川西气田长水平段井壁失稳机理及对策

四川盆地川西气田中三叠统雷口坡组气藏为潮坪相沉积,埋藏深、储层薄、井壁稳定性差,前期完钻11口水平井井壁失稳频发,影响开发效益。为了确保川西气田后续长水平井打成、打好、打快,有效降低井壁失稳复杂率,以川西海相水平段为研究对象,分析其井壁失稳机理,以及裂缝渗流对井壁稳定性的影响,制定对策措施。研究结果表明:井区井壁失稳主控因素为应力、裂缝、岩性;易塌层分布在最小水平应力钻进方向、裂缝发育区,掉块岩性为石灰岩或灰质白云岩;水基钻井液条件下,岩石强度下降了11.4%~17.5%,坍塌压力增加0.11MPa/100 m;油基钻井液条件下,不考虑裂缝渗流,岩石强度不会因油基钻井液浸泡及其浸泡时间而降低,考虑裂缝渗流,裂缝摩擦系数因油基钻井液浸泡下降12.8%,坍塌压力增加0.05~0.08 MPa/100 m。结论认为,按研究成果精细预测的钻井液密度窗口、水平段轨迹优化,确保了6口长水平井顺利完钻,井壁失稳复杂率降低43%,完井测试获天然气产量172×10^(4)~325×10^(4)m^(3)/d。

川西气田雷口坡组气藏地质特征与开发技术政策

为了确保四川盆地川西气田中三叠统雷口坡组气藏的开发效果,以该气田为研究对象,综合薄片、压汞、测试等资料,分析了储层特征、气水分布等影响开发效果的核心地质因素,确定了开发技术对策。研究结果表明:①该气田处于龙门山前逆冲推覆构造带,构造为北东—南西向展布的长轴状断背斜,呈北高南低的格局,金马构造及鸭子河构造翼部层间小断层和彭县断层伴生小断层较发育;②沉积相为潮坪相,沉积亚相主要为潮间—潮下带亚相,有利沉积微相为云坪、藻云坪,横向展布相对稳定;③储层为白云岩薄互层,具有“千层饼”特征,纵向分为上下两段,具有上薄、下厚的特征,整体表现为低孔隙度、低渗透率特征,储集空间可分为溶蚀孔隙、溶蚀孔洞和微裂缝3种类型;④气藏由北向南不同构造的气水界面逐步降低,呈北高南低分布。结论认为:①按照效益优先、少井高产、有效接替、持续稳产的原则,以构造高部位为优先建产主体目标区,采用一套开发层系,以下储层为主,兼顾上储层,局部细分层系;②该气田处于人口稠密区,采用丛式井组,集中部署大位移、长靶间距大斜度井,提高单井产能和储量动用程度;③优化不同类型气井合理产量,确保边水整体均衡推进;④在主体区进入稳产末期,外围有序接替,实现气藏长期稳产,进一步提高了气藏采收率。

核磁共振测井在川西气田储层评价中的应用

川西气田雷口坡组储层形成于潮坪相沉积环境,目前已处在开发建产阶段,且井型多为大斜度气井,常规测井测量的项目不全导致该区域储层评价工作存在一定难度。为充分了解储层各项参数和流体性质,对该区域大部分已完钻气井补充开展了核磁共振测井工作。在核磁共振测井原理基础上,对川西气田雷口坡组气藏储层开展一维核磁共振物性参数计算,并尝试使用核磁共振T2谱构建储层毛细管压力曲线,进而开展储层孔隙结构特征和裂缝研究。研究结果表明,利用一维核磁共振测井资料计算川西气田雷口坡组气藏储层物性参数的应用效果较好,计算结果和岩心分析数据、常规测井解释成果及测试结论一致;利用核磁共振T2谱构建的毛细管压力曲线的分布特征与岩心实测压汞曲线的分布特征规律一致,因此,当实测压汞曲线资料缺少时,可以利用核磁共振T2谱构建全井段的毛细管压力曲线,进而分析孔隙结构特征;由于裂缝型和孔隙型储层毛细管压力曲线形态不同,可以借助构建的毛细管压力曲线来评价储层裂缝分布情况。综上,核磁共振测井技术在川西气田雷口坡组气藏储层的应用效果较好。

流动单元在潮坪相碳酸盐岩储层中的应用:以川西气田雷四3亚段为例

四川盆地川西气田雷四3亚段潮坪相碳酸盐岩储层经历了复杂的沉积、成岩及多期岩溶作用改造,纵横向非均质性强,储层流动单元划分研究比较薄弱。通过岩心、岩屑、薄片和测井资料,总结不同沉积微相的测井响应模式,分析岩相与储集空间类型、物性之间的关系,并筛选出岩相敏感测井曲线;优选储层品质参数(RQI)和岩相敏感测井曲线自然伽马(GR)、深侧向电阻率(RD)等参数利用聚类分析将川西气田雷四3亚段潮坪相碳酸盐岩储层划分为3类流动单元,储层岩性特征和物性特征的结合,形成了综合考虑岩相、孔渗特征、储集空间类型等参数的流动单元划分标准及采用多参数聚类、判别分析快速划分流动单元的方法。该方法既考虑了储层形成的原生沉积作用,又兼顾了该类储层多期岩溶作用改造后的物性变化,岩相、物性和储集空间类型的综合能有效避免流动单元划分的多解性。将流动单元宏观上渗流特征用微观孔隙结构进行对比验证。结果表明:该方法对川西气田雷四3亚段潮坪相碳酸盐岩储层流动单元划分具有较好的应用效果,可为储层品质评价、提高储层评价的精度和开发方案的制定提供依据。

川西气田海相超深水平井成像测井工艺研究

川西气田海相超深碳酸盐岩气藏是四川盆地的重要油气勘探开发目标,但超深、高温高压、高含硫和井壁稳定性差等复杂井况一直制约着水平井成像测井资料数据采集,对气藏评价和产能建设产生了严重影响。本文针对性地开展了应对川西气田海相超深水平井复杂井况的成像测井仪器和配套工具研究,研制了高强度高温高压偶极声波和灯笼体电成像测井仪器及大功率泵下枪和高强度可调金属扶正器超深水平井成像测井配套工具,建立了安全、高效、可靠川西气田海相超深水平井成像测井工艺,形成的川西气田海相超深水平井成像测井工艺取得了良好的现场应用效果,具有广阔的应用和推广前景。

四川盆地川西气田雷口坡组气藏储层特征及其主控因素

近年来,中国石油化工股份有限公司在四川盆地西部中三叠统雷口坡组天然气勘探中取得了重要的进展,川西气田已成为其“十三五”天然气勘探开发增储上产的重点区块。为了进一步认识川西气田雷口坡组储层的特征及控制因素,基于对岩石薄片、岩心等的观察,利用岩心物性和压汞曲线分析资料,结合测井解释成果,研究了该区石羊场金马鸭子河地区的储层特征及储层发育控制因素。研究结果表明:①该区雷口坡组发育潮坪相白云岩储层,可划分为上、下两个储层段和一个隔层段;②上储层段储层岩性、储集空间类型和孔喉组合相对简单,以微(粉)晶云岩为主,局部发育相对优质的中孔隙度低渗透率的微晶云岩储层,主要为孔隙型储层;③下储层段储层岩性、储集空间类型和孔隙结构复杂多样,非均质性强,以(特)低孔隙度(特)低渗透率储层为主,主要为裂缝孔隙型储层;④储层纵向上非均质性较强,各类储层呈薄互层交替出现,有效储层厚度介于30.0~56.6m,但下储层段的累计厚度和整体物性优于上储层段;⑤云坪、藻云坪微相和白云石化作用控制了白云岩的分布,为储层发育奠定了岩性基础;⑥潮间带高频旋回控制的多期准同生溶蚀作用是优质储层发育的关键因素;⑦埋藏期的油气充注抑制了规模胶结物的形成,使得早期形成的孔隙得以较好的保存。

川西气田储层孔隙结构特征及其对产能的影响

四川盆地川西气田中三叠统雷口坡组气藏储层非均质性强、微观孔隙结构复杂、单井天然气产能差异大,目前对于微观孔隙结构特征及其对产能的影响认识不清。为此,采用毛细管压力曲线、核磁共振及CT扫描等方法,研究了不同类型储层的储集空间组合类型及其微观孔隙结构特征,利用相关性分析和数值模拟等方法分析了微观孔隙结构对产能的影响因素。研究结果表明:①储集空间类型为孔隙型、裂缝—孔隙(洞)型及孔洞型,以孔隙型为主;②储层类型有3类,Ⅰ类储层主要为裂缝—孔隙(洞)型,Ⅱ类和Ⅲ类主要为孔隙型;③孔隙型储层品质参数、分选系数和平均孔径较小,裂缝—孔隙(洞)型储层品质参数、排驱压力和平均孔径较大,孔洞型储层介于两者之间,裂缝—孔隙(洞)型储层连通性最好,孔隙型和孔洞型次之;④储集空间类型中裂缝—孔隙型产能最高,孔洞型次之,孔隙型稳产能力相对较好;⑤微观孔隙结构对产能有明显影响,其中喉道特征参数、中值压力、排驱压力和分选系数对产能影响较大。

川西气田定向井柱塞气举最大井斜应用界限研究

柱塞气举排水采气工艺一般应用于直井,而川西气田大部分井钻井均采用大斜度定向井井身结构,由于井身结构的复杂性,与直井相比,常规的泡沫排水采气工艺在定向井中适应性较差。为此,引进了柱塞气举排水采气工艺。为了探索该工艺在川西气田定向井的应用,根据柱塞下入过程中与井眼轨迹的相对关系,采用三角函数法及交汇法,推导了柱塞气举在在大斜度定向井中最大造斜率应用界限的计算方法。在川西气田大斜度定向井川孝601-4井开展了柱塞气举试验,试验过程中顺利下入柱塞,柱塞运行平稳,产气量、产水量均大幅增加,排水效果较好,试验取得了圆满成功。该试验的成功拓宽了该项工艺的应用范围,丰富了川西气田气井的排水采气措施。

川西气田可钻桥塞分段压裂技术

可钻桥塞分段压裂既能同时满足不限级数和大排量压裂的需求,又能满足压后井筒畅通,利于井下作业和生产,对非常规油气藏体积压裂具有较强适应性。通过分簇射孔参数优化、分段压裂参数优化,配套桥塞选型及井口装置、泵送及钻磨参数研究,形成了可钻桥塞分段压裂技术,解决了大排量压裂与井筒畅通的矛盾,在川西气田开展三井次先导试验,最大分段数达到15段,最多射孔簇数43簇,最高施工排量18 m3/min,压后成功钻磨桥塞。

川西气田雷口坡组潮坪相白云岩准同生溶蚀特征及对优质储层分布的影响

四川盆地西部川西气田的中三叠统雷口坡组四段潮坪相白云岩储层以发育大量组构选择性溶蚀孔隙为特征,储层在平面上大面积分布,但优质储层具有纵向薄、横向非连续分布的特征,空间分布规律不清,直接影响了川西气田大斜度水平井的部署。通过岩心和薄片观察岩石结构构造、储层孔隙特征,同时利用岩石碳氧同位素和阴极发光测试资料,结合潮坪相高频沉积旋回垂向序列特征分析,对川西气田雷四段潮坪相白云岩储层的准同生溶蚀特征、溶蚀强度的控制因素以及准同生溶蚀对优质储层分布的影响进行研究。结果表明:①以渗流豆粒、钙结壳层及层状分布的窗格孔发育为主要特征的准同生溶蚀作用,是雷口坡组优质储层分布的关键控制因素。②受潮坪环境频繁的海平面变化形成的高频沉积旋回控制,准同生溶蚀作用具有单期暴露溶蚀时间短、面积大及多期叠加暴露溶蚀的特征。准同生溶蚀强度受沉积旋回垂向序列特征和单个沉积旋回厚度共同控制。③川西气田主要发育4种类型的沉积旋回,其中潮间上部—潮上带形成的高频沉积旋回最有利于准同生溶蚀作用发生。单个沉积旋回自下而上距离暴露面越近,孔隙越发育,碳氧同位素组成值略变低,测井GR值变高、深浅电阻率变低。单个旋回的中上部准同生溶蚀作用最强,容易形成优质储层;单个旋回厚度小于5 m时,优质储层在纵向上发育比较集中,横向上分布比较连续。

川西气田水平井排水采气技术及应用

水平井逐渐成为川西气田开发的主要方式,但受储层特征及特殊井身结构影响,水平井排液困难,部分气井井底积液严重,常规泡排、气举工艺不能完全满足排液需求。根据各排水采气工艺原理及水平井井身结构特殊性,通过药剂室内评价实验、加注方式优化及固体药剂外形尺寸研究等措施对水平井泡排工艺参数进行了优化,通过现场应用取得了较好效果。针对常规泡排不能满足排液需求的水平井相应开展了气举、毛细管、速度管柱等排水采气工艺,均取得了显著效果,初步形成了适合川西气田的水平井排水采气技术。

应力敏感对川西气田低渗气藏渗流的影响研究

川西气田中浅层主力气藏平均有效渗透率大多小于0.1×10-3μm2,具有典型低渗致密气藏特征。对于低渗油气藏渗流过程中应力敏感的影响程度,目前在国内外还存在较大的争议:有学者认为低渗透储层存在着较强的应力敏感性;也有学者认为储层岩石越致密,其对应力的敏感程度越低。地层压力变化可以作为验证低渗气藏是否存在应力敏感的重要参数。川西气田多数气井需压裂投产,因此本文仅针对压裂气井建立产能方程,并进行优化,从而建立物质平衡与方程优化法。利用物质平衡与产能方程优化法对CX135井,新场沙溪庙组气藏以及马井蓬莱镇组气藏的部分气井地层压力进行分析,发现考虑应力敏感和不考虑应力敏感计算所得的地层压力、无阻流量很相近,误差在5%以内,这说明应力敏感对川西低渗气藏气体渗流的影响较小,在产能计算过程中可以忽略不计。

川西气田压裂液及压裂工艺技术

针对川西气田低孔渗、非均质、多层系、多压力系统、多数井不经储层改造难以形成工业产能的情况 ,以压裂液的配伍性为基础、携砂性能为重点 ,研究应用了低温、中高温两种压裂液体系 ;实施了分层压裂、重复压裂、测试压裂、喷砂射孔预处理等一整套适合致密碎屑岩气藏特色的压裂改造工艺技术 。

川西气田反凝析作用对气藏开发的影响

针对川西致密砂岩气藏反凝析作用导致气井产量下降的问题,基于反凝析伤害室内实验和产能拟合计算,认识到生产中后期会出现反凝析现象,凝析油一旦在储层内析出,气井渗透率下降38.44%~54.07%,气井产能将下降19.09%~37.26%。反凝析治理对策主要通过合理控制气井配产,提高露点压力以上天然气采收率,气井生产后期通过“注表面活性剂+注气”措施进行解除。

水平井全通径分段压裂工艺在川西气田的研究和应用

由于常规Y341套管封隔器分段压裂,压裂液返排不够通畅,影响了返排及压裂改造效果。通过调研评价全通径压裂工艺技术,优选连续油管拖动底封分段压裂工艺、K344封隔器分段压裂工艺等全通径分段压裂工艺进行现场试验。介绍了这两个工艺的原理、特点及现场试验情况,对现场试验结果进行了分析。

川西气田采出水处理现状及技术对策研究

川西气田气水同产现象十分普遍,产出的采出水具有高COD含量的特点,处理达标外排十分困难。针对目前川西气田采出水处理现状,本文通过对川西气田采出水进行水质分析,明确了采出水COD值偏高主要是由于泡排剂等药剂的大量加入和凝析油的乳化,提出源头分类、达标排放及回收再利用等技术对策来协同处理采出水,为西南油气田缓解采出水环保压力提供了方法和思路。

川西气田低压低产井净化与排液联合作业技术

针对川西气田低压低产井长期注入起泡剂,造成井底污染和排液双重难题,研制了井底净化药剂,实验表明驱替致密砂岩天然裂缝岩心后,渗透率提高44%,启动压力降低了11%,净化效果明显。配套了“小液量泵注+措施排液+多次净化”一体化作业技术,现场应用10口井,措施有效率达到80%,单井平均产量上涨49%,措施有效期达到138 d,累计增产天然气59×104m3,经济效益显著,为同类气井治理提供了借鉴意义。

川西气田井下节流推广技术瓶颈及解决方案

井下节流工艺可降低站场建设成本,稳定气井生产,减少温室气体排放。川西气田从2006年开始引入井下节流工艺,但丛式井开发模式造斜点浅、井斜角大以及流体节流后温度必须大于水合物形成温度的理论,导致井下节流工艺应用程度不高,且因维护工艺存在不足,造成井下节流器投放失效率达22%,打捞失败率达35%。为克服以上技术难题,基于地层加热和流体冲蚀理论,优化节流器设计下深,解决了大斜度井实施井下节流工艺难的问题;优选了多胶筒棘刺节流器,制定了合理的井下节流器维护制度:活动式打捞周期为半年1次,固定式打捞周期为1年1次,提出地面安全防护措施:油压→针阀→油嘴套→井口高低压截断阀→地面流程,从而提高节流器可靠性,解决了井筒卡堵、打捞困难。2016年川西气田共对12口井实施井下节流,工艺施工成功率100%,打捞成功率100%。

川西气田地层水与储层配伍性研究

川西须家河组气藏和沙溪庙组气藏地层水产量大、矿化度高,目前最有效的处理方式是异层回注处理。但对不同气藏的地层水同时进行回注时,要保证回注成功和回注系统正常运行,必须对水质进行配伍实验。针对川西地区须家河组气藏与沙溪庙组气藏地层水的水质特征和储层特性,进行水质、储层配伍性实验,从而了解影响回注效果的因素,提出了地层水回注过程中的注意事项与解决措施。

低温蒸馏工艺在川西气田的运用和优缺点

针对近几年川西气田须家河组气藏试采力度加大,产出地层水量大幅上升,高矿化度地层水处理难度大、手段缺乏,处理外排面临着较大环保隐患的难题,最新引进海水淡化低温蒸馏处理技术来处理石油天然气高氯废水,描述了低温蒸馏技术的工艺原理、在川西气田的运行现状、存在的技术问题及解决方法,揭示了该技术在石油天然气行业具有很好的推广前景。