致密砂岩气藏井型优化方法

苏里格气田发育致密砂岩储层,具有典型的低渗、低压、低丰度、低产特征,井网井型的优化是有效提高其单井控制储量和气藏采收率的关键技术。针对直井和水平井不同的开发特点,剖析已开发区生产现状,形成了不同井型地质参数对比、生产指标分析和经济指标评价的井型优化方法;同时在选定目标区域应用气藏数值模拟技术,对不同井型井网进行指标模拟分析。结果表明:水平井单井控制面积和储量是直井的210%~260%,3年期单位压降产量是直井的480%~590%,5年期累计产气量为直井的350%~450%;水平井比直井采收率高、投资回收期短、递减率高、生产周期短,但存在储量损失,部署混合井网可使采收率和总利润较好平衡,实现气藏高效开发。此研究成果对致密砂岩气井开发指标对比和气井井型选择具有指导意义。     

致密砂岩气藏井网加密优化

采用物理模拟实验与数学评价方法相结合,系统研究了井控范围从500 m逐步加密至100 m(相当于井距从1 000 m加密至200 m）过程中不同渗透率砂岩储层在不同含水饱和度条件时的储量采出程度,揭示了井网加密对提高储量采出程度作用,以采出程度提高5%~10%和大于10%为依据,建立井网加密可行性判识图表,为气藏井网部署和加密方案优化提供了参考依据。实验岩心常规空气渗透率分别为1.63×10^-3 μm²、0.58×10^-3 μm²、0.175×10^-3 μm²、0.063×10^-3 μm²,含水饱和度介于30.3%~71.1%之间。研究结果表明：渗透率为1.63×10^-3 μm²的储层,采出程度总体均较高,除了在含水饱和度高达69.9%时的采出程度与井控范围有关外,其余含水饱和度条件下,采出程度与井控范围关系不大,可以采用大井距开发;渗透率为0.58×10^-3 μm²的储层,采出程度与含水饱和度和井控范围关系密切,随含水饱和度降低、井控范围加密而增加;渗透率为0.175×10^-3 μm²的储层,采出程度受含水饱和度的影响十分显著,只有在含水饱和度≤52.3%时,井网加密优化可提高储量采出程度,当含水饱和度>52.3%时,储量采出程度均较低,一般≤10%,即使井控范围加密至100 m,也难以得到提高;渗透率为0.063×10^-3 μm²的储层,总体上采出程度非常低,即使含水饱和度仅有31.6%,井控范围加密至100 m,其采出程度最高也只有2.3%,因此,该类储层依靠井网加密难以得到有效动用。     

鄂尔多斯盆地东缘致密砂岩气藏动态储量计算方法研究

鄂尔多斯盆地是我国最大的天然气生产基地,近年来,大宁-吉县区块成为了鄂尔多斯盆地东缘煤系地层致密砂岩气藏勘探开发的重大突破,初步形成了年产5亿方产能规模,生产效果良好。但气田还处于开发评价的早期阶段,地质认识不深入,气井生产规律不明确。动态储量的确定对于明确气田开发规模和稳产时间有重要作用。本文针对以大宁-吉县气田为代表的鄂尔多斯盆地东缘致密砂岩气藏针对该区块气藏开发时间短,地质认识不清,致密气井生产初期递减迅速,后期低产量长期生产的特征,对比不同动态储量计算方法的特点与适用性,建立了一套综合评价该类型气藏动态储量的方法体系,并以大宁-吉县区块10口气井为例,运用该套方法体系计算了单井动态储量与泄流面积。     

致密砂岩气藏

根据天然气资源三角的概念,凡是拥有着可观的常规天然气储量的盆地都将拥有着更可观的非常规天然气储量.致密气藏的开发需要考虑诸多因素:地质概况、储层连续性、区域地质构造、油藏分层、测井数据、岩心分析数据、机械性能、渗透率分布、垂向剖面.对于致密气藏,一般采用大型水力压裂方法实现天然气的经济开采.压后采用油藏模型对天然气储量进行评价.     

致密砂岩气藏产能评价和井网井距研究

米脂气田上古发育多套含气层,整体属于致密储层,在米脂气田现有地质认识基础上,重点对生产动态、气井产能、井网井距开展初步论证,并与邻近类似的神木气田进行对比研究,深化气藏认识。研究成果直接指导近年气田产能建设,实施效果较好,为尽快大规模开发米脂气田提供重要理论支撑。     

致密砂岩气藏水平井动态分析

压力瞬变分析通常用于确定地下储层参数垂直气井产能。在水平气井中，用一直井试井分析相似的技术也可确定这些参数，其资料解释可以用其它信息来证实。从加拿大Ｗｅｓｔｅｒｏｓｅ油田在１９９４和１９９５年进行的垂直和水平欠平衡钻井项目中得到的资料被用于证这这一油藏管理工具的能力。结果表明，因垂直渗透率太小，不能经济地从致密交涉沙坝砂岩未采取增产措施的水平井中开采，因此需要采取压裂增产措施。     

含水致密砂岩气藏储量动用规律实验

采用长岩心多点测压物理模拟实验新方法,在原始含水饱和度分别为30％、70％条件下,对常规空气渗透率分别为1.63×10-3、0.58×10-3、0.175×10-3、0.063×10-3μm2的砂岩储层岩心样品开展了气藏衰竭开采物理模拟实验,记录实验过程中由近井到远井区域不同位置地层压力的变化特征,揭示了致密砂岩气藏储...     

水平井在致密砂岩气藏中的应用：实例研究

Ａｎｇｌｉａ气田位于英国大陆架（ＵＫＣＳ）南部扇形区４８／１８ｂ和４８／１９ｂ区块中。储层为二叠系赤底统的砂岩，根据英国南部北海的标准确定为中小规模储层。这块气田被分为东区和西区，其原始天然气储量分布相等。钻井评价结果表明：气田的东部显示出良好的生产能力，而西部井的开采却不经济。开发研究表明，为了使气田开发经济上可行，必须提高条件差的西区井的产量。虽然尝试了常规的增产措施，尤其是水力压裂，但是由于     

致密砂岩裂缝气藏的地震预测

川西株罗系上溪庙组砂岩气藏极具潜力,但砂岩致密,物性差,储层非均质性很强,常常出现干井或低产井。地震预测是提高高产稳产井命中率的重要手段。我们用百灵油气预测软件系统ＬａｒｋＲＰ２．１等对一块三维地震资料进行反演,提取了纵横波视品质因素Ｑｐ和Ｑｓ＾＊,ＡＶＯ分析中的截斜积ＰＧ及视泊松比差σ＾＊,纵波阻抗、速度及密度Ｉｐ、υｐ、ρ,孔隙率及孔隙压力ψ和ρｐ,以及波形、相关、频谱分析各特征值;进行了关主     

国外深部致密砂岩气藏的勘探与试采

致密砂岩气藏中有巨大的天然气蕴藏量，但是具有与常规天然气藏不同的地质特征，需要采用特殊的勘探及开采技术，特别是需要采用人工增产措施才能是具有工业开采价值的产量。本文介绍了国外（特别是美国和加拿大）对这类气藏所采用的一些勘探方法、增产措施及产量预测方法等，并对有关进展及应用效果作了综合分析和评价。     

苏里格致密砂岩气藏未动用储量评价及开发对策

为落实苏里格气田强非均质致密砂岩气藏储量规模和动用程度、评价稳产潜力，基于储层地质知识库，通过细分计算单元采用"容积法"完成储量复算；结合储层静态参数、气井生产指标及内部收益率建立了储量分类评价标准，将储量分为富集区、致密区和富水区三类；优选"单井控制面积法"评价已动用储量和剩余未动用储量。评价结果表明，苏里格气田储量基础落实，各区块储量动用程度差异大，储量综合动用程度为40.1%，剩余未动用储量规模大，稳产潜力较好。目前经济技术条件下，气田稳产主要通过井网加密、侧钻水平井及查层补孔的方式来提高富集区和致密区储量动用程度，富水区剩余储量的有效动用仍须进一步攻关。     

致密砂岩气藏井网密度优化与采收率评价新方法

为了解决目前致密砂岩气藏井网密度优化方法可靠性较低、缺乏井网密度与采收率关系的有效论证等问题,通过建立井间干扰概率的计算方法,绘制出鄂尔多斯盆地苏里格气田目标研究区井间干扰概率曲线,进而建立了一套适用于致密砂岩气藏的井网密度优化与采收率评价新方法,并将该新方法应用于苏里格气田3个加密试验区的井网优化与采收率评价。研究结果表明:①致密砂岩气藏井间干扰概率与井网密度密切相关,随着井网密度的增加井间干扰概率呈现逐渐增加的趋势,直至井网密度达到一个相对大的值后,井间干扰概率才达到或接近于1;②苏里格气田3个加密试验区的经济最佳井网密度介于2.6～3.1口/km2,对应采收率介于36.6%～39.8%,井间干扰概率介于28%～33%,而经济极限井网密度介于5.2～6.6口/km2,对应采收率介于46.8%～49.8%,井间干扰概率介于83%～89%;③苏里格气田致密砂岩气藏经济最佳井网密度对应的井间干扰概率约为30%,经济极限井网密度对应的井间干扰概率约为85%。结论认为,采用新方法可以计算得到经济最佳、经济极限井网密度与对应的采收率,实现致密砂岩气藏的井网优化与采收率评价;该研究成果既可以为苏里格气田的经济高效开发提供理论支撑,也可以为同类型气藏的效益开发提供借鉴。     

致密砂岩气充注机制及成藏富集规律

致密砂岩气资源量潜力巨大,已成为全球非常规天然气勘探的重点领域。根据成藏期储层物性控制成藏机理,可将致密砂岩气藏划分为先成藏后致密型、先致密后成藏型和复合型3种类型。致密深盆气藏具有近源运聚、持续充注、非达西渗流的特征,成藏动力主要是超压压差和源储压差,含气性受充注压力、储层物性、非均质性和渗透率级变系数的共同控制,特殊的"动力圈闭"成藏机制决定了其成藏过程的多阶段性及复杂的气水分布关系。致密砂岩气大规模富集成藏需要具备大面积高丰度的烃源岩、与源岩紧密接触的大面积非均质致密储层、区域性盖层及平缓的构造背景4个条件。     

鄂尔多斯盆地低渗砂岩气藏水平井开发整体部署技术探讨——以S54井区为例

随着天然气业务不断深入发展,低渗砂岩气藏开发举足轻重,水平井技术能够提高单井产量、降低气田开发成本,在开发气藏方面得到广泛应用。本文针对研究区气藏地质特点,探讨了水平井整体开发部署技术;提出采用骨架井落实富集区、水平井整体开发的部署思路,优先实施直井形成骨架井网,在储层精细描述基础上,依据五种有利相模式布井。采用水平井整体开发,充分发挥水平井技术优势,实现区块快速高效开发。     

特低渗透砂岩油藏水平井井网形式研究

水平井在水平段上有效压裂N次,其渗流能力在理论上提高N倍。再配合适当的注采井网,特低渗透油藏开发水平将有大幅度的提高。通过建立鄂尔多斯盆地西峰油田长8油藏的三维地质模型,运用数值模拟技术,研究了最佳的直井和水平井组合方式及其井网形式。采用交错井网,用直井注水的方法,在油井水平段垂直于最大主应力方向进行多点有效压裂,能有效地提高特低渗透油藏开发效果。     

致密砂岩气藏水平井参数优化

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。     

应用屏蔽暂堵技术提高致密砂岩气层测井识别能力

致密砂岩气层低孔低渗、低初始水饱和度和裂缝发育等特征使其极易受到钻井完井液损害。钻井完井液侵入诱发的水相圈闭损害将使测井数据不能反映地层真实情况,导致气层测井响应弱或无,错判漏失气层。屏蔽暂堵技术在井壁形成薄、韧和渗透率近于0的滤饼,能减少和防止固相侵入和水相圈闭损害。以鄂尔多斯盆地北部塔巴庙致密砂岩气藏为研究对象,通过屏蔽暂堵钻井完井液室内评价和现场应用前后常规测井资料分析指出,屏蔽暂堵技术改善滤饼质量、井径和井壁粗糙度,为测井数据提供良好的采集环境,提高气层测井响应和测井解释含气饱和度,促使了高产气层发现。通过毛细管自吸实验揭示出水相圈闭损害是暂堵技术前未发现盒2+3高产气层的原因。     

水驱砂岩油藏水平井开发技术研究

根据渗流阻力原理，采用保角变换和镜面反映方法，得到水驱砂岩油藏中水平井的产能公式，据此公式计算出在水平段长度为５０～６００ｍ之间时，水平井与直井的产量倍数关系在１．４～９．８之间。对不同断块的两口水平井开发指标进行了计算，计算结果与实际数据相符，可以应用于水平井的动态分析。研究表明在水平段长度相同的情况下，低渗油藏的增产倍数高于高渗油藏。还讨论了储层物性、注采方式、注采压差对水平井生产效果的影响，指出在优化注采井网条件下，水平井保持能量生产，开发效果较好。水平井的注水方式及注水压力对油藏最终采收率起着决定性影响，注采压力梯度应维持较低水平，一般小于０．０９ＭＰａ／ｍ为宜。     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“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、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发,中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关,逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法,形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上,单井日产气量超过5×104 m3,是邻近直井的3～5倍,已规模建成水平井整体开发区,实现了气田开发方式的转变,开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用,说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术,也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。