长庆气区关停气井挖潜措施技术与展望

长庆气区天然气资源丰富,天然气田均为低渗—致密气田,主要以致密气为主。随着气田开发深入,存在气区关停井、低产井“存量大、分布广、复产难”实际问题,为气区的长期效益稳产带来艰巨挑战。文章通过开展长庆气区关停井措施挖潜实践及应用评价,结合气井动静态特征,分析气井关停的形成原因及技术难点,优选挖潜措施类型,优化工艺参数,强化效果评价,初步形成了“储层挖潜、井筒治理、地面配套”三大评价挖潜措施工艺技术系列,实施挖潜井1497口,累计增气超50×10^(8) m^(3),成效显著。随着长庆气区天然气勘探开发不断推进,气藏“埋藏深、储层薄、单井产量低、水气比高”特点更加突出,还需进一步开展老层剩余储量挖潜、层间储量动用、井筒复杂处理、积液停产井快速复产及综合治理、地面工艺技术配套等技术攻关,以实现气田气井挖潜措施工艺关键技术的迭代升级,更好支撑长庆气区的稳产及长远发展目标。长庆气田老井措施挖潜及增产技术体系的建立,助力了长庆气区的增储上产,为长庆气区稳固国内战略大气区地位及长期发展提供了较好的参考及借鉴。

川中蓬莱气区龙王庙组储层特征及其与磨溪—高石梯地区对比

川中蓬莱气区下寒武统龙王庙组钻遇良好碳酸盐岩储层,天然气显示好,成为继川中地区安岳大气田后龙王庙组重点勘探区之一,但储层发育规律不明制约了勘探部署。基于最新的钻井及分析测试等资料,系统分析了蓬莱气区龙王庙组储层特征及主控因素。研究认为,蓬莱气区龙王庙组具有陆源碎屑与碳酸盐混合沉积背景,储层主要分布在龙王庙组中上部;储集岩石类型主要为(残余)颗粒白云岩和结晶白云岩;储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、晶间溶孔及微裂缝;以低孔低渗储层为主,储层厚度主要介于10~42 m之间。储层发育受控于层序地层、岩性及成岩作用等,进积型准层序组和准层序中上部的(残余)颗粒白云岩和结晶白云岩是储层发育主要部位,大气淡水溶蚀、油气溶蚀作用及破裂作用是核心建设性成岩作用。对比安岳大气田主体区磨溪—高石梯地区,认为储层主控因素相近,主要受颗粒白云岩、溶蚀作用、破裂作用等控制,但蓬莱气区龙王庙组储层具有灰质含量高、陆源碎屑含量多、准同生期暴露弱等特点,寻找准同生期暴露的高能颗粒白云岩和细晶白云岩及表生岩溶改造的白云岩是蓬莱气区重点关注的储层目标。

四川盆地蓬莱气区震旦系灯影组二段储层特征及其控制因素

蓬莱气区震旦系灯影组天然气勘探取得重大突破,单井产量屡创新高,显示了蓬莱气区灯二段良好的规模资源潜力。但目前该区沉积、储层特征及其主控因素仍未明确,优质储层预测存在极大困难,严重阻碍了下步勘探部署和储量升级。在此背景下,为进一步深化蓬莱气区沉积储层特征研究并揭示优质储层主控因素,利用最新的岩电、地震及分析测试资料,对蓬莱气区灯二段开展新一轮沉积储层研究。结果表明:灯二段储集岩性为丘滩相凝块、砂屑云岩,储集空间包括孔隙、溶洞及裂缝三大类,储层展布纵向上差异大,平面上连续性较强。优质储层发育受沉积相带、岩溶作用及成岩作用的共同控制,其中,沉积相带是灯二段优质储层形成的基础;岩溶作用决定了储层储集性能;后期成岩作用是影响灯二段优质储层形成的重要因素。灯二段整体含气性良好,发育多个大型岩性圈闭,研究认为岩溶改造下的丘滩相岩性圈闭体是下步勘探的有利目标区带,亦是盆地天然气万亿方资源增储上产新阵地。该研究为明确蓬莱气区灯二段沉积、储层特征及其主控因素提供了基础材料与研究实例,以期为后续勘探开发工作提供借鉴。

四川盆地蓬莱气区震旦系灯影组二段岩溶古地貌与控储模式

基于钻井岩心描述、薄片鉴定、测井资料以及三维地震资料,对四川盆地蓬莱气区震旦系灯影组二段(灯二段)表生岩溶古地貌与储层发育规律进行系统研究。结果表明:(1)蓬莱气区灯二段垂向上可划分为地表岩溶带、垂直渗流带、叠合带、水平潜流带和深部缓流带,其中水平潜流带发育储层厚度最大。(2)采用双界面法恢复了蓬莱气区灯二段岩溶古地貌,划分为4个一级古地貌单元:岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶洼地和岩溶盆地,整体表现为“一高、一斜、两洼”的古地貌特征。(3)东部高石梯—磨溪地区为岩溶高地,中部发育岩溶斜坡,西北侧及西南侧为岩溶洼地。岩溶高地主要发育垂直渗流带,岩溶斜坡主要发育水平潜流带。蓬莱气区灯二段储层的发育由岩溶古地貌与沉积相联合控制。(4)表生岩溶储层是四川盆地蓬莱气区灯二段的主要储层类型,岩溶斜坡叠合丘滩体微相形成了优质储层。

精细控压排气降密度技术在蓬莱气区的实践

蓬莱气区储层埋藏较深,极易出现“喷漏同存”的复杂情况,常规钻井技术条件下,井筒压力波动较大,处理复杂时间较长且在处理过程中易造成二次复杂,故现在多选用精细控压钻井技术处理同井段存在多压力系统和窄安全密度窗口的问题。针对上述问题,文章介绍了精细控压钻井技术的控压排气降密度方法,通过精细控压钻井技术控制井底压力微小于地层压力,让地层流体有控制地进入井筒并释放,以重建安全密度窗口,并将其在该区块实际应用效果跟常规钻井技术进行了对比,不仅减少了复杂处理时间,提高了钻井作业效率,而且有效降低了复杂处理过程中的井控风险,验证了该技术的可行性,其显著提升了钻井过程中控压排气降密度效率和安全性,建议后续在蓬莱气区进一步推广应用该技术。

四川盆地蓬莱气区地层压力纵向分布规律

针对四川盆地蓬莱气区超深井地层压力系统纵向展布不清晰、溢漏复杂频发等问题,综合运用理论研究与工程地质信息分析方法,剖析蓬莱气区不同岩性地层异常高压形成机制,建立科学合理的蓬莱气区砂泥岩与碳酸盐岩地层异常高压预测模型,并以现场溢漏信息与地层压力实测数据为参考,构建蓬莱气区全井段地层压力纵向展布剖面。结果表明:蓬莱气区发育有多套地层压力系统,不同岩性地层异常高压形成机制不同,应分层分段科学选择地层压力预测模型;蓬莱气区陆相砂泥岩地层多为异常高压地层,建议选用声波时差方法与Eaton方法进行地层压力预测,海相碳酸盐岩地层异常高压形成机制有别于陆相地层,采用Eaton方法与Fillippone方法预测结果最佳;蓬莱气区发育有多套异常高压地层,地表至沙溪庙组中上部地层为正常压力系统,沙溪庙组下部至灯影组顶部存在多套异常高压,灯影组地层为正常压力。建立蓬莱气区全井段地层压力预测模型,明确全井段地层压力纵向变化规律,研究成果为蓬莱气区超深井井身结构优化设计与关键工程参数设计提供科学依据。

川中蓬莱气区复杂超深井钻井技术研究与实践

川中蓬莱气区地层压力系统复杂,目的层灯影组埋藏超深,须家河组、沧浪铺组等地层可钻性差,嘉陵江组至灯影组固井井段长、安全密度窗口窄,钻井过程中机械钻速低,漏喷垮卡等故障复杂多,油层悬挂尾管固井后出现水泥环和顶封失效,喇叭口气窜等问题,安全钻井风险高。针对该区的上述问题,通过深入开展地质特征研究、井身结构优化设计、溢漏早期监测与预警技术、精细控压技术、高性能钻井液体系等研究及应用,有效降低了该区的钻井复杂和井控风险,保障了安全钻进;优选了难钻地层高效钻头、提速工具,集成应用钻井参数强化等提速工艺,有效提高了大尺寸井眼和沧浪铺组等难钻地层的钻井速度;创新应用自愈合水泥浆体系、全自动控压固井工艺优化等固井技术,有效保障了尾管的固井质量。通过56井次的现场应用发现,故障复杂和井控风险有效降低,须家河组和沧浪铺组的机械钻速同比提高了20%以上,尾管平均固井质量合格率92.31%,并创造了PS6井亚洲第一深井等钻井纪录。该区块的研究成果有效提高了区块油气勘探开发速度,并为类似区块的快速勘探开发提供了参考。

川中蓬莱气区超深短尾管悬挂固井技术

四川盆地川中蓬莱气区灯影组储层埋深超7000 m,PS1井是区域内一口风险探井,目的尾管段固井施工中存在的主要难点为:①裸眼段井径不规则,大肚子井段多,水泥浆量少,冲洗时间短,顶替效率难以保证;②井底温度163℃,气层离喇叭口近,水泥浆需具备抗高温防强度衰退、防气窜、强度发展快等性能;③尾管下入井深超7000 m,尾管段长422 m,重量较轻,倒扣丢手是否成功难以验证,对尾管悬挂器质量及操作要求高。针对存在难点,通过增加冲洗隔离液体积量、强化扶正器安放以提高套管居中度来保证顶替效率;采用加砂柔性防气窜水泥浆体系,并配合憋压候凝的方式,确保水泥浆压稳气层;尾管悬挂器中心管长度加长至2.8 m,降低超深短尾管倒扣丢手验证难度。该井采用∅127 mm尾管悬挂固井,施工顺利,固井质量一界面合格率95.33%,二界面合格率100%,该系列技术在后续2口井进行了推广应用,固井施工顺利,且固井质量良好,为类似超深活跃气层短尾管悬挂固井提供技术借鉴。

鄂尔多斯超大型深盆气区三次理论预测及今后展望

笔者将四川盆地西部坳陷区的致密砂岩含气区与北美洲深盆气模式进行对比研究 ,发现川西砂岩太过致密了 ,孔隙度绝大多数在 7%以下 ,但川西超致密砂岩有很多高产气井和水井 ,显然与裂缝有关 ,故笔者认为“深盆气”理论不适用于川西坳陷。经过对鄂尔多斯盆地致密砂岩含气区三次评价预测 ,认为该盆地与北美洲多数深盆气发展模式类似。之所以北部斜坡还未被水占据 ,在没有完整的局部圈闭条件下 ,常规级别的储层出现日产百万立方米高产气井 ,其原因有二 :一是深盆气烃源补给能力还很强 ,认为C—P烃源岩从J到现在都在生气 ,故属于深盆气第Ⅳ阶段前期 ;二是晚期水回侵受到一定制约 ,盆内大部分地区 ,水的问题不严重 ,而砂岩的发育情况要复杂些。总之 。

长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例

“十五”期间，长庆低渗透砂岩气田初步形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂、CO2压裂等压裂工艺及配套技术。为进一步提高气田开发效益，近3年来重点开展了水平井多段压裂攻关和直井分层压裂新技术试验，取得了重要进展。水平井分段压裂取得突破，增产效果显著，以水力喷射压裂为方向实现了不动管柱分段压裂一次压裂1段到10段的跨越；水力桥塞分段压裂创造了国内气田水平井一次分压15段的最高记录，自主研发的高性能裸眼封隔器首次试验实现了一次压裂4段。2008-2010年在苏里格气田共开展29口水平井试验，试气产量为邻近直井平均产量的3～5倍。直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主，开展了其他探索性分层压裂试验并取得突破，其中气井分压分试工艺实现了2层快速试气快速评价，连续油管分层压裂实现了8层连续分压的突破，套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。所开发的低伤害阴离子表面活性剂压裂液增产效果明显。

新形势下中国天然气市场发展态势与应对策略——以川渝气区为例

当前,国际油气市场已经进入新一轮的低油价周期,方兴未艾的中国天然气市场也未能独善其身,及时研究市场发展态势、积极寻求应对策略便成为当务之急。为此,以在我国天然气市场中占有非常重要地位和具有代表性的川渝气区为研究对象,从天然气产业链市场可持续发展的视角,分析了新常态和低油价条件下中国天然气市场的发展态势,具体表现为:(1)天然气市场改革不断深化;(2)市场主体竞争加剧;(3)供大于求;(4)外销任务艰巨;(5)地方政府对供气企业"三留"(留GDP、留税、留利)诉求凸显;(6)低成本战略成为油气企业的必选项。进而提出了"十三五"期间的应对策略:(1)健全和完善天然气产业市场体系,加强供给侧改革,创新市场开发模式,推进政府相关产业政策的出台;(2)在国家大力推进节能减排、治理雾霾背景下,通过与地方政府和竞争性企业建立天然气终端市场战略联盟,发展工业园区、LNG车船燃料、天然气分布式能源等高效的利用产业集群,创新营销策略体系,强化资源消费本地化;(3)健全和完善蛛网式管网系统,建立市场战略储备体系;(4)越是在低油价背景下,越要深化内部改革,越要依靠技术创新和管理创新,可持续地降低成本,以此应对天然气市场变革。

川渝气区排水采气工具研制新进展

近年来,川渝地区排水采气工艺已从老探区中浅层气藏逐步向深井、酸性、油水气三相共存的气藏拓展,由单一工艺发展为组合工艺,常规优化设计发展为软件包系统决策并引入了经济评价,这同时也对现有的排水采气工具提出了新的挑战。通过技术攻关,目前排水采气的相应配套工具、装备研发及应用也取得了长足的发展。气举工具由常规发展至高抗硫,由偏心式发展至同心投捞式,气举阀充氮压力达25 MPa,抗外压达90 MPa;自主研发了具有国内领先水平的电潜泵专用井口装置和远程监调控系统;柱塞举升工具配套实现国产化,自主创新研发了带远程远控功能的柱塞控制器和投、捞可靠方便高效的弹块式卡定器缓冲弹簧,以及测温测压柱塞等工具;连续油管悬挂器、大通径操作窗及取出连续油管堵塞器、双瓣式单流阀性能参数也达到了较高水平;高压井口驱动头和油管锚的优选大幅提升了螺杆泵应用效果和范围。上述排水采气工具及装备的集成创新,有效地扩大了排水采气工艺在川渝气区的适用范围。

川西坳陷叠覆型致密砂岩气区储层特征及定量预测评价

川西复合前陆盆地自晚三叠世以来经历了多次构造转换与沉积迁移,多期次、多边界活动的构造背景造成了沉积物源的多源性以及沉积体系的多样性和叠合性。上三叠统至侏罗系碎屑岩储层平均孔隙度<10%,平均渗透率<0.1 mD,纳米级孔喉占主体,是典型的低孔低渗致密—超致密砂岩储层。储层分布范围从中浅层至深层,纵向上多层系不同类型储层复合叠置,平面上多套储层大面积叠合连片分布,呈现明显的叠合性和广覆性。储层在岩石组分、储集空间类型、物性特征、孔隙结构特征、成藏物性下限等方面具有极强的纵、横向非均质性。储层形成演化具有多阶段性,各个层系或层段均可形成规模有效储层。储层总体表现出"物源、沉积-成岩、构造-断层"控储的特征,同时不同层段有利储层发育的关键因素有所差别。根据岩石类型、沉积相、定量成岩相以及构造、断层特征等研究成果,可以对有利储层的分布进行综合定量预测。

鄂尔多斯盆地延长气区上古生界砂岩孔隙结构

目的探讨鄂尔多斯盆地上古生界砂岩孔隙结构特点和油气储集的关系。方法对井下剖面砂岩的储集层分析资料进行精细研究。结果鄂尔多斯盆地上古生界砂岩的储集层孔隙结构特征表现为物性条件差,孔隙类型多为次生孔隙,毛管压力曲线排躯压力较高,孔隙分选较差,具有天然气聚集的基本地质条件。结论鄂尔多斯盆地上古生界砂岩具有较好的天然气聚集条件,是目前天然气藏聚集的主要场所。

苏里格气区盒8段地层古今构造特征及其对气水分布的控制作用

苏里格气区构造上位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西部,近年来的勘探开发表明该区盒8段储层有近1/3的探井不同程度地产水.盒8上亚段的产气、产水井主要分布在布拉格苏木—乌审旗一带,盒8下亚段则主要分布在毛脑海庙—雷龙湾的北部及东北部地区.剖面上气水分布关系复杂,多个不同含气性的渗流单元相互叠置,气水分异作用不明显.分析认为:古今区域构造背景对盒8段储层内气水宏观分布具有较重要的控制作用,表现为东部相对富气、西部相对富水,而局部构造对气水分布的控制作用并不明显;K1末盒8段地层的构造面貌比较复杂,气、水多产出于构造平缓的斜坡带上.多因素的分析表明,气源条件、沉积特征、储层非均质性是影响气水分布的首要因素,在这一背景下,构造演化特征控制了气水分布的宏观格局.

长庆气区开发模式及地面配套工艺技术

长庆气区包括靖边气田、榆林气田及苏里格气田,属低渗透率、低丰度、中低产、大面积复合连片整装气区,开发难度较大。为此,结合不同区块的地质特性、气质特点及试采情况,遵循安全、高效、简单、先进、实用的原则,探索出适合长庆气区不同区块特点的3大开发工艺模式(靖边模式、榆林模式、苏里格模式)及12项地面配套工艺技术(多井高压集气、多井高压集中注醇、多井集中加热节流、周期性间歇计量、小型橇装脱水、低温高效聚结分离、小型高效设备应用、井下节流、井口湿气带液计量、常温分离中低压湿气输送、二级增压和气田数字化管理工艺技术),提高了地面建设水平,简化了工艺流程,降低了工程投资。10多年的生产运行证明:上述12项地面配套工艺技术经济、可靠,保障了长庆气区的经济高效开发,是同类气藏开发工艺设计借鉴的典范。

长庆气区低渗透气藏开发技术新进展及攻关方向

鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密砂岩气藏(苏里格气田)的经济有效开发。近期该公司以建设"西部大庆"为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展:①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量超过直井的3倍,产能建设比例保持在50%以上;②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本;③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。截至2012年底,长庆气区建成了年产300×108 m3以上的天然气生产能力,当年产气量达到290×108 m3,长庆气区已经成为我国重要的天然气生产基地。下一步该公司将按照"攀峰工程"发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关:水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。

川东南焦石坝页岩气区现今地温场特征

四川盆地是我国重要的含油气区,关于盆地现今地温场的工作,前人已经做过一些研究.而对于近年来页岩气勘探取得突破性进展的川东南焦石坝地区,现今地温场的研究工作甚少.本文基于川东南高陡褶皱带焦石坝页岩气区新增的3口钻井的稳态测温数据和118块岩石样品热导率数据,计算了研究区的地温梯度和大地热流值.结合前人的研究成果,编制了研究区大地热流等值线图.结果表明,焦石坝页岩气区地温梯度介于24~34℃/km,大地热流值介于60~70mW·m^(-2)之间,与川中古隆起相似,属于地温高异常区.地温高异常缘于隆起区相对高的岩石热导率引起的浅部热流的重新分配.其次,与位于研究区东侧边界的齐岳山大断裂在燕山和喜山期的构造引起的热液活动有关.焦石坝页岩气区地温高异常对页岩气的解吸附速率具有促进作用,对提高采收率具有一定意义.

长庆气区低渗透气藏开发技术创新与管理创新

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地,天然气资源十分丰富,但开发对象是典型的"低渗、低压、低丰度"气藏。由于受储层物性差、隐蔽性强和非均质性强,以及复杂的黄土、沙漠地表条件等客观因素的限制,长庆气区的开发难度很大。近年来,中国石油长庆油田公司面对低渗透实际,依靠技术创新和管理创新,先后实现了靖边、榆林和苏里格等气田的成功开发。形成了气藏精细描述、高精度二维地震预测、薄层水平井轨迹控制、水力喷射压裂、井下节流工艺等低渗透气田勘探开发配套技术系列;创新了勘探开发一体化模式,大大缩短了气田从预探发现到规模开发的周期,提高了气田开发投资效益。这些管理创新和技术创新为长庆油田天然气业务持续、健康发展提供了保障,同时也为类似气藏的开发提供了经验借鉴。

长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术

鄂尔多斯盆地长庆气区储气库选择在榆林气田的山西组山23储层实施,由于该气层经过长期开采和储层压裂改造,导致水平段目的层压力极低(压力系数0.4～0.6),成为诱发水平井段发生钻井液压差漏失的地质因素;且采用筛管完井方式又要求钻井液完井液必须具有非常好的暂堵效果。针对上述技术难题,以室内预防井漏、储层保护研究为技术支撑,研制出了具有抑制性强、润滑性高、总固相少等特点的无土相复合盐低伤害暂堵钻井液完井液体系。现场应用两口井,其中Y37-2H完钻井深5 044m,水平段长1 819m,创长庆气田水平段215.9mm井眼的施工记录,139.7mm筛管一次性下到预定位置,并获得无阻流量100×104 m3/d的高产气流。应用效果表明:该体系较好地保护了山23储层,钻完井施工作业安全顺利。