川南深层页岩气开发实践与面临的挑战

深层页岩气资源量丰富,开发潜力巨大,但工程地质条件相对略差,效益开发难度较大。为支撑深层页岩气的效益开发,以四川盆地南部地区威荣和永川气田的开发实践为例,针对深层页岩气构造复杂、断缝发育、优质储层薄、产量递减快、最终可采储量低等难点,以“布好井、打好井、管好井”为目标,在气藏精细描述、渗流实验等研究基础上,采用地球物理—地质建模—压裂模拟—数值模拟一体化方法,形成了以地质甜点评价与预测技术、复杂构造区井网优化设计技术、“四位一体”钻井跟踪保障技术和全生命周期生产精细管控技术为核心的开发关键技术体系。同时,根据开发中暴露出的问题,梳理总结了在“构造—断裂—应力场”耦合机理、小—微尺度裂缝精细刻画、开发技术政策优化等方面的难点,提出了持续攻关的方向。研究认为:①深层页岩孔隙度、含气量等地质参数与中深层基本相当,但工程参数更复杂,具有地应力高、水平应力差高和破裂压力高的特征,改造难度大;②深层页岩气已在甜点评价与预测、建模—数模一体化技术和精细生产管理等方面形成了关键配套技术,取得了较好的开发效果;③目前深层页岩气主要面临套变、压窜、最终可采储量不达标等方面的难题,需要持续深化地质精细评价、流体运移规律和建模—数模一体化等技术攻关。

致密砂岩储层孔隙结构特征及其对开发的影响

致密砂岩孔隙结构特征是致密油气地质评价的核心研究工作。通过铸体薄片、X-射线衍射、扫描电镜、常规压汞、恒速压汞及气水相相对渗透率等多种实验分析手段,研究了川西中江气田沙溪庙组致密砂岩孔隙结构特征,探讨了孔隙结构差异性成因,并分析孔隙结构对开发的影响。研究表明,中江气田沙溪庙组致密储层岩石类型以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主;储层物性受原生矿物组合与成岩演化过程及其产物的影响,其中,石英对储层的渗透率贡献相对明显,对孔隙度影响不明显,黏土矿物、方解石都对孔隙度和渗透率影响明显,均呈负相关;在孔隙结构参数中,孔喉组合关系、喉道大小决定储层渗流能力,以大孔喉对储层渗透能力的贡献最大;孔隙结构对产能及气井生产特征影响明显,孔隙结构均质性越好所对应的气井产能及平均日产气就越高。研究成果对于深入理解致密砂岩孔隙结构及气井开发效果差异性具有重要的理论意义,能为气藏合理开发及评价提供科学依据。

超深、高含硫底水气藏动态分析技术——以四川盆地元坝气田长兴组生物礁气藏为例

四川盆地元坝气田上二叠统长兴组生物礁气藏(以下简称为元坝长兴组气藏)为高含硫、局部存在底水的条带状生物礁气藏,储层非均质性强、气水关系复杂,常规的动态分析技术并不完全适用。为此,通过在该气藏开展井筒压力折算、动态产能评价、动态法储量评价以及水侵早期识别与水侵动态评价等研究,落实了气井产能、动态法储量以及水侵动态等关键问题。研究结果表明:①所建立的井筒压力折算模型计算的压力误差小于1%,温度误差小于5%,满足现场要求;②建立了考虑硫沉积的稳态产能方程及一点法产能公式,在开发中期,对气井产能进行动态评价以指导气井的优化配产及气藏合理采速的确定;③建立了单井动态法储量评价图版,并针对同一连通单元内的气井,建立"虚拟井"以计算区域内动态法储量,并形成了相应动态法储量评价技术,平均单井动态储量为24.55×108m3;④综合考虑高含硫、双重介质、底水等因素,建立了气藏非稳态水侵量计算模型,并形成了生物礁底水气藏水侵动态评价技术;⑤该气藏目前水侵量整体较小,地层水相对不活跃,水体能量为弱—中等。结论认为,所取得的研究成果不仅为元坝长兴组气藏的高效开发提供了有力支撑,还可以为其他同类型气藏提供借鉴。

通南巴构造带飞三段储层主控因素探讨

通南巴构造带飞三段鲕粒滩储层发育,属低孔低渗致密灰岩储层。利用测井、岩芯以及薄片等资料,从构造作用、沉积作用以及成岩作用等多方面探讨了该区飞三段鲕滩储层的主控因素。研究结果表明:飞仙关组三段鲕滩储层主要受沉积相、微古地貌、构造活动、成岩作用及多因素匹配等制约。台内滩滩核微相是鲕粒滩储层发育的先决条件;微古地貌高地为优质的鲕粒滩储层的形成和发育提供了必要的物质基础;颗粒滩暴露遭受大气淡水淋滤改造作用的强弱与改造时间长短是优质鲕滩储层形成的关键;构造破裂作用为储层孔、洞的沟通提供了桥梁,改善了储集体渗流能力;多因素匹配好则可形成优质储层。

河坝场构造飞三段气藏储层应力敏感性评价

川东北地区河坝场构造发现的飞仙关组飞三段气藏地层压力系数为2.28,属特高异常应力范畴。为此,采用耐高温高压的实验测试设备对河坝1井、河坝2井的15块岩样进行了覆压孔渗测试,进行了不同有效应力、净围压及裂缝、不同压差的储层应力敏感性实验分析,对河坝区块异常高压气藏储层应力敏感性进行评价。结果表明,孔隙度应力敏感性较弱,渗透率敏感程度为中等偏强,孔隙压缩系数敏感性强;孔隙度应力敏感伤害后可恢复程度高,渗透率应力敏感伤害后可恢复程度低;压差对孔隙度应力敏感性弱,对渗透率应力敏感性强。分析不同有效压力条件下的储层岩石孔隙度和渗透率变化特征,为储层评价和开发设计提供了基础依据。

川西坳陷低渗砂岩气藏剩余气类型及分布研究

剩余气的研究有助于气藏后期开发调整部署 ,进一步改善气藏的开发效果。文章以川西坳陷新场气田Jp2 气藏为例 ,采用构造研究、沉积微相展布分析、细分小层储量评价、动态监测、数值模拟等综合研究方法对气藏各气层储量动用状况和剩余气成因类型及分布状况开展了研究 ,并提出了剩余气的开发对策 ,为气藏下一步调整部署和挖潜提供了依据。

深层页岩气井产能的主要影响因素——以四川盆地南部永川区块为例

影响深层页岩气井产能的地质和工程因素众多,明确主要的影响因素对于深层页岩气的高效开发具有重要的意义。为此,以四川盆地南部永川地区8口水平井为样本,采用灰色关联分析法研究地质、钻井、压裂、生产等4个方面的19个参数与气井产能的关联度,明确了主要的影响因素,并建立了无量纲产能评价指标(QI)与无阻流量的关系式,进而针对永川区块南区和北区分别提出了提高页岩气单井产能的建议。研究结果表明:①裂缝发育程度、Ⅰ类储层钻遇率、水平段长度、埋深、单段液量、加砂强度、压力系数、总有机碳含量和脆性指数等9个因素对气井产能起到了主要的控制作用;②所建立的QI与气井无阻流量的关系模型,可实现对气井产能的快速评价;③建议在永川区块南区加强钻井的跟踪监测以提高优质储层的钻遇率,在北区则加强对压裂工艺的攻关,提升储层改造的效果以实现气井产能的突破。结论认为,该研究成果对于研究区的井位部署和压裂参数优化具有一定的指导意义。

川西地区致密砂岩气藏开采规律——以新场气田沙溪庙组J_(2)s_(2)气藏为例

四川盆地西部(以下简称川西地区)致密砂岩气藏储层复杂多样,且平面非均质性强,气井自然产能低,气藏开采难度大。新场气田中侏罗统沙溪庙组气藏是该区建产规模最大、稳产年限最长的致密砂岩气藏,总结其开采规律,找到有效提高致密砂岩气藏采收率的开发模式具有重大的意义。为此,以该气藏为例,首先分析了应力敏感性及气水相渗曲线特征对气井产能的影响,然后基于三维精细建模、数值模拟及动态分析技术,对储量分布规律、井网优化、产量递减规律进行研究,针对多层叠置、气水关系复杂的致密砂岩气藏形成了独特的开发模式。研究结果表明:①采用水平井、多层合采的立体开发技术,利用井型及开采层位的互补,有效动用储量,全方位优化井网,可以提高气藏采收率13%;②对于Ⅰ类储量区中有效厚度大于等于23 m,有效渗透率大于等于0.1 mD,含水饱和度小于等于50%的厚层、中低含水饱和度储层,适宜于以直井为主的低配产、长稳产期的阶梯递减型开发模式;③对于Ⅱ类储量区中有效厚度介于16~20 m,有效渗透率大于等于0.15 mD,含水饱和度小于等于54%的中厚、中含水饱和度储层,适宜于以水平井为主的中配产、短稳产期的稳产递减型开发模式;④对于Ⅲ类储量区中有效厚度介于10~16 m,有效渗透率大于等于0.20 mD,含水饱和度小于等于58%的薄层、高含水饱和度储层,适宜于以水平井为主的高配产、无稳产的投产递减型开发模式。

一种处理反常系统试井资料的实用方法

在现场实际工作中,有的系统试井资料由于各种原因而出现反常情况。本文针对新疆莫北2凝析气藏系统试井测试资料反常情况介绍了一种通过二项式拟合、规划求解来修正井底流压的处理反常系统试井资料的方法。

元坝长兴组气藏一点法产能方程的建立

气井产能方程是认识气井生产规律和分析预测气藏动态的重要依据,是确定合理的气井产量或气藏产量的基础。元坝长兴组气藏已完成测试25口井(35个层),但大多数井为一点法测试,且部分系统测试资料异常;计算无阻流量时,主要借用陈元千一点法和川东北一点法进行计算。通过对长兴组气藏部分异常测试资料的校正处理,利用建立的二项式产能方程,求取了各井的一点法产能方程系数;并根据无阻流量情况对一点法产能方程系数的分类统计,推导出该气藏的一点法公式,其计算结果较其他一点法更接近二项式计算结果。

川西洛带气田上侏罗统遂宁组有效砂体特征与形成机理

为了明确三角洲前缘—湖泊沉积体系砂体特征与形成机理,奠定气田开发中后期综合调整的基础。以四川盆地川西坳陷洛带气田上侏罗统遂宁组测井、录井、岩心观察及铸体薄片等资料为研究对象,系统分析了沉积相、成岩作用,刻画了有效砂体空间展布特征,明确了有效砂体的形成机理。研究结果表明:①区域沉积环境为进积型三角洲前缘,因受水动力的影响,平面上分流河道频繁改道,横向变化快,纵向上砂泥岩频繁互层,纵向两套砂体叠置程度高,呈毯状分布,总体呈北西—南东向,单砂体较薄,但累计厚度较大,有效砂体占比较高;②砂体的形成受其沉积环境的控制和成岩作用的改造;③在水动力作用较强的水下分流河道、河口坝与湖浪交互作用的区域,沉积物分选好,岩石颗粒相对较粗,有效砂体发育;④压实作用导致岩石原始孔隙大幅度减小,石英加大,方解石以胶结作用方式出现,进一步缩小了孔隙空间,加剧了岩石的致密化程度;⑤不稳定矿物及部分岩屑的溶蚀使其孔渗条件得以改善,砂泥互层变化大,分流河道与河口坝或远砂坝沉积相变带是最有利的成岩微裂缝发育区域,成岩微裂缝进一步提高了有效砂体的储集和渗流能力。

川南深层页岩气超临界吸附解吸附特征研究

页岩气吸附量主要受埋深、矿物成分、温度、压力等因素的影响,川南页岩气具有埋深大、高温、高压的特点,明确这类页岩储层超临界状态的吸附解吸附特征对于落实气藏储产量意义重大。综合采用室内物理模拟实验和分子动力学模拟相结合的方法,构建并优选了伊利石+干酪根复合表征模型,拓展建立了川南深层页岩气全域吸附量多元预测模型,明确了气藏的吸附解吸附特征。实验分析结果表明:随着地层压力的增加,吸附量逐渐增加,压力高于15 MPa后吸附量增幅逐步变缓;气藏原始条件下吸附气量占总气量体积的20%~25%;地层压力降至20 MPa时自由气采出程度约70%~90%,吸附气采出程度约25%~40%。

川南深层页岩气藏支撑与自支撑裂缝导流能力对比

为研究页岩储层压裂后所形成裂缝的导流能力变化规律,对两种类型(剪切自支撑型、单层支撑型)页岩压裂裂缝导流能力进行测试,并对比分析了二者差异,结果表明:①研究区储层裂缝滑移量在4 mm以内,随着滑移量的增大,自支撑裂缝的导流能力逐渐增大;②自支撑裂缝与单层支撑裂缝导流能力数值上在同一个数量级,高闭合应力下,自支撑裂缝仍可为产能做出一定贡献;③剪切自支撑、单层支撑型裂缝导流能力和压力的关系均与Walsh理论存在着一定的偏差,该偏差反映了自支撑点破碎、支撑剂嵌入和破碎等的影响,且剪切自支撑的变化相对较小。研究结果对于页岩气压裂工艺优选、参数优化以及页岩气产能的预测方面具有一定理论指导意义。

川西须家河组第二段深层致密气藏多层合采井产量递减劈分模型

开展深层致密气藏气井产量递减模型研究,探索多层合采井产量劈分方法。通过对川西地区上三叠统须家河组第二段气井开展递减模型诊断,明确了深层致密气藏单层井产量递减遵循Arps递减模型且多层合采井产量递减出现“拐点效应”,同时递减指数普遍大于1的特征;进而以Arps递减模型为基础,建立了深层致密气藏多层合采井产量劈分数学模型;理论推导表明,新模型具有“产量加权”“瞬时递减率”“瞬时递减指数”三大效应,满足四大守恒方程;在此基础上,利用四大守恒方程建立了最优化模型参数求解方法。将新模型应用于开发实践,一方面可以利用“拐点效应”进行气井多层合采状态判别与正演气井产量递减响应特征分析,另一方面可有效劈分多层合采井各产层段的产量。

煤层气藏物质平衡方程式的推导及储量计算方法

本文从物质平衡原理出发,依据煤层气藏储层特征,在综合考虑多种因素的情况下,系统全面地对煤层气藏物质平衡方程式进行推导,并提出了两种简单易行求解此类物质平衡方程式的线性化方法,最后通过实例对方法进行了对比分析。

影响低渗致密砂岩气藏储量级别的因素分析

川西地区目前已投入开发的侏罗系气藏 ,大多属低渗致密砂岩气藏。该类气藏的典型特征是 :储层孔隙结构复杂 ,储层孔隙度与渗透率较低 ,储层非均质性极强 ;气藏自然产能低且差异大 ,气井一般需要经加砂压裂工艺后才能投产。截止到“九五”末期 ,川西侏罗系累计获得天然气探明储量 6 92 2 1× 10 8m3,动用储量约 35 0× 10 8m3,还有相当数量的储量未动用。而未动用储量的开发直接影响到整个川西侏罗系气藏的后期开发调整 ,导致这类气藏开发效果不佳的重要原因是 ,未能准确预测砂体的分布区域 ,特别是高储量丰度的分布区域。文章针对川西侏罗系气藏低渗致密的特点 ,结合动静态资料 ,采用相关性、聚类和逐步回归分析方法 ,在储层评价的基础上分析影响该类气藏储量级别的因素 ,并划分了储量级别 :I、II、III类储量 ,为川西侏罗系气藏的开发提供了重要的技术支撑 ,同时对同类气藏的开发具有一定的借鉴作用。

水平与微倾斜两相段塞流中持液率计算新方法

一种新的计算水平管与小角度倾斜管中段塞流持液率经验关系式 ,该关系式是混合物速度、液体粘度和倾斜管倾角的函数。该经验式是基于水平管流中 316个测试数据和倾斜管流中 10 7个数据点而提出的 ,倾斜管流倾角 (以水平面为准 )的变化范围为 - 10℃～ 9℃。根据现有的测试数据和其它方面的数据进行检验 。