松南气田火山岩气藏特征

松南气田火山岩储层储集规模大,储层物性受岩相、喷发方式及火山口距离控制,不同火山机构的火山岩储层厚度和物性都存在差异。总体上松南气田为中低渗透储层,储层非均质性强,储层流动单元及气水关系比较复杂;在火山机构的不同部位布井时,具有不同的流动特征,火山岩气藏除了在纵向上具有分层流动特征之外,在横向上还有分区流动的特征。我们认为松南气田是多断块（鼻）、多火山机构、多旋回期次、复式层状气藏。     

松南气田火山岩气藏水平井钻井技术应用

松南气田进行水平井施工过程中出现了水平井和深井施工的全部技术难点。针对松南气田登娄库组、营城组可钻性差以及易卡钻的不利因素,本文通过优化井身剖面设计、优选钻具组合、合理确定钻井参数和钻进方式来实现井眼轨道优化设计与井眼轨迹控制技术,以及论述了钻井液技术及其这些钻井技术的应用效果。     

松南火山岩气藏水平井钻井施工技术

松辽盆地南部长岭断陷腰英台深层构造水平井施工,在钻井过程中存在地层硬,可钻性差、火山岩储层多含有CO2,易造成泥浆性能恶化、地层水敏性强,掉块多等井下复杂情况,严重影响着钻井速度和钻井周期,通过对该地区施工的几口井进行研究分析总结,并在腰平＊井的施工过程中制定了合理的技术措施,使用了合适的钻井液体系,优化了钻井液性能,优化轨道设计与控制,成功地完成了水平井施工任务,为我们在该地区的水平井钻井积累了宝贵的经验。     

松南气田火山岩气藏产能评价及影响因素分析

松南气田火山岩气藏产能评价主要以修正等时试井或回压试井为主,通过"二项式"或"一点法"计算无阻流量,但是由于火山岩成藏及储层分布的特殊性,无阻流量不能完全真实反映各井产能,因此结合压降储量、单位平方压差下产气量对比及试采情况对产能进行综合评价,发现各井产能存在较大差异,通过地质分析认为产能的主控因素:火山机构、储层物性、井型及边底水影响;依此认识,松南气田下一步井位优化部署主要以S1火山机构为主,选取构造位置相对较高和古地形相对较高位置布井,井型以水平井为主,井轨迹尽可能选择高孔渗体和裂缝相对发育部位,以获得较高单井产能,同时也利于规避底水锥进的风险。     

松南气田营城组火山岩气藏地质特征描述

通过对松南气田营城组火山岩气藏地层岩性、火山机构、构造特征、岩相储层特征、流体性质、气藏类型等的分析,明确松南气田营城组是一套由火山喷发形成的地层,气田主体区是受达尔罕断裂控制的断鼻构造,区内断裂发育。松南气田营城组气藏为受断裂控制的具有底水的岩性-构造气藏,总体上为上气下水,不同气藏的气水界面不同,主体气藏气水界面基本统一。     

松南火山岩气藏酸化施工难点分析及技术对策

松南火山岩气藏因其独有的储层特征,酸化改造存在诸多难点。根据火山岩气藏储层特征及以往施工经验,总结火山岩气藏酸化施工难点,并综述了目前的研究进展,明确了松南火山岩气藏酸化工艺的研究思路,为下步酸化改造提供技术支撑。     

松南气田营城组火山岩气藏产能特征及影响因素分析

松辽盆地长岭断陷松南气田火山岩气藏的许多开发规律还有待探索,已试采的井表明火山岩的气井产能特征复杂,搞清其主要影响因素是成功开发该气田的关键。利用地质、试气、试采、试井等资料,从宏观与微观两个方面对火山岩气藏气井产能的影响因素进行了研究。得出以下认识和结论:宏观上,火山机构的分布范围、构造位置及储层物性对气井的产能有控制作用,火山岩相具有规模小、多变化的特点使得相邻气井产能变化大、可对比性差;微观上有效渗透率、地层系数、井型、地层水以及气井作业等因素都不同程度地对气井产能产生影响。     

松南气田腰深1井区火山岩气藏的新认识

通过研究松南气田火山岩气藏的喷发模式,气水界面,突破了松南气田是单一整装气田的认识,松南气田为具有不同气水界面的多机构,多期次,多相带的复合藏。     

松南气田火山岩气藏产水特征和控水策略分析

按照实际的要求,对气田的产水情况在不同的实验条件下可以采用不同的实验方法进行分析。对松辽地区的松南气田进行气井产水类型分析时,我们都是采用闪蒸实验和气藏水化验分析两种方法进行处理。按照水的存在形式的不同可以将松南气田产水分为凝析水和地层水两种类型。在建立不同类型产水的原理模型基础上,我们可以通过数值模拟来探索火山岩气藏控水策略。首先根据高端高配、低端低配的原则,明确不同类型和不同结构的火山岩气藏产水特征,然后制定出了针对性的火山岩气井控水的策略。     

火山岩气藏开发水平井应用分析

近年来在松辽盆地和准噶尔盆地火山岩气藏勘探取得重大突破,探明储量超过3000亿方,远景资源量超过万亿方。火山岩气藏埋藏深,地质条件复杂,储层物性差,平面非均质性强,应用常规直井有效开发面临巨大挑战。2007年完钻的升深-平1井是国内第一口火山岩气藏水平井,取得良好的开发效果。文中调研了目前已完钻22口火山岩气藏水平井实施效果和生产动态。从气藏地质、钻井工程和储层改造等三个方面出发分析水平井的适应性:火山岩气藏水平井开发单井控制储量达到一定规模,气井钻遇Ⅰ一类储层,开发效果较好;欠平衡钻井、地质导向等新技术的应用有利于提高气井开发效果;水平井分段压裂改造能有效改善井底渗流条件,大幅提高单井产量。开发实践说明水平井对于火山岩气藏开发具有一定的优势,在气藏条件较好的区块中可以适度规模应用水平井开发。     

酸化技术在松南火山岩气田水平井的应用

松南火山岩气田主要发育两种火山岩相,前期投产层位主要以流纹岩为主,气田实现高效开发。2015年之后通过气藏调整挖潜,在凝灰岩底部与流纹岩顶部之间部署了X5井,该井受钻井液漏失影响,近井地带存在污染,受井下管柱影响,该井无法实施压裂,转为酸化投产。本文通过研究水平段工艺,制定合理的酸化作业管柱,确保对储层污染段进行重点处理,恢复气井产能;另外从储层粘土矿物,温压系统,岩芯、钻井泥浆的酸化溶蚀试验等方面开展研究,研发了一套适合于松南火山岩的酸液体系,在酸化投产后取得了较好的效果,为松南火山岩其它气井酸化作业提供了较好的技术支撑。     

应用体积源方法预测火山岩气藏水平井产能

多段压裂水平井技术已成为火山岩气藏提高单井产量和储量动用程度的主体开发技术。由于火山岩气藏非均质性强,具有复杂的渗流机理以及压裂施工的不可控性,这些因素给多段压裂水平井产能预测带来了很大的困难。该文尝试采用体积源方法对多段压裂水平井的产能进行计算,以探索火山岩气藏多段压裂水平井产能预测方法,为火山岩气藏多段压裂水平井设计及产能评价提供依据。经过针对火山岩气藏参数的调整,该方法较目前常用方法计算具有更强的针对性,但仍需继续优化参数以提高计算结果的精度。     

酸化技术在复杂火山岩气藏中应用研究

随着对大庆深层气藏的探索,复杂的火山岩储层成为了深层天然气勘探和生产主要资源。但是,深层复杂气藏在钻完井过程遭受严重污染,一些油井与目标区域之间的隔层非常薄,导致稳定性差。另外,压裂将导致水窜,这些情况可能导致压裂作业失败。特别是,当裂缝地层接近水气界面,裂缝会容易延伸至水层,气井中水的存在直接导致气藏的减产和回收率降低。对于这些类型的气井,酸化技术是一种很有前景的解决办法。它不仅避免了附近的火山形成的水井污染,而且溶解裂缝和孔隙内的污染,提高地层渗流环境,增加流动性液体,并最终优化生产力。酸化技术还具有投资少,回报快的优点。本文研究火山岩储层酸化技术发展。实验室的测试结果表明,该技术解决了高侵蚀率油层在高温下(125~160℃)的问题。     

大庆火山岩测试压裂参数解释新理论模型的建立与应用

大庆徐家围子气田火山岩气藏天然裂缝发育及局部构造变化大,导致压裂中出现高滤失、高停泵压力梯度以及近井高摩阻等疑难问题,为了进一步提高疑难储层施工成功率,在以往火山岩测试压裂方法研究基础(传统"G函数"模型,二维)之上,建立了更适合大庆火山岩储层压裂参数解释的新理论模型——广义"G函数"模型(三维),并对所建立的模型进行了数值模拟分析和现场应用,与传统"G函数"模型(二维)对比发现,新理论模型对火山岩储层压裂参数解释更为合理和准确,成功率也有明显提高(应用11口井加砂符合率由72.4%提高到87.1%),从而解决了火山岩疑难储层改造成功率低的问题,对火山岩疑难储层压裂技术具有重要意义。     

徐深气田火山岩气藏三维地质建模方法及在水平井设计中的应用

水平井技术是徐深气田深层火山岩储层当前和今后一个时期加快产能建设速度、提高井控动态储量的主要技术手段之一。在水平井井位设计中,现有技术难以准确预测火山岩储层有利位置,因此,需采用三维地质模型预测结果及其它技术成果相结合的方法指导水平井设计。火山岩三维地质建模是应用单井数据、区域地质和地震资料,建立起井区速度模型、构造模型、储层密度模型和概率模型,预测储层分布状况、靶点深度以及气水界面位置,进而应用于水平井设计。通过模型,能够更好地优选有利井位,优化水平段轨迹,提高水平井储层钻遇率。     

底水油藏水平井水脊扩展及端部效应数值模拟研究

井筒内压力损耗是底水油藏水平井水脊扩展过程具有显著端部效应的主要原因,剖析端部效应的渗流机理及其影响因素,精细刻画开采过程中水脊的扩展过程,将有助于发挥水平井开采底水油藏的优势。针对具有显著沿程压力损耗的稠油藏长井段水平井,采用油藏数值模拟技术,通过压力剖面、产量剖面、含水剖面以及近井带饱和度场的变化,描述了水脊的发生和扩展过程,模拟了从井筒点状见水到全段水淹过程中对应水脊的形态,揭示了水侵剖面内的自然压锥作用是特高含水阶段含水率波动的重要原因,对高含水阶段剩余油挖潜方案的制定具有指导意义。     

龙凤山地区火山岩气藏水锁影响因素分析及保护措施

针对龙凤山地区火山岩气藏在勘探开发过程中容易产生严重的水锁损害问题,分析了目标区块的地质概况,通过水锁损害试验评价了不同因素对岩心水锁损害率的影响,优选了合适的高效防水锁剂。结果表明：岩心的初始含水饱和度越低、渗透率越低、黏土矿物含量越高,水锁损害率越高;试验流体类型对水锁损害程度的影响较大,胍胶压裂液滤液的水锁损害率最高,而清洁压裂液和滑溜水压裂液的水锁损害率较低,其中滑溜水压裂液的水锁损害率最低。高效防水锁剂LFSY-2可以大幅降低水溶液的表面张力,并能有效降低岩心的水锁损害率,当其质量分数为5%时,能使水溶液的表面张力值降低至21 mN/m以下,使岩心的水锁损害率降低至20%左右,防水锁效果较好。     

煤岩蠕变模型的建立及应用

本文以煤层岩石单轴蠕变实验为例,对煤层岩石力学性质分析,建立了煤岩破坏的蠕变模型和本构方程;通过建立试验数据多项回归方程,并与理论公式进行联系,求解出模型的粘性、弹性参数以及模型的蠕变方程。实例分析表明,所求参数的精度符合工程要求,模型可以较好地反映煤岩体的蠕变破坏规律;对于煤层钻井、煤层气的开采具有重要的理论和实践意义。     

松南气田小井眼水平井钻井技术研究及应用

东北地区长岭断陷油气储层薄,储层物性差,层内非均质性强,单井产能低,直井开发经济效益差,油田为了增储上产,开始试点部署小井眼水平井,完井采取分段压裂方法获得工业油气流,通过试点水平井,获得了高产的油气流,具有巨大的油气藏勘探开发潜力。该地区地质条件复杂,井壁稳定问题突出,深部地层研磨性强,可钻性差,机械钻速慢,钻井周期长,储层流体含大量二氧化碳,登娄库泥页岩的坍塌卡钻,6″小井眼水平井段携砂、润滑防卡和井眼净化等问题突出,钻井风险较常规井眼加大,事故时有发生,严重制约着井下安全和钻井机械钻速的提高。通过采取优化井身结构、分层优选高效钻头、试验应用钻井新技术等技术措施,该地区深井机械钻速得到了大幅度提高,达到了优质、快速、高效钻井的目的。