基于岩相约束的致密砂岩储层分类评价——以苏里格东二区盒8段致密砂岩储层为例

针对苏里格东二区致密砂岩储层物性差、微观孔隙结构及非均质性特征复杂等问题,开展以岩相为基本单元的储层特征研究,并结合宏观结构与微观特征对储层进行综合分类评价。结果表明,研究区目的层盒8下亚段共发育块状层理砾岩相、块状层理中粗砂岩相、交错层理中粗砂岩相、平行层理细砂岩相、波状层理/块状层理粉细砂岩相和水平层理/块状层理泥岩相6种岩相类型。其中交错层理中粗砂岩相及块状层理中粗砂岩相物性、孔喉大小及连通性相对较好,非均质弱。基于岩相、孔隙结构及其非均质性表征参数,建立了储层综合分类评价标准,将目的层储层划分为Ⅰ—Ⅳ类,并基于单井储层分类评价结果,总结了递变型、厚层交互型、薄层频繁交互型、厚薄相间型4种储层发育模式。

苏里格高含水致密砂岩气藏水平井开发技术——以苏里格气田东区北部苏77、召51区块为例

苏里格气田东区北部苏77、召51区块因储层高水饱,气井普遍产水,微气井、长关井不断增加,单井累产低,效益开发面临巨大挑战。通过多年的研究和开发实践,逐渐认清了含水致密砂岩气藏基本特征与开发关键性问题,目前已实现储量由直井低效动用向水平井高效动用的开发方式转变,并初步形成了工程地质一体化开发管理模式及“部署避水、钻后识水、压裂疏水、采中排水”等关键环节的主要做法与相应技术,探索成果对该区及类似高含水气藏开发具有指导和借鉴意义。

基于数字岩心的碳酸盐岩复杂孔隙特征研究——以普光气田飞仙关组储层为例

川东北普光气田飞仙关组为一套深层海相碳酸盐岩储层,储集空间类型、组合方式多样,孔隙结构复杂,储层非均质性强,利用常规测井资料难以有效表征其储层的孔隙结构及渗透力。文中应用数字岩心技术精细刻画孔隙结构,即采用全直径岩心CT扫描、微米级X-ray CT扫描、大面积扫描电镜拼图成像技术等,建立纳米—厘米级别的多维度多尺度的岩心数字化表征。对大数据图像特征参数提取和分析,建立了不同类型储层的孔渗关系,将整个储层类型分为三区一带:微裂缝区、粒(晶)间孔主控区、铸模孔区、粒间孔加铸模孔过渡带。研究明确了粒(晶)间孔结构是渗透率的主控因素,更好地明确了该类储层孔隙结构对渗流能力的影响,揭示了礁滩相碳酸盐岩地层的微观渗流特性。

油气田开发过程中的安全管理措施分析

为了适应油气田开发工作的要求,下文就油气田的石油和天然气工作程序展开分析,就火灾问题和爆炸问题、中毒问题、泄漏问题展开研究,以解决油气田开发中的安全管理实践问题为目标,切实增强油气田开发过程中的安全生产管理水平。解决油气田开发过程中的各类安全隐患问题,这需要针对现阶段的工作目标展开分析,采取新型的管理技术,提升油气田生产过程中的顺畅性。

自动化系统在油气田开发中的关键作用分析

为了适应现阶段油气田开发工作的要求,必须就关键技术模块展开分析,以推动自动化系统的完善。随着社会的发展,各行各业对油气田开发工作的要求越来越高,为了实现经济的发展,必须增强油气井的产能。但是油田综合含水率的提升,会导致油田产能的下降。因此,需要落实好油气田开发方案,采取增产措施,提高油气田的高产率,适应现阶段油气田开发工作的要求。油气田是我国天然气资源的重要产生区域,也是推动国家经济发展的强大动力,在经济发展过程中的影响是非常大的。

低压天然气水平井连续油管气液混相钻冲砂模型的建立与应用

苏里格气田东区北部上古生界气藏原始压力系数低,并且随采出程度的增加目前地层压力系数降低至0.4,因该区域经压裂改造后的水平井对井筒沉积物清理过程中有较高的储层保护和工艺安全要求,常规的冲砂、清砂工艺存在局限性。借鉴水平井欠平衡钻井和吐哈油田直井氮气钻磨桥塞的成功案例,以Boyun Guo和Ali Ghalambor等人的研究结果为基础,建立了井底流压、固相携带能力、施工压力和井口流速4种数学模型,并基于数学模型的计算和预测结果,于2023—2024年在苏里格气田试验应用连续油管气液混相钻冲砂6井次,单井日增气均超过2.5×104 m 3/d。试验井的随钻电子压力计数据结果显示,实测井底流压值与理论计算结果吻合,证实井底流压计算核心数学模型的准确可靠。该研究为同类井解堵增产提供了一种全新的解决方法。

致密储层静态渗吸规律对提高采收率的影响

通过对水磨沟油区长8段致密储层岩心渗透率、边界条件及岩心长度对岩样渗吸采出程度与采出速率的影响研究,发现研究区储层岩心致密,渗透率相对较高的也仅为0.2mD左右,随着渗透率(0.02~0.2mD)增加,孔喉间连通性增强,故渗吸采出程度增加;渗流空间方向不同,导致渗吸速率不同,相同渗透率条件下,随着接触面积增大,岩心在渗吸方面表现越优,在致密油藏注水开发中,提高体积压裂时效将有效改善注入水与储层直接接触面积,将会使渗吸效果增强,从而提高采收率。

DFM和EDFM离散裂缝刻画方法适应性评价

离散裂缝模型(DFM)和嵌入式离散裂缝模型(EDFM)裂缝描述方法是近年采用最为广泛的离散裂缝刻画方法,但方法的适应性及渗流规律描述的准确性存在较大争议。在DFM和EDFM方法核心原理分析基础上,分别建立了基于DFM和EDFM的多段压裂水平井数值模拟模型,评价了不同网格尺寸时压力、产量、压力导数曲线特征,并与多段压裂水平井解析解对比,评价了两种方法计算结果的差异性,进而从裂缝密度、裂缝分布特征、裂缝角度等明确了两种裂缝刻画方法的适应性。结果表明:DFM方法在评价精细渗流规律时具有更强优势,裂缝越复杂,DFM方法表征渗流规律越清晰,而EDFM方法在宏观尺度模拟时网格数量少、计算速度快、结果在可接受范围。研究取得的认识可为裂缝性油藏在不同研究目的时进行适宜裂缝描述方法的选择提供指导。

高含水致密砂岩气藏水平井储层改造工艺技术实践

水平井高强度体积压裂改造及配套工艺技术,有控制储量高、渗流面积大、导流能力强的特点,是目前高含水致密气藏实现效益开发、提高采收率有效手段。针对苏77、召51区块“窄河道、致密(低孔、低渗)、低压、高含水气藏”特性及储层改造“提高风控储量、提高导流能力、降污染快返排”三大难点,围绕“缝控体积最大、基质孔隙渗流距离最短、地层水流动阻力最小”为目标,以多尺度造缝、全缝网填充为核心,形成了差异化精准布缝、低伤害压裂液、限流+暂堵、多级缝网支撑、纤维悬砂、高导流通道等十余项工艺配套技术,在苏77、召51区块取得了较好的应用效果,并逐步形成了地质工程一体化水平井储层改造工艺技术配套,有力助推了由直丛井向水平井高效动用的开发方式转变。

集气支线冬季注醇与清管应用实践

为有效提升苏77、召51区块冬季集气站集气支线输气效率,开展集气支线清管作业尤为重要。在冬季生产时段,由于地温最高只有3-4℃,区块外输管线压力在3-3.5Mpa,集气站外输管线中积液在低温和高压条件下形成水合物,造成管线输送效率下降,提高管线输送效率最直接的措施就是清管作业,但是由于冬季地温低,水合物造成有效过流面积变小,极易造成清管器阻卡,因此冬季清管作业风险极大,开展冬季集气支线安全清管作业技术研究十分必要。根据集气支线产生水合物时间、管线的积液量进行了分析,根据编制的软件将历次清管液量与支线运行参数进行拟合;根据管线的积液量确定了合理的甲醇加注量,延缓管线水合物的形成;并确定合理的清管作业周期,研究表明合理的甲醇加注量及合理的清管周期能够有效确保冬季条件情况下清管作业安全可控,可以有效清除管线积液,提升管线输气效率。

含水气藏气井合理配产技术优化

苏77、召51区块位于苏里格气田苏东最北部,受伊盟隆起泊尔江海子断裂继承性活动影响,岩性致密、气水关系极其复杂,具典型高含水致密砂岩气藏特征。实际开发过程中不合理的配产会导致生产压差过大,从而引起储层中气液滑脱效应,致使气井生产初期看似不产水,实际地层水在近井带聚集,造成井周水锁,气井产能快速下降。在原有的配产方法基础上,引入初期递减参数对配产比进行控制。修正不同地质条件各井区合理配产比,与原方法相比都有不同程度的改进,有效控制气井初期递减,提升最终采收率。

增压连续气举排水采气工艺试验分析

苏77区块位于苏里格东二区,属典型的高含水致密砂岩气藏,投产气井90%以上产水,工区平均水气比达2.0方/万方以上。经过多年现场实践,常规排水采气措施对积液严重停喷井复产效果效果不理想,所以探索外动力进攻性排水采气工艺迫在眉睫。小油管+气举阀+地面增压组合排水采气工艺利用管网天然气通过液气分离器输出的低压干气,经压缩机增压后注入带有多级气举阀的小油管与套管之间的环空,通过小油管排出井筒积液,恢复气井产能,实现气井连续排水采气。2020年,西部钻探苏里格气田分公司在苏77区块一井组5口井开展了该工艺试验,取得了阶段性成果,为严重积液停喷井的复产提供了新的方法。

射流泵在苏里格气田的应用

苏里格气田苏77区块开采以来,部分气井已进入生产中后期,压力和产能普遍很低,不能满足气井生产的连续携液要求,导致部分气井井底或井筒内产生积液,严重影响气井正常生产。目前苏里格气田苏77区块引入同心管射流泵排水采气工艺,已完成首轮的选井、安装和试产试验。本文主要阐述了同心管射流泵排水采气工艺安装应用后的生产数据对比,证明了该项工艺技术在长关井复产中的有效应用。

基于多路超声回波特性的在线腐蚀监测技术

针对目前地面集输系统缺乏在线腐蚀监测技术的问题,通过基于多路超声回波特性的实验设计,评价了4种常用超声测厚设备在不同厚度条件下测量值的准确性和稳定性,优选Rightrax DL2作为主要硬件,配以数据采集、超声发射、超声接收处理等模块设计,研发了多路超声回波在线腐蚀监测系统。在气田集输管线弯头和净化厂再生塔等易腐蚀部位开展现场安装测试,试验结果表明系统的监测数据准确,传输稳定,能够真实反映监测点的壁厚变化和腐蚀情况,且具有安全预警功能,对保障地面集输系统的长期安全运行具有重要意义。

苏77召51区块停喷井进攻性排水采气工艺应用

苏77、召51区块属典型的高含水致密砂岩气藏,含气饱和度低(51.3%),随着气井生产时间延长,积液停喷井逐年增多,严重影响区块稳产与储量采出程度。常规排水采气措施对积液严重停喷井效果甚微,探索适合区块地质特征的进攻性排水采气工艺迫在眉睫。近年来先后开展同心管射流泵、机抽、负压采气等进攻性排水采气工艺,同时积极开展其它工艺试验攻关。同心管射流泵工艺井下工具结垢问题得到缓解;机抽工艺井口盘根存在漏气风险和井身结构要求苛刻;负压采气对积液严重的低产低效停喷井应用效果差。并且试验工艺存在一次性投入费用高、复产产量低等问题,严重制约工艺技术推广与积液停喷井治理进度,适合区块特征的低成本高效进攻性工艺技术还需持续攻关。

产水气井柱塞气举工艺适用性分析

苏77、召51区块柱塞排水采气措施自2012年至今累计应用213口,通过对柱塞井排水采气工艺应用效果的分析与评价,总结出了一套针对高含水气藏柱塞排采工艺适用条件及相应配套制度的实践运用方法,可有效指导井位优选与制度调整工作,本文主要针对无效井开展研究,落实水气比适用上限。

鄂西咸丰地区五峰组—龙马溪组硅质岩地球化学特征及地质意义

为了研究鄂西咸丰地区五峰组和龙马溪组硅质岩的地球化学特征和成因,对咸丰地区沙岭剖面硅质岩进行薄片镜下鉴定、扫描电镜、主量和微量元素等分析测试,并与典型热液成因硅质岩对比。结果表明:研究区五峰组和龙马溪组硅质岩的SiO_(2)含量较高(平均质量分数分别为83.58%和76.47%),硅质矿物主要为玉髓,含少量微粒状石英和陆源碎屑石英,具有较高的Al/(Al+Fe+Mn)值、较低的MnO/TiO_(2)值和较高的La_(N)/Yb_(N)值。五峰组和龙马溪组硅质岩的w(La_(N))/w(Ce_(N))平均值分别为1.15和1.06,具有微弱负Ce异常和负Eu异常,与热液成因硅质岩差异明显。研究区五峰组和龙马溪组硅质岩为正常海水沉积成因,以生物沉积作用为主,并伴有陆源输入,沉积环境为大陆边缘的半局限深水陆棚。生物硅含量和TOC含量并不是简单的线性关系,而是具有先增大后减小的特征;放射虫体内大量发育的石英粒内孔和有机质孔可以显著提高硅质岩储集空间,进而改善硅质岩储存页岩气的能力。

鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部断裂体系的发现及地质意义

针对鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部上古生界气水关系复杂、探评井成功率低等问题,通过对伊陕斜坡北部的地震资料进行精细解释,发现这一地区发育复杂的断裂体系。研究表明:断裂走向主要分为EW、NW、NE这3组,正、逆及走滑断层均有发育,由南向北断裂逐渐趋于密集。分析其演化可划分为3个期次:Ⅰ期形成于海西期挤压作用,Ⅱ期形成于燕山期挤压作用,Ⅲ期形成于喜山期走滑拉张作用。结合钻探成果,认为断裂活动可改善储层物性、提供运移通道,控制上古生界低幅度构造圈闭,而后期改造形成的通天断裂对原生气藏具有调整分配或破坏作用。

苏里格高含水致密砂岩气藏柱塞排水采气应用效果

苏里格东二区苏77、召51区块属典型的高含水致密砂岩气藏,受含气饱和度低、气水关系复杂影响,区块气井普遍低产气、高产水,平均水气比2.5方/万方左右。为保障气井稳定排液生产,自2012年开始实施柱塞排水采气工艺试验并规模推广,已累计应用200余口井。对于适应于柱塞工艺的有效生产井,措施稳产效果明显,产量递减有效控制;同时30.9%的柱塞工艺试验井也存在不适应性,表现为采气速度减缓、产量递减进一步加快、设备故障影响等问题;通过历年工艺实施效果分析认为,柱塞工艺是依靠自身能量举升的稳产工艺,其生产能力与试气水气比有明显的相关性,整体表现为水气比越高,生产能力越差。当水气比大于3.5方/万方以上时,柱塞工艺有效性大幅度降低,主要受气量小、液柱高、摩阻大及井口处液体的滑脱损失等影响,加剧了地层能量消耗。

新形势下做好企业群众工作的思考

为了进一步推进企业的竞争力提升,将群众路线与企业发展相结合,一定要在新形势下做好当前的企业群众工作,通过奠定各项工作开展的基础来探究如何做好群众工作。文章首先对企业群众工作中存在的问题进行分析,并通过工作要点以及工作措施来更好地做好企业的群众工作,满足当前的企业发展需求。