深层页岩天然裂缝群发育下缝网压裂优化方法——以川南地区LH-7井为例

川南地区深层页岩气区块天然裂缝发育情况变化较大,压裂期间容易发生滤失严重、井间压窜等现象,对页岩气井缝网压裂效果存在显著影响。开展深层页岩地层天然裂缝群影响下的压裂缝网扩展模拟,并根据天然裂缝群特征针对性地进行缝网压裂参数优化,减少天然裂缝群造成的不利影响,有助于改善压裂效果,降低施工风险,提高气井最终采收率。文中构建了深层页岩天然裂缝群发育下的压裂缝网扩展模型,以川南地区LH-7井为例,绘制了天然裂缝群发育井段压裂优化设计系列图版,提出了裂缝发育井段压裂参数优化设计流程。该井采用压裂液变黏变排量缝网压裂设计,压裂液总量增多0.75%,缝网体积扩大14%,缝网建造效率提高13%,优化效果显著。

长宁和泸州地区构造变形差异性及其对页岩气保存的影响

长宁和泸州地区是四川盆地南部页岩气勘探的重点区块,分别位于盆—山结构的不同部位,其自元古代以来遭受多期构造改造作用,构造变形特征复杂。通过对研究区龙马溪组底界构造的精细地震解释和岩心裂缝统计分析,对比了长宁和泸州地区的构造变形特征和多尺度断层、裂缝发育特征的差异性,恢复了古生界以来的构造演化过程,为页岩气保存条件评价提供了依据。研究表明:长宁地区构造样式以断层传播褶皱为主,主要构造变形时期为燕山晚期,并在喜山期遭受大规模抬升剥蚀;泸州地区为典型隔档式褶皱,主要构造变形时期为燕山早期,构造形迹在喜山期受到一定改造。泸州地区变形强度总体低于长宁地区,其断层级次和裂缝发育程度较低,页岩气保存条件较好。上述结果丰富了页岩气保存条件的理论研究,为下一步四川盆地页岩气开发提供了帮助。

海陆过渡相页岩储层合层开采数值模拟研究

由于沉积环境的不同,海陆过渡相页岩与海相页岩存在较大差异。基于鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩储层的特点,建立了纵向多岩性叠置储层水平井产能数值模型,分析了不同岩性组合模式下的气井单段生产动态特征,研究了煤层渗透率、储层叠置关系等关键参数以及生产制度对生产特征的影响。研究结果表明:①富煤型页岩储层合层开采初期气水同产,采出气主要来自砂岩和页岩储层的游离气,采出水主要来自压裂液及煤层水。煤层的渗透率越高,合层开采的累计产气量越大,累计产水量也随之提升。②含煤叠置组合类型进行合层开采最理想的空间叠置顺序为页—砂—煤,在该叠置顺序下,煤层产水对合层开采干扰最小。③煤层产气量受应力敏感的影响最大。

基于全局自适应MCMC算法的裂缝型储层缝隙流体因子叠前地震反演

裂缝型储层通常具有各向异性特征,其缝隙中充填流体时会表现出不同的地震响应。为了准确识别裂缝性储层缝隙流体,为油气勘探开发后期的水力压裂过程起到重要的指示作用,本文首先引入准裂缝法向弱度以及准裂缝切向弱度的概念并构建了一个新的缝隙流体指示因子,结合线性滑动理论推导得到了裂缝诱导的HTI介质的弹性刚度矩阵表达式;然后基于散射理论以及Born近似方程推导获得了弱对比界面的线性化P波入射各向异性反射系数方程。此外,本文在MCMC算法的基础上引入了自适应策略,提出了改进的全局自适应MCMC反演算法。结果表明:(1)无噪时模型测试结果与测井数据达到了90%以上的吻合度。(2)实际数据反演结果与测井解释结果较为吻合,且在目标层段钻遇油气。西南某工区模型测试以及实际资料应用结果表明,本文提出的裂缝型储层缝隙流体因子叠前地震反演方法,反演结果与测井解释数据吻合程度较高,具有一定的可靠性与适用性,可实现流体准确识别以及指示水力压裂。

川西北部长兴组天然气偏差因子计算方法优选

为了解决在四川盆地西北部上二叠统长兴组高含硫天然气偏差因子各计算方法的适应性问题,开展了各种计算方法及校正模型的评价研究,研究中将4种常用计算方法结合校正模型所得预测结果与实验测试结果进行对比分析,优选出适用于该区的天然气偏差因子计算方法及校正模型。研究结果表明:高含硫天然气偏差因子计算时须进行非烃气体组分校正,校正后的经验公式计算值与实验测试值差异较小,结合WA校正的HY方法在四川盆地西北部长兴组高含硫天然气偏差因子预测过程中计算精度高且实用压力范围较宽。进而推荐采用优选WA校正的HY方法用于该区天然气偏差因子的预测。

单井改建生产调节型气藏新模式探索经验总结——以川西北部地区WC1井为例

为了充分认识四川盆地川西北部地区气田产能,减少季节性因素对区域供气的影响,探索一井一库、一井一地区的生产调节型调峰保供新模式,以川西北部地区WC1井为研究对象,分析了该井改建生产调节型气藏的可行性。研究结果表明:(1)WC1井具备改建单井生产调节型气藏的地质条件;(2)基于试井及生产资料推导的产能方程符合该井的实际生产动态;(3)评价该井合理采气量为2.67~48.27×10^(4)m^(3)/d,合理注气量为1.42~36.16×10^(4)m^(3)/d;(4)WC1井年调峰气量达0.28×10^(8)m^(3),可对区域供气,季节调峰起到重要作用;(5)WC1井通过回收注入气的方式,能够实现灵活发挥单井生产和调峰双重目标,内部收益率为6.14%,具有经济可行性。结论认为:(1)WC1井从技术条件、市场需求、经济效益多个角度均具备改建生产调节型气藏的可行性;(2)该项技术对“一井一库”新模式的探索和试运行具有指导作用,也为同类型枯竭型气井转型提供了新思路。

基于EDEM-Fluent耦合模拟高含硫气藏地层硫沉积

溶解在酸性气体中的元素硫会随着地层压力的降低从气体中析出,析出硫微粒的沉积会对地层造成严重伤害。以往对于地层孔隙中硫微粒的沉积与否,主要是通过研究其所受合力情况来判别,忽略了硫微粒的具体形状、碰撞、聚集等因素。因此,针对井筒附近地层发生硫沉积的高含硫气藏,利用EDEM-Fluent耦合方法模拟研究孔隙中硫的沉积规律。研究结果表明:同样大小的微粒,由于存在碰撞、凝聚等作用力,所受合力不同,产生了不同的运动规律;在流动方向上,硫沉积量呈递增趋势;硫微粒在孔隙中的同一位置沉积量,会随着时间的增加逐渐增大;离孔隙壁面越近的硫微粒,沉积越牢固,越不容易被气流带走;硫微粒浓度在纵向从上到下依次增加;随着气体中硫质量分数的增加,硫沉积速率也增大;孔隙突然扩大或缩小,硫沉积呈现出不同的规律。

超深高压气藏动态监测技术对策研究——以SY构造栖霞组气藏为例

为了尽早提交SY构造二叠系栖霞组气藏探明储量,编制开发方案,以气藏整体的连通关系、气藏类型及气井产能监测方法和监测技术为研究对象,分析气藏动态监测难点,认为存在超深气井井下压力、温度监测难度大;气井产量调节不稳定,产能还需要核实;目前所获取的资料难以明确气藏整体连通性;气藏局部产水,气藏类型不明确等问题。针对问题进行对策研究,结果表明:(1)井筒参数计算模型+井下浅层低风险监测技术有利于后期开展动态监测工作,同时降低了操作成本;(2)井口变流量测试技术井口产量调节稳定,便于明确气井实际产能;(3)在构造高带内及高带间开展干扰试井及同时实施气体同位素示踪剂监测,能尽快明确气藏的整体连通性;(4)运用Stiff图版建立区内的水侵监测模型。结论认为:SY构造二叠系栖霞组气藏地质条件复杂,利用适宜的监测技术有助于认识气藏,科学、合理地开发气藏,推动气藏的开发进程,为提交探明储量奠定基础。

超高压低渗气藏气水同产水平井产能模型建立

气井产能的确定是科学合理开发气田的基础,对气井的配产具有重要的指导意义。四川盆地海相深层碳酸盐岩储层致密渗透率低,应力敏感性强,气藏普遍为超高压气藏且多有边底水存在。

组合静校正解决方案及在页岩气地震勘探中的应用

山地、丘陵等复杂地区的高程变化大,地表出露岩性复杂,风化层厚度不均匀、表层速度在空间上亦有明显差异,高速层底界厚度变化剧烈、深度不稳定,导致地震资料存在严重的静校正问题,引起反射同相轴畸变.常规方法处理后的最终成像结果上,同相轴的横向展布不能准确与实际地层相对应,这在页岩气勘探开发中问题尤为严重.因为页岩气勘探开发主要以水平井为主,水平段大多在1000~2000 m,而有效页岩厚度在10~30 m左右,由静校正问题引起的目标层位成像不准是首先需要解决的问题.为此,本文采用表层模型约束首波法三维层析静校正+基于时窗迭代的最大能量地表一致性剩余静校正+基于目标层的沿层最大相关剩余静校正技术方案,比较好地解决了复杂山地地表不同岩性引起的静校正问题,文中详细说明了上述方法的基本原理,处理步骤、关键参数组合方案及相互影响等,并展示了组合静校正技术在南方山地页岩气地震勘探中的应用效果,钻井已证实本文方法的有效性,用该结果预测的井轨迹与实际钻井位置的误差很小,完全保证水平井在顶、底板之间穿行,大大提高了钻井工程的成功率.

硫吸附和地层水存在下的单质硫沉积规律研究

在酸性气藏中,元素硫的沉积会减小气体的流动空间,其进一步的沉积会堵塞气体的流通通道,导致气井产量降低。为加强对高含硫气藏地层中单质硫沉积规律的认识,进行了以下理论研究:考虑元素硫吸附效应,建立一套系统的高含硫气藏元素硫地层沉积预测模型,并利用该模型对某油田实例进行计算;在地层水体存在的条件下,对硫沉积带来的影响。结果表明:当硫吸附效应或者地层水体存在时都会进一步加大硫沉积量,并且随着时间的推移,影响更加明显;在离气井较远的地带,硫吸附效应的影响更强。在理论研究的基础之上,进行了单质硫的聚集实验及其在岩石空隙中的分布规律实验。通过对实验结果的分析,硫的聚集是从纳米级的单质硫晶体聚集形成面状单质硫,再逐渐形成层状似的单质硫;单质硫在孔隙中的分布规律为:孔隙越大,硫沉积量越大。