低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议——以鄂尔多斯盆地为例

鄂尔多斯盆地蕴含上、下古生界两套气藏,地质复杂程度高,非均质性强,大规模运用水平井开发的实践虽然形成了相关的配套开发技术,基本上实现了低渗透气藏的高效开发,但未来提升单井产能的技术攻关方向仍不明确。为此,将以苏里格气田为代表的上古生界气藏和以靖边气田为代表的下古生界气藏作为研究对象,对282口水平井从构造、沉积、储层、地震、钻井、改造等方面进行了整体研究。结果表明:长庆气区已形成的储层预测及精细描述技术等5项特色水平井技术系列是有效、实用的,但仍面临着3项急需攻克的瓶颈难题,可以从储层定量表征、小幅度构造识别及描述、水平井开发井网优化及提高采收率、水平井改造技术攻关、降低开发成本新策略等5个方面共17项技术措施入手进行攻关,以进一步降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。

矿权叠置区内多层系致密气藏开发技术探讨——以鄂尔多斯盆地神木气田为例

以煤炭和天然气矿权完全叠置的鄂尔多斯盆地神木气田为例,分析煤炭和天然气协同开发的难点,制定协同开发技术对策。在研究上、下古生界气藏有利区展布主控因素和规律的基础上,结合井型井网论证、配套高效钻采和地面集输工艺优化出不同区域技术政策。结果表明:矿权叠置区内煤炭和天然气可以协同开发;多层系致密气藏有效储集层平面上可划分为上古生界砂体多边式叠合区、上古生界砂体多层式叠合区、上古生界砂体孤立式发育区、上下古生界有效储集层叠合发育区;9井丛井组为最优井网模式;储集层不同分区需用不同井型组合;集群化丛式井组部署、优化钻采工艺和配套地面集输新工艺,可缩短气藏建设和开发周期。实践证明,在矿权叠置区内煤炭和天然气协同开发的同时,也实现了上、下古生界多层系致密气藏的立体开发。

安塞油田表面活性剂驱油体系室内研究

考察了阴离子-非离子型表面活性剂体系SKDAS的界面张力、乳化能力、吸附性能、配伍性能、降压增注能力,并进行了室内驱油实验。结果表明,0.1%数0.9%的SKDAS与安塞油田原油的最终界面张力维持在10-3m N/m数量级。在矿化度为10数90 g/L时,0.5%的SKDAS矿化水溶液与原油之间的界面张力均在10-3m N/m数量级,耐盐性较好。其对原油具有较强的乳化能力,且加量越大,乳化能力越强。0.1%数0.5%SKDAS溶液在油砂中的吸附量为0.11数0.14 mg/g。SKDAS和安塞油田清水、采出水配伍性良好。当SKDAS质量分数由0.3%增至0.7%时,可在水驱基础上提高采收率10.41%数12.84%,能满足安塞油田表面活性剂驱油的要求。

神木气田二叠系开发有利目标区评价方法

鄂尔多斯盆地神木气田上古生界二叠系多层段含气,但主力含气层段为太原组、山西组和石盒子组盒8段^([1-2])。单井钻遇有效储层个数平均为9个,有效储层厚度平均为36.1 m,平均孔隙度为6.4%,渗透率为0.38 mD,属典型的多层段含气低孔、低渗致密岩性气藏。针对多层段致密储层开发难点,长庆气田不断探索、实践,形成了适合神木气田的有利目标区评价方法——综合指数法。首先在充分选取与单层产能有关的众多地质参数,并逐一拟合分析其权重大小的基础上,得到单层产能指数计算公式,建立单层有利目标区评价标准;其次依据产气剖面测试明确不同层段的产能贡献权重,结合单层评价结果,求取叠合层产能综合指数;最后结合经济评价,确定综合指数的经济开发界限,优选开发有利目标区。该方法不仅指导了神木气田的高效、规模开发,而且对其他类似气藏的有效开发具有一定的借鉴意义。

鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏稳产难点与对策

随着油气资源品位日趋变差,致密砂岩气藏已成为油气增储上产的主力之一,但对于如何确保已投入开发的(特)大型致密砂岩气藏长期稳产等问题,至今尚缺乏宏观分析的有效手段。为此,以我国陆上最大的致密砂岩气藏——鄂尔多斯盆地苏里格气田的最新研究成果为基础,以储量规模、开发规模、动态储量评价、气田产量递减规律、未动用资源评价5个方面为背景进行研究,分析了该气田稳产的难点,并从一个全新的角度为稳产难题的解决提供了重要证据和约束条件,进而对后期高效开发提供了技术支撑。结果表明:稳产的难点主要集中在井网不完善导致储量动用程度低、储层和流体特征存在差异造成产量递减不均、气水关系复杂让部分储量暂时难以有效动用、不同开采方式开采效果存在差异等7个方面。最后遵从"空间避开、时间错开、依靠技术、措施增产"的思路,运用水平井整体开发技术、混合开发井网综合优化技术、多维矩阵式气井管理技术和"主动性"排水采气技术等13项关键技术,进一步延长了该气田的稳产时间、提高了采收率。

苏里格气田“十三五”期间提高采收率技术思路

鄂尔多斯盆地苏里格气田的勘探与开发成果推动我国致密砂岩气产量实现了质的飞跃,如何提高采收率乃是其最核心的研究主题。为此,回顾了该气田的开发历程,着重阐述了提高单井产量技术进展,探讨了转变传统开发方式和提高采收率的技术思路与对策。研究结果表明:特大型致密砂岩气藏的评价、上产、稳产所需要的开发技术是呈'渐进式变化'的;基于甜点区筛选的井位部署技术、水平井开发技术、井型井网优化技术、快速钻井技术、储层改造技术和排水采气新工艺、'一体化'建设模式等支撑了该气田的快速上产。在此基础上,提出了'十三五'期间提高采收率的技术思路:①基于单井全生命周期分析的气田开发规划评价技术;②以提高采收率为目标的混合井网动态评价及加密技术;③集群化多井型多层系面积井网新区一次成型提高采收率技术;④基于风险和效益评价的储量评价模型;⑤'多维矩阵'式气井精细管理技术;⑥低产低效井挖潜技术;⑦新型井场环保技术;⑧基于一体化集成装置的地面工艺;⑨C_3^+混合烃类回收利用技术。以期为该区'十三五'期间致密砂岩气藏的开发提供更可靠的技术支撑。

辽东湾坳陷古近系沙河街组层序地层分析

辽东湾坳陷是中国东部海上的主要含油气区之一,包括3凹2凸共5个次级构造单元,其中辽中凹陷面积最大、埋藏也最深,整个盆地充填古近系及新近系沉积。通过对全盆地范围内的地震、钻井、测井和古生物资料的综合研究,建立辽东湾坳陷沙河街组层序地层格架,将辽东湾坳陷沙河街组划分为3个二级层序,6个三级层序,并对各层序特征进行了分析对比。在层序格架内进行沉积相划分和沉积体系研究,确立辫状河三角洲、扇三角洲、深水浊积扇3种主要的沉积相类型,建立了沙河街组各个层序的沉积模式。Es4沉积范围较小,Es1+2和Es3沉积范围较大,Es3沉积水体比Es1+2沉积水体深,Es1+2层序的辫状河三角洲前缘沉积为有利勘探区带。

基于压力产量耦合的致密气藏动态分析新方法

对于致密气藏而言,常规的Arps分析方法受到应用条件的限制,不适用于该类气藏。为此,考虑生产过程中气体PVT随压力变化和变流压生产的情况,提出了一种基于产量和压力相耦合的动态分析新方法。其步骤为:(1)根据产量和压力历史数据计算出拟压力标准化产量;(2)基于产量历史计算出物质平衡时间;(3)根据拟压力标准化产量和物质平衡时间得出标准化递减率;(4)由拟压力标准化递减率进一步计算出标准化递减指数。通过理论分析发现:(1)拟压力标准化的递减率与物质平衡时间呈幂指数关系;(2)由标准化递减指数的变化规律可以得出致密气藏气井的流动存在井筒储集及裂缝线性流(n=1左右)、线性流到拟径向流的过渡流(1<n<2)、拟径向流向边界控制流的过渡流(0.5<n<2.0)、边界控制流(n<0.5)等4个阶段。实例应用结果表明,分析结果与理论结果符合程度高,能够提高递减规律预测的准确性,表明新方法适用于致密气藏的动态分析,可为致密气藏开发提供可靠的分析手段。

鄂尔多斯南缘奥陶系生物礁相碳酸盐岩碳氧同位素地球化学特征

为了研究生物礁相碳酸盐岩碳氧同位素地球化学特征,采用同位素比质谱仪对鄂尔多斯南缘奥陶系生物礁发育地区的碳酸盐岩样品进行了碳、氧同位素测定,并采用ICP-AES、ICP-MS进行了主、微量元素分析测试。结果显示,δ(13CPDB)值为-2.32‰~2.08‰,δ(18OPDB)值为-8.97‰^-4.15‰,w(Mn)/w(Sr)最大仅为0.32,远小于2~3的范围。研究表明,研究区碳酸盐岩样品基本保持了碳、氧同位素的原始组成;礁灰岩具有相对较低的δ(13CPDB)值,生物礁发育时海水的温度略低于、盐度略高于非礁相发育时海水的温度和盐度;并推测由平凉期至背锅山期,研究区相对水深增大,温度升高,盐度降低。同时指出,综合运用δ(13CPDB)和δ(18OPDB)值的经典盐度公式计算的Z值,对本区奥陶纪岩石的海相成因具有判别意义。但是,相关性分析表明Z值与δ(13CPDB)值密切正相关(相关系数0.95),与δ(18OPDB)值基本不具有相关性(相关系数仅-0.000 8),因而Z值不适合作为定量指标来解释研究区古盐度的相对变化。

靖边气田南部非边底型地层水分布主控因素及预测

在分析气井产水特征的基础上,研究靖边气田南部马五1+2气藏地层水分布主控因素,提出非边底型地层水分布预测方法,划分气水分布类型.结果表明:地层水主要为气水同层,纵向上主要位于马五31,平面上主要分布于区块中—东北部;气田分布受成藏背景、地质结构、小幅度构造及储层含气性等因素控制,成藏构造背景是相对富水的基本条件,不整合面地质结构控制气水聚集形式,中部大面积分布的盖层遮挡气水运移通道,小幅度构造对气水分布进行局部微调整,储层含气性差异体现地层水充注程度.根据产水井点分布、地质结构位置、小幅度构造部位、含气饱和度等指标,将研究区划分为3种类型:相对富水区,主要位于古地貌缓坡区、小幅度构造低部位且含气饱和度低于50%的区域;产水低风险区,位于西部剥蚀区和东侧洼地区、含气饱和度高于50%区域;产水高风险区,介于两者之间.该研究对靖边气田南部勘探开发及生产措施制定具有指导意义.

苏里格气田国际合作区河流相储层井位部署关键技术

苏里格气田国际合作区位于该气田中南部,其开发层系属于二叠系复杂河流相岩性气藏,掌握河流相储层的类型、分布、规模和集中程度,是合理高效部署开发井位的前提和基础。通过实践探索与技术攻关,在该区形成了以三维地震泊松比岩性识别、棋盘式井网主河道带预测、河道微相精细解剖、动—静结合高产井筛选及东—西向水平井钻探为核心的井位部署关键技术。应用效果表明:(1)泊松比地震反演可有效识别厚砂岩(砂岩泊松比介于0.19~0.25,泥岩泊松比介于0.27~0.30),把握大河道带的分布;(2)通过提取棋盘式井网净砂岩(自然伽马小于60 API,有效孔隙度大于6%,含气饱和度大于60%)厚度能快速识别河流中心部位;(3)明确该区发育2类叠置河道带、5种主要沉积相和10种河道微相;(4)单井动—静态数据分析表明,具有低自然伽马值(小于40 API)、高有效孔隙度(超过10%)及较高深电阻率响应(大于90Ω·m)是上古生界二叠系下石盒子组盒8段高产井(单井最高可采储量超过1×108 m^3)的典型配置;(5)在辫状主河道带中心区域部署东—西向水平井有利于横向沟通多期河道。结论认为,该套井位部署关键技术加深了对该区河流相储层地质规律的认识,有效支撑了该合作区的开发建设。

低渗透岩性气藏局部建设储气库库容量的确定

库容量是地下储气库工作气量设计的前提和基础,根据国家能源战略需求,计划在鄂尔多斯盆地榆林气田南区下二叠统山西组山2段气藏建设地下储气库。该气藏的北部与榆林气田长北合作区储层连通,榆林气田南区山2段储层则为大面积分布砂体的一部分,在此建设储气库面临两个难点:①低渗透岩性气藏动态储量如何准确评价;②榆林气田南区局部建库,为防止气体外溢到长北区,如何在边界处设置缓冲区,从而确保南区储气库的可用库容量。为此,首先在获取准确的动态资料基础上,利用压降法、物质平衡法和产量不稳定分析法等综合评价了南区的动态储量,然后通过气藏工程方法、数值模拟方法以及现场动态监测试验研究了压力传播速度,明确了缓冲区距离及库区范围,最终确定了榆林南区储气库库容量:一年一周期建设储气库容量×1,两年一周期建设储气库容量×2,三年一周期建设储气库容量×3。

致密砂岩气藏气水驱替微观渗流特征研究——以苏南上古生界盒8、山1储层为例

为了研究致密砂岩气藏气水两相驱替微观渗流特征．以苏南地区上古生界盒8、山1低渗透致密砂岩储层为例，利用真实砂岩薄片模型和微观可视化技术．实验模拟了气水两相驱替过程中流体的渗流特征及残余水、气的分布规律。根据样品微观孔隙结构非均质程度及实验结果将驱替类型分为3类．I类为网状-均匀活塞式驱替，非均质性弱．启动压力低，驱替效率高，为优势储层；Ⅲ类指状非活塞式驱替，为差储层。孔喉半径大小差异在5～10μm内，容易形成指状驱替；I／类为指状一网状非活塞式驱替，介于I类和Ⅲ类之间。苏南地区储层以Ⅲ类和Ⅱ类为主，对于此类非均质致密砂岩气藏的开发．合理控制采气速度有利于提高采收率。

苏里格气田南部地区盒8段气藏储层特征及主控因素研究

通过大量岩石薄片、铸体薄片及其它常规分析,对苏里格南部地区盒8段储层岩石学特征、孔隙结构及孔隙类型等进行了深入研究,分析了影响储层储集性能的主要因素。研究表明,储集层的岩石学特征为:成分成熟度高、填隙物含量高、填隙物结构以胶结物-杂基混合填隙为主、富含塑性易变形岩屑、分选中-好、磨圆中—好、结构成熟度中等。孔隙类型以次生溶孔最为发育,微孔-中孔是主要油气储集空间。成岩作用对储层的影响有利有弊,压实与胶结作用使原生孔隙几乎丧失殆尽,溶蚀作用所形成的次生孔隙改善了砂岩储层的孔渗性。

复杂螺旋面包络铣刀位轨迹仿真方法

针对复杂螺旋曲面加工误差问题,开展了对其空间包络铣刀位轨迹算法的研究。研究中采用计算机仿真的数值计算方法,将加工过程中刀具-工件的动态啮合关系通过时间离散和空间离散转换成一个空间几何问题,通过建立刀具回转面与工件螺旋面的空间三维模型,并推导实现刀具-工件啮合关系的坐标转换矩阵,并将刀具与工件两曲面的最小有向距离的求解转变为一个二维问题,最终建立了刀位轨迹仿真算法,获得了编制数控代码的参数信息。试样加工结果表明,利用该方法得到刀位轨迹参数进而编制的数控加工程序,能够加工出满足精度要求的螺旋面。同时也分析了加工廓形误差分布及其影响因素。

鄂尔多斯盆地苏里格气田南区产水气井合理产量研究

合理产量是气田开发的重要参数,也是产水气井配产的重要依据。裂缝发育的岩溶型有水气藏是已开发气藏中最复杂的类型之一,在气藏开发过程中,随着地层压力降低,边、底水快速侵入,准确计算气井合理产量尤为困难。针对这一问题,基于渗流力学基本理论,结合Fevang气水两相拟压力表达式,推导产气、产水方程;并结合气水两相相对渗透率经验公式、水驱气藏物质平衡方程,建立产水气井地层压力预测模型,通过拟合产气量和产水量数据,求取气井地层压力。进而基于产水气井一点法产能预测、气液两相管流压降及气井临界携液理论,应用节点系统分析,建立产水气井合理产量计算新方法。现场应用结果表明:(1)产水气井地层压力预测模型计算的地层压力与实测地层压力一致;(2)产水气井合理产量计算新方法指导气井生产,可有效控制气井水侵速度,减少井筒积液,保持气井平稳生产。

IMC-80BH型气井缓蚀剂应用效果评价

通过气井井筒腐蚀检测发现,靖边气田产水量较大的气井井筒腐蚀较为严重,个别气井油管出现了腐蚀穿孔、断脱等现象。井筒定期加注缓蚀剂具有效果好、易操作、费用低等特点,是气田最常用的防腐措施。为减缓靖边气田该类气井井筒腐蚀,延长井下管柱寿命,在对13种不同类型缓蚀剂进行室内评价和筛选的基础上,对优选出的IMC-80BH型缓蚀剂在现场开展了推广应用。本文介绍了该型缓蚀剂现场评价的方式及效果,现场评价试验结果表明:IMC-80BH型缓蚀剂能够有效抑制产水气井井筒的局部及整体腐蚀程度,缓蚀性能较好。

靖边南上古生界储层特征及优质储层主控因素分析

靖边南区块位于靖边气田南部,其显著特点是上、下古生界复合含气。上古生界含气层系有石盒子组盒8段、山西组山1、山2段和本溪组,其中以盒8段、山2段为主力含气层段。由于该区上古生界仍处于开发评价阶段,对其砂岩储层基本特征及主要控制因素认识不甚清楚,严重制约了该区上古生界规模开发的进程。通过岩心、铸体薄片、粒度分析、扫描电镜、毛管压力分析等分析测试手段,从成岩作用和成岩相角度,探讨了靖边南区块上古生界盒8、山2段致密砂岩储层的主要控制因素,认为:(1)该区上古生界储层总体表现为低孔低渗,但局部存在较高渗透性储层形成大面积含气有利区;(2)首次对各种成岩作用与孔隙演化关系进行了定量分析,认为压实作用对盒8储层孔隙影响大于山西组储层,而胶结作用导致的孔隙减少则是山西组大于盒8段储层;溶蚀作用在增加孔隙方面以盒8段储层最高;(3)靖边南区块上古生界储层物性受沉积环境、成岩作用影响,储层非均质性较强,但广泛存在的高角度裂缝与水平缝共同构成的裂缝体系与叠置高渗砂体相匹配,有利于天然气富集成藏。

贺兰山汝箕沟玄武岩地球化学特征及其地质意义

贺兰山汝箕沟地区上三叠统延长组顶部发育一套基性火山岩，为我们探讨贺兰山地区晚三叠世的构造属性提供了重要依据。该套火山岩为一套拉斑玄武岩，主量元素以相对富Na2O（1．29％-3．66％）、贫K2O（〈1％）和低Mg#（43％-58％）为特征。稀土元素总含量较低（65．13×10-6-94．52×10-6），（La／Yb）N=3．46—4．71，为轻稀土富集型。富集Cs、Rb、Ba等大离子亲石元素和高场强元素，结合构造环境判别图解，该套火山岩形成于陆内裂谷环境。岩浆喷溢时间晚于盆地裂陷沉积时间，具被动裂谷性质。综合分析表明，汝箕沟玄武岩岩浆是拉张作用下岩石圈地幔尖晶石二辉橄榄岩与石榴石二辉橄榄岩过渡区域部分熔融的产物，并经历了一定程度的橄榄岩、单斜辉石的结晶分异，表明晚三叠世一早侏罗世阿拉善地块与东部华北板块之间曾经历过一次伸展裂解事件。

神经网络法在气井产能预测中的应用

气井产能预测是气藏工程研究中一项非常重要的工作和任务 ,它是编制气田开发规划部署、进行开发方案设计、开发动态分析、气井配产及开发方案调整的重要内容。文章以神经网络理论为基础 ,建立了以神经网络法进行气井产能预测的基本模型 ,通过对长庆气田数十口天然气井的实际应用 ,表明这种方法实用。