东海西湖凹陷致密砂岩气藏高含水特征及产水机理探讨

探井测试及开发井生产阶段大量产水严重制约西湖凹陷致密砂岩气藏的经济有效开发。利用岩芯核磁共振实验及"双饱和度"测井评价方法,分析气藏高含水特征及高含水地质成因,并探讨气藏产水机理,为气藏开发阶段有效防水治水提供依据。结果表明:西湖凹陷致密砂岩气藏高含水特征主要表现为"双高"特征,即高束缚水饱和度和高可动水饱和度;储层微细孔喉发育造成气藏束缚水饱和度高,而成藏时天然气充注程度较低则造成气藏可动水饱和度高;气藏含水饱和度高于临界水饱和度,在压差的驱动下可动水随天然气一起流动是气藏产水主要原因,同时如果生产压差过大,会导致部分束缚水转化为可动水,加剧产水程度。控制合理的生产压差是降低西湖凹陷高含水致密砂岩气藏产水风险和延长气井稳产期的重要手段。     

鄂尔多斯盆地N区S2储层产水特征研究

鄂尔多斯盆地N区属于典型的致密砂岩岩性气藏,储层厚度小、埋藏深度大、非均质性强,横向变化快,孔渗关系复杂,在气田开发过程中,储层出现了不同程度的产水现象,特别是S2储层,疑似产水严重,部分改造S2储层气井积液严重甚至积液停产,严重影响气井正常生产。然而,目前对产出水来源的认识还不够清晰,给气田开发带来一定的困难。为此,在前人的研究基础上,通过分析研究区块内所有改造S2储层的气井的生产数据及测井资料,对典型封堵措施井SN0001井及两相计量试验井产水特征进行分析总结,利用N区邻近区域的延安-安边砂带及哈汗兔庙-杨桥畔砂带的S2储层单试气井的测井及试气资料进行重点分析研究,建立了N区S2储层气井产水界限,确定了气井产水的储层测井响应特征临界线,应用井口两相计量试验井和封堵措施气井进行了对比验证,同时利用该气水界限对全区块内改造S2储层的气井的产水特征进行了分析预测,建议在45口高产水风险气井中优选部分井列入2022年两相计量测试计划,进一步论证S2储层的产水特征,以指导后续对S2储层的生产建设和气田开发工作。     

致密砂岩气藏产水机理与开发对策

为认清致密砂岩气藏的渗流规律、揭示其储层产水机理、寻求有效的开发对策,开展了相关研究。结果表明,致密砂岩气藏储层渗流机理复杂,表现在:储层原始含水饱和度主要受储层微观孔隙结构特征的控制;在气水互封状态下,气体弹性膨胀推动部分束缚水转化为可动水,可动水饱和度能有效表征储层水相可动性;储层水相对气相渗流能力影响显著,含水条件下气体渗流存在闽压梯度,其主要受储层物性与含水饱和度的控制,阚压效应导致单井控制范围减小,储量动用程度降低;气、水两相渗流能力受压力梯度的影响。进而基于对致密砂岩气藏产水机理和渗流机理的认识,提出了有针对性的开发对策:①在明确储层可动水饱和度的基础上,评价储层产水风险,优选井位及开发层位,降低气井产水风险,提高单井产能;②采用压裂水平井开发,增加泄流面积,减小生产压差,延长无水或低水采气期;③合理配产,降低生产压差,预防或控制产水量;④强化排水采气,提高生产效果。上述技术措施为四川盆地中部上三叠统须家河组气藏和鄂尔多斯盆地苏里格气田低渗透致密砂岩气藏的有效开发提供了技术保障。     

苏西致密砂岩气藏产水机理与渗流规律研究

苏里格西区低渗致密砂岩气藏具有高压、低产气、高产水的特点,区块自投入生产开发以来目前面临气井产水现象严重,大量生产井积液减产甚至停产的突出问题。本文通过研究目的层微观孔隙结构尺度下的储层产水机理,揭示致密砂岩气藏渗流规律,确定影响储层产水的主控因素,结合研究区储层静动态特征提出有效的生产开发对策。研究结果表明,苏西主产水型为自由水和可动束缚水,渗流规律由生产压差直接控制,区块开发应当保证控压与控水相结合的原则,尽量避免应力敏感性及水锁效应的发生。气井在投产时应合理配产,控制生产压差,防止由于生产压差过大束缚水转变为可动水、产水量增大的情况出现。     

低渗致密砂岩气藏井筒流态判识及积液井措施管理

低渗致密砂岩气藏由于其"三低"特性,产水对该类气藏生产影响十分严重,准确判识气井积液是气田气井精细管理的重要内容。通过对产水气井井筒内气液两相分布状态的深入剖析,结合实际积液井压力测试数据,建立了井筒流态与气井流压、产气量之间的关系,并根据积液井井筒流态及排水采气措施适用性对积液井管理提出了优化建议,有效支撑了低渗致密砂岩气藏气井精细化管理,进一步促进了气田高效、可持续开发。     

榆林气田山2气藏产水特征及其影响因素

榆林气田山2气藏部分井产水量大,已经严重影响了气井产量.从气藏构造、沉积环境、储层物性和单井产水动态数据等方面研究了气藏产水机理与特征,并分析了气藏产水的影响因素及其影响程度.结果表明:气藏构造对气水分布影响显著,西南构造下倾方向成为富水区;沉积特征使山2气藏的非均质性严重,对气水分布的影响也非常明显,位于分流河道砂体的气井产水少,位于分流河道砂体边缘的气井产水较多;储层物性的差异越大,造成气水的分异作用越突出,致密储层部位气井含水饱和度相对较高,产出液气比较高.     

苏里格地区致密砂岩地层水赋存状态和产出机理探讨

鄂尔多斯盆地苏里格气区是中国最大的非常规准连续型致密砂岩大气区,该地区西部和北部上古生界产水普遍,气藏内无统一气水界面,气水分布十分复杂。该文以致密砂岩成藏动力学为出发点,综合成藏要素、现今储层微观孔隙结构和流体的渗流机理,探索了苏里格地区的地层水赋存状态和产出机理。研究认为,苏里格地区气、水分布规律复杂性的主要原因即生烃膨胀力和储层毛细管阻力的差异。研究区致密砂岩储层地层水存在束缚水、毛细管水和自由水3种赋存状态,束缚水区基本位于生气强度大的东部地区,试气井主要为产气井;毛细管水基本分布在生气强度小的西部和北部地区,试气井主要为气水同产井;自由水呈零星分布。      

致密砂岩气藏产水机理及其对渗流能力的影响

致密砂岩气藏具有低孔、低渗,储层物性差,非均质性强等地质特征,在岩性构造背景下,气水关系复杂,地层中气水赋存状态多样。烃类充注成藏时,很难将地层中的水完全驱替出来,会有部分滞留水残存在地层中。对于不存在边底水、层间水等自由水的致密砂岩气藏,储层中的可动水是气井产水的主要来源。气井见水将严重影响气井的产能和泄流半径,导致井底压力和产量迅速下降,生产压差和废弃压力显著增加,缩短了气井生产周期。为此,调研了国内外学者对致密砂岩储层可动水赋存状态和产出机理、可动水产出规律及控制因素、可动水对储层渗流能力影响等多方面的研究方法及成果,在分析和总结目前研究成果的基础上,针对致密砂岩气藏开发过程中的产水问题及其对开发的影响,提出了下一步的研究方向及改进建议,以期改善致密砂岩气藏的开发效果,提高最终采出程度。     

致密砂岩气地质认识新进展

随着致密砂岩气勘探开发实践的不断深入,传统的地质认识暴露出很多局限性及与实际地质情况不相符的特性。在调研国内外致密砂岩气勘探开发历史经验的基础上,以鄂尔多斯盆地致密砂岩大气田勘探开发揭示的实际资料为依据,通过核磁共振及气水相渗分析、等温吸附实验、气藏地层压力恢复等研究,对传统的致密砂岩气地质特征认识进行了补充与完善。结果表明:致密砂岩气一般为多个压力系统气藏组成的大气田,这一特征决定了致密砂岩气勘探开发需要密井网,而不是常规气藏勘探开发的稀井网;致密砂岩气储层含水饱和度变化较大,具有超低含水饱和度特征,容易形成水锁伤害,在开发过程中必须做好储层伤害保护;致密砂岩气藏开发后期产水严重,如何"治水"是开发的关键问题;致密砂岩气储层中存在一定量的吸附气,这对于致密砂岩气储层含气特征及渗流规律描述、单井产能预测、资源量计算与储量评估都具有重要意义。     

川中地区上三叠统须家河组气藏开发有利区评价与优选技术

四川盆地中部上三叠统须家河组气藏储层致密、高含水、非均质性强、连续性差,气井自然产能低、控制范围小、普遍产水,规模效益开发面临诸多认识难题和技术障碍。为此,建立以“两步法”储层对比技术、多级相控建模技术为主的致密砂岩储层描述技术,解决了“砂包砂”致密储层精细对比与预测技术难题;基于微观孔喉结构与渗流机理实验,将气藏可动水划分为不同于常规气藏边、底水的小孔喉可动水、局部滞留水和高含水层３种气水赋存模式,采用物性和毛细管力约束建立了气藏流体分布模型,形成气水交织非常规气藏可动水描述技术,基本解决了气水交织非常规气藏气水赋存模式与流体建模技术难题;结合气藏动静态特征和效益评价参数,选择有效储层厚度、储量丰度、有效地层系数等参数,建立了储层分级分类评价标准,并在此基础上筛选出气藏开发有利区,解决了致密高含水气藏开发部署和储量有效动用的地质目标选择难题,奠定了该类气藏规模效益开发的基础。     

四川盆地中台山地区须家河组致密砂岩气藏富集高产主控因素

四川盆地须家河组具有典型的致密砂岩气特征。2006年以来四川盆地大川中地区须家河组致密砂岩先后发现安岳须二段气藏、合川须二段气藏等多个大型岩性气藏,累计提交三级地质储量万亿立方米,勘探成果显著,但气藏投入开发后普遍产水,且水产量较高,累计产气量超过5 000×10⁴m³的高产井较少。2012年,在川中—川西过渡带中台山地区钻探了风险探井ZT1井,在须家河组须二段获高产工业气流。投产后该井日产气量高、产微量水,目前已累计产天然气超1×10⁸m³。在区域地质研究基础上,通过大量生产井地质条件分析,开展了中台山地区与川中其他地区须二段气藏高产因素差异性分析,明确了优质烃源岩、优质河道砂岩储层、天然裂缝是中台山地区油气富集高产的主控因素,优质烃源岩发育为致密砂岩提供充足气源;优质河道砂岩储层形成高丰度气藏;天然裂缝是油气高产的关键。     

超深层裂缝性致密砂岩气藏储层连通性及开发启示——以塔里木盆地库车坳陷克深2气藏为例

以塔里木盆地库车坳陷克深2为代表的超深层裂缝性致密砂岩气藏,是“十三五”期间塔里木油田天然气上产的重点区域。基质物性差、局部裂缝发育程度不同的特征导致储层非均质性强,井间产能差异大,储层连通性复杂,气藏开发难度大。针对该类气藏的特点,以克深2气藏为例,将动态分析法与静态分析法相结合深入分析储层连通性,并指出了气井布井方式和生产制度的优化对策。研究结果表明：储层基质致密,构造裂缝总体发育,形成高渗通道,整体上看气藏平面连通性较好,但鞍部有效裂缝发育程度、气井产能相对较低,反映该区为低渗区,对气体渗流起到一定阻挡作用。按照局部构造裂缝控制高产的开发思路,沿构造轴线高部位集中布井;为了减缓裂缝性水侵,更加均衡开发气藏,认为气井配产不宜过高。研究结果对指导超深层裂缝性致密砂岩气藏科学、合理、高效地开发具有积极意义。     

窄河道致密砂岩气藏采气速度优化——以ZJ气田沙溪庙组气藏为例

窄河道致密砂岩气藏具有河道砂体薄窄、储层物性差、气井控制储量规模小、压力及产量递减迅速的特点,地质条件及开采规律均与层状致密砂岩气藏存在较大差异,需开展针对性的采气速度优化研究。以ZJ气田沙溪庙组气藏为例,综合考虑河道砂体、测井、储层物性特征参数,将主力河道划分为3种类型;结合气藏工程及经济评价方法对各类河道中气井配产及采气速度进行优化,并分析了造成窄河道致密砂岩气藏采气速度高于层状致密砂岩气藏的原因。结果表明:窄河道致密砂岩气藏中水平井合理配产比为1/6~1/3,最优采气速度为4%~6%;河道砂体窄、动用储量规模小,是造成此类气藏采气速度偏高的主要原因。适度提高采气速度,可有效缩短单井的投资回报期,提高窄河道致密砂岩气藏开发的经济效益。     

致密砂岩气藏水相圈闭损害实验研究及应用

致密砂岩气藏已成为当前油气勘探开发的重点，但水相圈闭损害严重影响其勘探开发效益。鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏具有低孔低渗、低压、高毛管力、高有效应力、低初始含水饱和度、天然裂缝一定程度发育和粘土矿物丰富多样等特征。对塔巴庙致密砂岩气藏地质特征和水相圈闭损害机理的研究表明，致密砂岩气藏潜在水相圈闭损害严重，并通过典型致密砂岩岩样的毛管自吸实验和水相圈闭指数APt实验评价证实水相圈闭损害的严重性。毛管自吸实验揭示出，物性越好、初始含水饱和度越低的储层更易发生自吸诱发的水相圈闭损害。综合地质特征和实验结果，分析了塔巴庙地区应用屏蔽暂堵钻井完井液防止水相圈闭损害而促使盒2＋3段高产气藏及时发现的原因。     

苏里格致密砂岩气藏可动水饱和度分布

近年来苏里格致密砂岩气藏的部分气井出现了不同程度的产水现象,平均产水量约为9 m~3/d,已经严重影响了气井产能。通过对比分析可动水饱和度的常规测井解释结果与实际生产数据,建立了气井的产水特征预测方法。通过该方法对单井进行产水预测并优选射孔层位可提高气层的产气能力,有效降低了气井产水风险。在此基础之上绘制了苏里格致密砂岩气藏研究区块的可动水饱和度平面分布图,进而优选出低产水风险区,明确气田的主力储层,研究结果为致密砂岩气藏的合理开发提供了理论依据。     

大牛地气田大28井区高产液井合理生产制度研究

针对大28井区盒1气藏液气比高,稳产期短、产量递减快、生产效果差的问题,开展合理生产制度相关研究,改善井区开发效果。研究结果表明:(1)大牛地气田大28井区盒1气藏储层物性差,主要产水类型是天然气成藏过程中驱替不彻底的孔隙残留水,水多数赋存在多套泥质含量较高、物性较差的砂体中;(2)相同物性条件下,初期配产偏高时,生产压差大,产液量高,造成液相伤害,同时积液造成井底回压较大,气井产能不能完全释放,导致开发效果差;(3)为了合理利用地层能量,高产液气井合理生产压差应控制在7 MPa以内,对应的配产比例应低于无阻流量的1/3;(4)高产液井为了获得较高的EUR,取得良好的开发效果,初期压降速率应小于0.025 MPa/d。通过研究制定出合理的生产制度,控制合理生产压差和初期压降速率,高产液井稳产时间明显延长,单井EUR提高40%,为高产液气井的生产管理提供了指导。     

苏里格气田储层渗流特征研究

苏里格气田部分中高产气井生产初期不产水或产水少,生产一段时间后产水量增加、水气比升高,甚至造成水淹关井。气井产水严重影响了气井正常产能的发挥和生产。因此,急需开展储层渗流特征方面的研究,摸清储层流体的渗流规律,为寻求合理的开发制度、降低气井产水风险及提高气藏采收率提供基础性指导。     

马-什-广地区蓬莱镇组气藏压裂井产量逐步上涨原因探讨

马-什-广地区蓬莱镇组气藏属于典型的常压-高压致密砂岩气藏,地层非均质性强,该气藏在开发过程中,压后产量相差较大,针对部分井压后测试产量低,生产或关井一段时间后产量明显上涨的情况,对各井储层物性进行了分析,认识到产量上涨的这些井具有储层泥质含量高,储层孔隙度和渗透率均高于该区的平均值。通过对该区的储层微观特征和渗流机理进行实验研究,认为水敏和水相圈闭损害是造成这些井初期测试产量低,一段时间后产量明显上涨的主要原因。提出了降低水敏和水相圈闭损害的压裂工艺措施。图8表2参9     

苏东南区陕X井区地层水产出控制因素分析

致密砂岩气已成为全球非常规天然气勘探的重点领域。苏里格气田是中国目前发现规模最大的整装致密砂岩气气田。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气储层具有储层物性差、厚度薄、非均质性强等特点,在未经压裂的情况下一般不能获得自然工业产能。近年来苏里格气田部分区块面临气井产水严重,地层水产出机理、控制因素及气水分布关系不明确等问题,严重制约了苏里格气田天然气的高效开发。苏东南区陕X井区井间产水差异性较大,部分气井产水严重,查明研究区气水分布规律、地层水产出机理及控制因素,对区块后续产能建设及高效开发具有重大的意义。本文从地层水化学特征、分布规律及储层物性、砂体展布等方面对陕X井区地层水产出控制因素进行分析研究,并取得一定认识。     

高含水致密气藏水平井稳产原因分析及启示——以鄂尔多斯盆地大牛地气田为例

大牛地气田2014年投产水平井稳产至今,并未出现明显的产能递减,其递减规律和以往历年投产井的结果及国内外同类气藏的开发结果出现明显差异。对这一部分水平井和之前历年投产井进行了对比分析,并将其稳产原因分为地质原因、工程原因和管理原因3大类。其中地质原因包括储层产水、水平井钻遇砂岩长度和储层生烃强度等因素;工程原因主要指压裂设计和施工的因素;管理原因主要包括排水采气思路和配产思路的转变。研究结果表明:产水对致密气藏气井生产具有控制作用,产水量越低,气井越容易稳产。气测显示砂岩长度和储层生烃强度越高,越有利于气井稳产。压裂规模越大、返排率越高,越有利于气井稳产。对于高含水致密气藏来说,排水是开发第一要务,应确立"排水和采气同等重要、同步进行"的整体开发思路。在保证排水的情况下降低配产比例,可以有效降低投产初期储层压降速率,更有利于气井的稳产。同时提出,对于致密气藏来说高效开发关键在于科学管理,"低产气+高产水≠无法稳产"。通过对地质条件认识的深化、通过钻井和压裂等工程工艺的改进,通过开发思路的优化调整,同样可以在高含水致密气藏中做到气井的长期稳产。