苏里格气田中部三低气藏水力压裂气井支撑剂回流的危害、原因及基本控制对策

苏里格气田三低气藏气井普遍无自然产能,需要采取储层改造措施。目前,主要采用水力压裂,其是一种成熟、有效、经济的储层改造措施。水力压裂气井在压后排液、天然气生产过程中存在支撑剂回流情况。通过生产实践,阐述了支撑剂回流造成的危害,分析了支撑剂回流的基本原因,提出了防治支撑剂回流的基本对策。

低渗致密气藏防水锁剂配方性能评价

基于吐哈油田低渗致密气藏,研发一种新型气藏防水锁剂GY-HE85,对其界面张力、表面张力和润湿性等基本性能进行研究,并分析了岩心渗透率恢复效果。实验结果表明,氟碳表面活性剂与碳氢表面活性剂复配后,碳氢表面活性剂除降低界面张力的作用之外,由于异电性亲水基之间强烈的静电吸引作用,表面活性剂分子在更低含量即可达到饱和吸附,还可降低表面活性剂的使用量。防水锁剂GY-HE85含量为0.1%~0.5%(w)的溶液时,表面张力为20.23~47.52 mN/m,随着溶液含量减小,拟黏附功逐渐降低,降幅呈“先快后慢”趋势,防水锁剂GY-HE85溶液优选含量为0.3%(w)。防水锁剂GY-HE85溶液具有较好的抗吸附性能,岩心渗透率恢复率在86.44%~91.20%,较好地预防了致密气藏储层“水锁”现象的发生。

东胜致密低渗产水气藏水平井一点法产能模型研究

为进一步提升气藏产能预测的精度,针对东胜气田锦30井区作了水平井产能模型研究。借鉴Giger、Joshi、Borisov、陈元千等人提出的油藏水平井产能公式推导过程,并遵循渗流规律建立了气藏水平井产能公式;基于气相渗透率与含水率的拟合关系分析水气比对气井流入动态曲线的影响规律,发现不同水气比条件下的无因次流入动态曲线重合且为直线,但无阻流量受水气比的影响较大;提出产水气井无因次无阻流量新理念,建立了无因次无阻流量与水气比的关系式,进而在此基础上推导出一点法产能预测模型。

东海M构造中深层低渗气藏“甜点”预测技术

近年来,构造-岩性复合型油气藏已逐渐成为东海“扩储增产”的重要领域,提高“甜点”储层钻遇率对于勘探开发一体化设计的部署与落实具有重要意义。研究区低渗气藏储层厚、埋深大,内部非均质性强,孔渗关系复杂,地球物理响应特征差异小,亟待开展低渗气藏“甜点”储层的精细表征研究。以地震岩石物理为驱动,利用杨氏阻抗Eρ区分碎屑岩储层与非储层,通过分类寻优认为,剪切模量μ为洁净、粗粒、高渗透率优质储层的综合敏感弹性因子。为了削弱岩石骨架孔隙度的影响,采用高灵敏烃检因子Fρ开展烃类检测,最终结合岩性、“甜点”和烃检属性体以精细表征优质“甜点”储层富集区。应用效果证实:该方法的“甜点”预测吻合度达到86.07%,为井位部署和轨迹优化提供了重要依据,可推广至类似区块以供借鉴。

应力敏感特低渗气藏绝对无阻流量计算新方法

为准确评价特低渗气藏产能,推导考虑应力敏感效应的气井产能方程,建立了特低渗气藏绝对无阻流量计算新方法。通过产能方程左端项数值与产气量的线性关系,确定方程系数A和B,建立考虑应力敏感效应的气井产能方程和绝对无阻流量计算公式,提高特低渗气藏产能预测精度。经S气藏A1、B1、B2井现场应用,相比于忽略应力敏感影响,应力敏感的气井绝对无阻流量下降19%,设计产能精度达到90.4%和95.0%,表明应力敏感效应对气井产能影响较大。新方法更适用于特低渗气藏的产能评价,具有较大的推广应用价值。

地层压力取值误差对低渗气藏气井产能方程的影响及矫正方法

气井产能试井有时会因为开发或测试工艺等因素造成二项式产能方程出现较大误差,甚至会有负斜率的异常情况。对于低渗气井,供给范围内的平均地层压力随着生产会有较大幅度下降,如果没有准确的地层压力参考,将无法获得符合实际情况的产能方程和无阻流量。针对低渗储层气井探测范围内平均地层压力的测量或取值误差问题,利用不同制度的产量和井底流压数据,结合二项式压力平方产能方程,利用回归方法确定平均地层压力。通过低渗气井产能测试实例计算,回归分析得到的平均地层压力能够较准确地计算出二项式产能方程和无阻流量,为后续生产井的开发和配产提供有效指导。

适用于低渗透气藏的新型乳液防水锁剂研究

为了有效减轻低渗透气藏开发过程中出现的水锁损害现象,以十二烷基硫酸钠K12、异丁烯酸甲酯(MMA)、丙烯酸(AA)和丙烯酸丁酯(BA)为主要原料,制备了一种适用于低渗透气藏的新型乳液防水锁剂FRT-2,并对其综合性能进行了评价。结果表明,新型乳液防水锁剂FRT-2能够大幅降低水溶液的表面张力值,具有良好的表面活性;FRT-2能有效改善目标低渗透气藏储层段天然岩芯表面的润湿性,使其由亲水性转变为中性润湿;FRT-2对储层段岩屑和岩芯的抑制性能较好;FRT-2还具有优良的防水锁性能,使用质量分数为1%以上的FRT-2溶液驱替岩芯时,岩芯的水锁伤害率可降低至20%以下,水锁伤害程度为弱。研究结果表明,新型乳液防水锁剂FRT-2的综合性能较好,能够应用于低渗透气藏的开发。

海上低渗高含水气藏基于可动水的产能评价方法

南海西部乐东区低渗气藏原生含水饱和度高,探井测试水气比高、层间差异大、孔隙水的赋存状态和可动条件不清,产水气井产能认识不准确。通过气水驱替与核磁共振实验,明确了靶区不同物性岩心可动水赋存特征和变化规律,建立可动水饱和度预测模型,提出了基于可动水产出的产能评价方法。研究表明,低渗气藏储层孔喉半径小,可动水主要赋存在较大的微米级及亚微米级孔喉内;可动水饱和度与驱替压力梯度呈指数正相关关系,Ⅰ类岩心可动水饱和度的的主控因素是渗透率,Ⅱ类岩心主控因素是渗透率和驱替压差;可动水孔隙度与岩心孔隙度呈线性正相关关系,与岩心渗透率呈对数式正相关关系,极限驱替压差下Ⅰ类岩心可动水孔隙度在8%左右,Ⅱ类岩心则明显偏低,为4.2%~6.2%,且受渗透率影响较大。基于可动水产出的产能评价方法在乐东区探井应用效果好,可合理指导乐东区开发井产能研究。

工作液对低渗气藏产能影响机理及储层保护

东海低渗气藏储层黏土矿物差异明显,导致储层损害机理各异、与外来流体接触后对产能影响认识不清,储层保护研究缺少机理支撑。针对上述问题,以东海H气田实际钻完井液体系开展储层损害机理研究,通过采用气体作为驱替介质、延长循环时间、建立初始含水饱和度等方法优化动态损害评价实验。在此基础,建立了钻完井液侵入深度与表皮系数数学模型,系统分析钻完井液体系对气层的损害机理,评价损害程度。最终综合地质因素、储层损害机理优选H气田储层保护技术。实验结果表明,钻完井液初期侵入速度快,5 d后基本稳定;钻完井液侵入主要发生水锁、配伍性及固相堵塞孔喉等损害;优化暂堵颗粒、增加返排压差能够有效降低钻完井液对储层损害程度。研究成果为低渗气藏高效开发、产能释放提供基础支撑。

海上低渗气藏产能测试与预测评价技术

由于海上低渗气藏测试的特殊要求(时间长、成本高),通常采用修正等时试井等测试时间相对较短的测试制度,但实践显示对于海上低渗气藏的测试中生产稳定点的获取仍然较难。在采用常规测试方法往往并不能获取有效分析数据的背景下,加之海上勘探测试井次有限、低渗气藏的强非均质性等因素,造成海上气藏未测试区域产能无法预测,储层产能空间展布情况不明,最终导致气田开发方案优化、井位部署中出现低产低效井风险增高。

东海低渗气藏特殊渗流机理数值模拟研究

东海低渗气藏气水分布复杂,存在明显的非线性渗流特征及相渗时变效应,常规数值模拟方法对复杂渗流机理的表征存在局限性。针对存在问题,基于渗流机理研究完善运动方程,明确初始流体饱和度分布及渗流参数时变规律,建立考虑流体非线性渗流及时变效应的低渗气藏渗流数学模型;基于参数敏感性分析,明确特殊渗流机理对低渗气藏开发的影响。通过对典型低渗气藏东海H气田进行实际应用,检验方法的先进性。结果表明,气井动用范围及井底流压受非线性渗流影响而减小;时变效应导致气井产水量增大、稳产时间缩短。形成的数值模拟方法提高了低渗气藏的拟合精度,模拟结果符合实际气井生产动态,为后续精细开发提供了依据。

海上低渗气藏高矿化度入井流体储层敏感性研究

评价高矿化度入井流体储层敏感性对于海上油气藏压裂液研发至关重要,由于海上压裂作业具有较强的特殊性,从钻开储层至压裂作业的时间周期较短,无法及时进行储层敏感性评价会造成压裂液体系设计不准确,对压裂效果造成较大影响。基于此,通过开展室内实验评价了东海某低渗气藏高矿化度入井流体的储层敏感性,结果表明:东海某低渗气藏具有强水敏、强盐敏、弱酸敏和弱碱敏的储层敏感性,而孔喉空间小和比表面大产生的水相滞留是导致储层强水敏的主要原因,盐结晶堵塞则是导致储层强盐敏的主要原因。该结果可为东海某低渗气藏压裂液研发提供强有力的技术支撑。

地应力-岩石力学分析在东海低渗透致密砂岩气藏水平井压裂中的应用

明确现今地应力分布规律和岩石力学特征是提高水力压裂效果的重要基础。目前海上低渗透致密砂岩气藏地应力分布及岩石力学参数研究尚不充分,且海上测井存在声波时差曲线缺失及密度曲线易失真等问题。因此,采用东海西湖凹陷A区已压裂井Well-1和Well-A2的测井、地震及水力压裂技术资料,通过声波时差及密度测井曲线重构方法形成了井筒地应力及岩石力学参数分析技术,结合建立的地震驱动的构造应力场及三维脆性指数预测技术,形成了适合东海西湖凹陷低渗透致密砂岩气藏的地应力及岩石力学研究技术体系,并以东海西湖凹陷第1口多级压裂水平井Well-A4H作为应用对象,从钻井及水力压裂等方面对该技术体系进行了应用评价。研究表明,该技术体系可用于对东海西湖凹陷低渗透致密砂岩气藏多级压裂水平井进行钻前井位优化、钻后分析,以及指导压裂方案设计、优化及压后效果评价,保障东海西湖凹陷低渗透致密砂岩气藏多级压裂水平井顺利开展地质工程一体化施工。

鄂尔多斯盆地低渗-致密气藏水平井全生命周期开发技术及展望

基于鄂尔多斯盆地天然气开发实践,系统描述了低渗-致密气藏地质特征。依据水平井开发的主要对象、技术参数和生产指标等因素,将水平井开发历程划分为实践探索、攻关试验、规模应用和优化提升4个阶段。详细阐述了鄂尔多斯盆地水平井开发的技术内涵,系列开发技术包括多学科甜点优选技术、多层系大井丛整体部署技术、多专业融合导向技术、精细化压裂改造技术以及全生命周期生产管理。综合评价了不同气藏水平井的开发效果及潜力,认为致密气水平井具有良好的开发效果和前景;明确了加强多学科全过程联合研究是水平井技术发展的主要方向,也是实现低品位天然气资源规模、效益开发的关键。今后面对深、薄、低丰度等更为复杂的开发对象,将针对性地优化、提升苏里格等老气田水平井技术,攻关形成庆阳、宜川等新气田水平井配套技术,超前储备页岩气、煤层气等新型天然气资源水平井有效开发技术,为鄂尔多斯盆地天然气上产及稳产提供技术保障。

低渗气藏气井堵塞停产分析及解堵技术应用——以鄂尔多斯盆地长庆气区为例

鄂尔多斯盆地长庆气区低渗透岩性气藏进入开发中后期,气井因井下堵塞造成产量下降,甚至停产。针对这一问题,根据堵塞原因分析,将气井堵塞分为井筒及近井储层腐蚀结垢、井筒出砂积砂和近井储层水锁损害三大类,并开展了堵塞机理和堵塞原因判识研究。在此基础上提出了井筒除垢、连续油管冲砂,近井储层深度酸化和解水锁为主体的差异化解堵技术对策,长庆气区现场应用取得了良好效果,2018—2022年复产气井752口,单井平均年增气量140×10^(4)m^(3),年增气量超过10.0×10^(8)m^(3),产出投入比超过6.0,解堵效果显著、经济效益突出,有效解决了气井因堵塞而停产或低产的难题,为长庆气区气井解堵技术体系的完善和其它同类气藏的解堵复产提供了有效的技术支撑和保障。

低渗透气藏有机硅防水锁剂的制备与性能评价

针对低渗透气藏钻完井过程中因水相侵入引发的水锁损害问题,以双端含氢硅油(DHSO)、烯丙基缩水甘油醚(AGE)、三甲胺盐酸盐(TMHC)等为原料,通过硅氢加成反应和环氧基开环反应合成了一种阳离子有机硅表面活性剂DAT,并复配消泡剂等助剂,构建了有机硅防水锁剂DAH。使用傅里叶红外光谱和核磁共振氢谱对合成产物进行表征,其分子结构符合预期设计;通过表面张力测定、岩心接触角实验、岩心自吸实验、岩心驱替实验等对防水锁剂DAH的性能进行评价。结果表明:1%DAH溶液的表面张力大幅下降至21.28 mN/m;经1%DAH溶液处理后,水相接触角由20°提高至110°,岩心自吸水量下降83.1%,渗透恢复率提高至82.68%。该防水锁剂DAH可大幅降低水相表面张力,能够通过静电作用在岩心表面形成致密吸附膜,将岩心表面润湿性由亲水性反转为疏水性,减少了钻完井过程中的水相侵入,并有助于水相返排,具有优异的降低水锁损害功效,对保护低渗储层产能具有重要意义。

低渗气藏修正等时试井曲线异常处理新方法

为解决低渗气藏气井压降快、压恢缓慢而导致的修正等时试井二项式产能曲线异常问题,通过分析修正等时试井测试数据解释方法原理,在不改变测试制度的前提下,对测试过程中开关井压力进行校正,建立压降和时间关系式,使关井后的压力都校正到初始地层压力值,从而避免了采用等时试井产能方法解释修正等时试井资料带来的不足。文章结合实际井测试资料进行现场分析,分别校正得到新的压降和压恢数据点,二项式产能曲线斜率为正,得到气井产能。结果表明:需对测试数据进行处理才能准确评价气井产能。本文提出的新方法满足产量、时间不变的要求,该方法通过对气井实际生产数据拟合后进行压力校正,可弥补理论的不足,同时处理方法简单,较以往方法更便捷可行。文中提出的低渗气藏修正等时试井产能二项式曲线异常处理方法,实现了对二项式产能异常曲线的有效处理。

新型高温低渗气藏修井液体系的研究与应用

针对常规修井液体系存在的不足,结合平湖气田储层渗透性漏失的特点,研制了一套以改变流动介质流态为主的新型高温低渗气藏修井液体系,并对其性能进行了系统评价。结果表明,该修井液体系具有较好的可泵性、耐温性、热稳定性和抗压漏失性,且腐蚀性小、与地层水配伍性好,具有较好的储层保护性;该修井液体系先后在平湖气田、天外天气田、东方1-1气田的修井作业中成功应用,取得了良好的现场应用效果,推广应用前景广阔。

低渗致密气井井口楔形流量计应用研究

掌握低渗致密气藏在开发生产过程中的变化趋势,通过产量核实制定和验证间歇生产制度的合理性,并持续优化调整,气井井口的流量计在气井动态管理中发挥着重要作用。但是,井口天然气进入地面管线时,属于湿气,含有凝析水或油、饱和水蒸气、轻烃类以及固体杂质。不同区块、不同层位气井湿气构成和组分也不相同,井口工况比较复杂,在用的大部分流量仪表受到出液的复杂因素影响,自动计量并上传的气井产量数据误差都比较大,导致动态管理不能准确地监测气井实际生产情况或措施作业效果。针对此问题,本文提出应用新型楔形流量计,在现场安装试验并修正计算参量后,量程比可达15∶1,差压精度0.075%,年故障率为0.3%,在低渗致密气井井口计量中有较好的适应性,为推动气田动态管理数字化转型提供优质的基础数据。

东海H气田低渗气藏产水定量评价及产能影响规律

针对东海低渗气藏可动水饱和度及产水气井的产能影响机制缺乏定量评价方法的问题,基于室内驱替、离心实验及核磁共振实验并进行统计分析,建立东海低渗气藏衰竭开发过程中可动水饱和度定量预测模型;结合气水相渗曲线及渗流理论,实现了可动水饱和度到生产水气比的精细计算;考虑气井产水的影响,修正产能方程,明确水气比对产能的损害机制,并利用产水气井生产动态参数精确计算气相渗透率,建立气水两相流动态产能评价方法。现场应用表明,东海H气田可动水饱和度小于10%,水气比小于0.97 m 3/104 m 3,受可动水影响,气井产能下降30%,气水两相流动态产能评价结果与多时间点的实测产能基本吻合,研究成果在东海低渗气藏取得了较好的应用效果。