确定储集层孔隙度和渗透率下限的几种方法

确定储集层孔隙度及渗透率下限值,是识别油气层、计算储量必需的参数,介绍了经验统计法、储集层喉道下限法、相渗曲线法和试气法等4 种常用储集层孔渗下限的计算方法,对鄂尔多斯盆地某气田B 井区石盒子组盒8 段孔隙度和渗透率的下限值进行了确定,其储集层孔隙度下限值确定为6.25%,渗透率下限值确定为0.1×10^-3 μm²。     

苏里格气田老井侧钻水平井开发技术实践与认识

为寻求降低开发成本、挖掘井间未动用储量的有效途径,在苏里格气田苏10、苏53区块开展老井侧钻水平井实践,逐步克服了小井眼侧钻施工"塌、漏、卡"及剩余气评价困难等工程、地质难题,形成了与致密砂岩气储集层相适应的侧钻水平井钻完井、优化部署及地质导向等配套技术。侧钻水平井充分利用老井,大幅降低开发成本,提高井间剩余储量动用,产量是相邻直井的3～5倍,其生产效果受钻遇砂岩段长度、水平段在储集层中的位置、动用有效气层厚度、含气饱和度、控制储量、压裂改造等因素影响。苏10、苏53区块至今共钻侧钻水平井12口,平均钻井周期49 d,平均水平段长度689 m,平均有效储集层钻遇率61.5%,投产后初期平均井口压力16.2 MPa,平均日产气量4.7×10~4m~3,截至2017年末平均增产1 000×104m3以上,效果显著。随着区块低产老井增多,富集区井位趋于饱和,剩余含气区品位变差,侧钻水平井开发技术可以向优化井网规划、布井方式以及开拓挖潜区域等方向发展。     

塔中地区海相碳酸盐岩特大型油气田发现的关键技术

塔中隆起海相碳酸盐岩成藏地质异常复杂,地面条件极其艰苦,油气勘探开发面临世界级难题挑战。经过15 年艰苦攻关,发展了海相碳酸盐岩油气成藏理论：古隆起及斜坡控藏控储、多成因叠合复合缝洞系统地质模型、多充注点多期次大面积复式混源成藏理论;创新了海相油气勘探开发配套技术：大漠区超深层碳酸盐岩地震采集处理、缝洞量化雕刻、烃类检测、高产稳产井部署、超深高温碳酸盐岩钻井完井工艺、缝洞型碳酸盐岩储集层大型酸压改造等配套技术。运用上述理论及技术查明了塔中隆起奥陶系碳酸盐岩十亿吨级凝析气田,已探明中国奥陶系第一个礁滩复合体大型油气田,3×10⁸ t 油气规模基本落实,100×10⁴ t 产能初步建成;发现了塔中北坡鹰山组层间岩溶大型凝析气田,7×10⁸ t 油气规模逐步明朗,400×10⁴ t 产能建设全面启动。创新成果丰富了海相油气地质理论,推动了关键技术的进步。     

四川盆地沙溪庙组河道致密砂岩开发工程关键技术进展及发展方向

四川盆地致密气总地质资源量为5.8 × 10¹² m³,居全国第二,其中金秋气田沙溪庙组致密气是勘探开发最重要的层系之一,但该气田储层埋深浅,上部地层钻井造浆能力强,储层由23期河道叠置发育具有物性、岩石力学及地应力差异大的特征,部分井区储层能量较弱。针对这些开发难点 在钻井方面通过开展浅层三维水平井轨迹设计与控制技术和以强化参数为主的钻井提速技术研究,形成了多河道浅埋深三维水平井钻井技术;在压裂方面通过研发低温全金属可溶桥塞和高强度、低伤害压裂液体系、优化水平井多缝压裂工艺,形成了高强度低伤害多缝压裂技术;在采气方面通过开展返排与出砂规律特征研究,形成了射流泵助排工艺和井下节流技术。通过这些技术的现场应用,沙溪庙组致密气藏钻井周期缩短至最低8. 08 d,井均测试产量由5. 01 × 10⁴ m³ /d 提高至46. 75 ×10⁴ m³ /d,同时表明在井身结构优化及小井眼钻完井配套技术、全生命周期智能采气技术方面还需进一步探索。     

水平井CO2缝间驱替产能影响因素

致密油藏衰竭式开发产量递减快,能量亏损严重。为探索更有效的开发方式,采用CMG-GEM软件建立水平井CO₂缝间驱替模型,模拟CO₂注入量、注入压力、储集层温度、裂缝间距以及裂缝长度对水平井产能的影响。结果表明：水平井CO₂缝间驱替能够较大程度地增加CO₂波及面积,充分挖掘剩余油,提高开发效果;注入压力为25 MPa时,CO₂注入量应接近且不超过10×10⁴ m³;日产量峰值随注入压力、裂缝间距和裂缝半长的增大而增大;储集层温度为80 ℃时,日产量峰值相对于其他温度较高,储集层温度越高,日产量达到峰值所需的时间越短。     

苏里格致密砂岩气藏小井眼侧钻水平井配套技术发展与展望

针对苏里格气田纵向多层系含气、横向储层非均质性强等地质特征,为充分挖潜老区剩余储量,确保气田高效稳产,2011年起,在苏里格气田开展侧钻水平井技术攻关和现场实践,剩余气刻画、地质选井、钻完井、储层改造、排水采气等配套技术逐步完善和提升,形成了一套成熟的苏里格致密砂岩气藏侧钻水平井开发技术。截止到2022年6月底,完钻57口井,平均水平段长度由初期的614.2m增加到753m,钻井周期由初期的63.7天缩短到35天,缩短45.1%,完井周期由91.5天缩短到52.6天,缩短42.5%,2021年首次实现套管完井和φ88.9mm套管桥塞分段压裂,成功率达100%;投产42口井,平均井口压力由9.4MPa增加到13.3MPa,首月平均单井日产量由2.0×10⁴m³增长到4.0×10⁴m³,内部收益率保持在8%以上,经济效益显著。下一步将针对降成本和提产量目标,围绕多元化设计、智能化发展、一体化协作、全生命周期管理等方向开展技术攻关。小井眼侧钻水平井技术为后期苏里格致密砂岩气效益开发提供了技术保障,也可为其...     

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。     

克拉美丽气田火山岩气藏配产方法优选

准噶尔盆地克拉美丽气田火山岩气藏产能受单井控制储量、岩性岩相、储集空间类型等多种因素的影响,产能变化大,评价比较困难,无阻流量配产法表现出明显的局限性。为此,利用动、静态模型将该区储层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类３种类型,找到了各类储层的产能特征,以利于指导布井和后期新井的配产;综合利用无阻流量法、采气指数法、类比法、图版法等方法对新井进行产能标定研究;综合利用物质平衡法、试采压降法、单井动态模型法等方法对老井进行产能标定研究。进而得到了每类井的合理配产范围：Ⅰ类储层,直井合理产量为（8.00～10.00）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（22.00～24.00）×10⁴ m³/d;Ⅱ类储层,直井合理产量为（5.00～6.00）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（14.00～16.00）×10⁴ m³/d;Ⅲ类储层,直井合理产量为（2.20～3.50）×10⁴ m³/d,水平井合理产量为（9.00～11.00）×10⁴ m³/d。研究结果还表明适合克拉美丽火山岩气藏的配产方法是：新井应该利用系统试井特别是修正等时试井或类比的方法进行配产;老井最好利用单井动态模型法进行配产。     

沥青充填对储集层储集性能的影响——以准噶尔盆地三台—北三台为例

在三台—北三台地区三叠系和侏罗系储集层中发现大量高密度的稠油和沥青,它们充填于储集层的孔隙中,占据了大孔隙,降低了孔隙连通率,使后期生成的原油难以进入孔隙,难以形成规模较大和产量较高的油藏。有机溶剂抽提前后的物性对比实验表明,沥青对储集层物性有很大影响,9 个样品的孔隙度测定值最大增加21.5%,平均增加约13.4%,7 个样品的渗透率测定值最大增加121.50×10^-3μm²,平均增加约31.99×10^-3μm². 指出今后寻找高产油层,除考虑构造因素外,还应结合沉积相和储集层的研究成果,尽量避开含沥青较多的储集层。     

老井侧钻水平井开发技术在苏里格气田的应用

老井侧钻水平井是挖掘油气田剩余可采储量潜力,提高油气藏采收率的有效方法之一。目前该技术已成为国内各老油田开发后期有效的增产稳产手段,不仅避免了钻新井或加密井的重复建设投资,而且能有效降低开发成本,完善开发井网,提高单井产量和储量动用程度,具有广阔的应用前景。通过对老井侧钻水平井开发技术的研究,结合苏里格气田致密砂岩气藏地质特征、开发现状以及剩余气分布,论述了该技术在苏里格气田开发的应用情况及效果,对今后老井侧钻水平井技术在苏里格气田的规模应用起到一定的指导作用。     

川南地区百亿立方米页岩气产能建设地质工程一体化关键技术

四川盆地南部地区下志留统龙马溪组页岩气资源丰富,但地质、工程条件复杂,页岩气规模效益开发面临着严峻的挑战。为了解决川南地区页岩气"部署设计难度大、优质储层钻遇率提高难度大、复杂缝网形成难度大、单井产量和单井估算最终采收量(EUR)提高难度大"等问题,通过系统梳理和总结10余年的页岩气勘探开发成果,形成了适用于该区的页岩气地质工程一体化高产井培育方法,并开展了现场试验和推广应用。研究结果表明:①所形成的三维地质建模、三维地质力学建模、复杂缝网模拟和产能数值模拟等4项关键技术,为该区页岩气井全生命周期的方案设计、现场实施、实时调整提供了重要的决策依据和指导,有效提高了页岩气单井产量和EUR;②实施地质工程一体化高产井培育方法,可以大幅度提高长宁—威远国家级页岩气示范区页岩气单井产量,其中长宁区块井均测试日产量由10.9×10~4 m~3提高到26.3×10~4 m~3、最高测试日产量达到62×10~4 m~3,威远区块井均测试日产量由11.6×10~4m~3提高到23.9×10~4 m~3、最高测试日产量达到71×10~4 m~3;③推广应用地质工程一体化高产井培育方法,可以实现高产井的"复制",培育了一批EUR超过1.5×10~8 m~3、部分超过2×10~8 m~3的高产井,其中泸州区块4口深层页岩气井,井均EUR达1.98×10~8 m~3。结论认为,所形成的地质工程一体化页岩气高产井培育方法,是破解页岩气规模效益开发难题的有效措施,可以为国内外非常规油气藏的规模效益开发提供借鉴。     

中国页岩气开发进展、潜力及前景

中国作为北美之外最大的页岩气生产国,随着页岩气勘探开发的持续快速推进,在埋深3 500 m以浅的海相页岩区已经建成200×10~8 m~3的页岩气年产规模。未来全国埋深3 500 m以浅页岩气能否继续稳产上产、埋深超过3 500 m的深层页岩气的开发潜力如何,既是评价和判断未来中国页岩气资源开发潜力和发展前景等的前提,也是决定能否在川渝地区建成"天然气大庆"的关键。为此,通过总结中国页岩气理论认识和工程技术发展成果,分析页岩气资源的开发潜力,预判了未来的发展前景。研究结果表明:①在页岩气理论体系方面,明确了海相深水陆棚笔石黑色页岩形成条件及页岩气富集机理,建立了"甜点区"和"甜点段"地质理论,初步构建基于"人造气藏"的页岩气开发理论,建立了四川盆地南部地区深层优质页岩厚度大、保存条件好、发育微裂缝与超压的页岩气富集高产模式;②在页岩气工程技术方面,水平井多段压裂等关键工程技术实现了跨代发展,支撑了中国仅用6年时间就实现了页岩气年产100×10~8 m~3、其后又用2年时间实现了年产200×10~8 m~3的历史性跨越;③在页岩气资源方面,明确了四川盆地中浅层海相页岩气是产业发展的"压舱石",而深层海相页岩气则是未来产量增长的主体,以川南海相页岩为重点具备还可探明页岩气地质储量超6×10~(12) m~3的资源条件,可以支持页岩气产量持续快速增长。结论认为,通过加快对于埋深3 500～4 000 m页岩气资源的开发,2025年全国页岩气年产量可以达到300×10~8 m~3;考虑到埋深4 000～4 500 m页岩气资源开发突破难度较大,2030年页岩气有望落实的年产量为350×10~8～400×10~8 m~3。     

页岩气水平井地质导向钻进中的储层“甜点”评价技术

随钻自然伽马探测手段在四川盆地涪陵国家级页岩气产能示范区水平井导向实践中暴露出储层特征显示不明确、"甜点"层钻遇率低的问题。为此,通过研究该区页岩标志层、"甜点"层的岩性、物性及含气性特征,建立其与已测量的自然伽马值的对应关系,总结得出了该区页岩储层"甜点"判别方法,以此作为LWD随钻地质导向轨迹实时控制的依据。焦页14-3HF井的现场试验结果表明,实钻水平段1 540 m,"甜点"钻遇率和储层钻遇率均为100%,优质"甜点"钻遇率达93.6%,单井完井测试平均无阻流量达到103.24×10~4 m~3/d,取得了非常好的效果。结论认为,该储层"甜点"层判别和识别技术能够更好地指示钻头在"甜点"层中钻进,有利于全面发挥地质导向技术在页岩气水平井钻井中的技术优势。     

侧钻水平井在陆梁油田开发调整中的应用

准噶尔盆地陆梁油田陆9 井区下白垩统呼图壁河组油藏为典型的薄油层、边底水活跃的砂岩油藏,开发过程中受边(底)水推(锥)进及注入水突进影响,部分油井含水高、采出程度低且增产难度大。为提高油藏开发效果,利用多种手段对油层水淹状况和水驱规律进行了系统研究,确定了剩余油富集区。通过运用油藏工程和数值模拟,对侧钻水平井主要技术参数进行了优化。2008—2009 年共实施侧钻水平井14 口,平均单井增油8.1 t/d,含水下降47.2 个百分点,恢复产能2.69×10⁴ t,效果十分显著。     

四川盆地及其周缘页岩气勘探开发现状、潜力与展望

历经10余年的探索与发展,中国南方地区已全面进入中浅层海相页岩气规模效益开发阶段,综合评价四川盆地及其周缘页岩气勘探开发潜力和发展前景,是关乎四川盆地能否建成"天然气大庆"的关键。为了给下一步的页岩气勘探开发提供理论支持,通过系统总结四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探开发理论和成效,分析了中国南方页岩气勘探开发现状与潜力,预判了未来的发展前景。研究结果表明:①川南地区4 500 m以浅五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源量为3.7×10~(12)m~3,其中可采储量超过2×10~(12)m~3,具备建成1 000×10~8m~3页岩气年产规模并稳产10年以上的开发潜力,中国石油天然气股份有限公司迄今已累计提交页岩气探明地质储量1.061×10~(12)m~3,并建成百亿立方米年产量页岩气大气区;②渝东北—鄂西地区、川西南—滇东北复杂构造区五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源潜力较好,亦具有良好的勘探开发前景;③四川盆地及其周缘具有三套后备页岩气层系,即下寒武统筇竹寺组海相页岩、上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩和下侏罗统自流井组陆相页岩,其中筇竹寺组海相页岩在绵阳—长宁拉张槽内优质页岩厚度较大、压力较高、孔隙较发育,是下一步页岩气勘探开发的重点,而川中—川东北地区自流井组大安寨段陆相页岩也具有一定的页岩油气勘探开发潜力。     

延113—延133井区水平井钻遇地层特征及地质导向

延113—延133井区山23储层以水平井开发为主,局部的构造隆起、厚度和倾角的变化都会造成水平井钻出储层.根据岩心和成像测井等数据,系统研究了山23砂体上覆、下伏和层间地层发育特征并依据地质认识指导水平井导向.研究表明:砂体上覆地层一般发育水下天然堤砂泥岩薄互层沉积,当钻遇该类地层应及时降斜;下伏太原组泥岩有机质含量较...     

钻井工作量分析法预测中国南方海相页岩气产量

中国南方海相页岩气资源丰富,但已有的常规方法不能满足对未来页岩气产量发展的预测。为此,以该区下志留统龙马溪海相页岩为例,基于其开发潜力,分析了现有页岩气资源的开发特征,认为四川盆地及邻区龙马溪组页岩气富集区资源量达17.4×10~(12) m~3,可采资源量为2.9×10~(12) m~3,其中埋深3 500 m以浅的页岩气资源是近期开发的主体,具备建成约300×10~8 m~3的产量规模。在此基础上,研究了国内外页岩气井的开发特征,建立了页岩气产量预测钻井工作量分析法:(1)单井初产值可表征页岩气井产能,测试产量可近似为初产,由于页岩气井递减率相似,由单井初产值可大致推测单井EUR(最终可采储量)值,再根据钻井工作量分析即可预测页岩气田产量规模;(2)目前南方海相页岩气测试产量期望值为17.6×10~4 m~3/d,单井EUR预测值约为1.5×10~8m~3。结论认为:中国南方海相页岩气井单井初期产量高、递减快、生产周期较长,钻井工作量与气田产量密切相关,因此钻井工作量分析法对页岩气产量估算具有较好的适用性。利用该方法估算2020年四川盆地及邻区页岩气产量约为200×10~8 m~3。     

四川盆地页岩气水平井高产的地质主控因素

四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区目前已转入大规模开发阶段,在考虑同等工程技术因素的前提下,寻找影响该区页岩气水平井高产的主控地质因素便成了研究的重点。为此,从分析该示范区目的层下志留统龙马溪组的沉积背景入手,结合区内三维地震资料、取心井地质及测井资料,开展水平井小层划分与对比,筛选影响页岩气井产能的储层关键参数,进行储层分类综合评价。结果表明,Ⅰ类储层钻遇率的高低直接影响着气井高产与否,具体到长宁—威远示范区的海相页岩气藏而言,靶体位置及龙一_1~1小层钻遇长度是决定气井是否高产的主控地质因素。基于上述研究成果,提出了该区页岩气高产水平井的地质模式,有效地指导了钻井作业,提高了页岩气水平井的产量,推动了页岩气规模效益开发。     

保德区块煤层气勘探历程与启示

主要根据地质认识转变、技术发展、钻井数量、勘探成果与产气量,将保德区块煤层气勘探历程划分为4个阶段。对外合作勘探评价阶段,水平井型排采8+9#煤层,产水量大、排液降压困难;井组试采评价阶段,丛式井组合层排采4+5#煤层和8+9#煤层,排水采气效果显现;勘探开发一体化先导试验阶段,优选富集区井网面积降压试采,获得高产突破;大规模开发与滚动扩边评价阶段,有利区规模建产及复杂区滚动扩边勘探,实现年产气量5×10⁸ m³。以地质认识进展和勘探成果为依据,总结了保德区块低阶煤层气气源成因、成藏模式与“甜点”评价对于勘探开发的启示,提出低阶煤层气“热成因气为主、生物成因气补充”、“水动力控气、单斜缓坡成藏”理论,建立低阶煤层气富集“甜点”评价指标体系。以期对低阶煤层气勘探工作具有启迪意义。