临兴气田致密砂岩储层可动流体分布特征及主控因素

针对鄂尔多斯盆地临兴地区储层微观孔隙结构复杂、可动流体分布特征及控制因素不明等问题,综合利用低场核磁共振、场发射扫描电镜、X射线衍射分析、核磁共振成像以及CT扫描等手段,对临兴气田上石盒子组和太原组可动流体饱和度特征进行定量刻画,分析了孔隙度、渗透率、岩石矿物组成、微观孔隙连通性与可动流体饱和度之间的关系。结果表明:临兴地区石盒子组储层平均可动流体饱和度为58.05%,太原组储层平均流体饱和度为48.60%,石盒子组储层平均流体饱和度明显高于太原组;渗透率及孔隙连通百分比是影响致密砂岩储层可动流体饱和度的重要因素。研究结果可为临兴致密砂岩储层渗流规律认识及开发方案编制提供有力支撑。

临兴气田致密砂岩气藏压裂后产水机理

鄂尔多斯盆地临兴气田致密砂岩气藏是陆上天然气开发的重点对象,由于构造条件复杂、物性致密以及气水关系复杂,压裂后多数气井持续产水,且井间产水量差异大,研究压裂后束缚水饱和度变化原因,对制定合理的控水采气措施、提高气井采收率具有重要意义。选取鄂尔多斯盆地临兴气田典型致密砂岩样品,通过气驱法研究了储集层物性、生产压差及压裂液对束缚水饱和度的影响。结果表明:Ⅰ类储集层基质与裂缝间的束缚水饱和度之差为13.32%~18.36%,Ⅱ类储集层为28.28%~34.19%,Ⅲ类储集层为39.10%~48.15%,水力压裂缝网显著提高了储集层水相渗流能力;水力压裂缝网使得水相渗流通道增多,生产压差增大、渗流压耗降低及水湿程度减弱是导致储集层束缚水能力减弱、压裂后气井产水的主要机理。可从控制压裂改造规模、优化生产制度、调整助排剂加量及注入时机等方面来提高高含水致密砂岩气藏压裂后控水采气效果,延缓气井见水时间,减小产水规模。

临兴气田二流量试井试验效果分析

气井二流量试井在鄂尔多斯盆地其他致密砂岩气田已广泛使用,在长庆气田、延安气田的应用效果良好,尤其针对临兴气田上产任务重、常规试井测试成本较高,不关井、测试时间短的优势具有广阔的应用前景。目前优选3口不同类型的井,即高产压裂井、高产射孔井、积液井,采用井口+井下压力监测工艺,1口压恢+二流量、2口二流量。以井下压恢验证井二流量试井解释结果可靠性,以井下二流量试井验证井口二流量试井解释可靠性。该次试验结果显示,井口、井下测试误差小于10%,测试周期缩短6 d。根据该次试验结果,对不同类型井选择预制适应的试井工艺,达到测试综合效益最大化。

临兴气田石炭-二叠储层反演预测方法研究

油气层受砂体展布控制,在含气面积圈定中可以充分利用地震储层横向预测成果。针对临兴气田岩性气藏特点,通过与地震地质一体化相结合,采用精细目标处理、叠后多种技术方法预测砂体的空间展布和有效储层的分布。在储层预测方法研究中,强化物理分析,应用地震波形分类、纵波阻抗反演技术预测砂体厚度与平面分布,为有利含气储层的圈定提供依据。

临兴气田二叠系盒2段气井产能特征及主控因素

临兴气田是在鄂尔多斯盆地东缘发现的大气田,主力产层是二叠系盒2段,有效储层具有“低孔、低渗、低压、低丰度、低产”且非均质性强的特点,严重制约了天然气的高效开发。为进一步提升盒2段气井产能,以“静态决定动态”为原则,从气藏地质特征出发,理清盒2段不同气井产能的差异性,进一步分析影响差异性的主控因素及其成因机理。综合研究表明,有效储层垂向厚度偏薄、砂体多期叠置发育、横向宽度发育受限、砂体横向连通性较差以及储层物性差是制约临兴气田盒2段气井产能的主要因素;受紫金山岩体后期影响的压实作用、胶结作用是导致储层物性变差的主控因素;对于“低孔、低渗、低地层压力、低丰度、低产量”型致密砂岩储层,配套有效的储层改造工艺技术,是提高气井产能的有效途径之一。

鄂尔多斯盆地临兴气田盒八段封闭体系下富长石砂岩成岩滞留现象及效应

鄂尔多斯盆地临兴气田盒八段天然气地质储量占比大但储层物性较差,储层致密机理不清,制约着该层储量的有效动用。利用岩心分析资料,通过物性、成岩矿物、包裹体及孔隙演化等分析,对盒八段储层特征及致密成因开展了研究。研究表明:①临兴气田盒八段为辫状河三角洲平原分流河道砂岩,岩性具有中—粗粒、富长石和岩屑的特征,孔隙类型以次生溶孔和晶间微孔为主,平均孔隙度7.1%,平均渗透率0.38 mD,属特低孔超低渗储层;②盒八段储层具有较强压实、不充分溶解、普遍蚀变和较强自生黏土矿物、碳酸盐矿物胶结等特殊的成岩作用特征,孔隙演化计算显示早晚两期胶结减孔量可达5.7%,而溶蚀增孔量仅为4.5%;③盒八段砂岩在沉积后发生了封闭环境下的成岩滞留作用,主要表现为不充分溶解、较强蚀变和胶结,物性响应表现为“调孔降渗”,成岩滞留作用是盒八段储层致密化的主要地质因素。

临兴气田石盒子组致密砂岩储层物性下限分析

为了提高压裂成功率获得更高产能,以及提交储量,通过岩心测试、测井解释、压裂试气等数据,系统分析了石盒子组产能特征以及物性下限。结果表明:上、下石盒子物性较好,上石盒子组获得自然产能孔隙度下限为13%,通过压裂获得产能孔隙度下限为7%,下石盒子组获得自然产能孔隙度下限为10%,通过压裂获得产能孔隙度下限为6.5%。上、下石盒子组获得自然产能渗透率下限为1Md,通过压裂获得工业气流渗透率下限为0.2mD。

煤系地层地震储层预测技术研究和应用:以鄂尔多斯盆地临兴气田太2段为例

临兴气田位于鄂尔多斯盆地东部,已钻井揭示太2段具有良好的勘探开发前景。受沉积相控制,太原组为一套煤系地层,由于煤层与围岩阻抗差异大,会产生低频、连续、强振幅的反射,屏蔽砂岩的有效信号,严重干扰储层预测,同时本区砂岩与泥岩纵波阻抗叠置,利用常规波阻抗反演方法和地震属性难以预测。针对上述难点,首先通过正演模拟方法确定煤层影响范围,然后利用子波分解重构技术去除煤层影响,最后通过构建目标曲线,采用分频反演技术,完成了储层预测,优选了有利钻探目标,L-103井在太2段钻遇15.2m厚的气层,试气获得15.1×104 m3/d的无阻工业气流,取得了新突破,证实煤系地层储层预测技术准确,具有一定的借鉴和推广价值,对开辟鄂尔多斯盆地东部地区天然气勘探新局面具有重要的指导意义。

临兴气田上古生界致密砂岩储层发育特征及主控因素

为揭示影响鄂尔多斯东缘上古生界致密砂岩储层物性的主控因素,针对致密砂岩储层非均质性强,难以寻找储层“甜点”发育区等关键问题,通过分析大量岩心分析化验及薄片资料,开展储层岩石学、储层物性及储层储集空间等方面的研究。研究结果表明:①临兴气田上古生界致密砂岩储层类型多样,主体发育反应陆相沉积背景的岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩,太原组海相地层主要表现为为石英砂岩;②整体表现为典型的低渗低孔的特点,局部层段发育相对高孔高渗区,主要发育残余原生粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔以及微裂隙;③沉积微相、砂岩岩性及成岩作用是致密砂岩储层物性的主控因素,粗粒砂岩反应高能沉积环境(潮道、分流河道等),储层物性好,“甜点”区发育。部分层位的强溶蚀作用也对储层起到积极的改造作用。该研究结果对于临兴千亿方气田的成功勘探及商业开发具有极大的指导作用。

鄂尔多斯盆地东缘临兴气田早期试采评价

临兴气田为致密气藏,目前处于生产初期,存在产能差异大、产量递减快、气井积液等问题。为了加强对该区气井的生产特征、产能及稳产能力情况的认识,优化生产管理制度。通过选取区内典型生产井的历史生产数据,从一点法无阻流量和Arps产量递减规律等方面展开分析研究,提出针对性的生产建议,为临兴气田科学高效开发提供参考依据。

临兴气田产水机理及控水对策研究

临兴气田在开采过程中大部分气井见水,造成产量降低生产成本增加。为控制气井出水,从成藏过程、水气水分布特征及储层非均质性等方面分析了临兴气田的产水机理,并分别针对目前生产井、新井的控水方法给出了相应的对策。研究认为,临兴气田在成藏过程中受地层非均质性和气体充注强度的影响,气、水无明显界面,在生产过程中水的运移会堵塞部分孔喉出现水封气的现象造成最终采收率降低,应抑制地层水在储层中的运移从源头上解决出水问题,据此针对目前生产井建议采用聚合物微球进行堵水,对于新井建议利用绒囊流体实施控水压裂。这种从源头控水的方法也为其它气田控水提供了一种解决思路。

鄂尔多斯盆地临兴气田临界携液流量模型

鄂尔多斯盆地临兴气田气井普遍具有低压、低产、携液能力差等特点,且大部分井为定向井,井深较浅,井斜角介于20°~30°,现有临界携液流量模型对该气田适应性较差。在Tuner模型、李闽模型、王毅忠模型的基础之上,引入临界携液流速系数(β),通过最优化算法,使用积液实测数据,优化、校正β,建立了适合于临兴的直井及定向井临界携液流量计算模型。并对气田15口井进行积液判识。结果表明:①临兴气田直井、定向井临界携液流量模型的修正系数β分别为2.7、3.6;②该模型预测的临兴气田气井积液效果较好,预测精度达到93.3%。

临兴气田井产气有效厚度的下限值确定研究

通过对岩心及壁心观察和描述、测录井、测试生产和岩心化验资料,明确了临兴气田储层“四性”关系,同时结合测试结果材料进行了综合分析,确定了气田井有效厚度的下限值,验证证实了在下限值附近的气田井具有产气能力的认识结论,为进一步勘探和生产工作提供了有力支撑。

临兴致密气田井筒积液原因及治理措施分析

临兴致密气田XE区块投产早期出现了严重的产、积液问题,造成了区块产能建设的巨大压力。通过岩心实验数据分析、地质建模手段,对研究区的可动水饱和度场进行了建模描述,并分析了生产井高产水的可能原因。使用了以Turner液滴模型为基础的临界流量计算软件,建立了可推广使用的动态携液判断图版。分析了临界携液流量在不同水气比和管内压力的变化规律和敏感性。介绍了如何在套压与产水量数据缺失的条件下,使用较高密度计量的产气量与油压对井筒积液进行判断的思路。评价分析了连续油管速度管柱排液、泡沫排液、放喷排液在研究区的应用效果。

鄂尔多斯盆地临兴致密气田低效井措施优选方法

临兴致密气田目前已经进入大规模开发阶段,由于砂体连续性差、储层污染、井筒积液等因素,造成该气田出现大量低产低效井。因此如何甄别出临兴气田致密气井低产低效的具体原因,并提出针对性的治理措施,对高效开发临兴致密气田具有重要意义。通过气井生产动态资料,开展产量递减RTA分析,确定各井储层物性参数,并进行公式推导及数据拟合,建立临兴气田低产低效井产量预测方程。结果表明:①通过该方法计算采取多种措施前后的产量,预测、对比增产气量,可定量判断出气井低产低效的主要影响因素,确定针对性治理措施;②应用本方法提出的措施增产效果明显,泡沫排水采气平均单井提高0.4×10^4m^3/d,调层后平均无阻流量增加2.7×10^4 m^3/d。结论认为:建立临兴气田低产低效井产量预测方程,可有效识别本气田低产低效关键影响因素,高效指导气井低产低效井治理。

鄂尔多斯盆地东缘非常规天然气勘探实践及发展方向——以临兴-神府气田为例

鄂尔多斯盆地东缘临兴-神府气田早期一直以煤层气勘探为主,并且缺乏系统的成藏理论认识和关键的开发技术手段,致密气勘探开发工作几乎停滞。近年来,通过转变区域工作重心(从煤层气走向致密气)、深化成藏理论研究和创新地质工程一体化技术,成功指导了中国海油陆上第一个千亿方大气田的发现。基于期间致密气勘探开发实践,系统总结了区域致密气勘探开发理论进展和技术成果,并提出了未来中国海油陆上非常规天然气发展方向。研究认为:(1)鄂尔多斯盆地东缘非常规油气资源十分丰富,致密砂岩、煤层、铝土岩、碳酸盐岩等多种储层类型发育,具备立体成藏和多气共存条件。(2)创新提出鄂东盆缘“源-储-断”三控影响下的差异成藏富集模式,形成了地质工程“双甜点”定量识别技术,实践了全流程一体化的压裂增产改造技术,建立了沉积-成岩双协同的储层综合评价技术,有力支持了海油陆上非常规天然气产业的快速发展,目前已基本探明致密气地质储量近3000亿方,建成年产能20亿方。(3)提出了“双碳”目标引领下中国海油陆上超级大气群(万亿级规模)的战略构想,制定了“立足致密气、突破深煤层、兼顾新领域(铝土岩与碳酸盐岩)”的勘探目标,形成“整体部署、分类突破、多气协同”的一盘棋理念,采用“致密气勘探定深煤层气甜点,深煤层气勘探助力致密气开发,铝土岩等新领域接替动用”的勘探开发一体化模式。在上述技术成果、理论认识和勘探策略的研究下,揭示了中国海油陆上非常规天然气巨大的勘探前景。

鄂尔多斯盆地东北缘临兴-神府致密气田成藏地质特征及勘探突破

鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带一直以煤层气勘探为主,由于成藏特征认识不清,致密气勘探鲜有重大突破。2013年,中国海油大胆由煤层气勘探转向致密气勘探,通过系统总结晋西挠褶带北段致密气成藏条件及气藏特征,揭示了其选择性差异富集成藏规律,指出了有利区并获得储量发现。研究结果表明:(1)临兴—神府气田产层为石炭系本溪组、二叠系太原组、石盒子组,为典型致密砂岩气藏;(2)煤系地层是主要烃源岩,CH_(4)平均含量为95%,不含H2S;(3)气藏埋深为1300~2200m,压力系数为0.85~1.01;(4)储层为大面积分布的三角洲砂岩和障壁沙坝砂岩,前者平均孔隙度为8.8%、渗透率为1.10mD,孔喉半径多小于1.5μm,后者平均孔隙度为7.6%、渗透率为0.59mD,孔喉半径多小于1.1μm;(5)受东部离石走滑断裂带和南部紫金山火山热活动影响,断裂发育具东强西弱、南强北弱的特征,且南部受火山热活动影响,生烃强度高,向北逐渐降低;(6)晚侏罗世生烃后经历3期构造活动,天然气以垂向运聚成藏为主,南部临兴区块以源内、近源、远源立体成藏为主,北部神府区块以源内成藏为主,近源成藏为辅,气藏规模相对较小;(7)创新形成3套勘探关键技术,为致密气的勘探开发提供了技术保障。在以上认识和技术指导下,2021年中国海油在临兴—神府区块探明天然气地质储量1010×10^(8)m^(3),随着自南向北滚动,该区域有可能再次新增千亿立方米储量。

多薄层致密砂岩储层大型水力压裂三维物理模拟实验

鄂尔多斯盆地东北缘临兴气田以多薄互层型致密砂岩储层为主,储层岩性复杂、渗透率低,受多种因素影响且作用机理不明确,导致压裂施工难度大、效果差异大。为此,针对临兴气田致密砂岩储层不同岩石组分、黏土含量、粒径、沉积旋回、平面及纵向非均质性等特性,设计并开展了不同地质条件下的水力压裂室内大型三维物理模拟实验。根据相似准则,参照二叠系石盒子组三向地应力、岩石强度、井身结构参数、现场压裂施工参数,确定了实验基本参数。根据临兴气田典型井主力储层特征,制作了考虑不同岩石组分、黏土含量、粒径、沉积旋回组合、平面非均质性组合、纵向非均质性组合的15块立方体岩心,开展了15组压裂模拟实验,并从分析注入压力曲线和观察岩样破裂面两个方面总结了影响水力压裂缝扩展规律的储层主控因素。研究表明,岩石矿物和粒径、沉积旋回、平面及纵向非均质性对致密储层裂缝扩展形态有显著影响。砂岩粒度较大、胶结较弱、黏土含量较高、平面非均质性较强,使得裂缝面更易于屈曲,扩展压力增大,导致加砂困难;沉积旋回会使得水力压裂缝易于沿旋回层面扩展,从而形成水平缝,其中反旋回界面突破难度比正旋回大;由于砂—泥层间界面、砂—煤层间界面、天然砂岩弱面易被激活,从而产生“工”或“T”字形裂缝,对于砂泥多薄互层还会产生“工”+“T”+“十”字形的组合裂缝。实验研究揭示了不同地质条件下的水力压裂缝扩展形态,也为类似区块的研究提供了借鉴。

临兴致密气井井筒积液动态模拟分析

临兴致密砂岩气田低产积液井数量呈逐渐上升趋势,由于实测数据的缺失导致井筒积液预测困难,严重影响了气井的正常生产和经济效益。为了揭示致密气井井筒积液的变化过程,以临兴先导试验区致密气井为研究对象,结合气田生产管柱特点和井筒压力测试数据,建立了一套适用于临兴致密气田井筒积液的动态预测方法。应用结果表明,积液动态预测方法能够模拟致密气井井筒积液的动态物理过程,定量计算气井井筒的积液量和积液高度。该方法较好地解决了临兴致密气田井筒积液规律预测的难题,对临兴致密气田的开发具有一定的指导和借鉴意义。

鄂尔多斯盆地中东部上古生界致密气成藏条件差异性分析

以鄂尔多斯盆地中部苏里格气田和东部临兴气田为研究区,从烃源岩条件、储层条件、盖层条件及源储组合等方面分析二者成藏条件的差异性。结果表明:1)烃源岩条件方面,苏里格气田和临兴气田干酪根以腐殖型为主,中部的总有机碳质量分数略高于东部。由于晋西挠褶带的隆升和紫金山岩体的侵入,临兴气田内局部位置有机质达到过成熟,发育少量混合型干酪根;2)储层条件方面,临兴气田上古生界自下而上发育多套储层,而苏里格气田主力储层较为集中,仅为山西组和下石盒子组,储层物性较临兴气田好;3)盖层条件方面,苏里格气田主要由上石盒子组泥岩的剩余压力对下伏储层形成有效封盖,而临兴气田由于盖层受断层破坏,天然气可垂向运移;4)源储组合方面,临兴气田发育源内、近源和远源3种类型成藏组合,而苏里格气田仅发育源内和近源组合。这些成藏条件差异的主要原因是受晋西挠褶带的影响,盆地东部断层和微裂缝较为发育,可沟通下部煤层烃源岩,气源通过断裂-裂缝复合体向上运移,在浅层形成远源成藏组合。