川东石炭系黄龙组层序地层划分及储层特征分析

利用高分辨率层序地层学方法对川东地区TMC气田某区块石炭系碳酸盐岩地层横剖面进行了高频层序划分,在此基础上对该区沉积微相特征与储层分布规律的关系进行了分析,对石炭系顶界的差异风化剥蚀现象进行了解释。应用碳酸盐岩岩石物理学的观点,分析了形成该区石炭系地层和储层速度特征的地质原因,即石炭系的块状高速特征是石炭系成岩作用强,白云岩化程度高,沉积岩性颗粒相对较粗,孔隙类型以溶孔、溶洞为主等地质特征的综合反映。该地区有效储层表现为块状高速特征中的若干相对低速(薄)条带。

川东石炭系气藏含硫气井完井工艺探讨

为满足气井长期开采的需要,对川东石炭系目前的完井方式、完井管柱、油管及其材质、井下工具和井口装置进行系统的分析和研究,认为川东石炭系最好选择φ177.8mm套管(或φ127mm尾管)射孔完井;优选油管尺寸;选用抗硫材料,加缓蚀剂保护,采用生产封隔器完井等防腐方法。通过现场实施,气井产能得到明显提高。

川东石炭系气藏合理开发井网分析及探讨

在川东地区的石炭系气藏,以福成寨、张家场等为代表的老气田开发效果较好,各生产井配产合理,全气藏始终维持均衡开采,未明显引发边水的快速推进,动态储量逐步增大,气井稳产时间延长,开采效益很好;而以云和寨、双家坝等为代表的新气田,因生产井网较稀、井距较大,气井控制全气藏的难度较大,而单井配产又高,气井在投产2～5a后就易引发严重的压降漏斗,导致气井提前产水,并使部分含气区的储量被水淹或分割而无法动用,气藏稳产期缩短,难以达到开发预测水平,开发效益变差。文章通过总结川东地区石炭系气藏20多年的开发经验,对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的综合对比,认为合理的生产井网密度对中—低渗非均质性气藏是非常重要的,是确保气藏开发指标如期实现、提高气藏最终采收率和整体开发效益的关键因素。中—低渗非均质性气藏的合理井网密度为3.0km2/口左右,单井控制的储量(5.0～10.0)×108m3,采气速度控制在3.0%～4.0%。

川东石炭系影响白云岩酸蚀裂缝导流能力因素的试验研究

文中利用多功能酸液环流装置 ,针对川东石炭系白云岩 ,研究了闭合压力、溶蚀量以及刻蚀形态等因素对酸蚀裂缝导流能力的影响规律 ;同时采用温度、排量、酸浓度、缝宽 4因素四水平的正交实验 ,综合考察了温度、排量、酸浓度、缝宽四种因素对酸蚀裂缝导流能力的影响主次顺序为 :缝宽 >浓度 >温度 >排量。这对优化酸化设计 ,提高酸蚀裂缝导流能力 ,有重要的指导意义。

气举工艺在川东石炭系气藏治水中的应用

中国石油西南油气田公司重庆气矿在吊钟坝气田和沙坪场气田石炭系气藏实施了以气举排水采气工艺为中心的治水工程,取得了显著效果。文章对实施气举排水采气工艺初期出现的高压气源、高压气举管线输送、气田水回注等配套工程以及气举工艺运行过程中存在的问题及采取的对策,进行了分析、总结,提出了在川东石炭系气藏整体治水过程中,应推广气举排水工艺、保护好高压气源,重视高压气源管线、气田水回注和地面采气工艺流程等配套建设。建议针对性地在沙坪场气田天东90井实施增压连续气举、在吊钟坝气田池27井实施循环增压气举等措施。文章对川东地区出水气藏地层水治理工程配套建设具有一定的指导意义,同时可作为其它气田地层水治理工作的参考。

川东石炭系地层水地球化学特征与天然气的关系研究

地层水在油气田勘探开发中有着重要的作用。通过分析川东石炭系地层水地球化学特征与原始沉积环境、流体压力和地层作用的影响,研究了本地区气水分布的状况,受挠因素以及地层水与天然气的富集关系。由地层水的地球化学特征,可以推断沉积环境和天然气的富集。

池27井区治水效果分析及川东石炭系气藏治水建议

池39井是大池干气田吊钟坝高点的一口高产气井,由于受到边水侵入的影响,严重制约了气藏的开发。从1997年开始实施“池27井区排水采气工程”,工程利用池39井和池27井相互连通,从边水区的水井池27井主动排水泻压,抑制水侵规模,降低水侵程度,从而恢复池39井的产能。工程在实施初期取得了一些有利的变化趋势,但因机抽排水力度不够而未达到预期目的,因此建议改机抽排水为电潜泵排水,加大排水力度,恢复池39井产能。川东石炭系气藏多数存在边水,其侵入方式分2种:一种是沿高渗区突进;一种是沿中低渗区渐进。对于沿高渗区突进的水侵治水初步意见为排水采气;中低渗区渐进水侵治水采用控水采气。

川东石炭系低压气井解堵工艺研究与应用

川东石炭系气井生产时间长,部分气井出现不同程度的井筒堵塞影响产能,常年反复酸化导致气井井周形成大的近井酸蚀通道,酸液未发挥作用就已漏失,酸化效果差且稳产周期短。鉴于目前川东石炭系气井解堵难的问题,通过井筒堵塞物分析明确了堵塞物主要由铁的氧化物、碳酸盐、BaSO 4和SiO_(2)等无机物和月桂醇聚醚类有机物组成,推荐的解堵工作液体系(15%(w)HCl+1%(w)缓蚀剂+2%(w)铁稳剂+3%(w)表面活性剂)在地层温度下对垢物的溶蚀率最高达77.6%。对不同堵点位置的堵塞提出了针对性的解堵工艺,油管堵塞推荐连续油管或油管注酸解堵,套管堵塞推荐真空回位抽砂工艺,地层堵塞推荐泡沫酸酸化解堵。采用研究的解堵液体系和工艺开展现场试验6口井,解堵有效率100%,为本区和同类型低压气井解堵提供了有效的技术手段。

川东石炭系气藏开发方式对采收率的影响及技术对策

川东石炭系气藏非均质性较强,渗透率差异较大,部分区块水侵影响较严重,气藏处于开发中后期,如何提高采收率已经成为一个重要课题。气藏的采收率受到地质因素及开发因素的双重影响,地质因素是气藏固有特征,决定气藏品质,开发因素决定现有技术条件下对气藏的开采效果。为了提高川东石炭系气藏采收率,在地质特征基础上,通过模拟不同开发方式对采收率的影响,分析开发效果并提出技术对策。分析结果表明:条带状、椭圆状气藏开发井网应先沿构造轴线高部位线形布井,再向气藏边翼部呈“之”字型布井;近等轴状气藏开发井网部署应遵循“网格状”均匀布井的原则;低渗透储量应以水平井或大斜度井开发,水平井合理井距应控制在1000 m左右;水平井的实施效果与储层物性相关,水平井应尽量避免部署在易出水的区域;无边水、底水气藏的开发规模越大,气藏采收率越高,但是有边水、底水气藏,较大的开发规模会导致边水推进、底水锥进,反而无法提高采收率;合理的废弃条件可以实现产量及效益双增加。

川东石炭系二次开发“起航”

2007年7月30日，中国石油西南油气田公司启动川东石炭系储层二次开发先导性试验。20世纪70年代，四川油气田向海相地层进军，在相18井发现川东石炭系储层，之后发现20多个以这个储层为主力产气层的气田，进而成为川渝地区天然气生产的中坚力量。相18井被中国石油命名为“功勋气井”。如今，川东石炭系储层的探明储量约占川东地区的80％，累计产气量约占川东地区的65％。

四川油气田超深水平井创钻井、酸化新纪录

近期，中国石油西南油气田重庆气矿对川东石炭系超深水平井板东006-HI井注入转向酸1530m2、分11段成功实施大型酸化作业，创造了四川油气田注酸量和分段级数最多、石炭系水平段最长的超深水平井裸眼分段酸化纪录。