柴达木盆地第四系疏松砂岩天然气储层可动水预测方法研究

柴达木盆地涩北气田为第四系疏松砂岩储层气田,气田构造平缓,储层岩性疏松,气层含气饱和度较低,气水关系复杂。涩北气田的出水模式有边水水侵、泥质隔层内水的窜流、水层水窜流和储层束缚水转化为可动水等。其中,储层束缚水转化为可动水产出是一种新的出水形式。在气田开发过程中,天然气不断采出,地层压力逐步下降,储层在上覆地层压力作用下被压缩,孔隙度降低,地层含水饱和度增加,当储层压力下降到一定程度时,部分束缚水逐步变成可动水产出,从而影响气田生产。根据涩北气田储层地质特征,结合气田出水规律,分析了涩北气田气井出水原因及类型。从开发实验、数据分析入手,建立了储层束缚水变可动水产出预测图版,该图版中储层含水饱和度曲线与束缚水饱和度曲线交点对应的压力即为气藏层内可动水临界出水压力,研究表明随气藏压力下降,气层束缚水可转变为可动水产出。     

多层疏松砂岩气藏开发中后期气井出水判断方法

气井出水现象始终伴随着多层疏松砂岩气藏的开发过程。进入气藏开发中后期,由于边水侵入、层内束缚水变为可动水、层间水窜等,导致气井同时存在多种水源,出水特征变得更为复杂。根据地层沉积环境和气藏形成机理,分析各种水源在地层中的存在状态,重点研究凝析水、边水、层内原生可动水、层内次生可动水和层间水的产出条件和特征。利用凝析水水气比经验公式计算气藏开发中后期不同地层压力下的凝析水水气比,得出凝析水量;利用井位信息和水气比判断是否产边水,通过水气比与见水时间幂指数关系得出边水水量;开展岩心气驱水实验,测定不同泥质含量岩心束缚水饱和度,根据测井含水饱和度计算可动水饱和度,确定层内原生可动水水气比和不同地层压力下的层内次生可动水水气比,得出层内水量;开展泥岩隔层水突破实验,测定不同泥质含量泥岩层的地层水突破压差,利用达西公式计算不同泥质含量和厚度的隔层突破压力,结合测井解释结果和其他水源判断结果,判断气井是否产出层间水。综合5种水源判断结果,建立多层疏松砂岩气藏开发中后期出水判断模式,计算气井各种产水量组成。该研究结果对于多层疏松砂岩气藏开发中后期排水、堵水、阻水和控水对策的制定具有重要的意义。     

涩北一号气田隔层特征及对气田出水影响研究

涩北一号气田作为第四系疏松砂岩气田,由于特殊的沉积环境形成了纵向上砂泥频繁交互的分布特点,气田泥质隔夹层广泛分布,并具有一定的厚度和渗透性。通过对涩北气田隔层岩性、分布及渗透率特征分析研究,认为气田泥岩隔层较发育,具有一定的水蕴藏量,结合气田出水现状,认为隔层水窜是目前气田气井出水的主要原因之一。     

渤海锦州20-2凝析气田开发实践

锦州20-2凝析气田为异常高压凝析气藏,气田构造上分为三个高点,各自为独立的油气水系统。由于凝析油含量中等,确定气田采用衰竭开发方式进行开发。油田采取分期投产、产能接替和钻调整井等措施保持气田平稳供气。由于气田局部具边底油,气田投产后陆续有气井出黑油或出水,气井的合理管理显得尤为重要。通过无阻流量等方法对高产气井进行合理产量分析,维持高产气井的稳产。对出黑油未出水气井适当放大压差,维持气井稳定生产;而出水气井则根据井筒积液情况及时调整产气量,保证气井连续生产。同时在边底油丰度高的区域设计两口水平井开发油环原油,有效提高了原油和天然气产量,改善气田开发效果。     

克拉2气田排水采气工艺优选及效果分析

克拉2气田作为西气东输的主力气田,因地质原因部分气井已经出水,严重影响气井产能和最终采收率,亟需采取排水采气工艺措施以维持气井稳定生产和边底水均匀推进。对常用排水采气工艺适应性进行了对比,指出克拉2气田目前最合适的排水采气工艺为井口增压和优选管柱,并对其开展了应用效果评价。结果表明:优选管柱和井口增压两种工艺可作为克拉2气田的排水采气工艺;对于出水气井而言,下入油管最优尺寸为62 mm,可有效携液生产并延长自喷生产时间;井口增压工艺可有效降低井口压力,释放地层能量,在井口压力降低6 MPa的情况下,自喷结束对应地层压力降低幅度可达10 MPa左右,大幅度延长了气井自喷周期。研究结果表明,井口增压可作为克拉2气田首选排水采气工艺,优选管柱可作为备选工艺。     

苏里格气田排水采气技术进展及对策

苏里格气田属于典型的"三低"气田,气井投产后产气量、压力下降快,气井携液能力不足,随着生产时间的延长,气田积液气井逐年增多且达到了区块总井数的60%,井底积液也愈发严重,确保气井产能发挥与解决井筒积液问题之间的矛盾日益突出。以苏里格气田中部苏6、苏36-11等6个区块排水采气工艺技术推广试验应用为例,针对泡沫排水、速度管柱、柱塞气举、气举复产等排水采气工艺技术,从技术进展、适用性分析、实施效果、工艺评价等方面进行总结分析,明确了气井不同生产阶段排水采气工艺措施,建立了排水采气工作流程,历年累计增产气量突破7×108 m3。通过技术应用评价探索出低压低产气井排水采气工艺方法,形成了苏里格气田排水采气工艺技术系列,对气田产水气井的开发管理提供指导。     

苏里格气田致密砂岩气藏效益开发含水饱和度上限

苏里格气田致密砂岩气藏含水饱和度高,投产含水率上升快,随着气井含水率增大,产量急剧降低甚至停产。在产水气井开采动态特征研究的基础上,建立气井累计采气量和采收率与含水饱和度的关系;结合单井投资及气价,确定气井收回投资所要求的最低累计采气量;并以此为依据,确定储集层含水饱和度上限。同时以气井最低累计采气量为标准,结合储集层含水饱和度及厚度,给出测井解释确定气层、气水层及含气水层的量化指标。结果表明：苏里格气田中区致密砂岩储集层的含水饱和度上限为48.2%,气井生命周期内经济最低累计采气量为1 260×10⁴ m³时,气井为效益开采。     

撬装压缩机气举辅助泡排工艺试验与效果评价

靖边气田气井普遍表现为低渗、低压、低产的"三低"特点,气井生产到一定程度后不同程度地产出地层水,随着气井的压力和产气量逐渐降低,导致气井携液能力下降,无法实现自喷带液生产,气井生产后期泡沫排水采气效果逐渐变差。靖边气田气井普遍含有H2S、CO2等腐蚀性气体,机械气举排水采气工艺无法长期有效实施。为此根据靖边气田泡沫排水采气工艺应用和气井生产实际,在靖边气田开展了撬装压缩机气举辅助泡沫排水采气工艺试验。试验结果表明,该项排水采气工艺对于水淹气井复产和产水气井连续助排效果明显,为低压、低产的水淹井、弱喷产水气井排水采气探索出了新的排水采气工艺措施。     

台南气田保压密闭岩心分析初步研究

2008年至2009年台南气田台5-13井和台6-28井进行了保压密闭取心工作,其目的是:含气饱和度计算,测定储层真实气水饱和度,建立测井曲线计算流体含量图版,由此开展涩北气田含气饱和度测井二次解释;开展束缚水、可动水测量,结合其它资料,开展涩北气田束缚水、可动水测井二次解释,为气井出水水源分析提供依据;进行覆压下孔渗测试,开展地层条件下岩石物性参数分析。     

致密砂岩气藏水平井生产技术对策

苏里格气田二叠系盒8段、山1段主力气层属于致密砂岩储层,目前水平井是气田的主要开发方式和主力生产井,然而水平井存在生产初期压力、产量递减快,低产阶段井筒易积液、气井管理难度大等问题。针对上述问题,通过开展水平井压力、产量及井筒积液规律等研究,提出了水平井"合理控制压降、低配长稳"的技术管理思路,优化了水平井井下节流器参数配置、排水采气及间歇制度等配套工艺措施。采用上述对策措施后,有效控制了气井压降、出砂,并延长了气井连续稳定生产时间,井下节流器配产符合率提高了17%,在减少积液水平井间歇开关频次、泡排药剂用量和加注频次同时,排出了井筒积液,延长气井开井周期,水平井生产时效明显提升。     

页岩气水平井分段压裂排采规律研究

目前页岩气水平井压裂后排采主要依靠现场经验,规律性不强。为此,通过挖掘气藏数值模型的功能,并结合井筒流动模型,初步研究了页岩气水平井分段压裂排采规律。基于正交设计原理,考虑了页岩基质参数、裂缝参数及生产参数等13个影响因素。结果表明,影响压后返排率的因素按影响程度排序依次为破胶液黏度、压力系数、井底流压、段数、单段注入量、裂缝半长、日排液量、返排时机、导流能力、束缚水饱和度、裂缝形态、裂缝支撑剖面和吸附气含量。为了取得最好的压裂后排采效果,上述不可控参数可作为选井、选段的重要依据,而可控参数可用来对压裂施工参数进行优化调整。该成果已在涪陵焦石坝区块的页岩气水平井压裂中成功应用,压裂后排采效果显著,多口应用井压裂后获得10×104 m3/d以上的产量,且稳产前景良好。      

非均质气藏可动水评价及提高采收率新思路

气藏衰竭式开采过程中,因高含水停喷甚至大面积水淹造成气井关井是很难治理的问题,准确评价气藏可动水对于高含水气藏治理及提高采收率有重要意义。以塔里木盆地塔河非均质底水气藏为例,测试了不同物性储层、不同驱替压差条件下的岩心含水饱和度、可动水饱和度和束缚水饱和度,结合渗透率、孔隙度等主要影响因素进行对比分析,研究发现同一岩心的可动水饱和度和含水饱和度随驱替压差的变化趋势一致,而且岩心的渗透率越大,相同驱替压差下可动水饱和度和含水饱和度越高;在含水饱和度和可动水饱和度较高时,两者随驱替压差增加而快速下降,而在含水饱和度和可动水饱和度较低时,两者随驱替压差增加下降缓慢;气藏不同区块的岩心含水饱和度和可动水饱和度随驱替压差变化的范围不同。在可动水评价基础上,结合精细地质建模及数值模拟技术,根据气藏剩余气及含水饱和度分布状态,设计了综合部署“采气井、阻水井、排水井”的治理增产方案,通过加强井网控制程度、封堵优势渗流通道、排泄地层水体能量进而提高气藏采收率。      

保存条件对四川盆地及周缘海相页岩气富集高产的影响机制

以四川盆地及周缘牛蹄塘组和五峰组-龙马溪组2套页岩层为研究对象,通过对不同地区、不同含气性和产量的典型页岩气井进行解剖,探讨了影响页岩气保存条件的主控因素及评价体系。研究认为:顶底板条件、页岩自身封盖作用是该区页岩气早期滞留于页岩内的关键因素,后期构造改造强度与所持续的时间对页岩气藏的含气丰度具有明显的调整作用;保存条件对页岩气层的含气量、孔隙度、含水饱和度、电阻率以及页岩气气体组分等有明显的影响,保存条件差,页岩气层含气量、孔隙度、电阻率通常较低,含水饱和度、N₂含量则较高,这些被影响的参数可以作为评价页岩气保存条件优劣的间接指标。建立了四川盆地及周缘复杂构造区下古生界海相页岩气5大类、28项参数的保存条件综合评价指标体系,即主要是封盖条件、页岩气层自身封堵性、构造作用（构造改造时间、断裂作用、地层变形强度等）等条件在时间和空间上的组合关系,另外页岩气层含气性表征参数和压力系数同样可在一定程度上指示保存条件的优劣。      

柴达木盆地三湖地区第四系七个泉组含水泥页岩气体吸附及流动能力分析

柴达木盆地三湖地区第四系七个泉组泥页岩处于成岩早期阶段,含水饱和度高,极大地影响到天然气的吸附以及流动能力,进而影响泥页岩层段含气性以及气井产能。为此选用三湖台南地区和察尔汗地区第四系七个泉组泥页岩样品,开展扫描电镜与气体吸附—压汞联测,明确七个泉组泥页岩孔隙发育特征;开展不同含水饱和度条件下的等温吸附及覆压渗透率实验,以揭示含水饱和度对泥页岩的甲烷吸附作用与气体流动能力的影响。研究结果表明：七个泉组泥页岩黏土矿物含量较高,平均为33.0%;储集空间包括矿物粒间孔和粒内孔2类,孔径分布为单峰型,主峰孔径在50~150 nm之间,宏孔对孔体积的贡献最大,占比可达66.8%;七个泉组泥页岩随着含水饱和度的上升吸附气量逐渐降低,当含水饱和度超过临界值10%~20%,吸附气量下降幅度减缓。吸附气量与黏土矿物具有较好的正相关关系,其中伊利石对吸附气量的贡献最大;七个泉组泥页岩气体流动方式以滑脱流动为主。含水使得气体流动能力减弱,2 MPa条件下,当含水饱和度从10%升至50%,泥页岩渗透率平均降低52.93%。在同沉积背斜构造外围平缓区域,泥页岩气能够滞留成藏,泥页岩气井具有较好的含气丰度,开发潜力较强,为勘探有利区。     

辽河油田稠油油藏水平井找堵水配套工艺技术

针对辽河油田稠油水平井采用原产液剖面测试仪存在堵水分段精度低、以及堵水成功率不高等技术难题,开展稠油水平井找堵水配套工艺技术研究,研发了水平井产液剖面测试仪,耐温达到178℃,测试深度达到3 300 m;并研制出水平井堵水配套工具,实现了水平井精确分段,分段精度达到1 m;优化了化学堵剂配方体系,封堵后突破压力达到11 MPa/m。现场试验表明,该技术解决了辽河油田稠油水平井存在的技术难题,改善了稠油油藏水平井开发效果。     

气藏水平井边水突破时间预测

近年来气藏水平井开发技术越来越成熟,然而出水是影响气藏开发的重要问题.出水分为边水和底水,国内外对底水锥进进行了大量研究,而对边水气藏水平井见水时间预测的研究相对较少.文中对边水气藏水平井边水突破时间的预测方法进行了研究,通过数学推导,得到了边水气藏水平井边水突破时间的计算公式.该公式考虑了水平井水平段长度、含水饱和度、水相黏度、气相黏度等影响因素,并进行了实例分析.结果表明,利用该公式进行边水气藏水平井边水突破时间预测是可行的,具有一定的指导意义.     

疏松砂岩气藏水平井开发难点及对策——以柴达木盆地台南气田为例

柴达木盆地台南气田储层埋藏浅（833～1 740 m）,成岩性差,岩性疏松,泥质含量高,非均质性强,单气层厚度为1～3 m且层数多,气水分布复杂,使得水平井开发存在造斜困难、井眼坍塌、轨迹失控等风险。为此,就已完钻的40余口水平井从设计、施工、开发效果等方面分析、总结了水平井在该气田的推广应用情况,并对水平井钻井状况、目的层特征、井眼轨迹与钻遇率等进行了评价;结合水平井的生产现状进行了产量、压力、出水和出砂等动态分析,开展了产能与产量评价,以及出水、压降原因剖析和单产递减特征的描述等工作;对不同储层类型、不同水平段长度和不同井型的水平井,以及水平井与直井的产量、投资等进行了综合对比。最后提出的开发对策是：搞清地质条件,提高地质认识,把握好井眼轨迹,合理配产,现场生产管理到位,做好防砂控水,建好配套技术监控体系。     

准噶尔盆地南缘吐谷鲁群盖层评价及对下组合油气成藏的意义

通过分析准噶尔盆地南缘下储盖组合吐谷鲁群盖层岩性、泥岩累计厚度和泥岩单层厚度等宏观评价参数以及渗透率和排替压力等微观评价参数,认为下储盖组合主力盖层为呼图壁组,岩性表现为泥岩、粉砂质泥岩及泥质粉砂岩薄互层,泥地比以80%~95%为主,平均泥岩累计厚度为337 m,泥岩最大单层厚度达138 m。吐谷鲁群泥岩渗透率为（0.000 001 84~0.000 24）×10^-3 μm²,排替压力为4.72~44.85 MPa,根据国内盖层封闭能力分类评价标准属Ⅰ-Ⅱ类盖层。通过恢复盖层排替压力的动态演化过程,认为泥岩封闭能力形成时期与烃源岩生、排烃时期具有较好的匹配关系,盖层能够封闭侏罗系烃源岩生成的石油及晚期生成的天然气,同时后期抬升运动及喜马拉雅构造活动产生的多条逆冲断层对盖层的封闭能力未产生较大影响。综合分析认为,吐谷鲁群盖层具有封闭大中型气田的能力。     

气藏水侵与开发动态实验综合分析方法

传统油气藏开发实验分析多从单因素角度研究气藏水侵及开发动态,不利于发挥物理模拟实验优势。结合水驱气藏开发实验实例,建立了气藏水侵与开发动态实验综合分析方法。从生产动态、水侵程度分析、动态压降剖面、含水饱和度及剩余储量分布5个方面对气藏开发机理和开发动态进行综合描述,论述了单因素分析方法产生偏差的原因,指出实验综合分析方法的优势及必要性。实例研究表明：由于室内模拟气井不受井筒积液影响,裂缝带上的气井长时间带水生产等效实现了排水采气,降低水的影响;存在贯通缝的气藏S3近井地带压力梯度稳定在0.22 MPa/cm,不到无贯通缝气藏S1和气藏S2的50%;气藏S3气水同产使水侵后气藏含水饱和度仅增加32.33%,较未带水生产井低10%以上;采收率提高20%以上;气藏不同部位水侵机理不同,水侵气藏由于受水封作用影响,储量动用极不均衡 。