东胜气田致密高含水气藏合采气井效果评价及产出影响因素分析

为了确定鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井开发效果,指导同类型气藏合采气井高效开发。以东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了单采井与合采井不同开发阶段、不同井区及纵向上的产出效果,以及合采井层间含气性差异对合采井产出的影响,明确了东胜气田致密高含水气藏合采井的开发效果及层间产出的影响因素。研究结果表明:①东胜气田致密高含水气藏合采井具有初期压力高、产量高的特征,但整体开发效果与气藏含气性或产水情况有相关性;②通过参数对比分析,合采井生产层产出效果与产层物性、含气性具有明显的正相关性,产层之间的含气性差异也会影响合采开发效果;③合采井稳定生产临界携液(携泡)流量与气井水气比也具有一定的相关性。结论认为:①东胜气田致密高含水气藏合采井初期压力、产量较高,但在低含气饱和度(高水气比)区域合采井整体开发效果较差,同时气田合采井随着开发时间的推移纵向上层间的产出状况也不断发生变化;②合采气井生产层物性、含气性越好,生产层的产出效果越好,且以物性条件为主导,但在较大的层间含气性差异下,合采井层间易发生严重的气液倒灌使得整体开发效果变差;③合采气井水气比越高,稳定生产临界携液(携泡)流量越大。

西南油气田CCUS/CCS发展现状、优势与挑战

中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)是中国西南地区首个天然气年产量超400×10^(8) m^(3)的油气生产企业,其天然气新建产能、产量的增量分别占到全国增量的1/4和1/3,预计2030年天然气开发的碳排放量将突破500×10^(4) t。为解决天然气高质量上产过程中碳排放量刚性增长的问题,西南油气田主动围绕“天然气+CCUS”的战略规划,积极部署CCUS/CCS工作,以期打造“绿色能源西南模式”,助力实现“双碳”目标。为此,系统阐述了西南油气田在CCUS/CCS业务规划、标准体系、技术系列等方面的发展现状,梳理了其CCUS/CCS业务在资源、技术方面的优势,并分析了面临的技术成熟度不高、经济效益缺乏、社会接受度不高等挑战,最后作出了展望并有针对性地提出了下一步建议:①攻关形成具有气田特色的CCUS/CCS技术体系,打造气田CCUS/CCS原创技术策源地;②建立气田CCUS/CCS标准体系,推广应用气田CO_(2)驱气提高采收率(CCUS-EGR)和CO_(2)埋存技术;③依托西南油气田自有碳捕集、输送、驱气、封存等技术,进一步延伸拓展传统油气主营业务产业链,建立西南片区CCUS/CCS产业集群和碳库,助力中国石油成为CCUS/CCS产业链链长;④探索页岩气注CO_(2)及混合气体提高采收率技术,支撑在页岩气领域开辟新的CCUS方向。

东胜气田致密高含水气藏合采气井层间干扰影响因素

为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气井层间干扰的主控因素。研究结果表明:(1)合采井各产层段贡献率主要受各产层段的孔隙度、渗透率及含气饱和度控制,其产层段孔隙度占主导地位;(2)储层压裂改造对于提高气井产量具有较大的作用,但对合采井各产层段的贡献率却很小;(3)对于致密高含水气藏而言,含气饱和度是合采井产层段贡献率及层间干扰的一个重要影响因子;(4)合采井各产层段之间的孔隙度级差、渗透率级差及含气饱和度级差直接影响着合采井层间干扰程度。结论认为:(1)合采井产层段的孔隙度越大、渗透性越好、含气饱和度越高,则产层段的产量贡献率越大;(2)合采井孔隙度、渗透率及含气饱和度3个参数的级差越大,层间干扰程度越大,当孔隙度级差大于1.248或渗透率级差大于2.69或含气饱和度级差大于1.22时,合采井层间干扰已经非常严重,亟需开展治理。

气田采出水处理关键技术研究

气田采出水存在产出量大、水质复杂、乳化严重等问题,同时气区集气站分布广、距离远,采出水的运输和处理难度较大。为进一步提升采出水运输效率、优化水质指标,强化除油效果,挖掘轻烃增产潜力,全面推行“拉运-管输”工艺改造,优选液压单缸双作用柱塞泵保障输送效率,攻关形成了“破乳+油水分离+气浮+旋流分离”水处理工艺,同时开展油水混输及药剂配伍效果试验,评价工艺运行效果。研究表明:(1)在采出水管输工艺改造基础上,采用集气站-处理厂油水混输模式,可有效提高生产效率,减轻员工劳动强度,降低生产运行成本;(2)采用油水混输,经过“前端破乳+油水分离”工艺处理,可强化油分分离效果,产油率较单一的大罐沉降处理模式提升4.73%;(3)结合“破乳+油水分离+气浮+旋流分离”工艺,按照水处理量60 m^(3)/h,确定了最佳加药类型7种、加药顺序、加药数量等影响水处理效果的关键因素,处理后水质悬浮物去除率为64%,油分去除率为92%。

临兴气田致密砂岩储层可动流体分布特征及主控因素

针对鄂尔多斯盆地临兴地区储层微观孔隙结构复杂、可动流体分布特征及控制因素不明等问题,综合利用低场核磁共振、场发射扫描电镜、X射线衍射分析、核磁共振成像以及CT扫描等手段,对临兴气田上石盒子组和太原组可动流体饱和度特征进行定量刻画,分析了孔隙度、渗透率、岩石矿物组成、微观孔隙连通性与可动流体饱和度之间的关系。结果表明:临兴地区石盒子组储层平均可动流体饱和度为58.05%,太原组储层平均流体饱和度为48.60%,石盒子组储层平均流体饱和度明显高于太原组;渗透率及孔隙连通百分比是影响致密砂岩储层可动流体饱和度的重要因素。研究结果可为临兴致密砂岩储层渗流规律认识及开发方案编制提供有力支撑。

延安气田延长东地区盒8段致密气藏储层特征研究

为深化延安气田延长东地区致密气藏地质认识,对研究区盒8段储层开展了岩石学、物性和孔隙结构特征研究,并对物性主控因素进行了分析。结果表明:1)砂岩类型以岩屑石英砂岩为主,碎屑组分以石英为主,黏土矿物以绿泥石和伊利石为主,脆性指数和成分成熟度较高,孔渗呈强指数正相关和不对称双峰状分布,平均孔隙度为5.3%,平均渗透率为0.101×10^(-3)μm^(2),有效物性下限孔隙度为2.3%、下限渗透率为0.035×10^(-3)μm^(2),渗透率主要受宏孔隙控制;2)平均喉道半径为0.41μm,平均孔隙半径为135.38μm,原生孔隙空间损失较大,孔隙半径、有效孔隙体积和孔喉比为储集空间的主控因素,有效喉道体积为渗流能力的主控因素,储层孔隙结构分为Ⅰ类优质储层、Ⅱ类一般储层和Ⅲ类较差储层;3)储层物性主要受强压实作用、弱胶结作用和弱溶蚀作用控制,初始孔隙度为36.81%,视压实率为71.83%,压实作用减孔量为26.44%,视胶结率为24.50%,胶结作用减孔量为9.02%,视溶蚀率为9.48%,溶蚀作用增孔量为3.49%。该研究成果可为研究区乃至延安气田致密气藏高效勘探开发提供一定的地质依据。

米脂气田太原期古地貌对砂体的控制作用

鄂尔多斯盆地米脂气田太原组砂岩是致密气藏的主力产层,但砂体横向变化快。研究表明:古地貌是控制砂体沉积的重要因素,决定着砂体发育位置及分布规模。基于三维地震资料,结合完钻井数据,运用印模法与沉积学综合分析相结合的方法,采用三维地震地层水平切片、多属性融合技术,通过沉积厚度求取,恢复米脂气田二叠系太原组沉积期的古地貌,分析古地貌对三角洲前缘砂体及油气的控制作用,进而通过地震属性和神经网络技术预测太原组有利砂带的分布规律。研究成果优化井位部署,新井钻遇太原组砂岩的符合率达到90%,进一步证实了基于古地貌的储层预测技术的可靠性,对米脂气田的效益开发具有重要的指导意义。

海上气田开发评价中合理井距确定方法

海上气田评价阶段,受限于评价井数量和地质资料,常规气田开发井距确定方法应用受限。通过分析常用的开发井距确定方法,选取普适性较好的单井合理控制储量法、合理单井配产法和合理采气速度法等3种方法进行分析,明确了该类方法开发井距确定中的关键参数,即气井稳定产量、合理采气速度、稳产年限及稳产期末采出程度,基于类比数据进行图版回归,明确了各关键参数的取值方法。此外,通过统计回归和概率分析方法,形成了不同物性条件下、不同气藏类型的经验图版。研究结果表明:①统计回归表格及图版可快速确定影响气田开发的相关关键参数,即合理采气速度、稳产年限及稳产期末采出程度;②基于已开发气田形成的气田井控面积法与单位厚度井控储量法,可用于气田开发井距的直接读取和快速确定;③相关研究成果在西非深水气田A中得到成功应用,确定该深水低渗气田合理井距为1000~1200 m。研究成果可为气田开发评价中合理井距的确定提供经验和借鉴。

复杂构造区页岩气井产能影响因素及井位优化——以四川盆地永川气田南区为例

为了支撑复杂构造区页岩气高效开发部署,以四川盆地永川气田南区为研究对象,在产能评价的基础上通过单因素分析、灰色关联法分析定量评价了地质、钻井以及压裂参数对气井产能的影响,提出了复杂构造区井位优化方向。研究结果表明:(1)研究区具有埋深跨度大、断缝发育、地应力复杂等特点,页岩气开发难度大,受地质条件强非均质性的影响,井间产能差异大,页岩气井产能主控因素复杂;(2)针对复杂构造区页岩气开发,与断层平行、牺牲与地应力夹角的部署方式不可取,气井距离高级别断层越近、产能越低,穿越小级别断层也能获得较好的产能。结论认为:(1)复杂构造区页岩气井产能主要受优质储层钻遇长度、断层、加砂强度、簇间距、井轨迹方位的影响;(2)建议复杂构造区采用“长段长、小埋深、大夹角、大避小穿”的水平井优化部署方式,即择优部署3800 m以浅储层,确保优质储层钻遇长度大于1500 m,水平井方位与最大主应力夹角大于60°,避开A级大断层、利用C级以下小断层。

苏里格致密气藏纳米增效剂的研制与应用

苏里格致密砂岩气藏属于低孔低渗储层,孔喉细小、排驱压力高、亲水性强,常规压裂液返排困难,水锁损害问题严重、气井产量受到极大影响。针对该类气藏储层地质特征,研制了一种“粒径小、性能强、低伤害、易携带”的纳米增效剂,通过进入微纳米孔道深部改善渗透率、降低界面张力和改变润湿性等机理提高气藏开发效果。现场试验过程中进一步优化压裂方法,首先是环空加砂注入,降低压裂液摩阻,增大压裂液的注入速度;其次在前置液阶段及携砂液前期差异化添加纳米增效剂,降低深部储层水锁、改善远井微裂缝等低孔喉区域渗流通道,增强远井区域的产能贡献率。结果表明,纳米增效压裂技术降低了液氮伴注比、改善了返排效果、缩短了建井周期、提高了单井产量。该技术的成功应用对致密气藏水力压裂具有积极的指导和借鉴意义,应用前景广阔。

LS致密气田井筒积液监测方法及治理对策

位于鄂尔多斯盆地东缘的LS致密气田,由于气井产能低,产量递减快,且储层含水,使得井筒积液问题成为限制该气田产能释放的主要原因之一。目前,现场排液采气措施以泡排为主,对于泡排增产量的统计发现,泡排效果差异较大,部分气井措施后增产效果差且存在措施滞后的情况。为对气井积液进行提前预警,本文通过“井口气水比”、“油套压差与产气量之比”两个指标进行动态分析,并建立了井筒积液高度计算方法与程序,为现场判别积液信号并及时采取排液采气措施提供了依据。为了优化排液采气措施的实施,通过气井生产系统节点分析,结合井筒多相流压力计算、临界携液模型,分析了气井生产的临界条件,提出了不同状态气井的排液采气措施建议。对于现场排液采气措施决策具有一定的指导作用。

基于多参数反演的岩溶古地貌恢复技术在鄂尔多斯盆地大牛地气田的应用

为了解决鄂尔多斯盆地东北部大牛地气田奥陶系顶部受太原组煤层影响地震分辨率不足,在现有层位解释基础上古地貌恢复精度不足的问题,以大牛地气田为研究对象,基于钻井、测井、地震等资料,结合区域沉积构造背景,利用叠后解释性处理技术与多参数反演技术精细追踪主要地质界面,进行岩溶古地貌恢复并划分岩溶优势区,分析其对研究区岩溶储层发育的影响。研究结果表明:①基于多参数反演的岩溶古地貌恢复技术可以将残留厚度预测误差控制在4 m之内;②根据岩溶古地貌单元渗流特征,结合气层厚度—风化壳残余厚度相关性及产能井分布对古地貌进行分区评价,残余厚度小于58 m为相对岩溶有利区。结论认为,基于多参数反演的岩溶古地貌恢复技术有效提高了关键地质界面的解释精度,进而提高古地貌恢复准确性,有助于岩溶储层分布研究,为下一步勘探开发部署提供了支撑。

低渗透砂岩有水气藏改建地下储气库可行性评价--以四川盆地中坝气田须二段气藏为例

低渗透砂岩有水气藏改建地下储气库具有特殊性和复杂性,为了指导同类型气藏开展建库可行性评价,以四川盆地中坝气田上三叠统须家河组须二段气藏为研究对象,在明确建库地质条件可行性的基础上,开展了气藏水侵现状、水体规模等动态特征研究,并基于岩心相渗实验及气藏数值模拟等手段分析了气藏建库可行性及有效库容空间,指出了低渗透砂岩有水气藏改建储气库的可行性评价方法。研究结果表明:①区域断层及顶底板封闭性良好;②建库区储层含气空间动用率仍可保持在较高水平;③气藏整体呈弱—中水驱,边底水处于不活跃—次活跃状态,对主体建库区影响较小;④结合静动态特征认识,主体构造内纯气区与气水过渡区可作为建库可动区域。结论认为:①中坝气田须二段气藏具备改建地下储气库的可行性;②在原始地层压力27.25 MPa下建库区域有效库容空间为106.80×10^(8)m^(3)。

苏里格气田长水平段水平井钻井关键技术——以S77-35-H5井为例

为了进一步降低钻井作业成本、提高单井产量、解决长水平段水平井使用“常规动力工具+水基钻井液”替代“旋转导向+油基钻井液”过程中出现的系列问题,采用鄂尔多斯盆地苏里格气田长水平段水平井配套技术实现了低成本开发。研究结果表明:(1)采用“双二维七段制”轨道,可以解决螺杆工具面摆放困难及钻具屈曲的问题;(2)应用数学建模+工程干预技术,能有效提高井筒清洁度;(3)采用井筒压力监测+漂浮下套管综合技术,可以实现顺利下套管;(4)近钻头GR地质导向技术能提高砂层钻遇率;(5)有机盐钻井液体系能有效预防井下坍塌及漏失。现场应用结果表明,起下钻摩阻下降11%,钻进扭矩下降17%,综合钻井速度提高28%,有效降低钻井成本。结论认为,该技术的成功研究为苏里格气田长水平段水平井低成本开发提供了借鉴,也为油气田提质增效开辟了新思路。

东胜气田A井区二叠系下石盒子组高含水气藏地质建模

为了精细描述致密高含水气藏可供开发调整的有利区、明确储集层参数的空间展布特征,以鄂尔多斯盆地东胜气田A井区二叠系下石盒子组气藏为研究对象,分析了适合高含水气藏的建模方法,综合岩心、测井、钻井等资料,借助Petrel软件建立了该区下石盒子组气藏三维地质模型。研究结果表明:①研究区整体上为北东高、南西低的宽缓单斜,区内发育两条正断层、小型鼻状隆起以及背斜构造;②盒1段河道及复合心滩规模较大,呈“砂包泥”状,盒2+3段河道及心滩规模相对较小,呈“泥包砂”状,研究区泥岩夹层占比为50%,粉砂岩夹层和致密层夹层占比为30%;③所建模型数据与实际钻井情况较为相符,能够快速高效地计算研究区天然气地质储量,计算出A井区下石盒子组气藏天然气地质储量为341.16×10^(8) m^(3)。结论认为:①利用精细水平井单层划分成果细化地层微构造可以建立全区精细构造模型;②建立水平井构型控制的沉积微相模型及隔夹层模型能有效提高物性参数模型的准确度和有效性;③沉积微相、岩石相、断层等主控因素约束的水平井气藏属性参数建模能有效提高物性参数模型的准确度和有效性,在致密高含水气藏“多、薄、窄、密、强、杂”型的储层空间中适用性好。

苏里格地区致密砂岩矿物组成与微观结构及其对水力压裂的潜在影响

致密砂岩气是重要的非常规天然气资源,致密砂岩储层的矿物组成特征与孔隙微观结构不仅会影响致密储层中天然气的赋存状态,同时也对水力压裂改造效果具有重要影响。然而,有关致密砂岩矿物成分及其微观赋存形态对气井水力压裂潜在影响的研究尚不充分,针对这一问题,文章以鄂尔多斯盆地苏里格地区主开采层—二叠系下石盒子组盒8下段致密砂岩为研究对象,钻取5口气井岩心样品,利用XRF、XRD、铸体薄片、SEM及EDS能谱等技术系统分析了该段致密砂岩矿物组成、微观形貌、孔隙分布等储层特征。基于分析结果,探讨了上述储层特征因素对水力压裂的潜在影响。研究发现,苏里格地区盒8下段致密砂岩主要为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩,密度介于2.44~2.56 g/cm^(3)之间,孔隙度为7.7%~12.6%,渗透率为0.16~1.42 mD,属于典型的低渗透气藏。矿物成分主要为石英和黏土矿物,而长石矿物和碳酸盐矿物含量极低。其中黏土矿物含量占比为16.5%~47.4%,以高岭石、伊利石和绿泥石为主。高岭石在该区致密砂岩中广泛发育,呈书页状和蠕虫状填充于粒间孔隙及粒表,形成大量高岭石晶间孔。此外,致密砂岩中粒间孔隙、粒内溶孔、粒间裂隙及粒内缝均有发育,为致密砂岩气的赋存提供了良好的储集空间。矿物分析以及压裂液致密砂岩水岩实验结果显示黏土矿物稳定性对于苏里格地区致密砂岩气水力压裂效果至关重要,尤其是易分散运移的高岭石和伊利石矿物。水力压裂前需要对储层矿物成分及地层水成分展开详细研究,选择合适的黏土稳定剂优化水力压裂。

World Bank's Financial Aid to Sichuan Gasfield

World Bank offered 255 million RMB Yuan bank loan and 10 million RMB Yuan donation in equivalent US dollars to"Sichuan Natural Gas Development and Energy-saving Project".This project includes evaluation and development of 13 gasfields and gas-bearing structures in the east-ern Sichuan,reformation of low-permeability gas fields,reformation and expanding of gas pipeline system and related environmental protection in Moxi,Bajiaocang in Middle Sichuan,technical assistance and personnel training,etc.The loan period is limited to 20 years,including five years of extension period.

含水致密气藏特征、开发风险与有效动用对策--以苏里格气田含水区为例

苏里格气田是我国致密气成功开发的典范,随着气田开发逐渐深入,气藏产水问题逐渐凸显,气田西部、东北部及西南部属含水致密气藏,此类气藏探明储量规模达万亿立方米,规模效益开发面临较大风险。分析表明,产出地层水主体为CaCl_(2)型,以变质的古沉积水为主,可划分为自由水、毛细管水与束缚水3种类型。含水致密气藏的形成与分布受生烃强度、微构造、储层非均质性及断裂系统等因素影响,含水致密气藏主体位于低生烃强度区,局部正向微构造单元发育富气区。评价表明,含水致密气藏的开发存在地层水侵入、气井产量低、投资回收难度大、开采成本上升、安全环保及管理等多种风险。需加强以微构造为核心的甜点区预测、气水层测井解释识判、有效储层空间精细描述、直井/定向井+水平井混合式井网开发、优化排采措施与攻关低成本排采技术、产出水集中处理与安全环保预防、全过程水侵防控与风险管理等攻关研究,从而为含水致密气藏的效益动用提供有效技术支撑和对策保障。

苏里格气田苏南国际合作区开发效果、关键技术及重要启示

苏里格气田勘探发现以后效益开发面临极大挑战,为吸收借鉴国际先进的开发技术和管理经验实现开发突破,确立了与法国道达尔公司共同开发、中方担任作业者的国际合作开发模式。10余年的合作开发实践表明,在相同的储层地质条件下国际合作区单井开发指标明显高于自主开发区,系统梳理关键开发技术并进行系统总结对提升自主开发区开发效果具有重要意义。与自主开发区追求规模效益与低成本控制的开发理念不同,国际合作区以经济效益、正现金流策略为目标,以风险控制为核心。经过多年集中攻关与实践检验,形成了三维地震—地质融合储层评价、网格分区棋盘丛式标准化井网部署、批量实施工厂化钻完井作业、TAP Lite分层压裂储层改造、适度放压间歇生产气井管理、速度管柱主导的措施增产6项关键核心特色开发技术,通过与自主开发区技术对比,落实了5项可供借鉴的特色开发技术,并总结了3条重要启示:(1)持续深化地质研究支撑高质量部署;(2)加强顶层优化设计支撑科学有序实施;(3)强化全过程管理与质量控制助推开发效果提升。国际合作区关键核心开发技术与重要经验的吸收借鉴可对致密气新区开发效果的提升提供有力支撑。