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。

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。

东胜气田独贵气区高含水致密砂岩气藏气井合理工作制度

为了有效支撑高含水致密砂岩气藏高效开发,以鄂尔多斯盆地东胜气田独贵气区为研究对象,在研究高含水致密砂岩气井不同水气比条件下产出特征的基础上,分析了应力敏感及生产压差对气井产出的影响,评价了不同配产工作制度下气井的产出效果,提出了气井差异化配产方案及压降速率控制标准。研究结果表明:①研究区气藏储层孔喉组合以微孔细喉为主,具有低孔隙度—特低孔隙度、致密低渗透及强非均质性的特征;②高含水致密砂岩气藏气井开发效果受产水量影响较大,气井水气比越高,产气量递减越大、压降速率越快、弹性产率越低;③随着生产压差不断扩大,造成部分毛细管水和束缚水膜变成可动水,气井产水量增加,弹性产率变低,累计产气量减小,稳产难度增大,开发效果变差。结论认为:①对于衰竭式开发的高含水致密砂岩气藏,控制气井的配产和压降速率是延长气井稳产期、提高天然气采收率的重要手段;②所建立的高含水致密砂岩气藏气井差异化配产方案和气井压降速率控制图版在生产实践中证明符合率达到87.5%,可推广应用于同类型气藏的开发开采,更好地指导气井效益开发。

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。

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。

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。

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。

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。

致密气藏砂岩空间发育模式对水平井产能的影响

水平井开发技术已成为鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气藏的主要开发手段。基于已完钻井地质资料大数据,构建空间地质模型,分别为切割连通型、冲刷连通型及孤立型。水平井开发之初,切割连通型储层为主要目标,多实施平直型水平井。随着开发的深入,为完善井网、提高储量动用程度,针对冲刷连通型和孤立型储层的大斜度型水平井和阶梯型水平井的比例逐渐增加。为了明确研究区砂体发育模式对水平井生产能力的影响,利用试气成果、生产曲线等动、静态资料,对水平井的生产能力进行分析评价。研究结果表明:(1)与空间地质模型对应的水平井轨迹类型为平直型、大斜度型、阶梯型;(2)3种类型水平井均具有一定稳产能力(>2000 d),其中平直型和大斜度型水平井显示出较好的稳产能力,阶梯型水平井稳产能力有限,但仍不失为区块效益开发的必要补充;(3)建立区块水平井类型的单位套压采气量与累计采气量的拟合关系,可对区块阶段性产量和稳产能力进行预测,为区块规划提供依据。

多薄层特低孔隙度致密砂岩气藏开发模式研究——以川西洛带气田遂宁组气藏为例

为了建立特低孔隙度、低丰度的多薄层致密砂岩气藏的开发模式,指导同类气藏高效开发,以四川盆地川西洛带气田上侏罗统遂宁组气藏为研究对象,分析了储集层特征、微观渗流机理,指出了该类气藏科学合理的开发模式。研究结果表明:①砂岩、泥岩频繁互层叠置,储集层基质物性较差,为特低孔隙度、致密储层,微观孔隙以细孔—微喉型为主,孔喉体积比偏小,岩心覆压实验结果表明渗透率应力敏感较强;②气藏原始束缚水饱和度中等,气水两相共渗区较大,岩心衰竭实验结果表明采收率中等—较高;③气藏无边、底水,属常压、定容封闭弹性气驱干气气藏;④单井控制储量小,稳产期短,压力、产量递减较快,低压低产期较长。结论认为:①该类气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征,为了提高开发效益,按照先评价认识清楚后再投入开发、逐步滚动扩边增储上产的思路开展气田建设工作;②建产期优先开发高产富集区,试验增产工艺;③稳产期依靠直井多层压裂合采,补充新井实现产能井间接替;④递减期依靠老井转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气等措施延缓产量递减,同时部署开发调整井进一步提高采收率。

致密砂岩气藏数值模拟方法研究——以鄂尔多斯盆地大牛地气田太2段气藏为例

数值模拟技术是目前剩余气定量表征、气藏调整方案优化和产量预测的主要手段之一。然而,致密砂岩气藏复杂的储层地质条件和渗流特征,使得在采用常规数值模拟技术时难以准确描述剩余气的分布规律。为了实现对致密砂岩储层剩余气的精细定量表征,以鄂尔多斯盆地大牛地气田太2段气藏为研究对象,分析了不同渗流特征因素对产量的影响,同时基于致密砂岩气藏渗流理论,结合气藏工程和室内实验分析研究,建立了启动压力梯度、水锁伤害、应力敏感等在数值模拟中的等效表征方法。研究结果表明:①随着该区气藏开发的进行,地层压力降低和外来液气的侵入,岩石储层产生的应力敏感效应和水锁伤害会降低储层的有效渗透率,严重影响气井产能;②随着地层水和外来液体的侵入,气井在生产中会出现储层水锁伤害,利用相渗水平端点标定实现束缚水变可动水模拟,垂直端点标定实现生产初期水锁气相渗流伤害模拟,进一步在模型Schedule模块中通过对不同阶段相渗曲线调用,解决了气井中后期压力拟合偏差大的问题;③在数值模拟中考虑了启动压力梯度等因素的等效表征后,模型历史拟合符合率由之前的45%提高至85%,计算结果更加符合矿场的实际情况。结论认为,该研究成果完善了致密砂岩气藏渗流理论和数值模拟方法,对同类型油气藏的高效开发具有理论指导和实践意义。

延安气田子长地区盒8段致密砂岩气岩心覆压孔渗变化规律

覆压条件下岩石孔渗变化与气藏勘探与开发有着千丝万缕的联系。为了研究延安气田子长地区盒8段致密砂岩气岩心覆压孔渗变化规律,利用MQ-86型覆压孔渗测定仪对该区36块致密砂岩气岩心分别进行覆压孔渗实验,结合铸体薄片、扫描电镜以及恒速压汞资料分析区内盒8段储层不同岩心的微观孔隙结构特征。研究结果表明:1)相对孔隙度比值、相对渗透率比值与上覆压力存在良好的相关性,表现为随着上覆压力的增加,相对孔隙度比值和相对渗透率比值均呈现大幅度减小的趋势。2)气层条件下,相对孔隙度比值、相对渗透率比值和渗透率不可逆损失均与渗透率呈现较为良好的相关性,表现为气层条件下渗透率越低,孔隙度、渗透率损失度以及渗透率不可逆损失率越高。3)致密气岩心喉道越小,连通性越差,上覆压力对岩心内部孔隙结构破坏越严重,加重影响了渗流通道,表现出渗透率越低的特征。该研究成果对于致密气储量计算及致密气藏开发具有一定指导意义。

致密砂岩气藏压裂砂堵原因分析及对策

东胜气田属于典型致密气藏,通过水力压裂获得了效益开发,但压裂过程中频繁砂堵和较高的首段砂堵率导致施工周期和成本增加。针对上述问题,通过对压裂现场工况分析将砂堵原因分为地层可压性弱、地层滤失、液体性能差、设备故障和现场指挥失误5个方面,从施工参数和岩石力学参数对裂缝参数的影响探究了造成压裂砂堵的根本原因,并对压裂曲线特征进行了因素归纳,在此基础上提出了适应工区不同工况的防控措施,为东胜气田提高压裂施工成功率和快速释放气井产能提供了技术支撑。

致密高含水气藏调整生产制度后动态变化及影响因素——以东胜气田锦30井区为例

为了充分认识致密高含水气藏调整生产制度后的生产规律,以鄂尔多斯盆地北缘东胜气田的锦30井区为研究对象,通过对调产井按调产比例、生产液气比、日产气量大小进行分级,分析压降速率及单井可采储量(EUR)生产动态指标变化及产生的原因,总结调产后气井的生产规律。研究结果表明:①下调生产制度井的压降速率受下调比例影响明显,随着下调比例的增加,压降速率下降比例呈直线上升;②下调生产制度井的EUR受生产液气比影响明显,随着生产液气比的增大而增大;③当提产比例小于50%时,上调生产制度井的压降速率基本不受提产比例影响,当压降速率大于50%时,上调生产制度井的压降速率受提产比例影响明显,随着提产比例增加快速上升,同时压降速率还受日产气量影响明显,随着日产气量增加而减少;④上调生产制度井的EUR受生产液气比影响明显,随着生产液气比增大而增大。结论认为:①上调井应选择日产气量大、生产液气比小的气井提产,且提产比例应小于50%;②下调生产制度井应选择生产液气比较大的气井,在满足携液的基础上尽可能增加下调比例。

致密砂岩气田盖层封闭能力综合评价——以四川盆地广安气田为例

致密砂岩气作为一种非常规油气资源,具有良好的勘探开发前景,其成藏保存条件问题越来越受到研究人员的关注。在前人研究的基础上,筛选出与盖层封闭能力密切相关的评价参数,如盖层厚度、排替压力、气藏压力系数、断裂对盖层的破坏程度及垂向封堵性,并结合盖层封闭能力有效性概念,建立了盖层封气能力综合评价方法。对我国致密砂岩大气田储量丰度及盖层属性数据进行了统计,厘定了高储量丰度大气田形成所需的各盖层评价参数下限作为其各自均一化标准值。以四川盆地广安气田须家河组五段区域盖层为例,研究发现盖层厚度为30～200 m,排替压力为5.5～9.5 MPa,气藏压力系数为1.05～1.50,断裂活动性较强,断层垂向封闭能力较弱,但盖层封气有效性好;最后,利用综合评价公式计算后得到须五段盖层能够封盖特低储量丰度的气田,盖层封闭能力综合评价指标为0.04～0.24,在工区内总体表现为西高东低的展布特征。该方法预测保存有利区与目前须四段气藏的勘探现状较吻合。

大牛地气田盒2+3段致密砂岩储层微观孔隙结构特征及其分类评价

综合应用铸体薄片、扫描电镜、压汞测试等分析化验资料，对大牛地气田盒2＋3段致密砂岩储层的微观孔隙结构特征进行了详细的研究。研究结果表明，强烈的压实作用和胶结作用是研究区储层致密的主要原因，溶蚀作用和交代作用可以使储层的储集性能得到改善。沉积作用和成岩作用的双重影响使得盒2＋3段储层孔隙结构异常复杂，粒间溶孔、粒内溶孔、晶间晶内微孔等次生孔隙构成了本区的主要储集空间，其中粒间溶蚀孔隙对储层的改善最为明显，可使孔隙度增大到8％～20％，粒内溶蚀孔的孔隙度平均6．27％，晶间晶内微孔的孔隙度一般低于4％。孔隙喉道组合类型以中孔小喉和小孔细喉为主。在此基础上，应用主因子分析、聚类分析等统计学方法，将盒2＋3段储层孔隙结构划分为3种基本类型4种亚类，并勾绘出主力层的综合评价图，进一步分析表明，Ⅰ类、Ⅱa类储层为研究区的优质储层，测试结果为高产井，是今后致密砂岩气藏探开发的主要目标。

苏里格气田“十三五”期间提高采收率技术思路

鄂尔多斯盆地苏里格气田的勘探与开发成果推动我国致密砂岩气产量实现了质的飞跃,如何提高采收率乃是其最核心的研究主题。为此,回顾了该气田的开发历程,着重阐述了提高单井产量技术进展,探讨了转变传统开发方式和提高采收率的技术思路与对策。研究结果表明:特大型致密砂岩气藏的评价、上产、稳产所需要的开发技术是呈'渐进式变化'的;基于甜点区筛选的井位部署技术、水平井开发技术、井型井网优化技术、快速钻井技术、储层改造技术和排水采气新工艺、'一体化'建设模式等支撑了该气田的快速上产。在此基础上,提出了'十三五'期间提高采收率的技术思路:①基于单井全生命周期分析的气田开发规划评价技术;②以提高采收率为目标的混合井网动态评价及加密技术;③集群化多井型多层系面积井网新区一次成型提高采收率技术;④基于风险和效益评价的储量评价模型;⑤'多维矩阵'式气井精细管理技术;⑥低产低效井挖潜技术;⑦新型井场环保技术;⑧基于一体化集成装置的地面工艺;⑨C_3^+混合烃类回收利用技术。以期为该区'十三五'期间致密砂岩气藏的开发提供更可靠的技术支撑。

苏里格气田东区致密储层敏感性

苏里格气田是中国典型的致密气储层发育区,其极差的物性、半径偏细的孔喉特征、与储层敏感性关系密切的岩石组分等使储层极易遭受损害,直接影响产能。利用岩心分析资料研究致密储层特征,能够预测储层潜在的损害程度。实验表明:苏里格气田东区二叠系山1段和盒8段储层具有中等偏强的应力敏感性、中等偏弱-中等偏强的水敏性、弱-中等偏弱碱敏性、水锁严重且无速敏效应等特征。因此,采取防止井底压力变化过大、注入地层液体矿化度过高等措施,减少或避免了储层损害。

鄂尔多斯盆地苏里格大气区天然气近源运聚的证据剖析

鄂尔多斯盆地苏里格气区是中国最大的非常规连续型致密砂岩大气区,探讨其天然气分布与聚集机制可为非常规致密砂岩气的勘探提供理论依据。研究区地球化学方面的直接证据和储层、古构造背景等方面的间接证据包括:天然气主要分布在生气强度高值区,天然气组分未发生明显的混合效应,含气饱和度远离源岩明显减少,天然气碳同位素反映与原地烃源岩来源相同、成熟度一致的特征;储层经历了强烈的压实、硅质胶结和钙质胶结3种主要的致密化成岩作用,储层完成致密化过程、形成低孔渗、细孔喉致密储层的时间(Ro小于1.3%,早白垩世早期)要早于天然气大量生成的时间(Ro为1.5%～2.5%,早白垩世早期到晚白垩世初期);晚侏罗世到现今古构造坡降都较为平缓,缺乏形成较高垂直连续气柱的条件,综合多方面的证据,论证了现今苏里格大气区天然气分布聚集为近源短距离运聚的结果。