多层合采气藏分层储量动用特征及判定方法

针对多层气藏合采过程中分层产气量差异大、储量动用不均衡的问题,运用物理实验和数值模拟相结合的方法,系统、定量地研究了层间非均质性和压力系统差异对分层产气量和储量动用的影响,提出储量动用均衡性的界定方法,即分层累计产气量贡献率比值小于３ ∶ ２ 为储量动用较均衡;分层累计产气量贡献率比值大于３ ∶ ２ 而小于３ ∶ １ 为储量动用欠均衡;分层累计产气量贡献率比值大于３ ∶ １ 储量动用不均衡。以此为依据,获得了多层气藏气井分层储量动用判定方法及判断图版。实例分析表明,利用此方法可在开发方案决策前对层间分层产气量贡献和储量动用均衡性进行评估,为气藏储量动用评价提供技术支持。     

低压多层系气藏有效开发关键技术

针对A气田侏罗系气藏低孔、低渗、低压、小层多、非均质性强等特征,攻关形成"小层精细刻画、含气性精准预测、液氮增能压裂和多层压裂"开发关键技术,有效增加储量动用程度,延缓气藏产量递减速度,为类似气藏的有效开发提供借鉴。     

多层合采气藏渗流机理及开发模拟——以柴达木盆地涩北气田为例

涩北气田是柴达木盆地典型的多层疏松砂岩气藏,具有岩性疏松、层多且薄等特征,气藏储集层从浅至深多达近百个。气田在生产过程中为了提高储量动用程度,实现经济高效开发,采用多层合采方式生产。针对多层合采可能产生的层间干扰、储量动用不均衡等问题,提出多层合采的物理模拟实验方法,并结合数值模拟研究探讨了多层合采时气藏储量动用程度的主要影响因素,系统分析了不同物性和地层压力条件下多层合采开发动态特征。在此基础上,研究多层合采有利条件,以渗透率倍比和压力倍比为评价参数建立判断图版,可对不同气层物性和地层压力条件进行初步判断,评价合采干扰程度,为多层气藏优化射孔组合提供依据。     

非均质多层低渗油藏合理注采井距的确定

由于油水在储集层中的流动存在启动压力梯度,只有在渗流场压力梯度大于启动压力梯度的条件下,流体才能流动。对于非均质多层低渗油藏,每一层都有一极限注采井距。只有当极限注采井距大于实际注采井距时,储量方能动用,否则则不能动用。据此充分考虑了多层低渗油藏的纵向非均质性,建立了水驱储量动用程度与注采井距的关系,分析了影响纵向非均质多层低渗油藏水驱储量动用程度的因素,提出了根据低渗油藏水驱储量动用程度确定合理注采井距的新方法。     

靖边气田难动用储量评价研究

靖边气田陕62井区碳酸盐岩气藏非均质性强,储量动用的难易程度在平面上和纵向上有明显的差别。本文研究在对静态资料及初期动态资料综合研究的基础上,建立了陕62井区马五1气藏产层分类标准,依据标准将单井各产层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,其中Ⅲ类产层储量为难采储量,Ⅰ+Ⅱ类产层储量为可动储量。     

非均质储层水平井分段压裂设计及应用

针对河道砂、透镜砂及砂泥岩互层等非均质性储层压裂布缝难度大,储量难动用的问题,以最小阻隔层厚度划分渗流单元,每个渗流单元轴向上优化裂缝条数充分动用不同砂体,横向上优化裂缝长度控制砂体,垂向上控制缝高或穿越多个层段,形成基于独立渗流单元的水平井立体压裂设计优化技术,实现了人工裂缝参数与砂体展布、储层渗流能力相匹配。现场应用效果显著,对国内致密砂岩气藏难动储量开发有较好的借鉴作用。     

多层砂岩油田水驱控制程度综合评价方法

针对大庆油田油层多、非均质性严重、开发时间长的特点,提出利用临界角确定受效方向的水驱厚度控制程度评价方法,克服了按固定坐标系统计受效方向数不准确的缺点。同时,针对非均质性对水驱效果的影响提出了油、水井水驱完善程度的评价方法,给出了非均质条件下的水驱控制程度计算方法。在理论分析和流线模拟的基础上,给出了多层砂岩油田水驱储量控制程度的快速评价方法。实践证明,该方法具有简便、实用等优点,能够指导水驱多层砂岩油田单层动用程度分析和增产措施制定。     

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储量评价是气田开发设计的基础,储量评价结果直接关系到气田开发规模、各项开发指标预测的可靠性及整体效益,是开发决策的重要依据。长庆碳酸盐岩气藏非均质性强,储量动用的难易程度在平面上和纵向上有明显的差别。我们在对静态资料及初期动态资料综合研究的基础上,建立了长庆气田马五1气藏产层分类标准,依据标准将单井各产层划分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类,在综合考虑孔隙结构,测井解释,试气以及DDL－Ⅲ,PLT分层测试等成果的基础上,视Ⅲ类产层储量为难采储量,Ⅰ Ⅱ类产层储量为可动储量。因此Ⅰ Ⅱ类储量为方案设计的物质基础。但是随着部分探井生产时间的延续和生产压差的增大,动态资料显示部分Ⅲ类产层储量也开始逐步动用。文章通过对长庆气田14口井的Ⅲ类产层的产气量与生产压差的统计研究,结合数值模拟和定容气藏物质平衡方法,对长庆气田Ⅲ类储层难采储量的动用程度进行了有效的评价,从而为长庆气田开发设计提供了科学的依据。     

考虑储层层间非均质性的#br# 边水气藏气井见水时间计算模型——以普光气田下三叠统飞仙关组气藏为例

现有的边水气藏气井见水时间计算模型均未考虑储层层间非均质性的影响,较之于气井的实际见水时间,其计算结果存在着较大的误差,不能准确、有效地指导气井生产制度的调整和气藏控水技术措施的制订。为此,以四川盆地普光气田下三叠统飞仙关组边水气藏为例,开展了岩心并联水驱渗流实验;采用油气藏数值模拟的技术手段,研究了由于储层的层间非均质性引起的边水突进现象对气井见水时间的影响;在此基础上,引入突进系数来表征储层的层间非均质性,建立了考虑层间非均质性影响的多层合采边水气藏气井见水时间计算模型,并选取普光气田飞仙关组气藏5口井进行了实例计算。研究结果表明：①气藏储层的层间非均质性导致产生边水突进现象,并且层间非均质性越强,突进现象越严重、气井见水越早,渗透率最高的储层见水时间决定了气井的见水时间;②基于渗流理论,建立了考虑储层层间非均质性影响的边水气藏气井见水时间计算模型,其计算结果的相对误差介于－3.43%～4.70%,能满足工程误差的精度要求。结论认为,所建模型可以为准确计算多层合采边水气藏气井见水时间提供有效的方法,进而有助于边水气藏气井生产制度的调整和控水技术措施的制订。     

考虑储层层间非均质性的边水气藏气井见水时间计算模型——以普光气田下三叠统飞仙关组气藏为例

现有的边水气藏气井见水时间计算模型均未考虑储层层间非均质性的影响,较之于气井的实际见水时间,其计算结果存在着较大的误差,不能准确、有效地指导气井生产制度的调整和气藏控水技术措施的制订。为此,以四川盆地普光气田下三叠统飞仙关组边水气藏为例,开展了岩心并联水驱渗流实验;采用油气藏数值模拟的技术手段,研究了由于储层的层间非均质性引起的边水突进现象对气井见水时间的影响;在此基础上,引入突进系数来表征储层的层间非均质性,建立了考虑层间非均质性影响的多层合采边水气藏气井见水时间计算模型,并选取普光气田飞仙关组气藏5口井进行了实例计算。研究结果表明:①气藏储层的层间非均质性导致产生边水突进现象,并且层间非均质性越强,突进现象越严重、气井见水越早,渗透率最高的储层见水时间决定了气井的见水时间;②基于渗流理论,建立了考虑储层层间非均质性影响的边水气藏气井见水时间计算模型,其计算结果的相对误差介于-3.43%～4.70%,能满足工程误差的精度要求。结论认为,所建模型可以为准确计算多层合采边水气藏气井见水时间提供有效的方法,进而有助于边水气藏气井生产制度的调整和控水技术措施的制订。     

高低压双气层合采产气特征

多层合采问题已经做过大量的研究工作,但采用的方法通常是数值模拟、试井分析等,为了更真实地认识“一井多层”低渗气藏（气层物性特征相近,初始压力不同）多层合采时的产气特征,引入了物理模拟技术,结合气藏实际,采用气藏天然岩心,建立了高低压双气层无窜流物理模型（简称“并联”模型）,实验模拟气藏定容衰竭开采方式,研究了不同初始压力双气层合采时单层产气、压力变化规律,单层产量贡献特征,气层采收率,配产、高低压气层初始压差对生产的影响等方面,取得了一定的认识。采用物理模拟技术研究多层合采产气特征尚属新的尝试,拓展了该领域的研究方法和思路,研究成果对制定类似气藏的合理开发技术策略提供参考依据。     

礁滩相碳酸盐岩气藏气层下限标准研究

普光气田是中石化在川东北探区首个投入开发的大型礁滩相碳酸盐岩气田。由于气田埋藏深、储层储集空间类型多样、储层物性在纵横向上差异大,且具有多套气水系统等特征,导致物性较差的Ⅲ类气层和气水过渡带处气、水层识别难度大。本文在储层储集空间类型判别基础上,利用测井、试气、分析化验等资料,建立单位气层厚度产能与渗透率、含水饱和度和孔隙度、电阻率与孔隙度等各种交会图版,识别气层、干层、水层,确定出了普光气田气层物性、电性等下限标准。研究成果直接指导了普光气田气水关系研究、井位部署及井型优化、投产层段优选、储层改造措施确定等,取得较好效果,并为气田动用储量评价打下基础。     

低渗透气藏开发机理研究进展

我国低渗透气藏处于开发早期,尚有许多机理问题有待研究解决。通过对当前研究较多的气水渗流机理、储层应力敏感性、非均质储层供气机理等进行总结分析后认为：我国低渗透气藏大多是陆相沉积储层,孔隙结构复杂,非均质性强,孔隙内气水分布与渗流机理复杂,存在低速非线性渗流特征;不同地区、不同类型储层岩石应力敏感特征不同,储层应力敏感性对气藏开发的影响及其在实际生产中的表象还需要进一步加强研究;依据储层地质特征建立的非均质储层供气动态物理模拟方法,为研究分析不同渗透性储层区域的供气机理和能力提供了手段,也为研究非均质低渗气层的动用条件,预测低渗透气藏的动用程度以及优化井网部署、气井配产、产能预测等提供了理论基础和技术依据。     

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。     

苏里格低渗强非均质性气田开发技术对策探讨

鄂尔多斯盆地苏里格气田储集层具有低渗、强非均质性、中强压敏的特点，气井产能低，稳产期短。根据单井模拟及生产动态分析，气井低产量生产可以降低压敏效应的影响，加强气井低产量生产阶段的管理，有利于合理利用地层能量，提高井控外围低渗区储量动用程度；分层压裂、多层合采可以在纵向上充分动用气井控制储量，增加气井最终累计产气量和稳产时间；地质研究与地震相结合，是提高储集层预测精度和钻井成功率的技术关键；降低成本，争取优惠政策也是提高经济效益的有效途径。     

综合开发技术在东方气田的应用

东方气田储层非均质性强,尤其是一期生产井钻后表现更为突出,在2D地震资料道积分剖面或常规反演地震剖面上,显示储层分布稳定、连续性好,井间无断层存在,但气体组分差异却很大。针对这些问题,东方气田在二期开发实施前,进行了储层的精细描述,一方面采集了高分辨率三维地震资料,通过特殊处理及反演技术,精细刻画砂体及隔夹层分布;另一方面从储层沉积学角度研究砂体的展布、隔夹层的成因及储层内部的非均质性。在此基础上对开发井进行精细的井位优化和调整,尤其是针对低阻气层,采用大位移水平井开发。在实施中利用水平井随钻技术、优化配产技术和地质建模、数模一体化等技术,保证了生产井水平段的有效长度,使气田开发井在投产后产能和组分均达到或超过设计要求,为气田产量达到ODP设计水平以及保持长期稳定地向下游供气打下了坚实的基础。     

柴达木盆地多层边水疏松砂岩气藏开采实验

以柴达木盆地第四系疏松砂岩气藏为研究对象,根据气藏纵向多层强非均质、边水活跃等特征,建立多层边水水侵气藏开采物理模拟实验方法。选用气藏天然岩心进行“串并联”组合构建实验模型再现气藏多层地质特征,通过室内仿真模拟气藏衰竭开采全过程,实现气藏无水侵、水侵无绕流和水侵绕流3种情景下一井四层合采生产模拟研究。可视化监测恒压边水水体沿不同渗透率储层水侵过程,分析了气井配产大小对水侵路径及水侵前缘推进速度的影响,明确了边水非均匀水侵发生后对气藏产能、采收率以及残余气赋存特征的影响,揭示了该类气藏边水沿高渗层非均匀突进和水封气形成的机理,为该类气田制定合理控水开发措施提供依据。     

流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量

气井动态储量的确定是单井合理配产和开发方案制订的重要依据,但对低渗透气藏,由于地层的低渗透性及强非均质性特征,很难准确计算出气井的动态储量。针对此问题,结合低渗透气藏单井的动态生产数据,统计分析了大量气井生产指示曲线,将其划分为3种类型,即标准型、波动型、分段型,并描述了不同类型气井生产指示曲线的表现特征及形成的原因,最终提出了正确利用流动物质平衡法计算气井动态储量的方法。实例分析表明,利用流动物质平衡法计算低渗透气藏单井动态储量所需数据量少,计算结果合理、可信,可为低渗透气藏单井动态储量的确定起到一定的指导作用。     

靖边碳酸盐岩气藏储集层渗透率模型建立方法

储集层渗透率是影响气田动态预测指标最重要的参数之一，但根据测井、岩心分析、试井等方法获得的渗透率值都不能直接用于长庆碳酸盐岩气藏的储集层建模。气田生产实践证明，试井确定的地层系数Kh值比较真实，根据各产层的产气比例（依据分层测试和建立的分层产气比例的预测模型确定），确定分层地层系数Kh值，该值与各层有效厚度的比值可得到分层渗透率值。在编制等值线图时，需要研究渗透率在不同分布区间的概率分布特征，以便使不同渗透率等值线间隔的大小及其控制的面积与渗透率出现的概率一致，从而对井间的渗透率分布进行了有效的控制。以上方法建立的渗透率模型，强调了主力产层的相对高渗，并体现出了某一区域渗透率分布的规律性，具有较强的可操作性，气井生产历史拟合证实，该方法确定的渗透率及建立的渗透率模型比较客观地反映了地层的实际渗透性，对评价气田动态指标产生了积极的影响。