徐深气田盖层封气有效性研究

利用钻井、地震和分析测试资料,对徐深气田盖层发育及分布、封气能力的有效性和封气时间的有效性进行了研究,得到徐深气田天然气盖层主要为登二段发育的泥岩和营一段顶部发育的火山岩,前者整个断陷分布,是断陷南部营四段火山角砾岩和断陷北部营三段火山岩储集天然气的盖层,后者仅分布在断陷南部,是营一段火山岩储集天然气的盖层。徐深气田中12个气藏盖层排替压力均大于储层排替压力和气藏剩余压力之和,封气能力的有效性好,有利于天然气聚集与保存。登二段和营一段顶部盖层封气性形成时期主要分别为泉一、二段沉积时期和登四段沉积时期,均早于沙河子组煤系源岩的大量排气期(青山口组沉积时期),封气时间的有效性好,也有利于天然气的大规模富集成藏。

徐深气田火山岩气藏密井网精细解剖与三维地质建模

针对松辽盆地徐深气田火山岩气藏开发实际，为了实现经济有效开发，通过密井网精细解剖，分析了火山岩储层的多种影响因素，认为火山作用决定储集空间的分布与规模，后生改造作用决定火山岩能否成藏，火山作用和后生改造作用二者共同决定气藏的储量，高储渗体和裂缝的发育程度决定气井的产能。建立了徐深气田火山岩储层的岩石基质、高储渗体和裂缝的三元结构概念模型，通过VSP速度、叠加速度和声波速度的联合速度建模和井控、体控、震控的协同储层建模，降低了三维地质模型构造和储层预测的不确定性，为气藏开发提供了技术支持，在实际应用中效果显著。

松辽盆地徐深气田营城组火山岩储层三维地质建模技术

针对徐深气田投产的开发井产能较低、低效井较多、成本高、储量动用程度低和经济效益较差的实际,本文提出了地震、地质和测井等多学科综合精细地质建模技术研究的新思路,通过精细建立地震速度模型、构造模型、古地貌模型、火山岩相模型、储层参数随机预测模型、储层发育概率预测模型和裂缝模型等优选储层发育的有利部位,优化设计了6口水平井,初步形成一套深层火山岩气藏三维地质建模技术。研究成果在SS-H1井、XS1-H1井和XS1-H2井随钻地质导向中发挥了重要作用,取得了比较好的实际应用效果。

徐深气田深层气体钻井设计及对策

大庆油田徐深气田深层温度高,岩石可钻性极值高,常规钻井机械钻速低。从2005年开始进行了空气钻井科研攻关和现场试验研究,主要目的是利用气体钻井技术来探索提高泉头组以下地层的机械钻速。针对气体钻井过程中地层出水、出气、井斜、井壁剥落掉块和井壁坍塌等问题,提出在实施钻井前,进行邻井资料调研,确定技术套管封固井段,避免钻遇水层,在实钻过程中利用湿度监测来提高地层出水的综合判断能力;对于气体钻井井斜问题,可以通过优化钻具组合和钻井参数,降低钻压,控制机械钻速,加强实钻监测井斜来预防和控制。

徐深气田火山岩气藏水平井开发优化设计技术

徐深气田属于深层大型低或特低渗透火山岩气藏，岩性、岩相横向变化快，有利相带延伸范围有限，气藏底部普遍发育水层；储层以Ⅱ、Ⅲ类为主，物性差，气井以压裂投产为主；现有地震技术难以准确预测有效储层分布特征和天然裂缝发育特征。针对火山岩气藏地质特征复杂和水平井开发设计难度大等特点，通过多年的水平井开发实践与攻关研究，形成了适合徐深气田火山岩气藏特征的水平井开发优化设计技术，并取得了明显的应用效果，为提高徐深气田火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益提供了强有力的技术支撑，对同类气藏水平井设计具有指导作用。

松辽盆地徐家围子断陷徐深气田流体相态及物理化学性质

通过实验测试并结合理论计算,本文确定了徐深气田典型区块和气层组的天然气偏差系数及PVT相态,发现天然气偏差系数受温度、压力和天然气组成的共同作用,天然气组份中CO_2含量大于80%的2口井的天然气偏差系数明显低于其它井。天然气中饱和水汽含量高低受储层温度、压力、气体组成和地层水含盐量等因素的综合影响。这为深入开展气藏储量评价、开发动态分析、气藏数值模拟和气井出水机理等研究提供了可靠的基础参数。

火山岩气藏改建地下储气库注采能力

火山岩气藏改建地下储气库,目前中国还没有先例。气井注采能力是改建储气库的一个关键参数,以徐深气田D区块为例,建立了适合火山岩气藏改建储气库注采能力的一套计算方法。在建立单井校正点二项式产能方程基础上,得到直井和水平井的平均产能方程;通过流入、流出节点法计算理想条件下不同油管尺寸、地层压力及井口压力下的最大注入和采出能力;通过控制冲蚀流量、临界水锥产量、临界携液产量等对气井最大采出能力进行约束,以确保储气库采气阶段边底水不会发生快速水侵,从而得到气井合理注入采出能力。综合多方法计算结果表明:D区块直井的采出能力上限为12×10~4m^3/d,注入能力上限为20×10~4m^3/d;水平井的采出能力上限为50×10~4m^3/d,注入能力上限为70×10~4m^3/d。

徐深气田火山岩气藏水平井开发应用效果

徐深气田火山岩气藏属于深层特低渗透气藏,采用单一直井开发单井产量低,大部分井区难以有效动用。为了探讨这类气藏的有效开发模式,从2005年开始了水平井开发试验研究,逐步建立了徐深气田火山岩气藏水平井开发优化设计技术和水平井随钻地质导向技术,发展完善了火山岩气藏水平井钻井和压裂等配套工艺技术。水平井已成为徐深气田火山岩气藏开发井的首选井型,取得了明显的应用效果。通过对比分析水平井与直井的开发动态特征,对水平井开发应用效果进行了详细评价。开发实践表明,水平井技术是提高徐深气田火山岩气藏单井产量、储量动用程度和实现气藏高效开发的主体开发技术。

火山岩储层裸眼水平井压裂裂缝复杂程度的定量诊断

为提高松辽盆地北部徐深气田二、三类火山岩储层的开发效果和单井产量,经多年探索,逐步形成了以裸眼管外封隔器多级滑套分段压裂工艺为主体的水平井多段压裂技术。但裸眼水平段压裂过程中裂缝起裂位置随机、压开多条裂缝概率大等因素会导致裂缝系统更加复杂,极易产生砂堵风险,以往的分析诊断方法也表现出了一定的不适应性。为此,针对该区火山岩气藏裸眼水平井开展了裂缝复杂性机理研究,在原有直井诊断分析方法基础上,建立了裸眼水平井复杂裂缝物理模型和数学模型,确定用等效裂缝数、等效裂缝宽度、等效滤失系数来定量表征裂缝的复杂程度,开展了缝间应力干扰及附加净压力研究,最终形成了通过测试压裂诊断分析来定量识别裸眼水平井裂缝复杂性的方法和指标,并提出相应的现场控制措施,在实践应用中获得了较好的效果,确保了徐深气田裸眼水平井压裂的成功实施。该方法也可用于其他类似储层复杂裂缝的诊断分析。

徐深气田D区块火山岩气藏合理开发对策

徐深气田D区块为含底水的火山岩气藏,部分边部气井产出地层水,影响气井产能和气田开发效果。针对D区块不同出水类型的气井,以"体考虑、分类治理"为原则,制定了适合该区块的合理开发对策。考虑压降单元、断层分割、储层连通,划分6个井区,在各井区实施"低排高控"整体开发对策,保持高部位气层的压力,减缓边、底水的锥进,对单井生产尽量做到"产气量、压力、产水量"三稳定,避免底水快速锥进。结果表明:D区块实施控水采气、合理配产后,延缓了边底水过快侵入气藏,延长了气井无水采气期。

徐深气田聚散气能力配置类型及其与天然气储量丰度的关系

依据气藏盖层排替压力与储层剩余压力特征,对徐深气田聚散气能力配置类型及其与储量丰度的关系进行了研究。结果表明,强聚弱散配置类型最有利于天然气富集,强聚中散配置类型和较强聚弱散配置类型次之。徐深气田中19个气藏聚散气能力配置类型有5种,以强聚较强散配置类型最多,强聚中散配置类型次之。徐深气田中19个气藏以中等储量丰度的气藏最多,高、低储量丰度的气藏相对较少。该气田如要形成高天然气储量丰度气藏,最佳聚散气能力配置类型应为强聚中散和较强聚中散配置类型。

含边底水火山岩气藏改建地下储气库的可行性——以徐深气田D区块为例

含边底水火山岩气藏改建地下储气库在国内目前还没有先例。为此,以松辽盆地徐深气田D区块边底水火山岩气藏为例,从气藏构造特征、盖层和断层密封性、储层物性、流体性质、水体规模、气井产能、储层连通性等方面探讨了建库的可行性。结果表明:①该区块盖层厚度大,分布稳定且岩性致密,多数断层活动相对较弱,不会对盖层密封性造成破坏,气藏原始气水界面分布比较接近,距离圈闭溢出点比较远,具有良好的圈闭密封性;②该区块气层单一,厚度较大,物性相对较好,总水体规模虽然较大,但有效水体规模适中;③该区块气井均具有一定产气能力和稳产能力,储层连通性整体较好,目前出水井主要位于气藏边部构造较低部位,气藏内部区域尚未发生严重水侵。结论认为,该区块具备改建地下储气库的可行性,但仍需要考虑和重视边底水水侵对地下储气库库容的影响这一不利因素。

徐深气田火山岩气藏水侵识别与预测方法

徐深气田火山岩气藏普遍发育边水或底水,水侵导致了气井产能下降,气藏水侵的准确识别、水侵量的快速预测是制定合理开发策略的重要依据。以徐深气田D区块为例,建立了一套识别气藏水侵和快速预测水侵量的综合方法,首先通过动静态结合综合识别出气藏是否存在水侵,其次采用正向和反向2种思路计算D区块不同时期水侵量,通过引入虚设压力与累计产气量关系曲线反过来验证前2种方法计算结果的可靠性,最后通过计算不同阶段的水侵量,建立水侵量与累计产气量之间的函数关系,实现水侵量的快速预测。结果表明,这套综合方法不仅能可靠识别气藏是否发生水侵,而且能实现水侵量准确计算和快速预测,可以用于徐深气田其他区块的水侵识别与预测。

徐深气田气井临界携液影响因素研究

针对徐深气田普遍发育边底水,出水井数已占总投产井数的44. 87%的问题,通过分析徐深气田油管尺寸、温度以及压力的变化对气井临界携液流速和临界携液流量的影响规律,结合徐深气田A区块气井实测流温、流压数据计算结果,获得徐深气田气井实际临界流速和临界流量多因素影响综合变化规律。根据研究成果对徐深油田A区块出水井开展了分类治理,达到了较好的治水效果。徐深气田气井的临界携液规律研究对于出水治理以及制订合理开发对策具有重要意义。

徐深气田火山岩气藏水锁效应

徐深气田火山岩气藏储层复杂,开发难度较大。为制定合理的气藏开发方案,提高单井产量和经济效益,减少开发过程对气藏的伤害,研究了不同孔隙类型火山岩气藏的全直径岩心水锁伤害机理。利用核磁共振T_2谱给出了不同孔隙类型储层自吸水和气相反排后滞留水分布规律,从微观角度解释了不同孔隙类型储层水锁伤害恢复快慢差别的原因。研究认为:火山岩气藏储层岩心含水饱和度随渗吸时间的延长而增加;储层大孔隙越发育则渗透率越高,微孔隙占比越大则渗透率越小;储层孔喉连通性越差,非均质性越强,则自发渗吸时岩心吸水量越小;连通性较差的大孔隙是残余气分布的主要孔隙空间;储层水锁伤害随气体反排孔隙体积倍数的增加而减小。

徐深气田D区块火山岩气藏出水类型及影响因素

徐深气田D区块为含底水的火山岩气藏,投入开发以来边部气井相继出水,致使气井产能大幅下降,影响气田开发效果。通过地质因素对气井出水类型进行定性划分,再通过动态因素和地质因素相结合,实现气井出水类型的定量划分;通过建立裂缝型水窜模型和孔隙型水锥模型,研究了基质渗透率、裂缝渗透率、水层物性和水体规模以及气井配产等静、动态影响因素对气藏水侵的影响。结果表明:D区块可分为裂缝型强水窜、裂缝型弱水窜、孔隙型强水锥、孔隙型弱水锥和孔隙水出水5种出水类型;构造位置低及气水层直接接触和隔层裂缝发育或大规模压裂沟通水层是气井出水的主要原因。

松辽盆地徐深气田火山岩气藏水平井开发合理工作制度的确定

徐深气田火山岩气藏埋藏深,储层平面展布连续性差、变化快、非均质性强,直井产量低,通过几年的探索研究,水平井已成为火山岩气藏的有效开发技术,但由于火山岩气藏普遍含底水,且大部分水平井为压裂投产,现有的合理产量计算方法未考虑到出水的影响。因此,①通过建立典型水平井的地质模型,在对单井及邻井历史开采数据拟合的基础上,确定各区水平井合理工作制度及产能主控因素;②采取临界携液流量、底水脊进临界产量、采气指示曲线法等气藏工程方法,综合考虑气井携液、底水锥进等多种因素,结合数值模拟方法确定合理单井配产方案。结果表明:优化和改进水平井开发的合理工作制度有效指导了水平井生产,延缓了产量递减及底水上升,取得明显的经济效益。

大庆油田徐深气田分层压裂与测试一体化技术

为了解决气井单一层系开采产量低、产能递减快,多层位高、低压层合采及层间干扰和产气层贡献率认识不清的矛盾,以位于松辽盆地北部深层构造单元徐家围子断陷徐中构造带上火山岩徐深气田为研究对象,在综合分析气田开发现状的基础上,开展了深层气井分层压裂监测一体化技术研究。通过物理、化学、材料、机械等多学科综合研究,研发出国内技术领先的井下压裂及测试工具,实现了一趟管柱分层压裂、分层测试。研究结果表明:①分层压裂及测试一体化工艺可实现一趟管柱具有压裂、完井、测试功能,该工艺满足井深大于3000 m气井2~4层的分层压裂、分层测试要求;②可溶球座材料经过多次室内实验评价优选,表面经特殊处理,耐冲蚀防腐蚀性能强,满足压裂施工过程中不溶解,而压后快速溶解要求。结论认为,压裂及测试一体化工艺的成功应用,解决了多层同采产层贡献率测试不清的问题,缩短了气井作业周期,降低了施工风险和成本,成为了实现徐深气田高效开发的一项可靠技术手段。

松辽盆地徐深气田火山岩气藏储量动用及开采特征

大庆徐深气田火山岩天然气储量占到已开发地质储量的90.8%,是气田最主要的供气保障。随着开发的深入,火山岩气藏在产能与动态储量特征认识面临新的问题,影响气田的长远发展。从储层特征着手,结合气藏开发实践,多方法综合运用,阐述了火山岩气藏井控动态储量特点、增储方向、采收率特征、气井渗流以及产能特征。结论认为:①火山岩储层基质致密,其间分布高、低孔渗的储渗结构天然裂缝发育,可通过压裂缝沟通周围的孔隙和天然裂缝,形成相对高渗的主流区,主流区周围是以致密基质为主的补给区;②开发后先动用主流区储量,再逐步动用补给区储量,井控动态储量逐步增加;③压裂改造以后,在主流区提高了气井的初期产能,但补给区是气井长期的物质保障,当补给区补给量增加到最大能力后,将逐步下降,改善补给区致密基质渗透性有提高产能和增加采收率作用。

徐深气田压力恢复试井资料解释技术及认识

徐深气田是特低渗透气藏,地质情况复杂,为了解其储层类型、边界情况,应用Saphir试井解释软件,对徐深气田各井区的气井进行压力恢复试井解释,并应用该软件对出水气井进行试井解释探讨。结果表明:徐深气田气藏模型主要有封闭型、复合型以及条带型三种类型,储层非均质性严重;对于出水气井,产层出水后,渗透率普遍下降,储层物性受到影响。