新场气田沙二气藏致密砂岩气层再评价研究

新场气田沙二气藏为多层叠置气藏,自上而下主要由4套含气砂体组成,共分为JS21、JS22、JS23、JS24四个气层,埋深为2200~2500m,平均孔隙度为10.2%,属低-中孔储层,试井解释有效渗透率低于0.1×10-3μm2,属典型的致密砂岩储层。新场沙二气藏累计提交探明地质储量534.35×108m3,动用地质储量445.08×108m3,累计采气量120.35×108m3,优质储量已全部动用,解释级别较低的致密砂岩气层动用程度较低。随着压裂改造工艺技术的进步,在以前难动用的储层上建产,将成为该气藏稳产的重要手段。根据各地质参数对油气的不同响应特征,建立了超平衡钻井条件下气测值的校正与恢复方法、地质指标权重评价等录井解释评价新技术,并利用该技术,对原来解释级别较低的致密砂岩气层潜力进行了再评价,筛选出了该类气层的潜力级别,为老井挖潜和气藏后期开发部署提供技术支撑。     

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。     

新场气田须家河组致密砂岩气藏非线性渗流特征实验研究

为研究致密砂岩气藏储层特殊渗流机理及压裂后储层渗流特征,运用岩心流动实验装置,测定新场气田须家河组气藏基质及造缝岩心样品在不同驱替压力下的可动水饱和度及渗透率,并依据实验结果,分析不同束缚水饱和度下渗透率随压力平方梯度变化规律,分析了基质及造缝岩心样品气体低速渗流特征.基质岩心渗流特征曲线表明,高束缚水饱和度条件下,气体渗流曲线表现为以启动压力梯度效应为主过渡到以滑脱效应为主,最后达到拟线性渗流状态的复合型渗流特征;低束缚水饱和度条件下,启动压力梯度效应不明显,表现出一定的气体滑脱现象;渗透率对启动压力有明显影响,随渗透率的增加,启动压力梯度急剧降低,对致密砂岩气藏,滑脱效应和启动压力梯度效应共同作用,且二者作用程度的变化导致气体渗流的复杂化和流态的多变性,气体渗流具有复合型渗流规律,而造缝岩心在不同含水饱和度条件下基本上未出现启动压力现象.     

致密气藏试井

由于技术的进步，较高的能源价格和常规气藏中储量下降，油气公司开始考虑开发致密（低渗透）气藏中大储量圈闭的可行性。对这些低渗透气层进行常规试井，通常导致过差估计重要的油藏参数，例如，原始油藏压力、渗透率、有效裂缝长度、裂缝导流能力和产能．本文的目的是评价应用于不同类型致密气层的特殊测试方法，讨论为什么传统的测试方法很少成功，井找到适合于致密气藏的测试和分析方法。我们将考虑短时测试，主要目的是获得原始气藏压力，次要目的是确定渗透率和表皮系数。流入动态测试，裂缝校正测试和地层流测试将会被考虑，这些测试的应用性通过人造的和现场实例进行展示．     

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。     

核磁共振录井技术在致密砂岩气藏解释中的应用探讨——以鄂尔多斯盆地东部为例

鄂尔多斯盆地天然气主要赋存于古生界砂岩地层内,具有低孔隙度、低渗透率、低含气丰度、气水关系复杂等特点,导致录井解释符合率仅为75％.为了解决解释符合率低的难题,引入了对油、水信号响应灵敏的核磁共振录井技术,通过一样三谱的分析方法,评价储层的有效性及流体的可动性,建立了压裂条件下的干层划分标准及可动水评价标准.基于气体具...     

川西气田深层须家河组致密砂岩气藏成藏地质条件和勘探开发核心技术

川西气田须家河组具有资源丰富、储层厚大、保存条件良好、圈闭发育、成藏配套条件良好等天然气成藏地质条件.大型古隆起和斜坡区是天然气区域成矿带,继承性发育的古构造是天然气富集的有利地区,相对优质储层发育是天然气富集和稳产的基础,裂缝发育是高产的关键,相对优质储层叠加规模裂缝构成高产富集带.气藏具有埋藏深、高应力、高压、高温、致密、非均质等特征,高产富集带预测和规模建产难度大.针对高产富集带特点和气藏工程地质特征,初步形成了转换波三维三分量地震勘探和超高压大型水力压裂开发两大核心技术.勘探开发成效表明,基于转换波三维三分量地震资料的高产富集带预测技术,能较好地解决川西气田深层须家河组致密裂缝型气藏优质储层识别、裂缝检测及含气性预测等问题.基于提高深层高应力储层单井产量的超高压大型压裂技术,能较好地解决川西气田深层须家河组致密气藏规模建产的难题.     

疏松砂岩多层气藏钻井难点及优化对策

涩北气田是典型的疏松砂岩气藏,具有纵向气层多、储层疏松非均质性强、敏感性矿物多等地质特征。利用大量的气藏地质、动态监测和钻录测资料,剖析钻井施工中存在的问题和技术难点,开展优化对策研究。结果表明：1）储层疏松、薄互层多、矿化度高和开发后期纵向压力系统紊乱是影响优快钻井施工的主要因素;2）针对钻井施工中井控风险大、井身结构确定困难的问题,通过优化研究确定了不同气藏、不同深度、不同部位井的井身结构;3）针对比较突出的井漏问题,研发适宜的低伤害、能有效抑制黏土膨胀的MEG （甲基葡萄糖苷）钻井液体系;4）针对固井质量难以保证的问题,采用纳米基低密度水泥浆、工艺改进和精细施工等措施得以解决。认为,优化技术对策应用效果明显,解决了钻井技术难点,实现了疏松砂岩多层气藏快速安全钻井。     

川西侏罗系气藏动态特征及开采对策

新场气田上沙溪庙组和马井气田蓬莱镇组气藏是川西气田的两大主力气藏,其气层平均孔隙度7.90%~10.84%,平均砂岩厚度8.70~30.30m,平均含气饱和度45.80%~55.00%,地层压力系数1.36~2.05,平均有效渗透率分别为0.11m D和0.16m D,累计储量丰度分别为3.23×108m3/km2和1.65×108m3/km2,属于典型的低渗致密砂岩气藏,开发难度较大。气藏开采早期压力、产量递减快,压力月递减2.29MPa;气层连通性差,压力传播范围有限,波及半径一般小于300.00m,单井控制储量低,平均3000.00×104m3;低压低产期长,56.13%~75.62%的可采储量是在井口压力低于3.50MPa阶段采出的。在气藏动态分析的基础上,提出了采用非均匀菱形调整井网及老井挖潜转层提高储量的动用;确定气井投产初期的合理工作制度,提高高压阶段的采出程度;低压、低产阶段是气井产气量采出最多的时期,必须高度重视此阶段的措施维护,以提高气藏采收率为目的。     

大牛地气田大28井区盒1气藏高产液原因分析及治理对策研究

目前大牛地气田大28井区盒1气藏气水关系认识不清,平面分布差异大,产液机理不明确,制约气井产能释放。在气水平面展布特征分析的基础上,从沉积、储层、构造特征等方面对该气藏高产液原因进行分析,并针对性提出治理对策。研究表明,该气藏不同区域液气比分布特征存在明显差异,主控因素及治理对策也存在差异。工区中部、南部高产液主要受沉积控制：河道中部储层物性好,束缚水含量低,液气比整体在3.0m³/10⁴m³以下,通过优化配产及泡排制度,可实现气井稳定生产;河道边部储层物性相对较差,束缚水含量高,液气比在3～10m³/10⁴m³之间,通过周期气举或采取负压采气工艺,配套泡沫排水,实现气井正常生产。工区北部发育一条近东西向高产液条带,液气比均在15m³/10⁴m³以上,高产液主要受断层控制,采取电潜泵、射流泵或机抽排水等工艺,通过机械排水释放气井产能。     

基于多段压裂的页岩气藏不稳定压力分析

页岩气藏是一种具有吸附解吸作用过程,且储层物性为特低孔渗性的特殊气藏,国内外很多学者从不同的角度出发,对页岩气渗流规律展开了研究,得到了较符合页岩气藏渗流规律的成果。通过考虑页岩气藏的纳米级孔隙特征,页岩气的吸附解吸、扩散渗流特征,结合多段压裂水平井的流体渗流模型,建立了一个新的更适用于页岩气藏的多段压裂水平井的渗流数学模型。通过引入表观渗透率函数、点源函数理论、叠加原理,Laplace变换和Stehfest数值反演等数学方法 ,得到页岩气藏多段压裂水平井井底压力的连续点源解,绘制不同条件下的压力动态曲线,将储层中流体的渗流阶段分为6个阶段,并对相关参数进行了敏感性分析,得出吸附指数、窜流系数和弹性储容比在吸附解吸阶段影响明显。将该渗流数学模型应用于国内某页岩气藏压裂水平井,模型拟合参数和实际储层测井参数误差在3%~5%,说明该模型可为页岩气藏的不稳定产能预测和评价提供理论依据。     

塔河油田缝洞型油藏深井注气提高采收率配套工艺

塔河油田储层深(5500~7000m)、地层压力高(50~60MPa)、非均质性强、流体性质差异大;溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,缝洞单元是基本开发单元。储集体类型复杂,导致剩余油分布认识不清,主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。对于单井缝洞单元而言,目前采取的主要手段是注水替油,前期取得良好效果。但随着注水替油轮次的增加,部分井组注采比逐步上升,替油效果逐渐变差,失效井数增加,导致大量剩余油无法采出。特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井,其剩余油主要分布在缝洞体的高部位,注水替油效果不明显。考虑到气体注入地层后,在重力作用下向高部位上升,会形成"气顶",排驱原油下移,可有效启动单纯注水无法驱动的"阁楼油"。所以,油田开发后期,采取注气提高采收率技术。在实施注气提高采收率过程中,完善了深井注气的配套工艺,形成了注气-采油一体化井口、注气-掺稀生产一体化管柱、掺稀气举阀、高压气密性封隔器、气水混注工艺设计方法、腐蚀结垢处理方法等一系列配套工艺。2013年1~8月,塔河油田累计实施注气69井次,累计产油5.49×104t。     

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。     

沙特致密气藏水平井完井管柱下入难点与对策

近年来,在沙特阿拉伯,由于水平井的钻探,使产层的泄油面积明显增加,一些油气田的产量也在增长.在完井作业中,需要下入多级增产系统(MSS)完井管柱,但在致密气藏深水平井中,出现下入困难甚至管柱被卡现象.分析认为,井眼的完成、不同压力体系的多套地层、井眼的准备以及下入的技术和程序等因素,是影响管柱组合顺利下入的关键.实践证明,对于存在多套低压层的井眼,钻井设计时,技术套管应尽可能深下,封住上部低压非生产层,最好将套管鞋坐封在生产层内.应在井眼安全的情况下,将钻井液密度调低,以减轻低压层的过平衡压力;一旦发生黏卡,缓慢降低钻井液密度,并小幅活动管串,是解卡的唯一途径.在可能存在台阶的水平井段,用模拟完井管串结构的钻具组合(BHA)通井,可以消除机械卡钻风险,为大尺寸尾管顺利下入创造条件.     

致密油气藏水平井分段压裂技术现状和进展

致密油气的高效开发离不开水平井分段压裂技术.水平井压裂增产技术逐步向多级分段压裂、大规模分段多簇的“体积压裂”的趋势发展,工厂化作业技术成为致密油气低成本开发的模式.由于技术进步和压裂设备的不断更新,水平井钻井技术、大规模压裂技术和压裂微地震实时监测诊断技术是致密油气开采的三大关键技术.水平井分段压裂技术已经成为油田提高采收率和开发综合效益的重要手段.通过对国内外水平井分段压裂技术的调研和分析,对机械封隔器分段压裂技术、水力喷射分段压裂技术、裸眼封隔器分段改造技术、可钻桥塞分段压裂技术、液体胶塞分段压裂技术等工艺技术的应用现状和技术局限性给予论述,展望水平井分段压裂改造技术的发展趋势,为国内各油田水平井分段压裂工艺技术的选择提供参考.     

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。     

裂缝性储层水平井钻井井壁稳定模型研究

钻井井壁稳定是钻井过程中的复杂性问题。当水平井筒穿过储层天然裂缝时,天然裂缝可能在较小的井底流体压力下发生剪切破坏,造成井壁垮塌。为此,基于弹性力学和岩石力学理论,并考虑岩石孔隙弹性和热弹性效应影响,推导了井壁主应力计算式。视天然裂缝为地层中的结构弱面,基于主应力与天然裂缝法向的空间位置关系,得出了天然裂缝法向与井壁最大主应力夹角计算式,结合弱面结构剪切破坏准则,得到维持井壁稳定的最小井底流压数学求解模型,提出了模型求解和井壁稳定流压获取方法。通过公式推导及计算实例分析可知:天然裂缝倾角和走向、原地应力和水平井方位将影响钻井过程中防止井壁垮塌的最小井底流体压力的设计,也即影响安全钻井液密度的选择。