苏里格气田低成本排水采气技术研究及规模应用

苏里格气田生烃强度弱,喉道半径小,含水饱和度高(35%~42%),烃类气体对储层原生水排驱不彻底,形成成藏滞留水,气水同层,排水采气须贯穿气田开发过程始终。随着开发时间延长,气井产量降低、携液困难,低产低效井占比达到69.5%,针对目前工艺现状,通过开展泡排精细化研究、柱塞融合及简化优化、速度管柱+柱塞一体化探索、自动化智能化排采攻关等措施,建立完善低成本排水采气技术系列并规模应用,最终达到措施综合成本降低、效果稳中有升、整体产出投入比提高的目的。

基于常规测井和成像测井的致密储层裂缝识别方法——以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例

测井技术在常规储层裂缝识别和分析中应用广泛,但在致密储层裂缝识别方面应用较少。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组致密储层为研究对象,应用常规测井和成像测井方法对致密储层裂缝进行了识别和定量表征,系统总结了常规测井和成像测井裂缝的识别特征,并将上下"甜点"体裂缝发育情况进行了对比。结果显示,孔隙度测井对裂缝响应较好,电阻率测井对裂缝响应一般,岩性测井对裂缝响应最不明显;在裂缝发育较多的层段,自然伽马值多高于70 API,浅探测电阻率一般小于80Ω·m,岩层体积密度小于2.43 g/cm^3,中子孔隙度大于28%,声波时差大于246μs/m。成像测井对不同的填充物响应特征不同,根据不同地质结构的成像测井特征,划分出块状、条带状、线状等多种成像测井模式。芦草沟组致密储层上下"甜点"体裂缝倾向分布一致、力学成因相似、相对线密度相差不大,但下"甜点"体裂缝宽度较大,部分层段裂缝集中程度相对较高,该认识对于致密储层裂缝的测井识别和定量评价具有重要意义。

页岩气藏超压演化过程:来自四川盆地南部五峰组-龙马溪组裂缝流体包裹体的证据

四川盆地南部(以下简称川南地区)上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气藏普遍存在着超压现象,部分井页岩地层压力系数远高于1.50,目前对于该区页岩气藏压力演化的过程认识尚不清楚。为了揭示该区五峰组—龙马溪组页岩气藏超压的形成机制与演化过程,以川南地区泸州、威远两地典型井页岩裂缝复合脉体样品为研究对象,通过薄片分析、阴极发光扫描电镜观察,明确裂缝复合脉体胶结物的充填期次,开展不同期次裂缝脉体矿物中包裹体测温和激光拉曼分析,结合埋藏史—地热史研究成果,揭示了不同期次裂缝的开启时间,进而探讨了其与页岩气藏超压演化过程的关系。研究结果表明:①研究区典型井页岩裂缝中主要存在着两期脉体充填,第一期脉体主要分布在裂缝壁,矿物颗粒较小,脉体中流体包裹体均一温度与主生气期温度相符,表明第一期裂缝开启过程与生烃增压作用有关,第二期裂缝脉体主要分布在裂缝中部,矿物颗粒较大,脉体中流体包裹体温度范围较广,与抬升过程地层温度相符,指示第二期裂缝开启过程与构造抬升泄压有关;②研究区页岩最大埋深前甲烷包裹体捕获压力介于103.06~139.82 MPa、压力系数介于2.05~2.50,储层抬升过程中甲烷包裹体捕获压力介于101.32~127.73 MPa、压力系数介于1.89~2.18;③页岩气藏超压来自液态烃裂解生气增压作用,抬升阶段是持续泄压的过程。结论认为,川南地区五峰组—龙马溪组页岩气藏具有良好的保存条件,现今仍能保持较高的压力系数。

柱塞气举动态监测技术优化效果分析与评价

柱塞排水采气工艺具有举液效率高,生产成本低,绿色环保等优点,是气田应用广泛的一种排水采气工艺措施。随着逐年推广应用,柱塞井管理难度随之增大。针对柱塞井多依赖人工判识、工况评价手段单一、柱塞运行过程中的关键参数难获得等问题,引入柱塞气举动态检测技术,利用高精度传感器获得柱塞即时运行参数,建立新的柱塞运行制度优化模型,优化柱塞运行周期。现场应用效果表明,柱塞气举动态监测技术可提高气井排水采气效率,具备较好的推广价值。

川南地区泸州区块五峰组—龙马溪组页岩裂缝脉体中甲烷包裹体分析及古温压恢复

页岩储层中甲烷包裹体的古温压恢复可为页岩气超压的形成演化和页岩气富集机理研究提供重要的地质依据。通过对四川盆地泸州区块五峰组—龙马溪组页岩裂缝脉体岩相学研究发现,裂缝主要被石英和方解石充填,且石英普遍早于方解石胶结。石英脉体中发现高密度甲烷包裹体,表明裂缝的形成以及石英脉体的胶结发生在页岩产气阶段,裂缝的开启可能与生气阶段造成的孔隙流体压力上升相关。利用甲烷包裹体的甲烷拉曼散射峰v1(2909.97~2914.23 cm-1)计算得到甲烷包裹体密度为0.277~0.305 g/cm-3,与甲烷包裹体共生的气—液两相盐水包裹体的均一温度为242℃~258℃(L201井)和175℃~206℃(H202井)。利用CH4体系的状态方程计算得到高密度纯甲烷包裹体捕获压力为128~169 MPa,对应的压力系数达到1.86~2.65,具有强超压特征。泸州区块页岩气田中高密度甲烷包裹体的发现及其形成时的异常高压和较高的温度,指示了五峰组—龙马溪组页岩在达到最大埋深之前(即构造抬升之前或构造抬升初期)已经处于异常高压状态,这一发现为进一步开展裂缝形成机制及其对页岩气的保存和富集的影响研究提供了重要启示。

鄂尔多斯盆地南部延长组长6、长7和长8段致密油资源评价

鄂尔多斯盆地内致密油资源潜力不清,资源分布不明,制约了鄂尔多斯盆地致密油的勘探开发。以鄂尔多斯盆地南部长6、长7和长8段致密油为研究对象,运用小面元容积法和分级资源丰度法2种方法对研究区致密油资源量进行了资源评价,从烃源岩特征、沉积相—储层特征和成藏特征系统分析了鄂尔多斯盆地南部长6、长7和长8段致密油的特征。小面元容积法评价得到长6、长7和长8段致密油资源量分别为12.24×10~8,8.42×10~8,9.60×10~8t,分级资源丰度类比法评价得到长6、长7和长8段致密油资源量分别为12. 13×10~8,9. 00×10~8,9. 50×10~8t。高丰度区主要分布在樊学、新安边、吴仓堡、义正、张家湾—高哨和直罗—富县等地区。评价结果为鄂尔多斯盆地致密油的勘探与开发提供指导。

苏54区块水平井采出程度评价及增产措施研究

苏54区块水平井整体开发区砂体纵向多期叠置,多层系含气且平面展布变化快,单井产量差别较大,为低孔低渗致密砂岩气藏。研究区内水平井生产动态集中体现为单井压力下降快,日产气量递减率高,普遍积液严重,导致该研究区水平井采出程度小,气井动用程度低。为了进一步开采该研究区的剩余储量,本文综合控制储量、动储量及预测累气产量计算,对研究区的剩余储量采出程度进行了评价,结果表明研究区水平井动储量采出程度和最终井均采出程度仅为50.01%、48.81%,可利用的储量空间还有很大。开发对策从两方面入手,已动用区域储量,由查层补孔、井网加密、老井侧钻及排水采气等工艺举措牵头,未动用区域储量则以富集区优选、井网井型优化及储层改造技术优化为主线,双管齐下,为后期提升该区域的整体开发程度提供依据。