克拉苏构造带超深气藏地层水特征及水化学相图建立

克拉苏构造带超深气藏在勘探-评价过程中,气井见水从早期的边底水逐渐变得复杂化。见水井平面上不同构造位置和垂向上不同层段的出水程度、水型、水性、水与气的产量均存在较大差异,严重影响储层的勘探-评价进程。以地层水试验分析、构造资料为基础,排除非地层水因素干扰,建立了克拉苏构造带超深气藏的5种不同类型水体(边底水、封存水、过渡带水、凝析水、非地层水)水化学相图。结合测试及试采资料明确了5种类型水体与气井产能之间的关系,边底水、过渡带水常位于气水界面或圈闭溢出点附近,对气井产能影响较大,气井较难获得高产气流;凝析水常分布在克拉苏南部构造的储层中上部,对产能影响较小,气井常获高产气流,产水量总体小且持续稳定;封存水常见于气藏东翼的储层中上部,初期产水量较大,随着开采时间的增加,产气量逐渐上升,产水量逐渐减少。明确不同类型水体性质,有利于对气田勘探-评价阶段出水期地层水源头进行准确地追踪、分析,为今后正确认识气藏规模提供一定的指导。

川东北河坝区块超深气藏控水采气技术研究与应用

针对超深气井排水采气工艺技术尚未成熟、配套的状况,从川东北河坝区块产水气井开采特征分析入手,研究了气井气水同采阶段的临界携液产量、合理生产压差和合理采水规模。通过确定合理采水规模,对河坝区块HB1、HB2井实施了控水采气工艺技术,两口井均取得良好控水采气效果和经济效益。

库车坳陷超深油气藏钻井井壁稳定性分析研究及应用

库车坳陷克拉苏构造带超深油气储层具有埋深大、温度高、岩性变化大、应力场高等特点,导致基于常规井壁稳定性分析方法计算的钻井泥浆密度窗口不准,造成钻进过程中井壁失稳频发,给钻井安全和环境保护带来隐患.通过考虑温度效应对井筒应力的影响,加入基于Mohr-Coulomb破坏准则的弱面(裂缝)失稳条件,提出了一种根据岩石、弱面不发生剪切失稳的最小泥浆密度和不发生张性失稳的最大泥浆密度,以及孔隙压力和最小水平主应力的当量泥浆密度6个参数,共同确定超深储层钻井安全泥浆密度窗口的取值方法.实际资料应用结果表明,该方法对库车坳陷博孜区块超深复杂地层的坍塌压力和漏失压力的预测具有很好的适用性和准确性,为实际钻井施工设计提供有效参考.

超深、致密砂岩气藏压裂优化技术

随着国民经济对天然气需求量的日益增长，人们越来越向深层、超深层要气。现阶段开采致密气藏离不开增产改造技术，因此，要突破深层、超深层气的勘探，首先要在深层、超深层气的水力压裂改造方面取得突破。文章介绍异常高温、高压、超深、致密砂岩气藏压裂改造的特点和难点，并针对其难点进行了技术攻关，最终形成了一套针对该类气藏的优化压裂技术，在中原东濮凹陷探井漠濮１５井应用后，两次大型压裂均获成功，标志着在超深气勘探工作方面有了新的突破，并为进一步压裂开发超深气藏储备了技术，创造了条件。

塔里木盆地克深8超深超高压裂缝性致密砂岩气藏快速、高效建产配套技术

塔里木盆地克拉苏构造带上的克深8气藏是罕见的超深超高压气藏,具有产层埋藏深、高温超高压、断层裂缝发育、储层巨厚、基质致密、气水分布复杂等特点,评价、开发难度极大。为此,中国石油塔里木油田公司对该气藏储层裂缝精细描述和渗流机理进行了研究,持续开展复杂高陡构造地震资料处理解释、开发优化设计、安全快速钻完井、储层改造及动态监测等主体技术攻关,有效提升了该超深致密气藏的开发水平,在该类气藏的高效布井、快速安全钻完井、储层增产改造、高效开发优化设计等专业技术领域形成了22项开发特色配套技术。通过技术进步和创新勘探开发一体化管理模式,"十二五"后3年在克深8区块完成了区块评价及产能建设任务,实现了快速、高效建产,开辟了超深超高压裂缝性致密砂岩气藏开发的新领域,所形成的配套技术和工程地质一体化理念可为国内外同类型气藏的开发提供借鉴。

存在液流析出的超深高含硫气藏压力响应特征

目前高含硫气藏硫元素研究主要以固硫沉积引起的储层伤害为主,鲜有超深高含硫气藏液硫析出后储层压力动态特征方面的报道。考虑超深高含硫气藏的液硫析出及流动特征,建立了表征存在液硫析出及流动的多区径向复合储层渗流模型,讨论了液硫聚集、流动及冲刷模式下的储层含硫饱和度以及储层渗透率变化规律,分析了不同液硫析出阶段下的储层压力响应特征。研究结果表明:多区径向复合储层渗流模型能够有效表征液硫析出后储层气体渗流特征,根据压力导数曲线特征可以识别储层液硫析出的不同阶段。液硫析出早期,压力导数曲线成“连续下降”台阶状;液硫析出中期,压力导数曲线成“先小降、后大降”的台阶特征;液硫析出后期,压力导数曲线为“先小升、后大降”的台阶特征。研究结果可为超深高含硫气藏液硫析出模式的诊断提供理论依据。

元坝海相超深含硫气藏酸化压裂工艺优化

元坝海相含硫气藏以Ⅱ、Ⅲ类储层为主(占96.5%),Ⅰ类储层仅占3.5%左右,酸化压裂是获得中、高产气流的必要手段。超深含硫的特征决定了气藏开发具有难度大、工艺技术及配套措施要求高等特点,酸化压裂增产面临诸多技术难题。结合现场应用情况和工艺技术要求,对酸化压裂工作液体系、施工工艺及用酸强度、施工排量、液氮用量进行了适应性分析及优化探讨,形成了元坝海相超深含硫气藏各类储层针对性酸化压裂方案优化思路。现场应用10井次,平均增加天然气无阻流量322.158×104m3/d,取得了显著的增产效果,对气藏下一步高效开发具有重要意义。

元坝超深高含硫生物礁大气田安全有效开发技术

元坝气田是目前世界上气藏埋藏最深、开发风险最大、建设难度最高的酸性大气田,国内外没有成功先例,缺乏相应理论、技术、方法。针对元坝气田长兴组气藏超深、高温、高压、高含硫、礁体储层复杂、气水关系复杂、天然气组分复杂、压力系统复杂、地形地貌复杂等"一超、三高、五复杂"的特点,以及面临的地质规律不清、气藏描述太难、有效开发不易、钻完井瓶颈多、安全环保压力大等五大开发难题,创新了生物礁发育与储层分布开发地质理论,提出了超深条带状小礁体气藏有效开发模式,形成了超深层小礁体气藏精细描述技术、超深高含硫水平井钻完井技术、高含硫天然气深度净化技术、复杂山区高含硫气田安全集输技术等开发关键技术体系,建成了世界上第一个7000m超深高含硫生物礁大气田,突破了7000m超深高含硫生物礁气藏开发禁区,突破了7000m超深高含硫水平井钻完井技术瓶颈,实现了高含硫天然气深度净化技术国产化,实现了复杂山区高含硫气田安全集输技术智能化,确保了大型超深高含硫生物礁气田安全环保有效开发。

高产水平井的突破与四川盆地深层常规气藏巨大的勘探开发潜力

四川盆地西北部地区(以下简称川西北)深层海相碳酸盐岩气藏天然气资源丰富,该区双鱼石构造中二叠统栖霞组气藏属于超深、高温、高压的构造-岩性复合圈闭气藏,受滩体发育、成岩作用及构造作用等的影响,其储层非均质性强、单井测试产气量差异较大。为了提升天然气勘探开发效益,实现"稀井、高产",利用岩心分析、测井、地震等资料,基于油气勘探开发一体化、地质工程一体化的工作思路,综合分析并确定了该区栖霞组气藏天然气富集高产的关键因素;进而利用三维地震资料,明确了栖霞组气藏优质储层的平面分布规律;同时大力推广应用新工艺新技术,连续在该构造获得了SYX131、SYX133两口高产水平井,栖霞组气藏测试天然气日产量分别达123.97×10^4 m^3和142.51×10^4 m^3,创造了该区天然气高产的新纪录。研究结果表明:①该区栖霞组溶孔、溶洞型白云岩储层厚度、裂缝发育程度与天然气产能之间具有明显的正相关性;②地震剖面上表现为栖霞组顶部"复波"或中上部"弱波峰"反射特征,储层越发育,"复波"或"弱波峰"特征越明显;③水平井钻井及大规模裸眼分段酸化改造等新工艺、新技术是实现该区天然气高产的重要工程保障。结论认为,两口高产水平井的突破,揭示了川西北深层海相碳酸盐岩气藏具备常规气规模效益勘探开发的巨大潜力。

旋转导向钻井技术在HJ203H井的应用

HJ203H井是中国石化西南油气分公司在川东北地区部署的第一口水平井。川东北地区地层存在地层倾角大、地层压力高、可钻性差、易井漏、硫化氢含量高等特点,钻井施工难度较大。介绍了旋转导向钻井技术及其在HJ203H井的现场应用。旋转导向技术在该井的成功应用,为钻转导向技术在该区块的进一步推广奠定了良好的基础;同时,为在该区块进行高难度、大位移水平井施工提供一条技术思路,为川东北地区超深气藏的开发提供借鉴。应用钻转导向技术钻出的井眼轨迹圆滑,增加了水平段的延伸能力,提高了水平井的单井产量,旋转导向技术在该井的成功应用创造了良好的经济效益和社会效益。