普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术

中国石化已在四川盆地成功开发了普光和元坝两大高含硫气田,但进入“十四五”以来气田开发进入稳产中后期,面临水侵及硫沉积日益严重、剩余气分布复杂、部分气井油压接近外输压力等新问题。为实现气田稳产和提高天然气采收率,以普光高含硫碳酸岩盐气田为例(以下简称普光气田),对气田开发调整的关键技术及方法进行了系统研究,梳理了储层精细表征及建模、剩余气精细表征与挖潜、控水、控硫、增压开采等5个方面形成的关键技术。研究结果表明:①揭示了礁滩相碳酸盐岩储层不同储集空间类型的孔-渗特征,形成了“相控+震控”储层精细建模技术,精细表征了储层非均质性空间展布;②建立了普光气田5种类型剩余气分布模式,确定了普光气田储层非均质性控制纯气区剩余气分布,受井网完善程度和高渗条带分布控制,水侵区剩余气分布呈现小零散特征,形成了不同类型剩余气挖潜技术;③提出了普光气田采取“高部位控产、低部位排堵结合”的控水治水对策,实现水侵前缘均匀推进;④明确了储层硫沉积主要发生在近井地带(小于6 m),可导致渗透率最大下降70%~80%(表皮增大6.5~12倍),实验证实了重复酸压治硫效果好于注入溶硫剂;⑤建立了考虑产水及硫沉积的气井多相渗流产能评价方法,确定了气田增压潜力、增压幅度、增压时机及增压方式。结论认为,普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术的实施,确保了气田自“十四五”以来稳产目标的实现,研究成果对我国高含硫气田开发调整具有重要的指导和借鉴意义。

普光气田产水气井产能变化规律

随着有水气藏开发的不断进行,水区地层水向气区推进至生产气井井底时,由于储层含水饱和度升高导致气相相对渗透率降低,气相受伤害程度越大,气井产能下降幅度越大,严重影响气井正常生产。四川盆地普光气田主力层位下三叠统飞仙关组气藏生产动态显示气藏水体较活跃,随着地层压力不断下降,气藏边部先后5口气井见水,严重影响气藏产能。常规气井产能公式由于没有考虑产水造成的附加压降,导致产水气井产能的计算结果精度较低。以气井常规产能方程为基础,引入由生产井附近含水饱和度上升所产生的等效表皮系数Sb,修正气井产能公式中的原始表皮系数S,通过联立水气比、含水率,结合实测相渗曲线,利用气井水气比求解产水气井产能方程,实现有水气井产能实时确定,计算结果符合率超过90%;进一步通过统计产水气井水气比随时间上升规律,归纳出不同储层物性条件下,产水气井的产能变化规律,对类似气藏产水气井产能的预测具有参考作用。

四川盆地普光气田须家河组四段储集层特征

随着普光气田海相地层天然气勘探的逐步深入,在陆相地层也发现有较多的天然气显示。通过岩心、薄片及测井资料的综合分析,对上三叠统须家河组四段储集层特征进行了探讨。认为该组储集岩类主要为辫状河三角洲沉积的岩屑砂岩,其次为长石岩屑砂岩,储集空间以次生粒间孔为主,次为剩余原生孔隙;压实作用和胶结作用是破坏储集层储集性能的主要因素,而溶蚀作用对储集层储集性能起到改善作用。水下分流河道和河口坝是储集性能较好的沉积微相,其次为分流河道微相,是下一步勘探开发的重点目标。

江苏西园油田阜宁组储层沉积微相分析

在对油气储层进行描述和评价过程中,油气储层在地下的空间展布及其属性的分布特征一直是研究重点,而储层的物性主要受沉积相和成岩作用的控制。通过对西园岩心、测井资料、分析化验资料以及单井沉积相分析,认为研究区阜宁组为湖平面不断上升的湖泊沉积环境,共识别出7个微相。

EILOG补偿声波测井仪应用中异常情况探讨

传统的单发单收声系或单发双收受井径变化影响较大,而后期开发的双发双收声系则对井眼补偿作用较好。EILOG补偿声波测井仪采用双发双收原理,可有效消除井眼变化的影响,在恶劣井眼条件下采地层声波速度资料。由于此仪器在国内应用广泛,所以对它在测井中异常情况的有效认识及有力排除对今后EILOG补偿声波测井仪在国内的正常使用有重要意义。本文从地区区域地质情况,井中情况,仪器自身情况出发,讨论的异常点主要有3点：1.裂缝发育的地层引起周波跳跃;2.声波在进入已经用水泥固结的表层套管时有时会卡不住首波;3.仪器的技术缺陷导致声波窜波.

EILog高分辨率双侧向测井仪野外常见问题及处理

双侧向电阻率测井是用一个两根长短不同的电极来测量原状地层电阻率和井壁周边冲洗带电阻率。EILOG高分辨率双侧向测井仪基于传统双侧向测井仪而重新设计电极系,将纵向分辨率由原来的0.7 m提高到0.4 m。其性能稳定,一致性、重复性好,测井实效高,在国内应用广泛。所以对其野外异常情况的有效认识及有力排除对EILOG高分辨率双侧向测井仪今后在国内的正常使用有重要意义。文章主要就一些地区EILOG高分辨率双侧向测井仪所遇到的两类异常做出讨论:1)其组合上自然电位的异常处理;2)侧向曲线异常处理。而其中较为难处理的为自然电位正弦波现象和侧向曲线"双轨"现象。

基于裂缝模型的水平井方位优化——以A气藏为例

在油气田开发过程中,对于低渗、致密的储层,水平井井眼方位需要考虑的因素复杂。为了搞清水平井最优方位,本文针对水平井与最大主应力夹角对最终产能的影响,使用基于天然裂缝和人工裂缝一体化模型的水平井方位优化方法,开展离散裂缝网络模型构建、压裂缝动态模拟、产能评价等工作,模拟5种不同水平井方位的产能潜力,进而优选最优水平井方位。结果表明走向与水平最大主应力方向一致、高角度天然裂缝更容易受到压裂改造;天然裂缝发育的区域,当水平井段与水平最大主应力夹角为75°时,压裂对储层的改造作用最大、最终产能最高。此成果为后期同类型油气藏水平井方位部署提供了合理建议,对促进水平井高效开发具有指导意义。

MWD与GIR随钻测井组合仪的原理及其应用

随钻测井相对于电缆测井更有优势,它可以消除井眼环境和泥浆滤液的侵入的影响,更真实地反映原状地层的地质特征。自主研发的成套随钻测井仪已经开始投入使用,现在比较常用的是用MWD与GIR随钻组合仪进行测井,它能够快速直接识别地层,从而准确指导钻井的方向,提高钻井效率,比单独的MWD测量更为准确。随着随钻测井在国内的逐步发展和应用,其优势也越来越明显。

普光气田飞仙关组滩相储层孔隙类型、孔喉半径及渗透率模型

普光气田深层滩相储层孔隙类型多样、孔隙结构复杂、孔渗相关性差,造成渗透率解释及开发地质评价的困难。基于大量岩心薄片、物性及压汞实验分析,明确飞仙关组主要发育粒间孔、复合孔及粒内孔,粒间孔的孔渗相关性好,复合孔及粒内孔差。优选中值孔喉半径作为孔隙结构评价的参数,明确粒间孔隙的中值孔喉半径与渗透率相关性最好。引入储层品质指数,建立粒间孔储层的渗透率与孔隙度、中值孔喉半径的关系模型,结果验证解释渗透率与实测渗透率相关性好;并进一步明确该模型不适合复合孔及粒内孔储层的物性解释。该认识对飞仙关组储层测井渗透率解释、储层评价及渗流能力评价提供有价值的支撑。

普光气田裂缝-孔隙型储层气藏水侵识别标准的建立

本文充分应用普光气田现场生产、监测数据,统计分析气井见水前后压力、流体性质、监测特征曲线的变化及敏感程度,同时通过物质平衡方程推导变换,利用生产指示曲线、无因次压力与采出程度曲线、视地质储量曲线进行气藏水侵识别,建立起普光气田裂缝-孔隙型储层气藏水侵识别标准,现场实践证明效果显著。