垂直压裂井开发下致密砂岩气藏压力分布研究

川西气区属于典型的致密砂岩气藏,直井或水平井压裂后才能获得工业天然气产量,措施后产量压力递减快,采收率低,加密调整井对邻井干扰严重。为厘清致密砂岩气藏开发后地层压力分布,采取针对性措施,提高气藏采收率,提出了Voronoi网格数值模拟法,建立了压裂井数值模型,研究了致密砂岩气藏压裂井地层压力在横向及纵向上的分布,分析了气井的配产、生产时间、地层渗透性等因素对地层压力剖面的影响。结果表明,在平面上,地层压力在压裂裂缝方向和垂直于裂缝方向上渗流不对等,形成椭圆渗流区域;纵向上,压降梯度与气井配产、生产时间成正相关,与地层渗透率成负相关。新场气田沙溪庙组气藏沙二1气层在压裂裂缝方向上,在距井筒60~100m气层中,压力降占生产压差的80%左右。基于地层压力分布特点,采取了部署菱形井网的加密井、优化气井配产及低产水井间开管理等措施,实施后剩余储量区得到有效动用,提高了采收率,延长了气井稳产时间。     

川西须五气藏完井方式适应性研究

随着勘探开发的不断深入,非常规天然气成为重要的接替资源。四川盆地非常规天然气资源量丰富,须五气藏为典型的砂泥岩互层致密非常规气藏,有效的完井方式是气藏实现提高单井产能、提高气藏可采程度的重要保障。国内外非常规气藏水平井主要采用多段压裂技术、降阻水压裂技术、同步压裂技术,开发效果显著;研究表明,基质裂缝、裂缝网络渗透率、水力裂缝间隙、水力裂缝传导率、岩石压缩性、水力裂缝半长、自然裂缝孔隙度,对页岩气水平井产能影响较大,钻井过程中要对近井地带的基质渗透率、裂缝网络渗透率和自然裂缝孔隙度进行保护。川西须五气藏储层脆性矿物含量与美国其他页岩气相当,同时储层具有天然裂缝发育的特点,完井方式需要考虑储层改造工艺、最大程度上实现缝网压裂的目的;通过深入研究,优选出川西须五气藏完井方式,优选套管射孔完井方式,采用水平井+多段水力压裂和储层改造完井方法进行开发。     

裂缝性凝析气藏试井解释新方法

通过分析凝析气藏的相图,建立了凝析液饱和度随压力降的变化规律,并回归得出了相应的公式;同时通过对气体压缩因子、黏度随压力、温度的变化,建立了这些参数和无因次压力的关系;在双重介质地层假设的基础上,建立了在试井过程中凝析气相对渗透率随凝析液饱和度变化的凝析气藏试井解释数学模型,采用隐式迭代的方法进行了求解并进行了参数敏感性分析;结果表明:凝析液的饱和度对凝析气藏试井的压力及压力导数曲线有着很大的影响,早期由于凝析液的析出,阻碍了气藏的流动,导致压力及压力导数曲线上升;在凝析液饱和度达到峰值之后,随着凝析液的挥发,凝析气的相对渗透率逐渐恢复,压力及压力导数曲线又回归到正常的径向流位置;由于裂缝和基岩之间的压力差,使得裂缝弹性储容比在测试过程中发生变化,进而影响了压力及压力导数;窜流系数和裂缝弹性储容比的变化决定了窜流段发生的早晚和程度;而基岩中气体黏度的变化使得窜流的发生稍微滞后。     

垂直井压裂联合降压开采天然气水合物的产能数值模拟

为了探究高效的水合物开采工艺方法，建立压裂法联合降压开采水合物的基本物理模型和数学模型，应用2017年神狐海域试开采数据，验证并完善该模型计算结果的正确性。分析比较水合物储层在考虑压裂和不考虑压裂时，井中压力、水合物饱和度、分解过渡带的移动规律，研究开采井压力、裂缝长度、裂缝渗透率、裂缝孔隙度对水合物产气速率和累计产气的影响。结果显示：开采井压力越低，水合物分解速度越快，累计产气量越高；当开采井压力一定时，水合物的产气速率、累计产气量随着裂缝长度、裂缝渗透率和孔隙度的增加而增加。压裂联合降压可以提高水合物的开采效率，为今后水合物实现商业化开采提供参考。     

双重介质条件下的地质建模技术研究与应用——以哥伦比亚Capella油田为例

双重孔隙介质是具有双重孔隙度、双重渗透率,形成两个平行水动力学场,流体相互之间按一定规律和方式窜流交换等特性的孔隙介质系统。哥伦比亚Capella油田Cong层储层以砾岩为主,岩性致密,属低孔低渗储层,具有双重介质的特征。在Cong层地质建模过程中,在构造模型基础上,采用井震结合的方法约束油藏属性模型;在裂缝建模过程中,应用面密度计算裂缝密度曲线并得到裂缝密度体模型,并采用基于目标算法模拟裂缝三维模型。在模拟裂缝模型过程中将小尺度缝进行分组,减少了倾向、倾角、长度的统计方差,提高了模拟精度。以达西定律和物质平衡方程为基础,按照模拟单元把复杂的裂缝实际模型转化为由三组相互正交的裂缝组组成的裂缝块模型,得到Cong裂缝渗透率模型,模型渗透率与试井解释的油藏动态渗透率相一致。该模型可应用于油藏数值模拟并指导油藏开发调整。     

煤层气勘探开发中常用试井测试技术探讨

试井测试是目前能够准确获取煤层参数的有效方法。从实际应用的角度，重点介绍煤层气井常用试井方法，并时各种试井测试方法的优缺点、适用范围进行研究评价。结合煤层渗透率及储层压力的特征，探计试井测试方法在煤层气勘探开发中的应用。     

定北区块复杂储层压裂工艺技术研究与应用

定北区块上古生界储层具有低孔、致密、高温、天然裂缝发育、基本无自然产能等复杂特征。勘探前期因地层参数缺乏．采用常规硼交联压裂液体系及常规压裂技术实施作业,压裂工艺的针对性不强,施工过程中极易出现砂堵现象。为此．开展了高温暂堵压裂液体系及测试压裂工艺技术应用研究,研制了有机锆交联高温暂堵压裂液体系,并选择定北7井2储层首先开展了小型压裂测试,获取了储层、压裂裂缝、压裂液等相关参数。根据测试压裂结果,对该储层进行压裂设计与施工：设计排量4．5m3／min．前置液比例37％,平均砂比24％,加砂量38m3,全程使用有机锆交联高温压裂液．前置液添加l％屏蔽暂堵剂。压裂施工结束后,对主压裂数据进行压力拟合,结果显示,研制的高温暂堵压裂液体系能满足区块高温、微裂缝发育储层的压裂造缝、携砂等施工需要,压裂改造达到了预期效果。     

砂岩气藏地层压力下降迂曲度变化规律探讨

通常在定量分析孔隙度、渗透率等物性参数变化规律时,往往假设迂曲度不发生变化。分析了在地层压力下降的情况下砂岩气藏岩石迂曲度的变化规律,以期对常规岩石渗透率变化规律定量研究结果进行修正。根据岩石孔隙结构毛管束简化模型对应的Kozney方程,推导建立了岩石比迂曲度变化理论关系式。结合模拟有效压力增加岩石变形实验,通过将地面实验数据转换为地层条件下孔隙度和渗透率变化数据,考虑储层岩石所承受初始有效压力,实例计算了地层压力下降岩石迂曲度变化规律。实例气藏6个岩心的计算结果表明,随着地层压力下降。岩石迂曲度逐渐增大,且岩石迂曲度的增幅已超过了可以忽略的程度,说明通常假设岩石迂曲度为常数是有局限的。因此。在研究砂岩气藏地层压力下降对岩石渗透率影响时,需要考虑岩石迂曲度的变化。     

页岩气钻采技术综述

页岩气开采已成为全球资源开发的一个热点。页岩气储集层通常呈低孔、低渗透率,开采寿命长,生产周期长,采收率变化较大,且低于常规天然气采收率。不同于常规天然气的开采特点决定了页岩气开发具有其独特的方式。水平井技术对于扩大页岩气开发具有重大意义,水平井的成本一般是垂直井的1～1．5倍,而产量是垂直井的3倍左右。水平井技术结合geoVISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术可进行更高效、更合理的开采。压裂增产技术是页岩气开采的另一种方式。清水压裂技术用于产生更密集的裂缝网络,形成额外的渗透率,使气体能更容易流向井中,从而生产出大量地层天然气;多层压裂技术常常用于垂直堆叠的致密地层的增产：重复压裂技术用于在不同方向上诱导产生新的裂缝,从而增加裂缝网络,提高生产能力;还有最新的同步压裂技术。即同时对两口或两口以上的井进行压裂。这些压裂技术结合室内实验和测井技术,使得页岩气具有更大的发展潜力。     

转向注水改善特低渗油藏开发效果

针对卫城油田沙四段油藏进入高含水开发后期,受裂缝发育影响,平面、层间矛盾日益突出,含水上升速度加快、开发形势变差的状况,开展油藏精细描述研究工作,重点研究地应力-裂缝对开发的影响,认识到注采井网不适应是该油藏高含水开发后期的主要问题。在剩余油研究基础上,一是通过实施避开裂缝方向优选转注井点,转换注采方向,使注采方向与裂缝方向成45°夹角注水;二是通过打塞、挤堵、重分、差层转注等手段,抽稀Ⅰ类层井网、建立差层井网,同时改变Ⅰ类层和Ⅱ、Ⅲ类层的注水强度,实现了卫城沙四段特低渗油藏高含水开发后期"转换注水方向、转换注采井别、改变注水强度"的转向注水。通过研究及应用,使卫城沙四段特低渗油藏注采井网逐步优化,水驱控制程度、水驱动用程度分别提高7.5和5.4个百分点,油藏综合含水下降0.4%,日产油量由135t/d回升到154t/d,自然递减率同期对比减缓7.62个百分点,增加可采储量10.5×104t,提高采收率1.45个百分点。     

利用数值试井反演井组低渗透储层参数

储层非均质性研究是油藏精细描述中的重要内容,也是目前油气储层评价方面一个研究难度大且重要的课题。一般试井技术动态结合历史拟合方法只能求得单井附近一定范围内的平均有效渗透率,并不能描述井网或区块的油藏参数区域性非均质分布特点。针对长庆A油田长8低渗透储层渗透率非均质性问题,通过渗流理论与现代试井解释方法结合,利用试井测试和测井资料建立低渗透油藏压裂井试井解释数值模型。通过调整渗透率等主要物性参数的分布,在单井基础上,以井组为对象建立井组数值模型,进行井组数值模型的修正及数值模型可靠性验证和应用,结合生产历史,开展试井精细解释,进而反演出井筒、储层物性等参数。综合数值试井解释结果,可对井组范围内的储层非均质性特征、渗透率分布特征、地层压力分布特征等规律进行评价,为油藏精细描述提供参考。     

剪切扩张诊断：评估致密地层天然气强化处理的新方法

许多致密天然气藏需要压裂强化才能获得经济收益。这些储层通常能从高偏向压力和坚硬的天然裂缝岩石进行地质学和几何学的特征描述。在这些储层中强化处理能从剪切和张力裂缝的联合中形成复杂的裂缝网络。水裂缝能被用于那些被预先剪切裂缝会占统治地位的地方。     

致密砂岩气藏特低渗原因剖析

论述了致密砂岩气藏特低渗形成的原因:即先天的沉积因素和后天的成岩作用等。得出结论:近源和远源沉积、矿物成熟度和矿物的泥化硅化、压实胶结、有无烃类饱和以及是否接触泥岩层都是影响致密砂岩气藏渗透率的因素。     

越南白虎油田缝洞型基岩油藏特征与开发对策

白虎油田位于越南东南兰龙盆地早新生界中央隆起带基岩断块,以花岗岩和花岗闪长岩为主。白虎油田基岩油藏原始地层压力为41.7MPa,油藏温度为140℃,属于常温常压油气藏。原始相对密度为0.654,泡点压力为22.4MPa。原始气油比为190m^3/t,原始黏度为1.5mPa·s,地下原油相对密度为0.4.该油藏储量接近10×10^8t,单井日产油低的上百吨,高的可达几千吨,是少见的高储量丰度、高产能的基岩油气藏。微裂缝以及伴生洞对油气储集的贡献在70％～80％;采取底部注水形成人工底水的驱动方式,直井和侧钻井的注采井网,保持地层压力在泡点压力1～2MPa之上;油井自喷为主兼顾气举的开发技术对策,以及井网调整、吸水剖面与产液剖面调整、注采液量调整等对策的应用,保证了油井利用效率,使该油藏保持了长达15a的稳产高产,最高年产油达1300×10^4t,采收率可达39.3％。     

应力敏感对川西气田低渗气藏渗流的影响研究

川西气田中浅层主力气藏平均有效渗透率大多小于0.1×10-3μm2,具有典型低渗致密气藏特征.对于低渗油气藏渗流过程中应力敏感的影响程度,目前在国内外还存在较大的争议:有学者认为低渗透储层存在着较强的应力敏感性;也有学者认为储层岩石越致密,其对应力的敏感程度越低.地层压力变化可以作为验证低渗气藏是否存在应力敏感的重要参数.川西气田多数气井需压裂投产,因此本文仅针对压裂气井建立产能方程,并进行优化,从而建立物质平衡与方程优化法.利用物质平衡与产能方程优化法对CX135井,新场沙溪庙组气藏以及马井蓬莱镇组气藏的部分气井地层压力进行分析,发现考虑应力敏感和不考虑应力敏感计算所得的地层压力、无阻流量很相近,误差在5％以内,这说明应力敏感对川西低渗气藏气体渗流的影响较小,在产能计算过程中可以忽略不计.     

天然裂缝性油藏产量递减曲线分析模型

近年来，虽然人们经常使用递减曲线分析模型，但是它仍然有许多局限性。天然裂缝性油藏的递减曲线分析已经很少被用于注水开发。由此，提出了一种流体流动机制的模型，并用其分析注水开发的天然裂缝性油藏的开采数据。这个模型包含了对相对渗透率和毛细管压力的分析，显示出了开采速率与相应的采收率或与累计的采油量之间的线性关系。接着，把模型应用到来源于各种不同油藏的数据中并发现：在采油速率和已被模型预测到的相应采收率之间有一种线性关系，尤其是在开采末期。而范例中油藏的采收率最大值是由线性关系决定的参数估计出来的。同时，还提出了采收率的解析模型。     

低渗透油藏压裂井复合介质渗流规律研究

低渗透油藏地下裂缝分布形态复杂,影响油藏产能计算的因素较多,情况复杂,常规计算方法很难满足工程需要。故此,考虑启动压力梯度和介质变形系数的影响,建立了低渗透油藏压裂井复合介质径向流渗流模型。并根据此模型推导出不同地层及裂缝参数条件下油井产能变化关系。计算结果表明:在不同的裂缝半长和不同的启动压力梯度条件下,油井定压生产的产量都将随着变形系数的增大而减小;在不同的裂缝半长和不同的介质变形系数条件下,油井定压生产的产量都将随着启动压力梯度的增大而减小;在不同的启动压力梯度和不同的介质变形系数条件下,油井定压生产的产量都将随着裂缝半长的增大而增大。根据本文所建立的复合介质径向流渗流数学模型,能够计算低渗透变形介质地层压裂井的产量压力变化规律,该模型具有一定的工程实用价值。     

三塘湖盆地西山窑组砂岩油藏体积压裂技术研究与应用

三塘湖盆地西山窑组属于低孔隙度、低渗透率、低地层压力系数的复合圈闭"三低"砂岩油藏,天然产能低,开采难度大。前期直井常规压裂投产效果差,递减快,区块储量未取得有效动用。借鉴非常规油气藏"体积压裂"技术理念,以体积压裂适用的基本储层条件为依据,论证了西山窑组砂岩油藏水平井体积压裂的可行性。结果表明,三塘湖盆地西山窑组砂岩油藏具有石英含量高、岩石脆性指数高、天然裂缝发育等特征,易形成长宽主裂缝和分支裂缝的复杂裂缝网络,具备大规模体积压裂改造的基本要求。根据室内参数优化和现场先导性试验研究,形成了"增加改造段数、减少改造簇数、高排量大规模注入"的水平井"细分切割"体积压裂工艺技术。现场试验9口水平井,有效率达到100%,压后平均单井日产油23.46t/d,相比直井常规压裂提高了93.2%,平均单井累计产油2910.24t。     

异常高压变型介质气藏数值试井研究

异常高压气藏往往存在着应力敏感，在开采过程中，随着累积采气量的增加，地层压力下降，孔隙度渗透率下降，逐渐影响到气田的开发与管理。本文从异常高压气藏的渗流机理入手，建立异常高压气藏应力敏感数值试井模型，采用差分法求解，得到了异常高压气藏开采的压差、压力导数典型曲线。有利于指导异常高压气藏开发方案的部署与优化，具有重要的理论意义和实际意义。     

变尺度分形技术在致密砂岩储层裂缝识别中的应用——以鄂尔多斯盆地东仁沟区块长7储层为例

致密砂岩油藏开发难度大,天然裂缝发育是决定此类油藏有效开发的关键因素,因此准确识别裂缝显得尤为重要。东仁沟区块长7储层岩心观察结果显示其主要发育垂直缝和高角度缝,未充填居多,偶见方解石充填。声波时差曲线在裂缝发育处会出现波动或者周波跳跃,电阻率略有降低,其中八侧向降低幅度较双感应低很多,并且曲线呈现锯齿状形态。变尺度分形曲线与裂缝对应位置曲线斜率会变小,导致曲线偏离原有趋势而变得下凹。整合六条常规测井数据的R/S分析曲线下凹段斜率和层次分析法计算的权重,就能较为精准地识别储层裂缝发育位置,该方法识别正确率为80.95%。根据研究区各井分形维数在裂缝相对发育段与不发育段之间的差异,就可以判别出裂缝比较发育的井,并预测出裂缝相对发育区。