天然气运移轻烃地球化学示踪--以鄂尔多斯盆地东胜气田为例

基于天然气中轻烃化合物组成分析和区域性对比,结合组分和甲烷碳同位素组成特征,揭示轻烃地球化学特征对鄂尔多斯盆地东胜气田上古生界天然气运移和水溶及逸散等示踪作用,探讨运移作用对特定轻烃指标的关联效应。研究表明:①东胜气田二叠系下石盒子组天然气C5−7异构烷烃含量高于正构烷烃,C6−7轻烃组成呈链烷烃优势分布且芳香烃含量明显偏低(小于4.0%),C7轻烃主体呈甲基环己烷优势分布,整体表现出煤成气特征且受到了水溶等作用影响;②东胜气田天然气经历了自南向北的游离相运移,并在充注后发生不同程度的水溶作用,其中泊尔江海子断裂以北什股壕地区天然气在聚集后具有明显的散失;③长距离的游离相运移导致天然气C7轻烃中甲基环己烷相对含量和甲苯/正庚烷值降低、正庚烷/甲基环己烷值和庚烷值增大,水溶作用导致轻烃异庚烷值增大,天然气散失导致什股壕地区天然气中C5−7正构烷烃相对异构烷烃含量增加。

东胜气田致密高含水气藏合采气井效果评价及产出影响因素分析

为了确定鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井开发效果,指导同类型气藏合采气井高效开发。以东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了单采井与合采井不同开发阶段、不同井区及纵向上的产出效果,以及合采井层间含气性差异对合采井产出的影响,明确了东胜气田致密高含水气藏合采井的开发效果及层间产出的影响因素。研究结果表明:①东胜气田致密高含水气藏合采井具有初期压力高、产量高的特征,但整体开发效果与气藏含气性或产水情况有相关性;②通过参数对比分析,合采井生产层产出效果与产层物性、含气性具有明显的正相关性,产层之间的含气性差异也会影响合采开发效果;③合采井稳定生产临界携液(携泡)流量与气井水气比也具有一定的相关性。结论认为:①东胜气田致密高含水气藏合采井初期压力、产量较高,但在低含气饱和度(高水气比)区域合采井整体开发效果较差,同时气田合采井随着开发时间的推移纵向上层间的产出状况也不断发生变化;②合采气井生产层物性、含气性越好,生产层的产出效果越好,且以物性条件为主导,但在较大的层间含气性差异下,合采井层间易发生严重的气液倒灌使得整体开发效果变差;③合采气井水气比越高,稳定生产临界携液(携泡)流量越大。

东胜气田致密高含水气藏合采气井层间干扰影响因素

为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气井层间干扰的主控因素。研究结果表明:(1)合采井各产层段贡献率主要受各产层段的孔隙度、渗透率及含气饱和度控制,其产层段孔隙度占主导地位;(2)储层压裂改造对于提高气井产量具有较大的作用,但对合采井各产层段的贡献率却很小;(3)对于致密高含水气藏而言,含气饱和度是合采井产层段贡献率及层间干扰的一个重要影响因子;(4)合采井各产层段之间的孔隙度级差、渗透率级差及含气饱和度级差直接影响着合采井层间干扰程度。结论认为:(1)合采井产层段的孔隙度越大、渗透性越好、含气饱和度越高,则产层段的产量贡献率越大;(2)合采井孔隙度、渗透率及含气饱和度3个参数的级差越大,层间干扰程度越大,当孔隙度级差大于1.248或渗透率级差大于2.69或含气饱和度级差大于1.22时,合采井层间干扰已经非常严重,亟需开展治理。

东胜气田独贵气区高含水致密砂岩气藏气井合理工作制度

为了有效支撑高含水致密砂岩气藏高效开发,以鄂尔多斯盆地东胜气田独贵气区为研究对象,在研究高含水致密砂岩气井不同水气比条件下产出特征的基础上,分析了应力敏感及生产压差对气井产出的影响,评价了不同配产工作制度下气井的产出效果,提出了气井差异化配产方案及压降速率控制标准。研究结果表明:①研究区气藏储层孔喉组合以微孔细喉为主,具有低孔隙度—特低孔隙度、致密低渗透及强非均质性的特征;②高含水致密砂岩气藏气井开发效果受产水量影响较大,气井水气比越高,产气量递减越大、压降速率越快、弹性产率越低;③随着生产压差不断扩大,造成部分毛细管水和束缚水膜变成可动水,气井产水量增加,弹性产率变低,累计产气量减小,稳产难度增大,开发效果变差。结论认为:①对于衰竭式开发的高含水致密砂岩气藏,控制气井的配产和压降速率是延长气井稳产期、提高天然气采收率的重要手段;②所建立的高含水致密砂岩气藏气井差异化配产方案和气井压降速率控制图版在生产实践中证明符合率达到87.5%,可推广应用于同类型气藏的开发开采,更好地指导气井效益开发。

鄂尔多斯盆地北部下二叠统山西组2段储层特征及影响因素——以东胜气田A井区为例

为了进一步明确鄂尔多斯盆地北部东胜气田A井区二叠系下统山西组2段储层特征及影响因素,采用粒度分析、薄片鉴定、压汞试验、物性测试等技术手段及方法,对储层的岩石学及物性特征、储集空间类型与孔隙结构特征进行定性和定量分析,并从沉积作用和成岩作用两个方面探讨影响储层物性的主要因素。研究结果表明:①A井区山西组2段为辫状河三角洲平原沉积,储集层岩性为中—粗粒岩屑石英砂岩和石英砂岩,填隙物为泥质杂基和胶结物,主要发育碳酸盐胶结、黏土矿物胶结和硅质胶结。②储层属于特低孔隙、特低渗透率型,孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔为主,伴有少量剩余粒间孔和微裂缝;孔隙以细孔为主,喉道主要为中—小喉,孔喉组合关系为细孔-中小喉。③储层物性受沉积作用和成岩作用双重控制,储层物性与岩石粒度呈显著正相关,位于分流河道上的心滩为最有利沉积微相。④破坏性成岩作用(机械压实和胶结作用)是降低储层孔隙度的主要因素,建设性成岩作用(溶蚀作用和裂缝作用)则可显著改善砂岩的孔渗性能。

压裂示踪剂监测技术在东胜气田M井应用分析

为了准确评价东胜气田M井储层压裂改造效果,采用在压裂过程中加注微量元素,通过检测不同时段返排液中各种示踪剂的种类及含量,分析该井不同压裂段气、水产出能力与储层物性、压裂参数的关系,以此评价储层各压裂段改造效果,分析影响改造效果的主要原因。选取两相示踪剂对M井各段产出贡献占比实现有效测量,结果表明,各压裂段产气贡献与储层物性、含气性存在着一定的相关性,与压裂工艺参数的相关性并不明显,水平段钻遇的储层物性、含气性越好,产气贡献越大,产出越好。该研究成果为提升该区同类储层压裂改造的针对性和有效性提供技术支撑。

东胜气田井下雾化工艺矿场试验及效果评价

气井后期受积液影响,产气量大幅度降低,严重时会导致水淹停产,因此需要选择合适且有效的排水采气工艺来保证气井稳产。井下雾化排水采气是一种新型的排水采气技术,通过开展雾化排水采气装置结构设计,并针对该装置进行流体力学数值模拟仿真及现场试验。研究结果表明,井下雾化排水采气装置能够把气液两相流转变为雾状流,且随着入口流速及气液比的增加,雾化效果更好。现场先导性实验表明,采用当量直径法把雾化器工具压降设置为节流器压降,雾化器作业前后雾化排水采气效果对比明显,瞬时产气量波动程度大幅下降,气井油压、套压、产气量和产液量更加稳定,气液比降低,提高了排水采气效果,有助于气井稳产,验证了工艺的有效性。

东胜气田A井区二叠系下石盒子组高含水气藏地质建模

为了精细描述致密高含水气藏可供开发调整的有利区、明确储集层参数的空间展布特征,以鄂尔多斯盆地东胜气田A井区二叠系下石盒子组气藏为研究对象,分析了适合高含水气藏的建模方法,综合岩心、测井、钻井等资料,借助Petrel软件建立了该区下石盒子组气藏三维地质模型。研究结果表明:①研究区整体上为北东高、南西低的宽缓单斜,区内发育两条正断层、小型鼻状隆起以及背斜构造;②盒1段河道及复合心滩规模较大,呈“砂包泥”状,盒2+3段河道及心滩规模相对较小,呈“泥包砂”状,研究区泥岩夹层占比为50%,粉砂岩夹层和致密层夹层占比为30%;③所建模型数据与实际钻井情况较为相符,能够快速高效地计算研究区天然气地质储量,计算出A井区下石盒子组气藏天然气地质储量为341.16×10^(8) m^(3)。结论认为:①利用精细水平井单层划分成果细化地层微构造可以建立全区精细构造模型;②建立水平井构型控制的沉积微相模型及隔夹层模型能有效提高物性参数模型的准确度和有效性;③沉积微相、岩石相、断层等主控因素约束的水平井气藏属性参数建模能有效提高物性参数模型的准确度和有效性,在致密高含水气藏“多、薄、窄、密、强、杂”型的储层空间中适用性好。

东胜气田井筒腐蚀原因分析及防护对策

针对东胜气田气井油管外壁严重腐蚀问题,综合运用化学分析及气井生产动态分析方法,明确了腐蚀机理为氧去极化腐蚀,氧气来源于膜制氮气举气体。频繁气举井积液速度快,环空形成高温高压含氧含水密闭空间,造成油管外壁严重腐蚀。基于高温高压室内挂片实验明确了氧去极化腐蚀规律,并从改善腐蚀环境、药剂防护、管材升级优化等方面提出了腐蚀防护对策。

东胜气田含水气藏多尺度裂缝气水两相渗流规律研究

东胜气田位于鄂尔多斯盆地北部,地质构造复杂,气水关系复杂,明确致密砂岩含水气藏不同尺度裂缝内气水两相渗流规律是提高压裂设计针对性的关键。以锦72井区气水同层气藏为研究对象,开展多尺度裂缝内气水两相渗流规律研究。研究认为,未充填裂缝内气水重力分异严重,临界含水饱和度26%~38%,充填裂缝内气水重力分异程度小于未充填裂缝,临界含水饱和度14%~21%;驱替压差增加,未充填及充填裂缝内的含水饱和度均先降低,降至临界含水饱和度后保持不变;气水两相流动时,未充填和充填裂缝内含水饱和度主要受气水比和缝宽的影响;同时改性支撑剂水相相渗较高,两相区较大,束缚水饱和度低于亲水支撑剂,留在缝内的水少,最终使得产气量增加。

东胜气田锦58井区稳产存在的问题及措施

东胜气田锦58井区位于鄂尔多斯盆地北部,为低渗致密含水气藏,随着开发的深入,生产过程中涌现出不少问题,主要有三方面:一是受东胜气田提产保供影响,部分气井生产制度偏大,导致气井压力、产量递减迅速;二是当气井产气量递减至临界携液流量以下时,气井容易出现积液现象;三是当气井产气量递减至临界携泡流量以下时,气井频繁水淹,靠常规治理手段不能实现连续生产。针对上述问题及技术难点进行分析,分别提出了合理配产、优化泡排制度、引入排水采气新工艺等措施,现场实验后取得不错效果,为东胜气田的长期稳产提供了技术保障。

近钻头方位伽马地质导向技术在东胜气田的应用

东胜气田水平井地质导向目前主要采用常规MWD+随钻自然伽马技术,随着气田开发的不断深入,水平井开发过程中面临的地质条件更加复杂,常规的地质导向技术由于测量盲区较长,无法及时掌握盲区内地质及工程的实际情况,往往导致无法实现精准地质导向。近钻头方位伽马地质导向技术与常规地质导向技术相比,能将测量盲区从13~17 m缩短至1 m以内,真正实现实时测量,方便地质导向师利用方位伽马进行地层倾角的拾取,进而精确判断地层构造特征及监控井眼轨迹,结合井钻头测量工程数据及时对井眼轨迹进行调整,使井眼轨迹更准确地在储层中穿行,从而提高了储层钻遇率。该项技术在东胜气田3口井的应用表明,其在突破东胜气田断裂发育、地层产状变化快等复杂地质条件给水平井地质导向工作造成的制约中发挥了关键作用,为今后东胜气田水平井开发复杂地质条件下油气藏提供了经验。

致密高含水气藏调整生产制度后动态变化及影响因素——以东胜气田锦30井区为例

为了充分认识致密高含水气藏调整生产制度后的生产规律,以鄂尔多斯盆地北缘东胜气田的锦30井区为研究对象,通过对调产井按调产比例、生产液气比、日产气量大小进行分级,分析压降速率及单井可采储量(EUR)生产动态指标变化及产生的原因,总结调产后气井的生产规律。研究结果表明:①下调生产制度井的压降速率受下调比例影响明显,随着下调比例的增加,压降速率下降比例呈直线上升;②下调生产制度井的EUR受生产液气比影响明显,随着生产液气比的增大而增大;③当提产比例小于50%时,上调生产制度井的压降速率基本不受提产比例影响,当压降速率大于50%时,上调生产制度井的压降速率受提产比例影响明显,随着提产比例增加快速上升,同时压降速率还受日产气量影响明显,随着日产气量增加而减少;④上调生产制度井的EUR受生产液气比影响明显,随着生产液气比增大而增大。结论认为:①上调井应选择日产气量大、生产液气比小的气井提产,且提产比例应小于50%;②下调生产制度井应选择生产液气比较大的气井,在满足携液的基础上尽可能增加下调比例。

鄂尔多斯盆地东胜气田氦气分布规律及特大型富氦气田的发现

近年来,随着鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区东胜气田勘探开发进程的逐步推进,发现在该地区天然气中普遍伴生具有工业价值的氦气。通过对东胜气田166口井天然气样品分析发现,氦气含量为0.045%~0.487%,达到含氦-富氦气田标准。气田中部独贵加汗区带及北部什股壕区带2个基底断裂发育区氦气含量较高,平均含量大于0.1%,具有较大的氦气勘探开发潜力。纵向上从下(盒1段)到上(盒3段)氦气含量依次降低,盒1段和盒2段氦气含量较高,均大于0.1%,为主要的氦气勘探开发层系。根据氦气同位素组成发现,东胜气田氦气为典型的壳源成因,主要来源于基底的太古宇—元古宇变质岩—花岗岩系,氦气分布受基底岩相和深大断裂双重控制,高值区主要沿泊尔江海子等通基底断裂两侧分布,在二级断裂的通氦源断裂与四级断裂的输导体系交汇处和太古宇—元古宇变质岩—花岗岩系基底发育区富集。通过对东胜气田重点天然气井中短期内氦气含量随气井生产动态的变化特征研究,发现天然气在较长的开发时期内氦气含量保持稳定;按照体积法计算,其氦气探明储量为2.444×10^(8)m^(3),三级储量为8.304×10^(8)m^(3),是目前我国第一大特大型含氦—富氦气田,资源潜力巨大。建议选取东胜气田作为氦气资源开发利用的先导试验区,加快论证建设氦气战略储备基地的可行性;同时加强主要含油气盆地天然气中氦气成藏规律、资源潜力评价以及氦气等伴生资源的综合利用研究,指导氦气资源勘探开发和综合利用。

东胜气田什股壕地区水平井高产水原因及储集层改造

东胜气田什股壕地区部分水平井测试中高产水,影响了气田的产能建设。为查明气藏类型及气水分布,结合单层产出特征,对测试井进行筛选,应用交会图版分析,建立了下石盒子组气藏气水层的测井识别标准,并查明了盒2段和盒1段的气水分布特征。分析施工参数与压裂缝高的关系后认为,施工排量对压裂缝高影响较大,并建立了气藏压裂规模与压裂缝高的关系,从而可有效判断不同压裂规模下的压裂缝高。结合水平段钻遇测井电性参数、微裂缝分布、压裂缝高以及储集层和隔层厚度等参数,明确了造成水平井高产水的3种原因,提出了"一井一策"的储集层改造对策。

东胜气田排水采气工艺技术难点及对策

东胜气田气井排水采气时存在单井产液量无法计量、泡排加注制度不明确、低压气井排液难度大、高产液井水淹后复产困难等问题,对上述存在问题及技术难点进行分析,分别提出井下节流器井流温流压测试、橇装计量单井产液量、应用抽油机排水采气工艺、完善气井气举施工工艺流程、"井下隔热+地面节流"工艺等措施,取得一些关于低压集输下排水采气工艺上的认识和成果,为东胜气田稳定高效开发奠定了基础,并为同类气田在低压集输工艺下的排水采气提供了借鉴。

基于叠前地震资料AVO信息在东胜气田隐蔽河道识别的应用

东胜气田什股壕气区下石盒子组盒2、盒3窄河道为典型的限制型辫状河道,河道窄(300~1000 m),单期砂体厚度薄(5~10 m),叠置模式多样。“亮点”强振幅属性等地震易识别的厚砂体(大于10 m)河道已基本动用。为此,利用现有地震资料提高河道识别精度,提出了基于叠前CRP道集优化进行AVO单井分析。通过分偏移距部分叠加,选择保真度高、频带宽的数据体,应用地层切片技术,可进一步识别隐蔽性河道空间展布,提高了钻井成功率。

多点地质统计学方法在东胜气田岩相模拟中的应用

在东胜气田阶段性地质研究基础上,把井控程度相对较高的锦11井区作为三维训练图像模拟区,结合地震、测录井、单井实钻岩性及国内外相关研究成果,进行沉积相认识的深化,确定锦11井区河道特征参数,运用目标模拟方法分别建立主力气层盒3、盒2段的训练图像。综合分析实钻井钻遇砂体发育状况,结合三维地震研究成果,以三维振幅数据体作为第二协同变量,应用多点地质统计学建立东胜气田三维岩相模型,真实再现了河道砂体的空间展布形态,具有较高的预测性,为下一步的精细砂体刻画提供了新的研究方法。

东胜气田储层特征研究

东胜气田位于鄂尔多斯盆地伊盟北部隆起杭锦旗断阶带北东段,主要目的层为二叠系下石盒子组,为一套冲积扇平原辫状河沉积。下石盒子组颗粒分选好—中等,次棱状,岩石为颗粒支撑,再生、孔隙式胶结颗粒之间接触性质主要为点—线接触,压实、压溶等成岩作用中等,气藏储层孔喉结构复杂,非均质性强,喉道较细,气田储层总体上属于低孔低渗。在本区储层的岩性特征、物性特征、孔隙结构特征研究基础上,结合测井相、沉积微相分析与四性关系特征等研究成果,初步将本区储集层分为4种类型,即Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类,其中Ⅰ类为好储层,Ⅱ类为较好储层,Ⅲ类为较差储层,Ⅳ类为差储层。

东胜气田刘家沟组井漏与堵漏措施分析

自2013年东胜气田步入开发以来,随着水平井逐渐增多而井漏事故频发,单井堵漏时间大体占钻井周期的8%~50%,极大地制约了提速提效。主要漏层为刘家沟组,钻井液密度低时发生渗透性漏失,漏速约为3~5 m3/h,当钻井液密度高时,发生裂缝性漏失,漏速20 m3/h直至井口失返。裂缝会随井内液柱压力的增加而扩大延伸,极易造成井漏的反复。刘家沟组恶性漏失严重制约了该工区钻井的提速提效。通过对J58P13H井井漏特点与堵漏效果分析,探索复合堵漏法、大裂隙膨胀堵漏材料和膨胀管堵漏法等在裂缝性漏失堵漏中的适应性,以便在东胜气田试验推广。