径向井复合脉动水力压裂煤层气储层解堵和增产室内实验

针对煤层气钻采过程中普遍存在的储层伤害解除不彻底的问题,提出了有助于解堵和增产的径向井复合脉动水力压裂技术思路:水力喷射多分支径向井,利用高导流径向孔眼进行适度的脉动水力压裂改造,从而在主井筒附近一定区域内最大限度地冲击、破碎煤层,形成高导流通道与裂缝网络相结合的大范围卸压增透区。为了验证其技术原理,设计并开展了径向井复合脉动水力压裂室内实验,采用声发射仪与脉冲伺服疲劳试验机等实验装置,围绕径向水平井复合压裂形成裂缝时的声发射响应特征与煤岩的破裂程度、宏观裂缝形态之间的关系开展了室内研究。结果表明:(1)实验条件下,径向水平井复合脉动水力压裂达到常规压裂峰值压力的1/3~1/4下即可起裂,声发射事件数是常规压裂的1.38~7.07倍;(2)径向水平井复合脉动水力压裂中获得强烈的声发射信号响应,产生宏观破裂的峰值压力较低,相同条件下更易获得较大范围的缝网;(3)径向井分支数、井眼长度、动载频率及振幅等参数是影响径向水平井复合脉动水力压裂效果的重要因素。结论认为,径向水平井复合脉动水力压裂方法提供了一种煤层气解除储层堵塞和高效开发的新思路,可实现煤层气井的有效解堵和增产。

辽西凹陷热河台油气层油气分布规律

辽河坳陷西部凹陷双台子油田是由下第三系渐新统沙河街组二段的兴隆台油气层和沙河街组三段上部的热河台油气层所构成的复式油气藏。热河台油气层整体属于深水湖底扇沉积成因,对该油气层研究和认识不足制约了勘探工作发展。通过对储层岩性、含油性、物性、电性关系的研究,确定了该油气层下限标准为细砂岩、油斑,含油饱和度40%,孔隙度8%及电阻率16Ω·m。重点分析了中子伽马测井、声波时差测井交会识别气层的方法,依据新标准重新解释了双台子68口井,将原解释结论中30.2%的水层改判为油气层,新发现油气层多是热河台油气层上部的低阻油气层。研究结果表明:该油气层在纵向上有两套油气单元;平面上油气主要分布在断裂背斜的轴线附近,构造控油作用明显;紧邻生油洼陷和东西向断裂切割是造就双台子断裂背斜构造带复式油气成藏的主因。该油气层上部层段的低阻气层仍有较大勘探潜力。

不同孔隙结构碳酸盐岩的岩石物理响应特征及储层预测新方法——以鄂尔多斯盆地奥陶系马家沟组四段为例

近年来,在鄂尔多斯盆地中东部地区下奥陶统马家沟组四段(以下简称马四段)的台内丘滩体钻遇了优质白云岩储层,但该套储层厚度薄、与围岩弹性参数差异较小,利用常规方法很难准确识别和预测。为了提高白云岩储层的预测精度,基于铸体薄片与岩心CT扫描,详细分析了马四段碳酸盐岩的特征,通过岩石物理弹性测试,结合物性测试及试采资料建立了马四段岩石弹性参数与孔隙结构的关系,提出了研究区一种变基质多孔微分等效介质模型的预测孔隙结构和储层的新方法,并进行了矿场验证。研究结果表明:(1)马四段碳酸盐岩发育孔隙型和裂缝型2类储层,其中孔隙型储层可细分为以晶间孔为主和以晶间溶孔+晶间孔为主2类;(2)晶间孔为白云岩化作用形成,孔隙纵横比较大,晶间溶孔由晶间孔经过溶蚀作用改造形成,孔隙纵横比变小;(3)裂缝主要为构造缝和溶蚀缝,孔隙纵横比最小;(4)沉积和成岩作用对碳酸盐岩的孔隙结构影响大,孔隙结构的差异会引起岩石弹性参数的较大变化,利用该差异可以有效预测白云岩优质储层。结论认为,该方法首先通过变基质骨架建模准确划分岩石的基质类型,然后利用多重孔微分等效介质模型预测岩石的孔隙结构类型,并定量计算不同孔隙类型孔隙的体积占比,为提高白云岩储层的预测精度奠定了技术基础,有助于碳酸盐岩优质储层的精确预测的深入研究。

考虑离散裂缝的非均质裂缝性气藏数值试井新模型

裂缝性气藏在我国油气资源中具有重要地位,其试井分析对储层评价和气藏开发具有不可或缺的作用。为了解决传统双重孔隙介质模型对天然裂缝表征不精确的难题,基于蒙特卡罗随机模拟方法和离散裂缝模型,表征了复杂分布的天然裂缝,构建了考虑离散裂缝和渗透率非均质性的径向复合裂缝性气藏数值试井模型(DFM-NM),绘制了不同参数下裂缝性气藏气井试井曲线图版,形成了解析试井初拟合、离散裂缝细拟合的试井分析方法,并开展了实例应用分析。研究结果表明:(1)裂缝性气藏不稳定流动阶段包括井筒储集和表皮效应阶段、内区裂缝影响阶段、内区径向流阶段、外区裂缝影响阶段和边界控制流阶段;(2)基于地质条件约束下的离散裂缝模型能较好表征复杂、非均质裂缝性气藏,克服了常规双重孔隙介质模型的缺点;(3)裂缝数目越多、裂缝平均长度越长,压力导数曲线下凹的幅度越大,内区裂缝参数对试井曲线形态的影响更大。结论认为,所建立的裂缝性气藏数值试井模型及粗细分步拟合方法适用于塔里木盆地裂缝性气藏,能更准确有效地评价储层、反演裂缝参数。研究成果具有良好的应用前景,可为裂缝性气藏参数反演和开发方案优化提供理论支撑,有助于我国复杂油气资源的科学开发。

基于灰色关联度分析和多目标优化的浅层含水层储热性能整体优化

含水层储能(Aquifer Thermal Energy Storage,缩写为ATES)系统因其良好的储热能力和经济性受到国内外学者的广泛关注,其中含水层储热系统中运行参数和布井参数的设置直接影响储热效果,如何优化参数获得最佳工艺方案,对于推广储热工程现场应用具有重要意义。为此,以浅层含水层储热性能作为优化目标,通过灰色关联度方法对比关键参数对储热性能的影响程度,采用多目标优化方法得到最佳储热方案。研究结果表明:①注入温度与含水层之间温差较大会削弱系统储热能力,同类型储热井之间的热干扰反而有利于储热性能;②含水层厚度和布井数量对热损失率影响较大,而注入排量和井距对热回收率影响较大,注入温度对二者的影响最小;③注入温度25℃、含水层厚度106.597 m、注入排量30 kg/s的单井系统为最佳储热方案。结论认为:①关键参数对热损失和热回收的影响程度不同,为提高储热性能有必要对二者进行均衡优化;②优化方案有效扩大了储热体积,减少了热损失同时提高了热回收,使整个系统热损失率和热回收率分别在原有基础上优化了12.69%和3.19%,可为ATES系统的合理设计提供参考。

地下盐穴储气库注气排卤及注采完井技术

盐穴地下储气库是利用地下较厚的盐层或盐丘,采用人工方式在盐层或盐丘中水溶形成洞穴储存空间来存储天然气,是储气库的主要类型之一。盐穴储气库建成后第一次注气排卤及注采完井是储气库建造和应用以及安全运行的关键。为了满足我国首座盐穴储气库——金坛盐穴储气库建设的需要,根据该储气库建库的特点,进行了注气排卤及注采完井工艺技术研究,通过注气排卤及注采完井方案的优选,制定了现场施工工艺,形成了我国盐穴储气库注气排卤及注采完井配套工艺技术,并成功运用于该储气库已有溶腔改造的5口井中,填补了我国盐穴储气库的注气排卤及注采完井工艺技术的空白。

不同粒径特征的砾石层井壁围岩破坏机制

塔里木油田大北区块新近系库车组是一套长段砾石地层,在钻井过程中多发生井壁坍塌、掉块等钻井复杂问题。而砾石地层具有的弱胶结和不连续的特点,使得基于连续介质力学的分析方法不能很好解释井周砾石剥落和掉块的机理。为此,首先对该区砾石层露头进行粒度分析、微观电镜扫描、室内三轴实验,获得了砾石层物理力学特性;进而采用非连续特性的离散元数值模拟方法,深入地分析了该套地层中砾石以及粒径分布对围岩破坏和井周裂缝扩展特征。研究结果表明:①砾岩破坏方式为劈裂,破裂面沿着砾石颗粒的胶结面扩展,形成一条呈锯齿状的破坏面;②井周的大颗粒砾石降低了井壁围岩的抗压强度,在井眼液压作用下,砾石层井壁产生掉块,形成以最小水平主应力方向为长轴的不规整崩落椭圆;③井壁在非均匀构造应力作用下,发育小粒径砾石地层裂缝沿着最小主应力方向扩展,砾石的分布对裂缝扩展的影响较小,而发育大粒径砾石地层中,裂缝在砾石大颗粒周围产生,优先向附近砾石集中区域扩展,改变初始裂缝传播路径,扩展速度更快,延伸距离更远,逐渐形成更大范围的破坏区域,导致井壁失稳。

绒囊钻井液处理煤层气钻井上漏下塌地层的施工工艺

煤层气钻井经常钻遇上漏下塌地层,通常采用调换或调整钻井液来防塌控漏,但常常会因目的不一致而难以奏效。为此,针对不同层段漏失与坍塌控制主要需求,通过室内实验优化不同钻井液性能范围及指导配方,配制封堵性能由弱到强5种配方的绒囊钻井液封堵0.1 mm、1.0 mm、2.0 mm宽的裂缝,有针对性地形成了现场新浆配制、老浆维护等工艺,并在多个区域现场完成了超过5井次的绒囊钻井液工艺应用。实验评价结果表明:(1)以封堵相同宽度裂缝至驱压20 MPa的升压周期表征体系封堵性能强弱,优选出随钻控漏、随钻堵漏、静止堵漏3套钻井液配方;(2)以饱和煤柱塞后单轴抗拉强度、三轴抗压强度增幅表征防塌性能强弱,优化出坍塌风险分别为低、中、高煤层适用的钻井液配方;(3)根据钻井液消耗速度优化新浆补充速度,以排量、表观黏度降幅及实验得到提升表观黏度等指标确定优化老浆维护工艺所需的处理剂用量;(4)现场应用效果表明,钻井流体在对付漏失、坍塌地层前,调整好性能,是取得成功的关键。结论认为,通过调节绒囊流体不同的配方可以实现煤层气井内封堵控制漏失、坍塌,该工艺为煤层以及类似破碎性地层稳定井壁提供了技术支撑。

基于径向基—多层感知器神经网络联合的复杂岩相智能识别与表征

苏里格气田东二区二叠系石盒子组盒8段(以下简称盒8段)为典型的河流相致密砂岩储层,其强非均质性及复杂的储层结构导致该区面临“甜点”储层优选困难等关键技术瓶颈。为此,在分析盒8段储层岩相类型及组合特征、岩相约束下测井数据特征的基础上,建立了一种契合岩相及其组合特征、测井数据特征、人工智能算法原理的径向基—多层感知器神经网络联合模型,并开展了储层岩相的精确识别与表征研究。研究结果表明:(1)盒8段发育块状层理砾岩相、槽状交错层理粗砂岩相、板状交错层理粗砂岩相、板状交错层理中砂岩相、平行层理中砂岩相、交错层理细砂岩相、波状层理粉砂岩相、块状层理泥岩相8种岩相类型;(2)盒8上亚段曲流河相储层岩相密度偏小、岩相频率偏高、对应测井数据分布较分散,盒8下亚段辫状河相储层岩相密度偏大、岩相频率偏低、对应测井数据分布较集中;(3)建立的径向基—多层感知器神经网络联合模型识别准确率可达89.06%,相较于单一神经网络模型、交会图、主成分分析和决策树等方法识别准确率明显提高。结论认为,建立的径向基—多层感知器神经网络联合模型不仅克服了现有岩相识别方法准确率低且难以推广的缺陷,而且对实现河流相强非均质性致密砂岩储层高效开发具有重要意义。

富氦天然气藏氦源岩特征及关键评价参数

对氦气成因与来源的研究是氦气资源勘探中的关键和核心内容之一,其不仅可以为氦气成藏机制的建立提供理论基础和支撑,也可为富氦天然气藏预测提供关键证据和认识。为此,基于前人研究成果,系统梳理了富氦天然气藏中氦源研究现状与研究方法,总结了壳源氦源岩的特征和关键评价参数。研究结果表明:①天然气藏中氦气的3个主要来源为大气源、壳源和幔源,现有研究富氦天然气藏中的氦多数以壳源氦贡献为主;②壳源氦的氦源岩从根本上决定了气藏中氦气含量,其通常为富含铀、钍放射性元素的古老岩石,如地壳中花岗岩、富有机质页岩、变质岩等,其中古老的基底花岗岩是全球大部分富氦天然气藏的主要氦源岩;③富有机质页岩由于生烃能力较生氦能力强,天然气作为运载气的同时也将生成的氦气稀释到工业品味以下,难以独立作为富氦天然气藏的氦源岩。结论认为,目前对有关氦源岩的研究还不够系统和深入,为了建立氦源岩评价体系,提出了4个氦源岩关键评价参数,分别为氦源岩石类型、氦源岩铀、钍元素丰度、氦源岩形成年龄及氦源岩体积规模,以期为氦源相关理论研究奠定基础。

基于径向井压裂复合降压法的天然气水合物开采产能数值模拟

压裂是提高天然气水合物(以下简称水合物)开采效率的潜在方法之一,但当前在径向井压裂降压开采水合物时,径向井分支数与裂缝参数对水合物压裂后产能的影响规律研究相对较少,水合物增产缺乏理论基础。为此,基于开源程序HydrateResSim对具有渗透性边界的第三类水合物藏储层进行了径向井压裂复合降压法开采水合物产能模拟,对比了不同位置、数量的裂缝及不同径向井分支数影响下开采过程中压力场、温度场、水合物饱和度、甲烷饱和度分布及产能变化,并分析了水合物的增产规律。研究结果表明:①裂缝在水合物储层中构建了高导流能力通道,显著降低了近井区域渗流阻力,提高了压力降传播速度,扩大了水合物分解范围;②压裂裂缝距离主井筒越近,开采初期压力降传播效果越好;③裂缝总缝长相等时,增加裂缝数量有利于提高产能;④径向井分支数增加,产气速率及生产气水比均有明显提高。结论认为,径向井压裂复合降压法可以提高水合物开采效率,是一种实现水合物商业化开采的潜在新方法,将有助于推进我国南海水合物产业化进程,研究结果对于南海天然气水合物的实地化开采具有重要的指导意义。