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。

储气库干化盐析效应量化表征及干化扩展范围预测方法

储气库注采过程中存在近井地带干化盐析的问题,不仅影响储气库的注采能力,甚至影响储气库稳定运行及运行年限。文中基于BL经典分流理论及气水渗流规律,建立了储气库干化盐析效应量化表征数学模型及盐堵损伤量化评估方法,解决了储气库干化问题关键参数的量化表征及干化扩展范围的预测难题。研究结果表明:理论推导的盐饱和度、盐析出量是评估储层盐堵的重要表征参数,与储层温压条件、流体性质及气水相对渗透率等有密切的关系;储气库注采循环过程会导致干化扩展范围逐渐由近井向远井发展,仅依靠注入端短时间注水来解除近井堵塞,可能无法有效恢复地层孔隙度、渗透率及天然气注采能力;基于文中建立的数学模型得到的研究结论与前人实验研究结论具有较好的一致性。文中研究成果不仅具有较好的现场应用价值,而且对干化盐析现象的理论研究以及干化盐析机理的认识具有指导意义。

威荣页岩气田压窜影响特征与管控对策研究

以威荣页岩气田为研究对象,提出以母井复产速度为核心的压窜影响程度量化评价指标,并采用灰色关联分析法评价了10项井间压窜地质工程因素对压窜程度的影响规律。评价结果表明:①井间压窜以巷道平行模式为主,巷道错位模式次之;②随着母井生产时间增长,母井复产速度、复产率趋于降低,建议子井压裂时间控制在母井生产300d内;③随着子井平均单簇用液规模增加,压窜影响程度趋于增强,建议根据母井生产时间和井间位置关系,针对性优化单簇用液规模;④针对天然裂缝发育井段,尤其是贯穿型天然裂缝,需要严格控制用液模、优化射孔参数和施工排量,避免压窜。

威荣深层页岩气井油管最优参数设计研究

深层页岩气井投产初期能量充足,大多采用套管快速排液,当井口压力降至带压作业能力范围内或气井出现携液困难时再下入油管生产,油管下入时机、下入深度及油管尺寸等参数设计基本依据作业进度或现场经验而定。目前,下入时机对气井产能的影响鲜有研究材料供参考,因此,基于川南深层页岩气在套管生产阶段的53井次井筒动态监测资料,优选了井筒压降计算模型。通过分析气井生命周期内井筒流型、井底流动压力、临界携液能力的变化规律,确定油管最佳下入时机;基于探明的不同油管深度下的井筒压降变化规律,提出了以井筒最小压降为目标的油管最优下入深度;综合携液、压力损耗敏感性研究,得到最优管柱尺寸。结果表明:川南深层页岩气井在井口压力降至15~25 MPa时,为油管最佳下入时机,油管最优下深井斜介于70°~85°,最优管径为62 mm。该设计在现场应用良好,通过油管参数设定,气井压降速度降低了50%,单位压降产量增长2倍,对有效地指导川南深层页岩气水平井油管设计及实施具有重要意义。

新场气田分段压裂水平井裂缝布局优化

新场气田属于大型多层致密砂岩异常高压气藏,储层物性差,非均质性强,气井动用储量低。目前,为大幅度提高气井产能,提高储量动用长度,该气藏多采用多段压裂水平井开发。因此,迫切需要论证裂缝参数及其组合对多段压裂水平井开发效果的影响,为气藏下步科学高效开发和持续高产稳产提供理论基础。以川西新场气田为研究对象,采用数值模拟法深入研究了压裂水平井裂缝几何布局对气井产能的影响,包括非均匀裂缝长度、非均匀裂缝间距、压裂规模与裂缝数量、裂缝长度与间距的匹配、裂缝夹角与间距的匹配。结果表明:对于多段压裂水平井,U型模式的裂缝长度布局最优;均匀裂缝间距开发效果优于非均匀裂缝间距;水力压裂时,少段数长缝能取得更佳的开发效果;0. 67~1倍缝长的裂缝间距布局、垂直于井筒的正交裂缝布局有利于改善压裂水平井开发效果,裂缝间距的增大能有效降低非正交裂缝低夹角对产量的影响。

水平气井气液两相管流压降预测

准确预测气井压降是气井动态分析、优化配产和排采工艺设计的基础.水平气井复杂的井身结构和流动规律,导致单一压降预测模型精度难以在宽泛的气液范围内满足工程需求.为开展模型优选及优化,基于环状-搅动、搅动-段塞和段塞-泡状3个流型转变点,提出垂直井筒持液率半经验模型;基于垂直管与倾斜管中持液率的对应关系,提出倾斜管中持液率预测方法,构建水平井气液两相管流压降预测新模型.研究结果表明,气井气液两相管流压降研究的核心是准确预测持液率;随着倾角增大持液率先增加后降低,倾斜管持液率可基于垂直管持液率随角度的变化关系计算得到;在所有对比模型中构建的新模型与气井生产测井数据的相对性能系数最小,表明模型能够满足工程计算精度要求.构建的新模型适用于不同产量范围的水平气井气液两相管流的压降预测,可为现场生产分析提供技术支撑.

潜山油藏微球-天然气驱实验评价

裂缝型潜山油藏储集层非均质性强,油藏开发过程中驱替流体指进和窜流频发,封堵裂缝、大孔道等高渗流通道是提高原油采收率的有效措施。通过岩心流动实验,评价了微球对B1潜山油藏储集层岩心裂缝及大孔道的封堵效果,探究了采用微球-天然气驱提高剩余油动用的有效性。结果表明,单一水驱或天然气驱的驱油效率不显著,采用微球驱,微球进入岩心后的膨胀和封堵作用使得阻力系数、注入压力等显著增大;微球粒径直接影响封堵性能,若粒径太小,达不到封堵的效果,若粒径太大,不易注入;微球注入岩心后的膨胀、封堵、解堵、变形后再封堵及天然气溶解的协同作用,对裂缝型潜山油藏开发过程中的驱替流体指进及窜流有明显抑制作用,微球-天然气驱可大幅提高剩余油采出程度。

威荣页岩气田腐蚀机理与管控对策研究

威荣页岩气田规模上产1-2年后地面集输流程开始大面积爆发腐蚀穿孔泄漏事件,严重影响了气田的安全平稳生产。通过跟踪气井的生产状况,分析集输系统的腐蚀环境,开展管线材质检测和腐蚀产物分析,认为威荣页岩气田集输系统频繁发生穿孔泄漏是由于冲刷腐蚀、细菌腐蚀和CO_(2)腐蚀共同作用引起的。

碳酸盐岩油藏储层测井挖掘效应的综合分析

H油田碳酸盐岩油藏由于构造变化大,岩性复杂,在流体识别及流体界面的划分中出现了很多矛盾。对于气体识别,采用补偿中子测井挖掘效应在有些区块有效,而有些区块是无效的,因此,需要对挖掘效应的影响因素进行分析。首先,分析了H油田碳酸盐岩油藏岩性和孔隙结构特征;然后,分析了其中的KA、KB储层孔渗等物性特征;并通过多口井的测井曲线,总结了中子测井和密度测井在气层所形成的挖掘效应响应特征,分析了形成真假挖掘效应的原因;从理论上阐述了密度测井与中子测井的相互关联性,推导了两种测井响应的关联方程,从井眼扩径、孔隙结构、孔渗物性及饱和度等多个角度分析了挖掘效应的因素影响的机理,最后,给出了综合利用挖掘效应判断气层的分析方法,提出了判断真假挖掘效应的几条依据。根据这一方法,较好地完成了H油田K油藏流体识别,可为后续H油田以及类似的碳酸盐岩复杂油气藏准确识别流体类型提供借鉴。

东海西湖凹陷中央反转构造带古近系花港组致密砂岩储集层控制因素

采用岩石薄片鉴定、锆石U-Pb测年、扫描电镜、电子探针、激光微区碳氧同位素组成分析等技术手段,对东海盆地西湖凹陷古近系花港组致密砂岩储集层开展了岩石学特征、成岩环境演变以及储集层发育控制因素的综合研究。研究发现,中央反转构造带花港组砂岩物性整体较差,岩石类型以长石岩屑质石英砂岩为主,石英含量高,碎屑颗粒粗,杂基、高岭石、胶结物含量低;有机酸和大气淡水所形成的酸性成岩环境对次生孔隙的形成意义重大;花港组致密砂岩中相对优质储集层的发育与分布受控于沉积物源、沉积相带、成岩环境演变及异常高压。沉积物源及优势沉积相使得花港组砂岩具有良好的原始物性,是后期相对优质储集层发育的先决条件,异常高压对花港组储集层物性的改善主要体现在对原生孔隙的保护。纵向上,成岩环境演变差异性导致了花港组相对优质储集层集中分布于酸性成岩环境中;横向上,中北部相对优质储集层集中分布于异常高压发育的花港组下段,中南部集中分布于埋藏相对较浅的花港组上段。

柱状支撑裂缝内流体流动规律

通道压裂通过脉冲交替泵入含支撑剂的携砂液和不含支撑剂的中顶液,在人工裂缝中形成非均匀柱状支撑结构的不连续铺置,从而在裂缝中形成流体流动的高速通道。目前对于支撑剂团在地层闭合压力作用下的变形规律尚认识不清,导致对支撑裂缝宽度的变化规律认识不明,从而难以准确计算支撑裂缝导流能力。根据大型可视化平板支撑剂运移铺置实验结果,统计分析支撑剂团铺置形态及尺寸,将支撑剂团分为3类。通过实验模拟支撑剂团柱的压缩变形过程,得到不同闭合压力下支撑剂团柱高度变化规律和支撑剂团杨氏模量。采用光滑粒子法,将支撑剂团柱离散成具有实际质量与体积的颗粒;采用有限元法将地层进行离散;通过两者耦合接触算法,对支撑剂团柱与地层的接触进行耦合计算;根据平板实验抽提的支撑剂团柱尺寸,建立3种类型的支撑剂团柱与地层接触模型;继而获取不同地层闭合压力与岩石杨氏模量下的支撑剂团柱压后形态、法向应力以及支撑剂团柱高度等参数,研究支撑剂团柱变形规律。采用计算流体动力学方法,建立支撑剂团柱-裂缝的缝内流动模型,计算得到不同施工参数下的压力场和速度场。

超深海相碳酸盐岩储层可压性主控因素

川西气田雷口坡组储层是超深层低渗高含硫气藏,面临高破裂压力的难题,而且由于储层可压性的主控因素不明,准确评价难度大,限制了降低破裂压力工艺措施的针对性使用。为此,文中首先基于施工特征描述,将储层可压性由好到差依次划分为1,2,3,4类;进而以可压性排序为目标,基于施工统计、理论计算和实验分析,明确了储层可压性影响因素,即地应力、岩性、构造、物性、天然裂缝等5个方面;最后,基于灰色关联法定量分析了这些因素对储层可压性的影响程度,筛选了地应力、岩性、倾角、中高角度缝数量、平均孔渗、Ⅰ类储层厚度、储层深度、构造位置作为可压性评价参数。可压性主控因素的明确,为类似超深碳酸盐岩储层的可压性评价、降破措施选择提供了有效的技术支撑。

企业工会干部队伍建设的几点思考

工会干部队伍是企业职工利益的代表者和服务者,工会干部队伍素质和业务技能的高低直接影响着企业的发展,决定着员工工作的幸福感。当前,企业发展面临着巨大的挑战,新能源的快速发展给传统石油天然气产业带来了巨大的挑战,企业工会的建设和发展也存在很多不足之处,提高工会干部队伍建设已刻不容缓。因此,文章以西南油气分公司采气四厂为例,先阐述企业工会对企业发展的重要性,接着分析当前相关工会干部队伍建设中存在的问题,最后提出工会建设的可行建议。

威荣页岩气田压裂工艺对气井返排的影响分析

威荣页岩气田气井采用的是水平井分段压裂技术,开发早期采用“控近扩远”的多段少簇压裂工艺,目前采用“密切割、强加砂”的少段多簇压裂工艺。本文针对两种不同工艺造成气井返排特征进行了研究,两种工艺下气井返排特征存在差异。分析表明“控近扩远”工艺改造下气井返排慢,见气时间晚,见气时返排率高;而“密切割、强加砂”工艺改造下气井返排快,见气时间早,见气时返排率低。另外,前者见气时返排率较后者高出10%~20%;但后期在相同累产气下,前者返排率较后者低10%以上。

深层海相页岩气藏压裂水平井产能评价技术及应用

我国首个3,500 m深的深层海相页岩气田——威远-荣县页岩气田开发实践表明需要通过室内实验与理论研究、理论推导与实际检验相结合的方法,深入研究深层海相页岩气藏考虑压裂液影响的解吸机理、微纳米孔隙气体传质扩散机理、人工裂缝变形机理以及流固耦合渗流规律,建立一套深层海相页岩气藏多尺度多机制产能预测综合数学模型,形成深层海相页岩气产能评价方法.

页岩气地面工程建设“五化”探索

随着油气田地面工程建设规模逐渐扩大,传统地面工程建设管理模式及方法已无法满足油气田低成本、高效高质开发的需求.近年来在页岩气的大规模开发阶段,高投资、低收益率促使了地面工程的快速转型.本文依据威荣页岩气田地面工程所取得的成果,阐述了页岩气地面工程"标准化设计"、"工厂化预制"、"模块化施工"、"机械化作业"、"信息化管理"的"五化"管理模式,以实现页岩气地面工程建设降本增效的目的.

精细化管理在国企绩效管理中的应用

对现代国有企业的管理来说,精细化思想是当前企业重要的管理思想和路径,对当前国有企业的发展来说十分重要和关键。在现阶段国有企业绩效管理工作开展中,引入精细化思想,其可以更好地让绩效管理的工作效果得到提升,更好地发挥绩效管理工作的效能,促使国有企业的健康持续发展。本文就围绕精细化管理的思想,对现阶段绩效管理工作开展的相关问题进行了分析和探讨,以期更好地促使国有企业绩效管理水平的提升。