四川盆地中部地区震旦系大型碳酸盐岩气藏开发技术新进展

四川盆地中部地区(以下简称川中地区)震旦系灯影组气藏为大型古老深层岩溶风化壳型碳酸盐岩气藏,气藏整体表现为低孔隙度低渗透率,储集空间小尺度缝洞发育,储层非均质性强特征,气藏开发面临储层表征难、井位部署和效益开发难度大等系列挑战。为此,以川中地区安岳气田灯影组气藏为对象,通过地质工程一体技术化攻关,深化了对储层发育特征和成因机理的认识,提出了气藏开发新模式,创建形成了气藏高效开发的关键技术。研究结果表明:①灯影组储层主要为岩溶成因储层,具有“叠合岩溶差异控储”的发育特征;②岩溶储层非均质性强,“溶蚀相成因控储”可精细刻画储层的非均质性;③灯影组气藏宜采用“单井指标叠加论证气藏规模”的开发新模式;④创新形成了“双界面”岩溶古地貌恢复及定量刻画方法,并指导平面选区,其中Ⅰ+Ⅱ类井比例由评价期的40%提高到方案建设期的100%;⑤创建了小尺度缝洞识别、刻画及表征技术,并指导钻井轨迹设计,测试百万立方米气井比例由开发评价期的41.6%提高到建产期的60%;⑥配套完善了分段酸压工艺技术,高效动用了优质储层,并解放了低品位储层,储层渗透率由改造前的0.62 mD提高到酸压改造后的6.77 mD。结论认为,“十四五”期间,在上述开发技术的支持下,安岳气田由台缘带灯四段高效开发转向长期稳产和台内地区多层系效益开发,蓬莱含气区由单井高产转向区块高产和气藏规模建产,将强力支撑中国石油西南油气田公司“十四五”末天然气上产500×10^(8)m^(3)。

长庆气区关停气井挖潜措施技术与展望

长庆气区天然气资源丰富,天然气田均为低渗—致密气田,主要以致密气为主。随着气田开发深入,存在气区关停井、低产井“存量大、分布广、复产难”实际问题,为气区的长期效益稳产带来艰巨挑战。文章通过开展长庆气区关停井措施挖潜实践及应用评价,结合气井动静态特征,分析气井关停的形成原因及技术难点,优选挖潜措施类型,优化工艺参数,强化效果评价,初步形成了“储层挖潜、井筒治理、地面配套”三大评价挖潜措施工艺技术系列,实施挖潜井1497口,累计增气超50×10^(8) m^(3),成效显著。随着长庆气区天然气勘探开发不断推进,气藏“埋藏深、储层薄、单井产量低、水气比高”特点更加突出,还需进一步开展老层剩余储量挖潜、层间储量动用、井筒复杂处理、积液停产井快速复产及综合治理、地面工艺技术配套等技术攻关,以实现气田气井挖潜措施工艺关键技术的迭代升级,更好支撑长庆气区的稳产及长远发展目标。长庆气田老井措施挖潜及增产技术体系的建立,助力了长庆气区的增储上产,为长庆气区稳固国内战略大气区地位及长期发展提供了较好的参考及借鉴。

文昌油田新近系储层出砂临界压差预测与防砂参数设计

文昌油田新近系储层为软至中硬地层,地层孔隙压力为正常压力。通过拉伸破坏和剪切破坏2种机理分析,储层出砂临界压差为3~12 MPa。油田设计生产压差高于出砂压差下限,生产中存在出砂风险,且1 600 m以浅储层开采初期出砂可能性较高。为了保障油田安全开发,通过岩心实验确定新近系储层粒度分布特征和黏土矿物含量,依据防砂图版对珠江组储层防砂方式和防砂参数进行初选,并进行防砂模拟实验验证。实验结果表明:采用优质筛管独立防砂和管外砾石充填防砂均能满足海上油田防砂要求,相同防砂参数下,独立筛管防砂出口流量高于砾石充填防砂;相同防砂方式下,挡砂精度为105、127μm出口流量相差不大。参考防砂模拟实验结果,综合考虑文昌油田新近系储层出砂临界压差大小、粒度分布及黏土矿物含量,建议1 600 m以浅储层采用砾石充填防砂,砾石尺寸按照5倍地层砂粒度中值(d50)设计,筛管挡砂精度按d50平均值设计;1 600 m以深储层采用优质筛管独立防砂,挡砂精度按d50下限值设计。

苏西产水井生产动态分析及管理对策

苏里格西区是苏里格气田滚动勘探开发的新区和后备储量区[1,2],随着气田开发规模的不断扩大,发现苏里格西区普遍产液,气井压降速率快、产量递减率高[3],由于地层及井筒流动阻力的影响,生产过程中将会额外消耗地层能量,后期产量低于气井临界携液流量,导致气井积液现象普遍[4],严重影响气井产能发挥[5]。因此,开展了苏西产水气井动态分析,结合实际气井实际生产情况,多因素优化合理配产;结合产水气井的产液情况,制定了一套苏西产水井产水分类标准,将苏西产水井分为轻度产液井、中度产液井、严重产液井,结合产能划分标准,将苏西产水气井划分为高产、中产、低产;针对不同类型产水气井,分级分类优化生产制度,开展针对性管理对策。

中江气田沙溪庙组气藏老井挖潜标准研究

中江气田沙溪组气藏老井挖潜已取得较好的开发效果与经济效益,但挖潜选井评层尚未形成标准,在一定程度上制约了老井挖潜工作的开展。通过分析前期沙溪庙气藏挖潜井特征,初步形成了老井挖潜基本方法、选井标准与评层地质标准,就目前阶段,沙溪庙气藏老井挖潜选井主要考虑单井生产经济极限、气井井况、开发地质潜力、气井工程与地面条件等四方面,挖潜评层以录井参数指标、测井电性指标、测井曲线形态为主要依据,结合地震响应特征,定量评价挖潜潜力层,保障挖潜成功率,为气田降本增产、高效开发提供重要支撑。

中高渗油藏高含水阶段智能分注分采精准挖潜技术及应用

XX油田老区经过多年注水开发,大都进入高含水开发阶段,面临层间干扰严重,高渗层注水效率低,流线长期固定,低渗层动用差或未动用,水驱动用不均衡的问题。将利用数值模拟建立数值模型,对老区生产情况进行拟合,分析剩余油分布规律,应用智能分注分采的开发技术,精准挖潜老区剩余油,高效注水、均衡驱替,实现提高采收率的目的。

强非均质储层精细调整方法研究及应用

随着油田滚动开发,聚驱区块的开发效果逐渐变差,为明确原因并提出调整措施,提高聚驱目的层的开发效益,开展研究。宏观上分析了近年来聚驱阶段采收率变化情况,微观上分析了储层K80方法筛选聚合物时存在的问题;分析了储层渗透性与不同聚合物的匹配情况,确定了强非均质储层在利用常规K80法筛选聚合物时应参考的边界界限。研究表明,对强非均质区块,常规K80法筛选的聚合物无法兼顾渗透率较大的油层,使聚驱阶段实际采收率大幅降低,统计结果显示实际采收率可低于预测值1%~2%。现场统计和岩心实验显示,渗透率大于0.3μm^(2)、0.2~0.3μm^(2)、0.1~0.2μm^(2)的储层分别在注入2500万、1900万、1200万相对分子质量的聚合物时提高采收率最高,说明其匹配性最好;对K80在非均质性强的储层应用效果,提出了对应的调控技术,制定了区块分质注聚图版。M区块实际开发效果表明通过分质注聚图版,调整强非质区块注入聚合物类型,可以提高采收率2%以上。

多参数测试分析新技术在连续气举井中的应用

石油和天然气是全球最重要的能源资源之一,它们决定着一个国家的经济发展,同时,也是国家工业发展和民生发展这列车前进的助推剂。石油和天然气的开采是一个复杂而庞大的工程,它是多个领域的专业知识和开采技术的集合。随着石油和天然气开采技术的不断发展,连续气举井作为重要的开采方式之一,其操作效率和安全性受到广泛关注。为了提高连续气举井的性能和效益,本文介绍了多参数测试分析新技术在连续气举井中的应用,旨在通过该技术实现更精准、高效的井况监测与优化,为后期的相关工作提供支持和指导。

小井距压裂防窜机理研究与应用

塔里木盆地克深气田井距小,压裂易窜,造成裂缝相互干扰,严重影响压裂效果,然而邻井压窜机理尚不明确。基于扩展有限元数值方法,研究了储层原地应力场及有效最大、最小水平主应力(SH,Sh)大小、方向的变化范围,分析了子井人工裂缝在扰动应力场中的延伸机理及压窜机理,并据此提出了小井距防窜压裂工艺。结果表明:母井压裂过程中,储层SH,Sh的方向均发生变化,SH,Sh值均减小,且SH值减小幅度更大;母井生产过程中,储层SH,Sh方向的变化范围减小,SH,Sh值变化幅度小;半缝长与压裂液规模呈正相关关系,与压裂液黏度呈负相关关系;储层动用面积与半缝长呈正相关关系。基于该结果,进行了B井现场施工,改造后日产气53.64×104 m3,约是改造前的3.77倍,压裂施工增产效果显著。该研究对于致密砂岩气藏的压窜机理研究、防窜工艺参数优化设计具有一定意义。

JH区块沙溪庙组致密砂岩气藏压裂缝高影响规律研究

致密砂岩油气作为非常规油气资源之一,已成为油气增储上产的“重点领域”与“亮点类型”。其中四川盆地JH区块沙溪庙组致密气资源丰富,河道砂体广泛发育,开发潜力巨大。致密砂岩气藏低孔低渗的特性决定了只有采用水平井分段压裂才能实现其规模效益开发,而在水力压裂过程中,裂缝高度控制是一件很棘手的问题。基于此,以JH区块为研究背景,建立三维层状介质压裂数值模拟模型,以现场压裂施工数据和井温测井缝高数据为基础,优选P3D裂缝扩展模型,进而分析工程、地质因素对裂缝垂向扩展行为的影响和控制作用。研究结果表明,不可控地质因素中储隔层应力差是影响裂缝高度的最关键因素,当储隔层最小水平主应力差达4~6 MPa后,裂缝几乎不会发生穿层;杨氏模量影响较小,泊松比几乎没影响;可控工程因素中施工排量和压裂液黏度对缝高影响较大,低排量和低黏度有助于控制缝高。

玛湖砾岩油藏水平井效益开发压裂关键参数优化

准噶尔盆地玛湖砾岩油藏从规模化开发向效益化转变的过程中,在考虑经济效益的前提下,合理选择压裂施工参数尤为重要。为实现玛湖砾岩油藏压裂施工关键参数优化,建立压裂裂缝扩展等效KGD裂缝扩展模型,实现快速估计裂缝形态,采用启发式粒子群算法,以收益率为目标函数,对玛湖砾岩油藏不同产层分别进行压裂施工规模、簇数和排量的组合优化。结果表明,随着迭代次数的增加,高成本开发方案最终收敛到综合开发效果最佳的组合优化方案,实现了玛131区块施工参数优化。

E区块薄差层井网调整优化研究

E区块由于水驱阶段开发时间较长且井距较大,井网波及效果差、含水率高,为了进一步挖潜剩余油,需要对井网进行调整。试验区油层整体上发育较差,层间差异大,好层、差层垂向上交互分布,如果同时开采,差层难以得到有效动用,所以确定先开发差层、再开发好层的开发次序。目前,E区块葡Ⅰ3层处于三元复合驱后续水驱阶段,产量低,需上返到萨Ⅱ、萨Ⅲ、葡Ⅰ1-2层组,结合三元上返井网和目前水驱井网共设计4套井网调整方案,对薄差层进行井网调整优化研究。采用数值模拟技术建立地质模型,然后在历史拟合的基础上对剩余油进行分析,目前剩余油主要分布在断层边部及井网控制不住的区域。根据方案效果对比结果,推荐方案4(即利用三元上返井网结合14口水驱井的方案),初期含水率为90.34%,初期产能43.15 t,阶段采出程度为16.77%,最终采收率为53.25%。

侧积夹层控制下厚油层内剩余油分布特征及挖潜机理

针对含侧积夹层厚油层层内动用差异大、剩余油难以挖潜的问题,采用油藏数值模拟方法,建立精确表征侧积夹层空间分布、走向的地质模型,通过开发指标历史拟合校正油藏物性参数,分析夹层控制下厚油层层内动用差异状况,定量表征油层不同部位剩余油分布特征,进行能够建立有效驱替体系的注采井网优化,研究不同注采井网剩余油挖潜机理。结果表明:含侧积夹层厚油层水驱后层内动用差异大,底部油层比顶部油层采出程度高23.21%,侧积夹层控制的中上部油层剩余储量占比为73.34%,采用水平井注采井网,水平井垂直于侧积夹层的布井方式,并结合三元复合驱方法,能够有效挖潜侧积夹层控制下的剩余油,能够比直井三元复合驱提高采收率5.95%。本文的研究对于高含水油田厚油层剩余油挖潜具有一定的指导意义。

碳酸盐岩缝洞型底水气藏开发技术对策研究现状

强构造改造条件下形成的碳酸盐岩缝洞型底水气藏流体分布特征通常十分复杂,非系统指导下形成的气藏开发技术对策往往难以应对底水沿裂缝纵窜横侵的特性,加甚气藏出水的同时降低气藏开发效率,加持部分气藏异常高压和气藏含硫的影响,导致气藏开发风险上升的同时增加了气藏整体开发难度。基于该类型气藏在全球天然气市场的重要地位和巨大的勘探潜力,需要在对其现有发展速度进行保护的基础上拓展该类型气藏的开发程度。本文通过分析国内外已开发碳酸盐岩缝洞型底水气藏的典型实例,针对气藏开发过程中出现的气藏出水、构造复杂、气藏含硫、异常高压、开发经验匮乏五大问题,从技术优化改造、先进技术引进、开发经验学习三方面提出开发技术对策,并从气藏整体开发的宏观角度出发对气藏整体开发方案制定流程进行总结,该研究思路同时也适用于岩性不同、类型不同、储集空间不同的气藏开发,可为我国未来天然气工业发展的技术储备奠定基础。

水平井不均衡水淹挖潜对策研究

水驱油藏水平井见水时间迥异,水淹机理复杂,调整难度大,给水平井的高效开发带来一系列难题。高含水期水平井水淹问题的研究大多停留在水淹模式的定性识别,对矿场实际应用的指导性不强。以江苏油田已投入开发水平井为研究对象,基于水平井水淹程度定量评价,明确了不同类型水平井的水淹状况;通过开展岩心驱替实验,研究了水平井平面水驱规律和流场优化调整方式,以期为水平井开发提供借鉴。

基于微观剩余油启动条件变化规律的合理注采调控界限研究

明确微观剩余油动用机理及其启动条件的变化规律,对于指导油田开发过程中的注采调控有着重要意义。基于流体在孔喉中的物理特性和微观渗流机理,建立了非等径并联双孔渗流模型,得到了微观剩余油启动界限及变化规律;提出岩心中“孔喉动用率”这一评价指标,利用该指标建立了宏观注采井网尺度的储量动用评价方法,明确不同开发制度下剩余油重启界限及水驱动用规律,得到了油田分区块合理注采调控界限。研究表明,在并联双管模型中,驱动压力梯度0.03 MPa/m时,当两孔道半径比小于4.8,小孔道的剩余油能够动用;提高驱动压力梯度至0.09 MPa/m,临界启动时大、小孔道组合孔径比增大至6.1,孔喉动用率提高约25%。随注采压力梯度增加,井网孔喉动用率增加,动用率增压效益呈“先缓-再快-后缓”的降低规律;原油黏度从50 mPa·s增加至100 mPa·s,注采压力梯度提高的合理界限由0.025 MPa/m增加至0.06 MPa/m。

庆城油田西区长7油藏差异性及稳产对策研究

庆城油田西区长7页岩油是国内最早规模开发的页岩油油藏。2018年开发以来,已经建成了年产油100×10^(4)t的生产规模,在开发实践中不断深入研究油藏特征和开发规律。通过长7页岩油储层平面和剖面上的差异性的刻画,探索形成了页岩油水平井单井产能主控因素分析,优化了开发初期焖排采阶段合理开发技术政策,固化了递减、含水率、气油比、动液面四项开发规律认识,为页岩油持续高效开发提供借鉴。

滚动开发模式下气井串接管线降本对策研究

为了更好地指导东胜气田开发中的低压集输工艺,在滚动建产、甜点开发模式下对气井串接管线部署模式、设计方法进行了优化。结果表明:采用干管先行部署模式,保障了当期产能释放和后续气井快速投产,减少了设计变更;采用多站串接集气模式,优化了井站关系,减少了布站数量;联用水力热力软件及GIS系统,并采用串接管线“设计—调整—施工”循环优化设计模式,提升了管网估算准确度和建设速度。通过相关技术对策,提升了串接管线对滚动开发模式的适应性,降低了建设成本。

苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议

鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率,总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识,梳理了影响气田持续稳产的难点问题,提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。研究结果表明:①苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征,并且局部气水关系复杂;②不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异,气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大;③优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重,导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大;④为了实现该气田的长期稳产,针对致密砂岩气藏强非均质性的特征,需要进一步推广“基础井组+基础井网+差异化加密”的井网部署策略,持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术,运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度,配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性,采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平,并且尽早推广“负压”开采技术,以恢复濒临废弃井的生产能力;⑤寻求必要的财税政策支持是实现致密气资源充分利用的重要保障。

裂缝性低渗透油藏注采系统调整技术研究

裂缝性低渗透油藏,在正方形井网反九点注水方式开发过程中,表现出与裂缝走向一致的注采井见效快,含水上升快,甚至暴性水淹,而与裂缝走向垂直的注采井见效差,地层压力低、油井产液能力低。为此,通过对裂缝性低渗透油藏由反九点注水转线状注水渗流特点、油水井数比影响因素和注采系统调整作用的探讨,结合外围朝阳沟和头台等裂缝性低渗透油田注采系统调整效果,提出了适合外围油田不同裂缝走向与井排方向夹角井网转线状注水的合理调整方式,为裂缝性低渗透油田注采系统调整提供了理论和实践依据。