苏东南区陕X井区地层水产出控制因素分析

致密砂岩气已成为全球非常规天然气勘探的重点领域。苏里格气田是中国目前发现规模最大的整装致密砂岩气气田。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气储层具有储层物性差、厚度薄、非均质性强等特点,在未经压裂的情况下一般不能获得自然工业产能。近年来苏里格气田部分区块面临气井产水严重,地层水产出机理、控制因素及气水分布关系不明确等问题,严重制约了苏里格气田天然气的高效开发。苏东南区陕X井区井间产水差异性较大,部分气井产水严重,查明研究区气水分布规律、地层水产出机理及控制因素,对区块后续产能建设及高效开发具有重大的意义。本文从地层水化学特征、分布规律及储层物性、砂体展布等方面对陕X井区地层水产出控制因素进行分析研究,并取得一定认识。

苏里格气田苏东南区思路、科技、管理三位一体化高效开发创新与实践

近年来,苏里格气田苏东南区坚持解放思想,转变开发方式,拓宽水平井部署思路;以科学技术为利器,加大水平井开发力度,形成水平井"集群化布井、差异化设计、流程化导向"产能建设模式,钻井工厂化、装置橇装化,革新改造工艺,单口水平井前三年产气量为(4.5～5.0)×10~4m^3/d,达到直井的4.7倍,累计产气量为直井的4倍,与原有开发模式相比,累计节约土地近13.3km^2,节约钻试周期8686d,实现提质增效、少井高产;注重精细化管理,建立随钻导向流程,充分利用数字化油气藏研究平台与决策支持系统,提高钻遇效果,砂体平均钻遇率提高至78%,气层平均钻遇率提高至62%;强化施工监督,确保质量合格;推广清洁化工艺,促进气田绿色环保开发。通过思路、科技、管理的三位一体化创新,集成致密砂岩气藏关键技术,内部收益率接近20%,实现了苏东南区整体、规模、效益开发。

鄂尔多斯盆地苏里格气田有效砂体展布规律与开发方式研究——以苏东南区为例

苏里格气田是中国目前发现并投入开发规模最大的天然气田,也是中国致密砂岩气田的典型代表,具低压、低渗、低丰度、薄储层、强非均质性特点。气井投产后单井产量低、压力下降快、稳产难度大,直接导致气田开发经济效益差。为提高单井产量,改善气田开发效果,获得开发效益,在分析总结苏里格气田水平井先导性试验成功经验的基础上,以苏东南区为研究对象,率先开展致密砂岩砂体展布规律与开发方式技术攻关。通过前期大量观测野外露头特征,结合该区盒8段沉积特征和钻井资料识别砂体横向叠置模式,在密井网区进行砂体精细解剖,运用等高程法精细划分单砂体,采用多方法论证河道带宽度,定量化描述河道砂体,建立区块河道宽厚比的经验公式,为定量化描述河道砂体提供了理论基础。与此同时,详细研究了苏东南区砂体与有效砂体空间和平面展布规律,根据纵向多层段储层分布类型,分区建立3种井型集群化布井模式和3种水平段轨迹差异化设计模式,使气田开发方式更具有针对性,提高了有效储层钻遇率和储量纵向动用程度,整体提升了气田开发水平。

苏东南区低渗致密气藏储层水锁风险及判识

苏东南区低渗致密气藏在开发过程中普遍产水,导致气井出现储层水锁的现象,水锁严重时甚至影响了产能的正常发挥,通过储层基本特征和生产特征分析判断苏东南区存在较高储层水锁风险。为了准确识别储层水锁并采取应对措施,在分析储层水锁机理的基础上,提出近井筒和储层远端储层水锁伤害模式,认为储层水锁主要是由毛管自吸效应和液相滞留效应作用形成。选用气井采气曲线,分析套压、产气和产水变化特征,综合生产时间、影响范围和水锁严重程度等因素,总结梳理早期-近井筒水锁、中后期-近井筒水锁、中后期-近井筒与储层远端水锁、中后期-储层远端水锁等4类7种典型储层水锁特征曲线。选定套压月递减率、最大关井套压与生产套压比2个参数分别针对连续生产井和间歇生产井的储层水锁进行定量判断,为苏东南区低渗致密气藏储层水锁快速判识提供了依据。

苏东南区柱塞气举排水采气示范区建设思路及评价方法

苏东南区为典型的"三低"气藏,低产、低效井多,气井自身携液困难,部分气井甚至出现积液停产现象,影响正常生产。柱塞气举通过建立稳定的气水机械界面举升液体,具有气量要求低、举升效率高、自动化程度高等优势,是低产气井排水采气的主体技术之一。本文通过分析柱塞气举单体工艺、区域开发动态及地面配套工艺,从装置安全性、稳定性及措施效果等方面提出了示范区综合评价方法,论证了建设苏东南区柱塞气举排水采气示范区的可行性,对苏里格气田低产低效气井柱塞气举工艺规模化应用具有一定的指导意义。

苏东南区M井区上古储层精细描述及数值模拟研究

M井区位于苏里格气田苏东南区北部,主要目的层为下石盒子组盒8。井区采用水平井整体开发,井网较为完善,现阶段有必要对井区进行储层精细描述及开发指标预测,指导苏东南区后续开发工作。本文使用"虚拟井控制水平井水平段储层构造展布形态,水平井水平段录井资料控制砂泥岩变化规律"思路,对苏东南区M井区上古储层开展三维地质建模,精细描述了区块整体构造展布形态及各层物性参数的空间分布规律,并在此基础上开展数值模拟研究,对储量动用程度及采收率进行了研究,取得了一定认识。

苏东南区水平井产气剖面测井技术应用

苏东南区主要目的层位为下石盒子组盒_8段,区块采用水平井进行整体开发,储层采取水力喷射等压裂工艺进行改造。通过引入水平井产气剖面测井技术评价了J-H2井不同改造段的产量贡献情况,测试结果显示13个射孔段中有8段产气,表明固井桥塞分段多簇压裂技术改造效果较好;此外第13射孔段仍具有24.33%的产量贡献率,证实较长水平段对于气井产量贡献发挥了重要作用。测试结果还验证了导向过程中对该井储层钻遇的地质认识,对于苏东南区后续随钻分析与储层认识具有一定作用。

苏东南区气井管理模式实践

本文对丛式井单井产量核实方法的完善、井筒积液判断新方法、数据远程化管理、工艺自动化管理、设备标准化管理等方面开展了理论研究及现场应用实践,取得了一定的成果,初步建立了上古丛式井生产管理配套模式。

苏东南区水平井产能敏感性分析

苏东南区水平井产能影响因素众多,主要表现为初始递减率和动态储量。为了具体描述各因素对气井产能的影响,利用气藏工程和数值模拟方法,从水平段长度、供气面积、渗透率、储层厚度、含水饱和度以及井底流压等几个方面定量分析了各因素对苏东南区3个生产区块单井初始递减率和动态储量的影响程度。为了对敏感程度进行定量的分析,引入分析参数敏感度,定量分析了各个参数对生产井初始递减率和动态储量的影响。研究表明,虽然区块不同,但是各区块水平井递减因素敏感性基本一致。对初始递减率而言,敏感程度由大到小依次为:水平段长度>含气饱和度>储层渗透率>储层厚度>井底流压;对动态储量而言,敏感程度由大到小依次为:含气饱和度>井底流压>储层渗透率>水平段长度>储层厚度。

致密砂岩气藏水平井整体开发关键地质技术——以苏里格气田苏东南区为例

苏里格气田是中国目前发现并投入开发规模最大的天然气田,也是中国致密砂岩气田的典型代表,其特点是"低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性"的特征,单井产量低、建井数量多,压力下降快、稳产难度大,直井开发经济效益较差。为提高单井产量,改善气田开发效果,提高开发效益,在分析总结苏里格气田水平井先导性试验成功经验的基础上,以苏东南区为研究对象,率先开展致密砂岩气藏水平井整体开发技术攻关。从水平井参数优化、整体部署、轨迹优化及精细导向等多个关键技术研究出发,运用地震、地质及气藏等多学科攻关,形成了一套致密砂岩气藏水平井整体开发关键技术。应用该项技术系列建产1个水平井立体开发区、2个水平井整体开发区和1个大丛式水平井井组开发区,为苏里格气田水平井开发起到示范作用,值得在致密砂岩气藏规模化推广。