鄂尔多斯盆地低渗-致密气藏水平井全生命周期开发技术及展望

基于鄂尔多斯盆地天然气开发实践,系统描述了低渗-致密气藏地质特征。依据水平井开发的主要对象、技术参数和生产指标等因素,将水平井开发历程划分为实践探索、攻关试验、规模应用和优化提升4个阶段。详细阐述了鄂尔多斯盆地水平井开发的技术内涵,系列开发技术包括多学科甜点优选技术、多层系大井丛整体部署技术、多专业融合导向技术、精细化压裂改造技术以及全生命周期生产管理。综合评价了不同气藏水平井的开发效果及潜力,认为致密气水平井具有良好的开发效果和前景;明确了加强多学科全过程联合研究是水平井技术发展的主要方向,也是实现低品位天然气资源规模、效益开发的关键。今后面对深、薄、低丰度等更为复杂的开发对象,将针对性地优化、提升苏里格等老气田水平井技术,攻关形成庆阳、宜川等新气田水平井配套技术,超前储备页岩气、煤层气等新型天然气资源水平井有效开发技术,为鄂尔多斯盆地天然气上产及稳产提供技术保障。     

库车坳陷大北-克深地区致密性砂岩储层微裂缝模型研究

库车坳陷大北-克深地区白垩系-古近系砂岩储层埋深一般大于5000m,压实作用强烈,微裂缝比较发育。大量研究表明,微裂缝的发育主要与埋深和砂岩的原始组构有关,微裂缝的发育在一定程度上提高了储层基质的渗透性。系统统计了砂岩储层微裂缝的面密度,对影响其发育的相关因素进行了分析,建立起微裂缝发育的多元线性回归模型,模型通过了显著性检验,可以用来对工区微裂缝的发育程度进行预测。     

库车坳陷大北-克深地区致密性砂岩储层微裂缝模型研究

库车坳陷大北-克深地区白垩系-古近系砂岩储层埋深一般大于5000m,压实作用强烈,微裂缝比较发育。大量研究表明,微裂缝的发育主要与埋深和砂岩的原始组构有关,微裂缝的发育在一定程度上提高了储层基质的渗透性。系统统计了砂岩储层微裂缝的面密度,对影响其发育的相关因素进行了分析,建立起微裂缝发育的多元线性回归模型,模型通过了显著性检验,可以用来对工区微裂缝的发育程度进行预测。     

苏里格气田东区南部上古生界水平井地质导向技术方法与应用

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区南部中二叠统下石盒子组盒8段气藏非均质性强、储层较薄,地质条件复杂,上古生界气层单层厚度仅2.0～5.0m左右.因此,水平井地质导向技术对水平井有效开发尤为关键.根据苏东南中二叠统下石盒子组盒8段气藏地质特征,通过充分应用邻井和现场录井资料,形成了一套适合该区盒8段气藏“导眼法”与“沉积相法”相结合的综合水平井地质导向方法,合理分析气层空间展布形态,从而做出现场准确解释和决策.在该区盒8段气藏首次应用水平井开发中取得了很好的效果.     

鄂尔多斯盆地乌审旗——横山地区下奥陶统马五_(1+2)亚段储层综合评价

鄂尔多斯盆地乌审旗—横山地区下奥陶统马五_(1+2)亚段为海相碳酸盐地层,是该区的主要产气层之一,其储层的形成和发育特征受到古地貌和岩溶作用、沉积环境和成岩改造的综合作用,储层分布连片性差,具有较强的非均质性,详细评价储层难度大,早期在低孔隙度、低渗透率储层研究中,仅以静态参数为依据作为划分储层类别的依据和标准,研究程度不够细致、深入。为了弄清乌审旗—横山地区下奥陶统马家沟组马五_(1+2)亚段储层展布特征和优质储层发育的主控因素,从储层的岩石学特征、孔渗条件、微观孔隙类型等方面进行描述表征,利用压汞、相渗和核磁共振等手段对储层孔隙结构特征进行研究,结合储层测试产能,提出了该区储层划分标准,并开展了储层综合评价。在此基础上,结合沉积、成岩、古地貌和岩溶等作用,分析影响储层发育的主要影响因素,明确了各类储层平面分布位置和展布规律,为该区气田开发有利建产区优选提供了依据。     

苏里格气田苏东南区思路、科技、管理三位一体化高效开发创新与实践

近年来,苏里格气田苏东南区坚持解放思想,转变开发方式,拓宽水平井部署思路;以科学技术为利器,加大水平井开发力度,形成水平井"集群化布井、差异化设计、流程化导向"产能建设模式,钻井工厂化、装置橇装化,革新改造工艺,单口水平井前三年产气量为(4.5～5.0)×10~4m~3/d,达到直井的4.7倍,累计产气量为直井的4倍,与原有开发模式相比,累计节约土地近13.3km~2,节约钻试周期8686d,实现提质增效、少井高产;注重精细化管理,建立随钻导向流程,充分利用数字化油气藏研究平台与决策支持系统,提高钻遇效果,砂体平均钻遇率提高至78%,气层平均钻遇率提高至62%;强化施工监督,确保质量合格;推广清洁化工艺,促进气田绿色环保开发。通过思路、科技、管理的三位一体化创新,集成致密砂岩气藏关键技术,内部收益率接近20%,实现了苏东南区整体、规模、效益开发。     

库车坳陷大北地区深部储层裂缝综合评价

库车坳陷大北地区白垩系储层埋深一般大于6000m,压实作用强烈,基质致密,裂缝比较发育。通过露头、岩心观察及成像测井识别,对裂缝发育特征及分布规律进行了研究。在分析裂缝发育主控因素的基础上,定量评价了裂缝发育程度,并结合现今应力特征对裂缝有效性进行了验证,预测了优质储层的分布范围。     

致密砂岩储层地质导向技术研究及其应用——以苏里格气田XX区为例

苏里格气田XX区上古生界含气层系为物性较差的低孔低渗致密砂岩储层,砂体空间结构复杂,非均质性强。围绕苏里格气田XX区致密砂岩储层进行砂体精细解剖,开展砂体空间结构特征研究,论证了水平井地质导向技术在该区的具体应用及其实施效果。针对垂向叠置的多套砂体内部单砂体与隔夹层发育特征,强化了水平井轨迹优化设计,明确了针对该区致密砂岩储层的水平井地质导向技术。实践表明,大斜度式与阶梯式水平井垂向上可钻遇两套或多套气层,有效提高了储量动用程度。     

低渗透气藏水平井优化部署及地质导向钻进方法研究与实践——以苏里格气田东区南部为例

水平井开发技术对于低渗透气藏具有提高单井产量和气田开发效益的独特优势。以砂体精细描述及储层评价为重要手段,优选水平井开发有利目标区;针对苏里格气田东区南部上、下古生界储层发育特点,以立体开发、整体开发及大井丛水平井组开发部署结合的方式,进行水平井优化部署;水平井设计根据不同的砂体及有效砂体发育特点,采用平直型、顶穿底型及阶梯型3种水平段轨迹;地质导向以提高储层钻遇率为目标,以入靶跟踪和水平段跟踪调整为核心,形成4种靶点调整和6种轨迹控制的水平井地质导向跟踪技术。研究成果应用于水平井开发中效果良好,获百万方高产井2口,有效储层钻遇率最高达91.6%。     

致密砂岩气藏水平井整体开发关键地质技术——以苏里格气田苏东南区为例

苏里格气田是中国目前发现并投入开发规模最大的天然气田,也是中国致密砂岩气田的典型代表,其特点是"低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性"的特征,单井产量低、建井数量多,压力下降快、稳产难度大,直井开发经济效益较差。为提高单井产量,改善气田开发效果,提高开发效益,在分析总结苏里格气田水平井先导性试验成功经验的基础上,以苏东南区为研究对象,率先开展致密砂岩气藏水平井整体开发技术攻关。从水平井参数优化、整体部署、轨迹优化及精细导向等多个关键技术研究出发,运用地震、地质及气藏等多学科攻关,形成了一套致密砂岩气藏水平井整体开发关键技术。应用该项技术系列建产1个水平井立体开发区、2个水平井整体开发区和1个大丛式水平井井组开发区,为苏里格气田水平井开发起到示范作用,值得在致密砂岩气藏规模化推广。