了各类型气藏剩余储量占比;基于气藏剩余储量分布特点,应用经济技术指标评价方法,确定了合理的直井井网密度,提出了通过直井井网加密来提高气藏采收率的技术对策。研究结果表明,苏6区块剩余储量分布类型主要为井网未控制型、水平井遗留型、直井遗留型,直井遗留型又可细分为射孔不完善型、复合砂体内部阻流带型2个亚类。其中,井网未控制型为主力剩余气,占总剩余储量的67.7%,为主要挖潜对象。合理的直井井网密度为4口/km2,加密后区块采收率可提高至48%左右。     

低渗透油藏井网整体加密调整技术界限

定量表征低渗透油藏井网整体加密前后储量有效动用规律的变化,是油田制定合理开发调整策略的基础。基于实际低渗油田反九点井网整体加密调整方式,利用势叠加原理,得到了反映实际井网形式下的开发单元渗流场分布计算公式;提出了"有效驱动压力梯度"的概念来反映流体在注采单元间的动用程度;统计了不同区域的有效驱动压力梯度大小与注采单元控制范围的关系,进而建立了定量描述不同井网条件下储量有效动用规律的评价方法。研究表明,基础井网整体加密后,井距缩小、井间驱动压力梯度增大;当原始井距大于300 m时,井网加密可以大幅提高储量动用程度,是井网加密调整的重点关注对象;当原始井距小于200 m时,进行井网加密调整来提高储量动用程度的潜力较小,但若油藏储层较厚,可以酌情进行加密。     

基于储量有效动用规律确定水平井加密调整策略北大核心CSCD

在直井反九点井网的对角油井之间加密水平井,是水驱油藏实现液流改向、提高储量动用效果的有效井网调整方式。基于典型注采井网调整方式,利用渗流力学保角变换和镜像反映原理,建立了井间对角线加密水平井注采井网渗流模型,并提出了评价注采井网储量动用效果的方法;结合实际油田参数,计算分析了不同条件下,直井反九点井网加密调整后注采单元中的储量动用变化规律;综合储量动用效果和开发实施条件,确定了九点井网对角加密水平井的合理水平井长度及合理生产制度。研究结果为水驱油藏注采井网加密调整和注采调控,提供了新的调整思路和分析评价方法。     

基于储量有效动用规律确定水平井加密调整策略

在直井反九点井网的对角油井之间加密水平井,是水驱油藏实现液流改向、提高储量动用效果的有效井网调整方式。基于典型注采井网调整方式,利用渗流力学保角变换和镜像反映原理,建立了井间对角线加密水平井注采井网渗流模型,并提出了评价注采井网储量动用效果的方法;结合实际油田参数,计算分析了不同条件下,直井反九点井网加密调整后注采单元中的储量动用变化规律;综合储量动用效果和开发实施条件,确定了九点井网对角加密水平井的合理水平井长度及合理生产制度。研究结果为水驱油藏注采井网加密调整和注采调控,提供了新的调整思路和分析评价方法。     

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。     

苏里格大型致密砂岩气田开发井型井网技术

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,井型井网技术是其提高单井控制储量和采收率、实现气田规模有效开发的关键技术。针对苏里格气田大面积、低丰度、强非均质性的特征,形成了大型复合砂体分级构型描述与优化布井技术、井型井网优化技术、水平井优化设计技术和不同类型井产能评价技术,为苏里格气田产能建设Ⅰ+Ⅰ类井比例达到75%～80%、预期采收率提高到35%以上以及水平井的规模化应用发挥了重要的技术支撑作用。为进一步提高苏里格气田单井产量和采收率,应继续开展低效井侧钻、多分支水平井、多井底定向井等不同井型,以及水平井井网、多井型组合井网的探索和开发试验。     

水平井开发异常高压低渗底水油藏采油速度研究

针对肯基亚克盐下石炭系双重介质油藏特低渗异常高压的特点,借助数值模拟手段,在单井双重介质地质模型基础上,考虑应力敏感、底水驱动,研究了水平井衰竭式开采的合理采油速度和开采特征。结果表明,影响采出程度的因素包括地层压力、底水能量和应力敏感等。采用衰竭式开发,有限底水将有助于获得较高的阶段采出程度;应力敏感程度越强,阶段采出程度越低;不同采油速度下阶段采出程度存在一个极大值。综合考虑阶段采出程度、地层压力和含水变化,肯基亚克盐下油田石炭系油藏的合理采油速度为2%~3%。     

大牛地气田DK13井区井网适应性评价

DK13井区是大牛地气田的主力产区,目前部分气井已进入递减期,因此对该井区开展了井网适应性研究。根据目标区动静态资料,建立产量劈分模型,确定储量采出程度,分析储量波及状况;运用试井解释、动态分析等方法开展合理井网井距研究。研究表明,目标区井网整体部署较为合理,局部位置还存在调整空间;预计通过加密、补孔、井筒治理和增压,可新增产能2870×104 m3,提高采收率8%左右。     

南海北部天然气水合物藏垂直井网降压开采数值模拟

为了提高南海北部低渗透率、泥质粉砂型天然气水合物（以下简称水合物）储层降压开采的气产量和采收率，基于我国2017年水合物试采W17站位水合物层含有少量游离气且下伏泥层的条件，根据实际试采数据，针对单垂直井和垂直井网两种布井方式，利用TOUGH+HYDRATE软件进行了水合物层降压开采数值模拟，研究了开采井产气/产水特征及开采区温度场、压力场、水合物饱和度场的变化特征，进而分析了渗透率、井间干扰对压力场、温度场及流场变化的影响机制。研究结果表明：①低渗透率泥质粉砂型水合物层在降压开采过程中，水合物的分解使水合物沉积层渗透率增大，从而使气、水产量增加；②在降压开采初始阶段，开采井的气、水产量短时达到峰值后急剧减小，水合物迅速分解、吸热及游离气的涌入使得井筒附近温度降低，而后随着开采时间的延续，气、水渗流阻力增加，压降传播速率降低，水合物分解气产量和井口气产量不断降低，水产量则缓慢上升；③水合物的分解由压降和周边流体渗流、传热联合控制，井筒附近及水合物层上下界面处的水合物优先分解，井口产出的天然气有较大部分来自于周边水合物层中的游离气和孔隙水溶解气；④采用垂直井网进行水合物开采，每口井的控制面积减少，单井的产气/产水速率及累计产气/产水量均明显低于单垂直井，但垂直井网开采总的气产量更大、水合物采收率更高；⑤井距决定了每口井的控制面积和最终累计产气量，井间压降叠加效应加速了水合物的分解，井间区域的压力及温度显著低于单井，但井间对称流场的干扰会阻碍气液流动，在井间中心区域将形成“静止区”。结论认为，多井联合开采可以提高井场总的气产量，但需要根据钻井成本、水合物层渗透率、预计生产周期、井场总气产量和水合物采收率等指标来综合确定合理井距。     

双河油田三叠系开发井网数值模拟与确定

双河油田三叠系属于低压低渗油藏,该油藏的物性差、产能低、并且具有天然裂缝和人工裂缝,这都制约了该油田的高效开发,科学合理的井网部署是解决这一问题的关键。为此,文章综合考虑了双河油田基质渗透率和压裂后裂缝渗透率之间的渗透率级差和各向异性,采用了三维三相黑油模型,数值模拟计算了两种采油速度下三种井网方案的开发指标。比较了采油速度、地层压力、综合含水率和采出程度等指标,确定了双河油田低渗透储层合理开发的井网为井网Ⅰ。     

龙虎泡低渗透油田井网适应性研究

在油田实际开发中实施了反九点法和五点法两种井网开发,解剖对比了两个区块的开发特点。在采出程度相同的情况下,五点法井网油井含水高,两个区块的单井产液量接近。反九点法井网开发中后期采取加密结合注采系统调整方式,能够提高差油层的动用程度和好油层的注水波及体积进而提高采收率。同时,应用水驱特曲线和Weibull模型等油藏工程分析方法对其最终采收率和水驱波及体积系数进行了评价,认为龙虎泡油田应采用反九点法注采井网开发。     

THAI技术开发厚层稠油油藏井网参数优选

厚层稠油油藏原油黏度高、埋藏深、油藏流体流动性差、动用程度低,采用THAI(从端部到跟部注空气)技术可提高该类油藏的采收率。通过数值模拟对排状布井方式的井网参数进行优选,得出影响因素的敏感性强弱依次为生产井水平段长度、注气量、井距、注气井到生产井水平段端部的距离。在此基础上,进一步分析厚层稠油油藏中不同布井方式的开发效果。结果表明:随着燃烧前缘向前推进,生产井中会产生气窜通道;方案2VIHP的采油速度和采收率优于其他方案;层厚是影响热量传递的重要因素;垂直注气井的开采效果优于水平注气井。     

川东石炭系气藏合理开发井网分析及探讨

在川东地区的石炭系气藏，以福成寨、张家场等为代表的老气田开发效果较好，各生产井配产合理，全气藏始终维持均衡开采，未明显引发边水的快速推进，动态储量逐步增大，气井稳产时间延长，开采效益很好；而以云和寨、双家坝等为代表的新气田，因生产井网较稀、井距较大，气井控制全气藏的难度较大，而单井配产又高，气井在投产2～5 ａ后就易引发严重的压降漏斗，导致气井提前产水，并使部分含气区的储量被水淹或分割而无法动用，气藏稳产期缩短，难以达到开发预测水平，开发效益变差。文章通过总结川东地区石炭系气藏20多年的开发经验，对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的综合对比，认为合理的生产井网密度对中-低渗非均质性气藏是非常重要的，是确保气藏开发指标如期实现、提高气藏最终采收率和整体开发效益的关键因素。中-低渗非均质性气藏的合理井网密度为3.0 km²/口左右，单井控制的储量（5.0～10.0）×10⁸ m³，采气速度控制在3.0%～4.0%。     

玛湖凹陷致密砾岩油藏CO2异步吞吐提高采收率

CO2具有增能和降黏的特性,CO2异步吞吐是提高致密油藏采收率的有效途径之一,通过注气井组"注—采—焖"相互配合,可提高井间储量动用程度,有望成为准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩油藏提高采收率的接替技术.综合考虑地层压力、饱和压力及最小混相压力,设计双岩心并联的CO2异步吞吐实验,以明确储集层物性、注采压差和吞吐时机对开发效...     

塔河油田断溶体油藏气驱井组注气量计算方法

塔河油田断溶体油藏注氮气提高采收率开发效果显著,但尚没有针对塔河油田断溶体油藏合理注气量的确定方法。根据生产数据分析法,通过流量重整压力和物质平衡时间曲线的拟合,得到了塔河油田断溶体油藏气驱井组总动用储量;考虑塔河油田断溶体油藏井网特征,得到了线状井网气驱平面波及系数计算方法;根据地震能量体属性缝洞体三维分布,得到了考虑缝洞体空间展布的断溶体油藏气驱纵向动用程度。利用数值模拟方法对典型断溶体油藏进行模拟,明确了断溶体油藏合理注气量为剩余储量的0.75 PV;在得到断溶体油藏气驱井组总动用储量、注气前累计产油量、平面波及系数、纵向动用程度和合理注气量的基础下,建立了塔河油田断溶体油藏气驱井组合理注气量的计算方法。将该计算方法得到的合理注气量应用于塔河油田断溶体油藏注气现场,见效井产油量增加到未注气前的2.5倍。