复杂底水气藏水侵动态模拟及应用——以元坝长兴组气藏为例

元坝长兴组气藏为局部发育隔夹层的条带状生物礁底水气藏,不同气水分布模式下两相渗流机理复杂,水侵动态认识不深入,控水对策制定缺乏理论指导,严重制约了气藏高产稳产。通过设计流体微观渗流实验,分析不同气水分布模式水侵机理,建立隔层型及无隔层型气井水侵早期预警模型,开展气井见水风险评级,形成差异化控水稳气技术对策。研究成果表明:1)气藏隔层发育使得水侵机理呈现显著差异,考虑复杂气水分布模式能够有效提升水侵动态模拟精度,气井见水时间预测误差可小于10%。2)无隔层型及隔层型2类气水分布模式气井无水采气期的可控因素影响程度由强到弱均为避水高度、生产压差及井筒内径。3)针对无隔层型井区气井,避水高度对气井无水采气期影响趋势与生产压差及井筒内径有显著差异,其影响规模可达另2个因素的3倍以上;隔层型气井无水采气期对于各因素敏感性较无隔层气井显著降低,影响程度变化趋势趋于一致。4)识别气井水侵加剧特征后,应综合考虑底水锥进临界产量及产能来动态调控气井生产压差,延缓水侵速度,元坝气田产水风险井无水采气期平均延长2.3年,控水侵效果显著。以上研究成果有效支撑了元坝气田水侵动态分析及防控对策制定,为同类型气藏高效开发提供技术借鉴。

川东北元坝地区侏罗系陆相页岩天然裂缝发育特征及其对页岩油气富集和保存的影响

川东北元坝地区陆相页岩中天然裂缝发育,是影响页岩油气富集和保存的关键因素。本文依据岩心、镜下薄片和扫描电镜等资料研究该区侏罗系大安寨段和千佛崖组页岩层系天然裂缝的发育分布特征,探讨裂缝对页岩油气富集和保存的影响。结果表明,侏罗系页岩中主要发育构造裂缝、层理缝、穿层水力破裂缝和收缩缝,其中构造裂缝包括穿层剪切缝、顺层剪切缝和层内张开缝,层理缝是页岩中最为发育的天然裂缝,线密度介于66~357条/m之间,平均为188条/m。层理缝和收缩缝既是页岩油气的储集空间也是运移通道,改善了页岩的储集性能,有利于页岩油气的富集。构造裂缝、穿层水力破裂缝与层理缝相互连通形成的宏观裂缝网络是页岩油气排放的通道,对大安寨段页岩气的逸散影响较大,对千佛崖组页岩油的保存条件影响较小。研究成果可为四川盆地陆相页岩油气勘探开发提供基础性参考依据。

四川盆地元坝地区二叠系茅口组相控岩溶刻画及预测

通过岩溶古地貌恢复、倾角约束增强相干、相控岩溶地震反演和非线性伽马模拟等技术,对四川盆地元坝地区二叠系茅口组相控岩溶异常及有效储层分布进行了研究。研究结果表明:①四川盆地元坝地区二叠系茅口组在纵向上可划分为表层风化壳、垂直渗流带、水平潜流带3个岩溶作用带,茅三段相控岩溶储层受浅滩相带和岩溶作用共同控制,储层类型分为孔隙-孔洞型和半充填溶洞型。②岩溶残丘地貌相对较高,为岩溶作用供水区域,是相控岩溶发育的有利位置;溶丘平原地貌相对较低,为岩溶作用汇水区域。③倾角约束的增强相干技术可定性描述岩溶残丘内相控岩溶发育的有利带,研究区的该类储层主要分布于古地貌高部位,并呈北西向展布。④相控岩溶储层预测方法可以相对准确地预测有效岩溶储层的分布范围,研究区垄脊带、峰丛带岩溶储层最为发育,最大厚度为28m。

基于成因机理及主控因素约束的多尺度裂缝“分级-分期-分组”建模方法——以四川盆地元坝地区上二叠统长兴组生物礁相碳酸盐岩储层为例

油气藏中普遍发育多类、多尺度天然裂缝,其成因具有多期次性,规模具有多级次性,发育受多种地质因素综合控制,这些特点为裂缝的精细三维地质建模带来了很大挑战。以四川盆地元坝地区上二叠统长兴组生物礁相碳酸盐岩储层为例,提出了一种基于成因机理及主控因素约束的多尺度裂缝“分级-分期-分组”三维地质建模方法,认为多尺度裂缝建模应遵循等时约束、层次约束及成因控制等原则,建模过程中应充分开展裂缝地质研究,根据研究区实际建立合理的裂缝级次、期次划分方案,分级、分期开展裂缝三维建模。(1)大尺度裂缝主要采用确定性方法进行建模,中-小尺度裂缝则采用其成因机制和发育主控因素进行约束建模;(2)在裂缝分期、分组描述和参数统计获得关键地质规律认识的基础上,通过地质力学方法分期开展中-小尺度裂缝分布预测,进而采用“分期-分组”的思路进行建模;(3)最终将大尺度裂缝模型和中-小尺度裂缝模型进行融合,得到多尺度裂缝网络模型。元坝地区长兴组储层多尺度裂缝建模实践表明,上述建模方法可有效弥补传统方法在建立中-小尺度裂缝模型精度方面的不足。

川东北元坝西部须家河组致密砂岩裂缝发育特征及控制因素

川东北元坝西部上三叠统须家河组受晚期构造活动影响小,裂缝发育程度较中东部低,前人对其重视不够,裂缝发育控制因素不清楚。通过岩心观察、薄片鉴定、测井解释、裂缝充填物包裹体分析等多种技术手段,对元坝西部须家河组致密砂岩裂缝发育特征及控制因素开展了系统研究,明确了裂缝类型和特征参数,建立了裂缝发育模式。结果表明:①元坝西部须家河组以低角度剪切缝和成岩收缩缝为主;须三段裂缝多为方解石充填,须二段裂缝以泥质充填为主。②元坝西部须家河组裂缝可划分为3期,分别对应晚侏罗世、早白垩世晚期和晚喜山期,前2期裂缝全充填-半充填,第三期未充填。③研究区裂缝发育程度受地层变形强度、至断裂距离、单层砂岩厚度和砂岩类型的控制。九龙山背斜枢纽部位和东南翼地层曲率较大部位以褶皱相关裂缝为主,在东南翼断裂附近以断层相关裂缝为主,2类裂缝区为开发评价有利区。须三段砾岩区发育由砾缘缝和穿砾平缝组合而成的、开度小、未充填的网状缝,须二段石英砂岩发育沿层理破裂的低角度剪切缝及微裂缝,也是元坝西部须家河组气藏下一步开发评价需关注的有利区。

四川盆地元坝地区上三叠统须家河组三段致密砂岩气甜点类型与分布

通过岩心观察、薄片鉴定、测井分析等方法,结合其他地球物理技术,对四川盆地元坝地区上三叠统须家河组三段致密砂岩储层特征进行了研究,结合研究区气井产能特征及主控因素分析,归纳了气藏的甜点类型和成因,并对甜点的分布进行了预测。研究结果表明:(1)元坝地区须三段砂岩类型多样,其中中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩为优质储层;裂缝类型多样,以低角度剪切缝和成岩收缩缝为主。(2)研究区须三段气藏发育中粗粒钙质岩屑砂岩型和细砾岩型等两大类甜点,结合裂缝特征,可进一步细分为六小类;各类甜点的地质特征、测试方式和试采特征均存在差异。(3)甜点的形成主要受沉积、成岩和构造作用控制,中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩多分布于三角洲平原和前缘亚相界线附近的分流河道;差异重结晶是砾缘缝形成的原因;构造活动产生的断层和地层挠曲控制了裂缝的分布。(4)中粗粒钙质岩屑砂岩和细砾岩均表现为低GR、低CNL、中—高Rd、中等AC值的特征,优质储层的横波阻抗和μρ(μ为剪切模量,ρ为密度)均表现为中—高值,中粗粒钙质岩屑砂岩孔隙型、细砾岩和穿砾缝叠加型甜点呈条带状广泛分布,其他4类甜点零星分布。

四川盆地元坝气田长兴组古原油的运移方向与聚集特征

元坝气田的长兴组天然气主要为原油裂解气。研究古原油的运移方向与聚集特征,对于分析从古油藏到现今气藏的演化过程以及揭示现今气-水界面的分布特征,从而指导元坝气田及邻区的天然气勘探与开发具有重要意义。本文利用流体包裹体确定了古原油的充注时间,恢复了原油充注期的储层顶面构造形态,并以此为基础模拟了古原油的运移路径;然后利用储层沥青的烷基二苯并噻吩类分子标志物示踪了古原油的运移方向;最后分析了古原油的聚集特征与油气藏的演化过程。结果表明:(1)长兴组储层发育较多的沥青包裹体,与之伴生的盐水包裹体的均一温度为110~130℃,结合地层埋藏史和温度演化史确定的古原油充注的时间为晚三叠世到早侏罗世;(2)古原油充注期的长兴组顶面形态继承了长兴组沉积期的顶面形态,台地边缘的礁滩处于相对高部位,而礁后滩处于相对低部位;(3)数值模拟显示古原油从台地边缘斜坡向台地边缘的礁滩圈闭侧向运移,储层沥青的烷基二苯并噻吩比值也沿着运移方向逐渐降低,表明古原油具有侧向运移特点;(4)位于相对高部位的台地边缘礁滩圈闭的古原油充满度高,而位于相对低部位的礁后滩圈闭的古原油充满度低。综合来看,元坝气田的古原油具有近源充注、在相对高部位的台地边缘礁滩圈闭聚集的特征;对经历高热演化的古油藏而言,烷基二苯并噻吩类化合物在古原油的运移方向示踪方面具有一定潜力。

元坝气田长兴组超深层高含硫生物礁底水气藏持续稳产关键技术

四川盆地元坝气田长兴组气藏为高含硫生物礁底水气藏,具有礁体多期叠置发育、储层非均质性强、气水关系复杂的特征,开发初期部分气井底水锥进迅速,产量、压力下降快,预测天然气稳产期短,且存在部分小礁体储量动用不充分等问题。为实现气井见水时间预测与防控、剩余气精准高效挖潜、压降控制和硫堵防治,梳理了气田开发过程中形成的复杂生物礁底水气藏控水稳气、剩余气高效动用及保压稳产等系列气藏持续高产稳产关键技术,并提出了气藏持续稳产的攻关技术方向。研究结果表明:①控水稳气技术可实现产水井采侵平衡和水气比总体稳定,可有效提高气藏开发效果;②剩余气高效动用技术可对剩余气进行精细描述和潜力评价,实现了调整井的高产高效,夯实气藏稳产基础;③保压稳产配套技术可有效控制气藏压降速率,保障了气田长期稳定生产;④综合应用上述多项技术,元坝气田高产稳产年限由方案设计的6年延长至9.7年,气藏采收率提高了12.8%,持续稳产效果显著。结论认为,该技术能够有效解决储层高含硫、强非均质性、气水关系复杂、底水锥进迅速、剩余气区礁体分布“小、散、薄、深”、压降速率过快和井筒硫沉积等方面的难题,对实现同类气田长期高效开发具有借鉴意义。

元坝水淹井复产“伴水注氮+泡排”工艺研究

针对元坝气田井深、天然气中H 2S含量高、永久封隔器管柱完成井水淹后复产困难等问题,在排水采气工艺适用条件调研分析的基础上,提出了水淹井复产“伴水注氮+泡排”工艺,并优选了注气压力计算模型,绘制了工艺设计用充满井筒所需氮量与泵压关系及注氮量与氮气柱高度关系速查图版;配套研制了与气田常用缓蚀剂和消泡剂配伍性好的新型高温抗硫泡排剂。YB29-1井、YB121H井现场应用表明,新工艺能有效排空井筒积液,恢复水淹气井生产,在同类高含硫永久封隔器管柱完成井中有推广价值。

川东北元坝地区致密砂岩多产状裂缝刻画

为了准确刻画川东北元坝地区上三叠统须家河组致密砂岩中不同产状裂缝的分布,提出了一种基于裂缝敏感属性无监督聚类的裂缝预测方法。在叠后地震数据优化处理的基础上,提取并优选出断缝敏感属性,采用卷积神经网络深度学习算法,学习全球海量的各种类型断层和裂缝数据库,得到断缝强度、倾角和方位体。结合高精度导向曲率属性,在PCA降维的基础上,采用基于贝叶斯概率模型的无监督聚类算法,预测了不同倾角裂缝的强度,预测结果与成像测井裂缝解释结果吻合度高,与地质认识一致性好。须三段裂缝发育程度较须二段高,须三段既发育分布于九龙山背斜东南翼断层附近的断层成因缝,也有地层挠曲较大部位的褶皱成因缝,而须二段仅发育断层附近的断层成因缝。

元坝地区大安寨段二亚段页岩气储层有机碳含量计算方法

元坝地区大安寨段二亚段是该区页岩气勘探的新层系,如何提高其有机碳含量计算精度是靶窗优选的关键。在对前期理论方法继承发展的基础上,首次建立了“铀体积法”计算页岩有机碳含量,通过对其它技术方法的适用性分析和应用效果对比研究,认为研究区“拟合模型法”难以建立模型,“岩性扫描测井技术”、“ΔLog R技术”、“ANN技术”、“KNN算法”、“密度体积法”和“铀体积法”计算有机碳含量与实验分析相比,相对误差分别是11.74%、37.28%、5.54%、10.52%、14.09%和1.13%,其中“铀体积法”计算结果误差最小,解释精度最高。结合各方法原理分析认为,“铀体积法”是目前大安寨段二亚段页岩气储层有机碳含量计算最适合的方法。研究成果推动了元坝地区大安寨段二亚段陆相页岩气的勘探部署。

基于试井分析方法的元坝气田水侵早期识别

为准确识判底水气藏早期水侵,提前主动采取有效的防控水措施,降低底水锥进对气藏开发的影响,针对目前水侵识别方法识判时间滞后,贻误控水时机的问题,综合考虑元坝气田实际地质情况,建立了考虑有限水体的底水气藏水平井试井分析理论模型,绘制了试井典型样版曲线,分析了底水锥进对试井样版曲线的影响规律。通过对元坝气田典型井历年试井测试资料进行剖析,结果表明:1)利用试井分析方法识判气井早期水侵,比常规的水化学分析法提前0.58年;2)早期水侵严重伤害储层渗透率,有效渗透率大幅降低9.7%,但可补充地层能量,单位压降采气量提高15.3%;3)早期水侵井实施控制产量在底水锥进临界产量下的控水措施,延长无水采气期4年以上。该研究成果为底水气藏提前识判气井水侵,提高含水区气井储量动用率与采收率提供了理论支撑。

充气泡沫钻井液在元坝地区陆相地层的应用

针对川东北元坝地区地层硬度大、研磨性强、可钻性差、用常规钻井液机械钻速较慢、采用气体钻井常因地层出水无法顺利实施的情况,优选出了适合该类地层钻进的充气泡沫钻井液。室内性能评价试验表明,优选出的充气泡沫钻井液可以携带出地层水和岩屑、抑制岩屑水化分散。优选出的充气泡沫钻井液在元坝地区4口井的上部可钻性极差的砂泥岩地层进行了应用,结果表明,优选出的充气泡沫钻井液解决了气体钻井钻遇出水地层无法实施、井壁稳定及大尺寸井眼携岩的问题,提高了钻井速度,缩短了钻井周期,可以满足元坝地区陆相地层快速钻进的需要。

川东北元坝西部须家河组二段优质储层展布特征研究

川东北元坝地区须家河组二段致密砂岩气资源潜力巨大,但储量探明率低、测试效果差异大,主要原因之一是致密砂岩储层非均质性强、优质储层分布规律不清。本文充分利用测录井、岩心及相关分析化验等资料,在分砂组刻画沉积微相展布的基础上,开展了须二段沉积演化过程、储层特征及其分布研究。结果表明:(1)元坝西部须二段经历了辫状河三角洲-滨浅湖-辫状河三角洲演化过程,沉积控制了砂体规模、粒度和矿物成分的空间变化;(2)须二段砂岩类型多样,整体致密,为低孔、低渗储层;储层物性与砂岩粒度,长石、石英和方解石胶结物含量等因素密切相关,这些因素主要受沉积和后期成岩作用控制;(3)须二段发育块状中粒长石岩屑砂岩和交错层理中粒石英砂岩两类有利岩石相,前者自西北向东南逐渐减薄、呈条带状展布,后者呈不连续土豆状,主体分布于西南部地区。

元坝区块超高温高密度饱和盐水钻井液体系优化与现场试验

元坝地区下部海相地层具有层系多、地层温度高、压力梯度大、地层压力体系复杂、存在大段盐膏层和高压盐水层交错等特点,给钻井液的高温稳定性、流变性、造壁性都提出了较大的挑战。针对该地区钻井液存在的高温稳定性差、流变性及失水性调控困难等问题,通过抗高温处理剂的优选,钻井液体系性能优化及评价,最终形成了一套适合于元坝区块超深探井的抗超高温高密度饱和盐水钻井液体系。该体系抗温达220℃,密度2.00~2.50 g/cm^(3),220℃沉降系数SF小于0.52,并具备一定抗污染能力,能够满足深井钻井液在高温长时间作用下的钻探需求。该套钻井液技术在YS1井四开井段进行试验,表现出了良好的流变性能、高温高压滤失性能和抗污染能力。施工钻井液密度为1.95~2.25 g/cm^(3),高温高压滤失量小于10 mL。该钻井液技术试验成功,解决了元坝区块深井钻井液体系热稳定性差、流变性及失水性调控困难等技术难题,实现了川北地区海相下组合勘探超高温超高密度饱和盐水钻井液技术的重大突破,为四川盆地超深层油气勘探开发提供了宝贵的经验。

川东北元坝地区侏罗系大安寨段黑色页岩沉积及储层特征

侏罗系自流井组大安寨段是现阶段四川盆地湖相页岩勘探开发的热点层位,本文通过岩石观察与特殊元素测井分析,场发射扫描电镜观察、岩石孔隙度实验、X射线全岩衍射(XRD)、低温氮气吸附以等实验分析,对川东北元坝地区侏罗系大安寨段二亚段湖相页岩的沉积环境及储层特征进行系统分析,研究结果显示:大安寨段页岩Sr/Cu介于2.50~8.34之间,Sr/Ba介于0.15~0.47之间,V/(V+Ni)在0.65~0.79之间,指示温暖、潮湿环境及缺氧的淡水湖盆沉积,发育滨湖、浅湖、半深湖3种沉积沉积相,发育层状泥岩夹介壳灰岩、砂–灰–泥三元混积、纹层–层状泥岩夹介壳灰岩、厚层状灰泥混积等四种岩性组合。页岩矿物类型以粘土矿物、石英、方解石为主,含少量长石、白云石以及黄铁矿;孔隙类型以无机孔隙发育为主,尤其是粘土晶间孔隙,有机质孔隙含量相对较少。纹层–层状泥岩夹介壳灰岩相及层状泥岩夹介壳灰岩相因“源–储”配置良好,具有高脆性、高孔隙度及高含气量特点,同时页理缝及介壳纹层发育,成为大安寨段开发的主要层段。

元坝区块超深长水平段水平井钻井关键技术

元坝区块新部署实施一口钻多个生物礁气藏的超深水平井,面临陆相珍珠冲段、须家河组等难钻地层,钻速慢、长兴组易漏失、钻井周期长等难点,还面临小井眼长水平段轨迹控制困难、打孔衬管下入到位难度大等难题。通过井身结构优化设计,定向钻井工具选型与优化轨迹控制方法,研选与地层特性匹配和满足复合钻井的钻头,配套高性能钻井液,完善超深井管柱下入技术,形成元坝超深长水平段水平井钻井关键技术,顺利完成了元坝第一超深水平井元坝102-5H小井眼水平段长1464 m和井深8425 m施工。钻井周期237.38 d,与元坝前期钻井周期最短井元坝102-3H相比,井深增加697 m,钻井周期缩短15.87%,平均机械钻速提高23.88%。

元坝地区φ146.1mm尾管固井技术难点与对策

元坝地区已完成11口井的φ146.1 mm尾管固井施工,其中有5口井固井质量不合格,合格率只有54.6%,这严重影响了地层评价及油气勘探开发进程。计算分析认为,不能压稳易导致气窜、窄间隙偏心、环空顶替效率低、井下高温及存在腐蚀性气体是该地区产层固井质量低的主要原因。室内数值模拟结果表明,水泥浆顶替效率随着偏心度的增大近似呈指数降低,而通过改善隔离液的稠度系数与流性指数可有效提高顶替效率,从而提出了合理设计环空液柱结构并采取环空加压措施以确保压稳、改善隔离液的流变性能、应用高温胶乳水泥浆体系等提高固井质量的技术措施,并在元坝11井φ146.1 mm尾管固井中进行了应用,固井质量合格率100%,优良率85.9%。

元坝气田大尺寸非标准尾管固井技术

为解决元坝气田开发井三开技术尾管安全下入和提高封固质量的技术难点,在分析总结元坝气田陆相地层固井技术难点的基础上,根据套管悬重与悬挂器坐挂后的过流面积选择合理的非标准尾管悬挂器,确定了尾管悬挂器的性能参数;根据固井防气窜与提高固井质量的要求,选择了合适的水泥浆与前置液体系;为保证套管安全下入和提高水泥环胶结质量,制定了针对性的通井、承压及循环洗井等井眼准备措施;为提高水泥浆顶替效率,设计了合理的入井管串结构与固井工艺措施,形成了可以提高陆相复杂地层固井质量的综合固井技术。该技术在元坝气田现场应用后,固井质量合格率达100%,优质率达54.5%。研究结果表明,大尺寸非标准尾管固井技术可以解决元坝气田陆相地层的固井技术难点。

元坝103-1H井超深井钻井配套技术

四川元坝地区天然气资源丰富,但储层埋藏深、岩石硬度大、岩石可钻性差,导致机械钻速低、钻井周期长,制约了该区块的开发进度。为此元坝103-1H井优选现有提速方法,采用新钻井技术:一开泡沫钻配合干法固井;二开空气钻提前转为泥浆钻的条件下优选钻头,为该区块二开安全、快速钻井开辟了新思路;三开采用"NEWDRILL+孕镶/PDC钻头"新技术,机械钻速是该区块同类井的2.30倍;四开采用"NEW-DRILL+PDC钻头"新技术,为该项技术在Φ241.3 mm井眼的首次应用;五开优化侧钻钻具组合、优选侧钻方向,一趟钻侧钻成功。该井钻井周期提前62.89天,提速提效效果显著,其配套钻井技术可为其他井提供借鉴。