中江气田井间气举优化研究

中江气田自建产投入开发以来,采取衰竭式开发模式,同时部分单井产量、地层能量较低,而产液量大,井底积液严重。井间气举工艺简单、原理简明,利用了井间生产差异的特点,充分利用现有地质资源,对积液气井进行辅助排水采气作业效果较好,具有效益好、投资小的特点。对于地层持续出液气井,气举原则为适当补压,少量多次,辅助排液,确保气井平稳生产,不波动。通过软件模拟、数据计算与现场试验相结合,更改工作制度逐渐找到最适气举参数(流量、压力、频率、时长),从而提高举升效率。并根据气举时压力、流量变化可将气举阶段划分为注气阶段、增压阶段、排液阶段、余压气举阶段、正常生产阶段,对此后井间气举工作开展起到一定指导作用。

中江气田沙溪庙组致密砂岩气藏地层水微观赋存状态及产出特征

开展地层水微观赋存状态研究,可为有利区优选和气井生产制度优化提供参考和依据。利用铸体薄片、扫描电镜、压汞、核磁共振、两相渗流实验、测井以及生产动态资料,开展中江气田沙溪庙组致密砂岩气藏的孔隙结构、地层水赋存状态及产出特征研究。结果表明,中江气田沙溪庙组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层中值喉道半径平均为0.30、0.16和0.04μm。地层水以自由水、毛细管水和薄膜水的形式赋存于储层中,薄膜水普遍存在,毛细管水主要存在于喉道半径小于0.100μm的喉道中,断砂配置较差及构造相对低部位储层可见自由水。气井产水来源主要为凝析水、毛细管水和薄膜水,整体表现为产水量小、矿化度低、水气比低且后期增大的特征。相对高含水饱和度区的评价和开发应以Ⅰ、Ⅱ类储层为主要目标,产水气井生产过程中应适当控制生产压差。

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。

关于中江气田外输管道清管作业的思索

四川省德阳市中江气田面积大、分布广、多为山地,天然气集输长输管道高程差大,加上产销昼夜运行波动大,中江气田外输管道运行积液情况严重。通过开展中江-德阳、中江-罗江金山输气管道有效的清管作业,清除管道积液、提高管输效率。针对中江-德阳、中江-罗江金山输气管道历年以来清管数据以及中江首站-龙泉输气管道运行现状,进行分析研究,提出合理化建议。

中江气田沙溪庙组地震岩石物理分析与预测模式建立

中江气田沙溪庙组气藏勘探开发潜力较大,但以特低孔特低渗储层为主,储层非均质性较强。针对前期岩性和含气性识别可靠性不高、储层孔隙度和厚度预测结果精度较低等问题,开展了较系统的地震岩石物理分析。主要通过正演模拟、流体替换和岩石物理量版等技术手段,进行了储层预测可行性分析,明确了地震弹性参数与气藏岩性参数、储集参数的具体关系,优选了岩性、物性和含气性敏感参数,建立了储层定性预测模式和定量预测模式,即采用最大波谷属性、最小波阻抗属性和最小纵横波速度比预测储层展布。采用纵横波速度比-纵波阻抗交会识别岩性和含气性,并且用纵横波速度比拟合或协模拟定量预测泥质含量,在砂岩内采用纵波阻抗拟合或协模拟定量预测孔隙度,在含气砂岩内采用Lamda/Mu(拉梅系数/剪切模量)拟合或协模拟定量预测含气饱和度,为研究区沙溪庙组储层精细预测夯实了基础。

川西坳陷中江气田沙溪庙组致密砂岩次生孔隙形成机制

利用铸体薄片、电子探针、扫描电镜、阴极发光、X射线衍射等分析测试手段,对中江气田上、下沙溪庙组储层的岩石学特征、孔隙结构特征、成岩作用类型进行研究,分析次生孔隙的形成机制及分布规律.结果表明:上、下沙溪庙组均以富长石类砂岩为主,储层中溶蚀孔隙的比例以及自生高岭石的含量较高.相较于上沙溪庙组,下沙溪庙组次生孔隙更为发育.次生孔隙的形成主要与有机酸对钠长石的溶解有关.下伏须五段烃源岩在晚侏罗世末期—早白垩世早期进入低熟—成熟阶段,有机质热解脱羧作用形成大量具有较强溶蚀能力的有机酸和碳酸溶液.这些高温酸性流体沿着燕山中晚期形成的断层向上运移至侏罗系储层中,造成大量易溶组分的溶解以及次生孔隙的形成.

窄河道致密气藏采出水回注可行性研究——以中江气田为例

随着中江气田快速上产,气田面临着巨大的采出水处理压力。而回注是最为快捷、经济且环保的采出水处理手段,但对于以窄河道致密砂岩气藏为主要开发对象的中江气田,其地质条件相对复杂,回注选井、回注量估算等都存在一定难度。根据中江气田窄河道储层特征及气井井型特征,从地质、工程、环境3个方面开展回注条件研究,建立了回注选井原则,优化了回注量计算公式。以单井为实例分析回注可行性,论证回注井储层发育情况、地层封盖能力、最大注水量、注入压力、地层水配伍性。回注试验表明试注情况与理论计算较为一致,所选气井具有良好的回注潜力,表明窄河道致密砂岩气藏采出水回注具有可行性。

川西地区中江气田大安寨段混积特征及储层地质意义

川西坳陷中江气田大安寨段混合沉积现象比较发育,通过露头、岩心、薄片、扫描电镜等观察表明,大安寨段发育介壳灰岩、(含)泥质介壳灰岩、(含)砂质介壳灰岩、介壳质泥岩、含灰长石岩屑砂岩等混积岩,混合沉积类型为间断混合和原地混合两类,混积岩储层受成岩作用影响普遍较致密,一定程度的泥质混入能改善储层物性,泥质过度混入会抑制储层渗透性,泥质介壳灰岩储层为甜点储层,回龙地区为区内大安寨段勘探开发有利区。

窄河道远源致密砂岩气藏断层特征及天然气富集规律——以四川盆地中江气田侏罗系沙溪庙组气藏为例

四川盆地中江气田侏罗系沙溪庙组气藏是中国石化西南油气分公司"十二五"天然气增储上产的主要阵地,过去"烃源断层+河道砂岩体+局部构造"的天然气成藏富集模式不能有效地指导勘探井位部署,严重制约了该地区的天然气勘探开发进程。为此,基于断层演化、断层要素、断砂配置(烃源断层与河道砂岩体的配置关系)、圈闭类型、气藏解剖等分析,探讨了区域断层特征及天然气成藏富集规律。结论认为:(1)该区沙溪庙组气藏成藏富集规律主要受"源、相、位"三个因素的控制,具有"源控区、相控带、位控藏"的规律,即"深源浅聚、断砂疏导,多期河道、差异成藏,调整富集、甜点富气";(2)烃源断层和河道砂岩体良好的配置关系是该区天然气成藏的基础条件,天然气在断砂配置好的构造或部位优先富集成藏,后期构造调整形成的单斜构造仍可富气成藏,而多断层夹持区及断层破碎带附近则主产水、不成藏;(3)断层不发育区或远离烃源断层30 km的河道远端含气性差,富气河道砂岩体构造低部位适宜滚动建产。上述新认识可为今后川西地区中浅层天然气勘探目标优选和滚动建产提供指导。

窄河道致密砂岩气藏高效开发技术——以川西地区中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏为例

四川盆地西部中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏构造复杂、储层非均质性强,气藏高效开发面临着极大的挑战。为此,研究形成了适用于窄河道致密砂岩气藏的高效开发系列技术,并将其应用于上述气藏的开发实践。应用结果表明:①针对复杂、窄河道砂体采用多域多属性精细刻画技术,对多期、交叉叠置的河道砂体空间展布特征刻画效果较好,并且各条河道砂体的沉积时间顺序也非常清晰;②采用岩相、物相、流体相"三相"定量预测技术实现了薄层岩相、物相高精度定量预测,可以识别厚度介于5~8 m的河道砂体,岩性预测吻合率接近100%,储层厚度、孔隙度预测值的误差均低于10%;③同时满足形成烃源岩断层与河道砂体有效搭配、与断裂距离介于5~25 km、古今构造均高或者古构造高今构造低、储层物性好等条件的区域,所钻气井有望获得高产、稳产;④采用井组立体部署、井型优选及水平井优化设计等技术,极大地提升了窄河道致密砂岩气藏的储量动用程度,同时还节约了投资;⑤采用水平井优快钻井技术,使该气藏平均钻井周期由101 d降至54 d,采用地质工程一体化分段压裂改造技术,单井测试产气量稳步提升,2013-2019年间平均单井测试产气量较2012年以前的平均单井测试产气量提高10.8倍,增产效果显著。结论认为,所形成的窄河道致密砂岩气藏高效开发系列技术为中江气田建设成为川西地区陆相第二大气田提供了有力的支撑。

四川中江气田沙溪庙组天然气成因类型及气源对比

探讨四川盆地中江气田侏罗系沙溪庙组天然气的成因和气源,为找气提供理论依据。利用天然气组分特征、碳同位素特征、轻烃特征等地球化学资料对该区天然气成因类型进行了分析,根据轻烃的气、源配对参数和碳同位素参数对天然气的来源进行了追踪。沙溪庙组天然气以烃类气体为主,含少量的非烃类气体,为腐植型干酪根裂解成因的煤型气;对碳同位素和轻烃的研究均表明,天然气为有机成因的煤型气。气源对比结果表明,须五段烃源岩为沙溪庙组煤型气的主要来源。中江气田侏罗系沙溪庙组气藏为次生气藏。

次生致密砂岩气藏甜点综合评价——以四川盆地中江气田侏罗系气藏为例

四川盆地川西坳陷致密砂岩气藏以次生气藏为主,已建成多个大中型气田,随着勘探开发的不断深入,剩余有利天然气勘探目标越发隐蔽。为了实现川西坳陷侏罗系次生致密砂岩气藏的高效开发,同时解决气藏气水关系、断层与砂体配置关系不清等问题,以中江气田中侏罗统沙溪庙组次生气藏为例,通过对该气藏成藏过程、断层期次、源—储配置与成藏效率的分析,总结侏罗系次生致密砂岩气藏甜点地质主控因素,结合地球物理、工程工艺及经济甜点评价结果,建立次生致密砂岩气藏甜点综合评价标准。研究结果表明:①地质甜点区与持续活动断层、优质储层以及古今断层—砂体配置有关,明确了次生致密砂岩气藏基于烃源、储层、源—储配置的甜点地质评价标准。②地质甜点区可划分为3大类4小类,其中Ⅰ类甜点区的烃源断层类型为持续活动型,断距大于150 m,为油气运移的高速通道,该类又可细为ⅠA、ⅠB两类,ⅠA类以Ⅰ类储层为主,ⅠB类区以Ⅱ类储层为主;Ⅱ类甜点区的烃源断层类型为持续活动型及晚期活动型,断距介于50~150 m,为油气运移的中速通道,以Ⅱ类储层为主。③Ⅰ类甜点区为高效甜点,其中ⅠA类甜点区采用直(定向)井工艺即可实现气藏的高效动用,ⅠB类甜点区需采取水平井钻井才能达到高效勘探;Ⅱ类甜点区为有效甜点,需采用水平井钻井才能达到气藏的经济有效开发。结论认为,该研究成果支撑了中江气田目标优选工作,为该区天然气的高效勘探与开发奠定了基础。

中江气田侏罗系致密砂岩气藏测井流体识别及定量评价

四川盆地中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏为典型的致密砂岩气藏,其储层具有孔隙度低、渗透性差、孔隙结构复杂、非均质性强的特征,地层骨架对测井信息的影响远大于孔隙流体,致使前期所采用的储层流体识别方法和储层参数评价方法效果较差,影响了气藏的开发效果。为此,在详细分析不同类型储层测井响应特征的基础上,提出了适应于该区致密砂岩气藏测井流体识别的定量评价方法,即采用基于视孔道弯曲度指数、电阻率侵入校正差比等新流体识别因子的多参数组合法和BP神经网络法来开展储层流体识别,采用基于岩心实验分析资料的多元回归法来计算孔隙度、流动单元法计算渗透率、变岩—电参数的Archie公式计算饱和度,进而利用上述技术方法,对该区沙溪庙组气藏进行了储层流体识别与储层参数定量评价。结论认为,该套测井评价技术在中江气田的生产过程中取得了良好的应用效果,测井解释符合率超过90%,证明了其可靠性,可以为四川盆地致密砂岩储层的测井评价提供借鉴。

隐蔽河道砂体地震识别关键技术——以四川盆地中江气田中侏罗统沙溪庙组为例

四川盆地川西坳陷中侏罗统沙溪庙组属于三角洲平原—三角洲前缘水上/水下分流河道沉积,河道砂体非常发育。近年来,该气藏部署实施的部分井钻遇了钻前地震资料未有效识别的河道砂体(笔者称之为隐蔽河道砂体),油气显示活跃,测试效果较好,如何有效识别该类河道、落实砂体平面展布范围、评价气藏增储上产潜力是急需解决的关键问题。为此,基于隐蔽河道砂体地质特征,从地球物理辨识机理上剖析该类砂体的响应特征,明确了隐蔽河道砂体的地震识别模式,优化了隐蔽河道砂体地震识别技术,实现了隐蔽河道砂体的精细刻画。研究结果表明:(1)隐蔽河道砂体属于中高波阻抗、以Ⅰ类和Ⅱ类AVO特征为主的砂体,地震上主要表现为“暗点型”中弱振幅,平面上主要表现为局部隐形、点状或段状不连续,具有物性和厚度隐蔽特征,常规手段难以有效识别;(2)基于高保真道集优化处理的优势道集叠加数据体可突出隐蔽河道砂体异常特征;(3)谱反演拓频处理、波形指示高分辨反演及岩性指示因子技术可有效地实现隐蔽河道砂体刻画。结论认为:(1)提出优势道集叠加、谱反演高分辨处理、波形指示高分辨反演及岩性指示因子构建等关键技术可有效地识别隐蔽河道砂体;(2)该技术已应用于川西坳陷中江气田沙溪庙组隐蔽河道识别,有效地指导了气藏开发井位的部署,有力支撑了中江气田千亿立方米探明储量的高效开发。

中江气田致密砂岩体积压裂应用

四川盆地川西中江气田致密砂岩具有河道砂体展布不均、水平应力差大、脆性指数低、天然裂缝不发育、延伸压力梯度高的特点,前期施工压力较高排量偏低,使得改造整体加砂强度偏低,压后产量不理想。借鉴“流动距离最短,流动阻力最小,控制范围最大”理念,依托地质-工程一体化,以多向量强支撑体积改造为关键,研究川西致密砂岩体积改造工艺。基于均衡扩展精细布缝技术,优化川西致密砂岩双甜点分段分簇,大幅度增加横向动用率。以二级组合支撑、高排量连续加砂及变黏液体实时调控的强加砂技术,实现复杂裂缝耦合支撑剂组合的多向量强加砂。通过簇间多粒径暂堵球、缝内多组合暂堵剂的双重复合暂堵强制分流提高横向裂缝复杂程度。研究成果在川西中江气田已成功应用并逐步进行推广,加砂强度由前期0.50 t/m提高到4.18 t/m,加砂强度提高7倍多,已实施井平均无阻流量55.7×104 m^(3)/d,平均有效控制储量1.33×10^(8)m^(3),改造效果较前期显著提高。

多参数约束的致密砂岩储层渗透率预测方法——以川西拗陷中江气田沙溪庙组为例

以川西拗陷中江气田沙溪庙组为例,开展储层渗透率的预测,为建立基于渗透率的储层精细评价奠定基础。通过对渗透率与碎屑组分、粒度、分选性及微裂缝发育程度的相关性分析,认为影响渗透率的地质因素主要是孔隙度、岩石粒度及微裂缝发育程度。在分别建立孔隙度、粒度及裂缝发育程度预测模型的基础上,通过多参数拟合方法建立了基于"粒度、砂体构型、到断层的距离、构造形变强度及多属性裂缝预测"的地质-地震约束的多参数渗透率综合预测模型。采用新模型计算的渗透率与实测渗透率具有更好的一致性,比单一的孔-渗预测模型具有更高的预测精度。

中江气田窄河道致密砂岩气藏高效开发技术

中江气田沙溪庙组气藏高效开发面临着河道精细刻画、高产富集模式建立、开发技术政策制定、工程压裂改造技术配套4大难点。针对窄河道砂采用多域多属性精细刻画及储层精准预测技术,对多期叠置河道砂空间展布特征刻画效果较好,实现了最薄8 m、最窄50 m河道砂的刻画,且河道砂的沉积时间顺序也非常清晰,采用基于射线参数域的改进三参数叠前反演技术实现了薄层高精度定量预测,储层厚度、孔隙度预测误差均低于10%;通过建立烃源岩断层与河道砂有效搭配模式,古今构造高或古构造高、今构造低,同时储层物性好的区域有望获得气井高产、稳产;采用井组立体部署、井型优选及水平井优化设计等技术,极大提升了窄河道致密砂岩气藏储量动用程度,同时节约了投资成本;采用地质工程一体化水平井分段压裂改造技术,单井测试产气量稳步提升,改造效果提高至实施前的10.6倍。所形成的窄河道致密砂岩气藏高效开发技术实现了中江气田的高效勘探开发,建成了年产气量超10×10^(8)m^(3)的中国石化川西第一大气田。

窄河道致密砂岩气藏的断层有效性评价——以中江气田沙溪庙组为例

中江气田中上侏罗统沙溪庙组是致密砂岩气藏,评价其断层有效性对认识气藏内“断-砂”配置关系、油气充注度意义重大。通过三维地震构造解释方法获得断层的基本性质、断层内部结构、断面形态等,结合断裂构造演化评价断层的有效性。通过分析“断-砂-源”匹配样式及控气作用,研究断层与砂体的配置关系对气藏成藏的富集作用。研究表明,中江气田储层类型为低孔低渗的孔隙型,气藏为“深源浅聚、断砂输导”的“窄”河道致密砂岩次生气藏。通过分析现今“断-砂”配置关系,确定研究区内三类“断-砂”配置模式,并建立相应目标层级的评价标准。研究结果可以为中江气田沙溪庙组等此类窄河道致密砂岩气藏的断层有效性评价提供借鉴。

川西坳陷中江气田侏罗系沙溪庙组致密砂岩储层特征及主控因素分析

通过对中江气田沙溪庙组储层的岩石学、物性、储集空间类型、成岩作用等基本特征的研究,明确了本区储层形成的主控因素,建立了优质储层的地质模型,并据此预测出本区优质储层的分布。中江气田沙溪庙组岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,具有富长石的特征。储层平均孔隙度为9.0%,平均渗透率为0.096 m D,属于低孔低渗致密砂岩储层。孔隙类型主要为剩余粒间孔和粒间溶孔,其次为粒内溶孔。储层总体表现出沉积-成岩控储的特征,有利储层的地质模型是:较粗粒度,高长石、低岩屑,低碳酸盐胶结物,不同地区不同层段优质储层的分布均有不同。

中江气田生产异常井诊断及治理研究

中江气田具有低孔低渗、储层厚度薄、气水分布复杂、非均质性强等地质特征,随着气田开发的不断深入,产量、压力异常的气井逐年增多,直接产量损失达到30×104m3/d以上。经分析,主要是由生产制度不合理,导致凝析油过早析出,储层反凝析、水锁以及泡排乳化液堵塞等储层污染问题造成的。储层污染治理对策主要有生产制度控制法和化学药剂解除法：针对凝析油污染问题,制定合理配产指标,提高露点压力以上天然气采出程度;针对后期液锁、乳化液堵塞、无机堵塞等问题,向储层泵注以表面活性剂为主的复配药剂,降低储层孔喉毛管力,提高液相流动性,有利于解除生产后期污染问题。结合中江气田储层污染的类型和特点,研发了一套配方为3%HCl＋0.5%表面活性剂＋1%破乳剂＋铁稳剂＋黏稳剂＋增效剂的储层污染解除药剂,并应用于2口储层污染井,施工后2口井产量上涨了10%~30%,措施有效期为6~7个月,累计增产30×104m3。