致密砂岩气藏逐级降压开采物理模拟实验认识与启示

苏里格气田属于鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气田,受储层致密、强非均质性、气水关系复杂以及原始地层压力低等因素影响,目前面临天然气储量动用规律不清楚、提高采收率方向不明确等关键瓶颈。为解决这一难题,选用苏里格气田盒8段主力储层岩心,通过建立一套逐级降压开采方式物理模拟实验方法和流程,开展了不同生产压差下逐级降压衰竭开采实验,揭示了储层压力、供气能力以及储量动用等关键指标全生命周期变化规律,明确了储量充分动用的临界地层压力,为探索提高采收率新方法奠定了理论依据。研究结果表明:(1)含水致密砂岩气藏储层压力、供气能力以及储量动用在不同生产阶段的变化特征差异显著,最终采收率随生产压差增大而降低;(2)在储层压力大于等于15 MPa时,生产压差越大则储层供气能力越强,边界压力可逐级下降至井底压力,储量动用充分;(3)随储层压力下降至15 MPa以后,储层供气能力降低,边界压力下降缓慢且不能下降至井底压力,随储层压力进一步下降其差异越明显,表明该阶段近井区和远井区储量动用存在差异,远井区储量难以得到充分动用。结论认为,对于致密含水砂岩气藏,实现储量有效动用新方向为除采用水平井部署+密切割改造技术外,应...     

强非均质致密砂岩气藏已动用储量评价新方法

苏里格气田是典型的强非均质性致密砂岩气藏,目前已进入稳产阶段,储量资源基础需要重新落实。随开发程度提高,不同储层储量动用程度大有不同,后期如何部署产能建设井位、如何确保气田长期稳产的难度日益增大。开展已动用地质储量评价,明确气田剩余未动用地质储量,是气田技术挖潜和稳产的基础。针对此问题,以苏里格气田苏14区块盒₈、山₁段为研究对象,采用容积法对目的层进行储量复算,结合现有井网情况,针对不同井网控制程度,采用不同方法计算不同井网情况下的已动用地质储量,落实了已动用地质储量的规模及分布。结果显示,该区块目前已动用地质储量占复算储量基础的39.54%,实现区块长期稳产具有可行性。该研究对苏14区块后续井位部署和稳产技术政策研究有重要作用,对苏里格气田其他各区块及同类型气田的有效开发有借鉴意义。     

苏里格致密砂岩气藏未动用储量评价及开发对策

为落实苏里格气田强非均质致密砂岩气藏储量规模和动用程度、评价稳产潜力，基于储层地质知识库，通过细分计算单元采用"容积法"完成储量复算；结合储层静态参数、气井生产指标及内部收益率建立了储量分类评价标准，将储量分为富集区、致密区和富水区三类；优选"单井控制面积法"评价已动用储量和剩余未动用储量。评价结果表明，苏里格气田储量基础落实，各区块储量动用程度差异大，储量综合动用程度为40.1%，剩余未动用储量规模大，稳产潜力较好。目前经济技术条件下，气田稳产主要通过井网加密、侧钻水平井及查层补孔的方式来提高富集区和致密区储量动用程度，富水区剩余储量的有效动用仍须进一步攻关。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏稳产难点与对策

随着油气资源品位日趋变差,致密砂岩气藏已成为油气增储上产的主力之一,但对于如何确保已投入开发的(特)大型致密砂岩气藏长期稳产等问题,至今尚缺乏宏观分析的有效手段。为此,以我国陆上最大的致密砂岩气藏——鄂尔多斯盆地苏里格气田的最新研究成果为基础,以储量规模、开发规模、动态储量评价、气田产量递减规律、未动用资源评价5个方面为背景进行研究,分析了该气田稳产的难点,并从一个全新的角度为稳产难题的解决提供了重要证据和约束条件,进而对后期高效开发提供了技术支撑。结果表明:稳产的难点主要集中在井网不完善导致储量动用程度低、储层和流体特征存在差异造成产量递减不均、气水关系复杂让部分储量暂时难以有效动用、不同开采方式开采效果存在差异等7个方面。最后遵从"空间避开、时间错开、依靠技术、措施增产"的思路,运用水平井整体开发技术、混合开发井网综合优化技术、多维矩阵式气井管理技术和"主动性"排水采气技术等13项关键技术,进一步延长了该气田的稳产时间、提高了采收率。     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征,单井产量低、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发,中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关,逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法,形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上,单井日产气量超过5×104 m3,是邻近直井的3～5倍,已规模建成水平井整体开发区,实现了气田开发方式的转变,开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用,说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术,也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。     

强非均质致密砂岩气藏已开发区井网完善方法

为提高致密气田开发区采收率、实现规模效益开发,需要充分有效动用地质储量。针对如何完善井网的实际问题,主要基于储量复算、动储量评价和变井距加密方法 3个方面考虑:①针对致密砂岩的强非均质性,利用Voronoi网格的非均匀切片法开展储量评价,相比容积法计算储量,有效减少了因各参数平均带来的误差;②对700余口生产超过10年的井分阶段预测动储量,形成Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类井分阶段动储量评价经验公式,有效解决了致密气井生产初期动储量计算不准确的问题;③在井网评价与完善方面,根据强非均质储层的特征,充分结合地质、地震和生产动态认识表征未动用储量分布,采用变井网加密方式,以保证加密井部署的合理性。此井网完善方法为致密砂岩气藏老区效益稳产提供强有力支撑。     

基于动态特征的开发井网优化——以苏里格致密强非均质砂岩气田为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的致密强非均质砂岩气田,储层有效砂体规模小、变化快、平面非均质性强、连通性差,开发难度很大,如何科学部署开发井来提高气藏采收率,是成功开发这类气田需要解决的首要问题。为此,在多年开展该气田开发方法研究成果和实际效果分析总结基础上,从开发井干扰现象分析入手,重新认识井网密度对采收率的影响。首次提出了井间干扰概念,并揭示了苏里格气田井间干扰概率与井网密度之间的关系,联合采用砂体精细解剖、油藏工程、数值模拟、经济评价等多种方法,建立了开发井网优化数学模型,得到了气田采收率和井网密度之间的定量描述。进而在综合分析的基础上给出了苏里格气田合理的开发井网:井网形式为平行四边形;井网密度为3.1口/km2,对应的井距为500m,排距为650m。开发实践效果证实,该方案在保证获得较好经济效益的同时,可最大程度地动用地质储量,提高气田最终采收率。     

老井侧钻水平井开发技术在苏里格气田的应用

老井侧钻水平井是挖掘油气田剩余可采储量潜力,提高油气藏采收率的有效方法之一。目前该技术已成为国内各老油田开发后期有效的增产稳产手段,不仅避免了钻新井或加密井的重复建设投资,而且能有效降低开发成本,完善开发井网,提高单井产量和储量动用程度,具有广阔的应用前景。通过对老井侧钻水平井开发技术的研究,结合苏里格气田致密砂岩气藏地质特征、开发现状以及剩余气分布,论述了该技术在苏里格气田开发的应用情况及效果,对今后老井侧钻水平井技术在苏里格气田的规模应用起到一定的指导作用。     

致密砂岩气藏井型优化方法

苏里格气田发育致密砂岩储层,具有典型的低渗、低压、低丰度、低产特征,井网井型的优化是有效提高其单井控制储量和气藏采收率的关键技术。针对直井和水平井不同的开发特点,剖析已开发区生产现状,形成了不同井型地质参数对比、生产指标分析和经济指标评价的井型优化方法;同时在选定目标区域应用气藏数值模拟技术,对不同井型井网进行指标模拟分析。结果表明:水平井单井控制面积和储量是直井的210%~260%,3年期单位压降产量是直井的480%~590%,5年期累计产气量为直井的350%~450%;水平井比直井采收率高、投资回收期短、递减率高、生产周期短,但存在储量损失,部署混合井网可使采收率和总利润较好平衡,实现气藏高效开发。此研究成果对致密砂岩气井开发指标对比和气井井型选择具有指导意义。     

苏里格气田大井组立体开发关键技术

苏里格气田地质条件复杂,需要开展大井组部署有利区筛选及部署方式关键技术研究,确保大井组开发效果,以实现苏里格气田降本增效、长期稳产的目标。针对苏里格气田古生界不同类型气藏有效储层分布特征,通过地震地质综合研究,形成了致密砂岩储层基于地质知识库的目标+多点地质统计学的三维地质建模技术及基于低渗透碳酸盐岩气藏二元运聚成藏模式的有利区筛选技术,并确定了大井组部署区域;同时,通过井网优化、井型优选及大井组部署思路,确定了大井组部署模式,提高了多层系储层储量动用及气田采收率。大井组开发关键技术在苏里格气田的成功应用,有效地解决了地质、地震及地面有机结合的技术难题,提高了气田开发效益,实现了低成本高效开发。     

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。     

致密砂岩气藏单井动用地质储量和技术可采储量计算方法——以鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏为例

鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏储集层致密,气藏单元内不同部位的含气饱和度具有明显差异,含气规律复杂,气藏压力系统不统一,储量分布整体非均质性较强。与常规砂岩气藏的地质特征和开发特征比较,鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系致密砂岩气藏开发时存在启动压力梯度,单井动用地质储量和单井储量动用半径随井底压力的降低而增大;生产至废弃压力时,单井动用地质储量和单井储量动用半径达到最大值。根据上述认识,通过分析致密砂岩气藏开发时储量的分布规律,建立启动压力梯度条件下的物质平衡方程,得到累计产量与井底压力的关系式,进一步分析了2种求取启动压力梯度的方法。在此基础上,提出致密砂岩气藏单井动用地质储量和单井技术可采储量的计算方法,为致密砂岩气藏开发井网优化提供理论基础。为了便于应用,改进理论计算方法,提出单井动用地质储量简化算法,对未开发区块井网部署具有参考价值。     

致密砂岩气藏水平井整体开发关键地质技术——以苏里格气田苏东南区为例

苏里格气田是中国目前发现并投入开发规模最大的天然气田,也是中国致密砂岩气田的典型代表,其特点是"低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性"的特征,单井产量低、建井数量多,压力下降快、稳产难度大,直井开发经济效益较差。为提高单井产量,改善气田开发效果,提高开发效益,在分析总结苏里格气田水平井先导性试验成功经验的基础上,以苏东南区为研究对象,率先开展致密砂岩气藏水平井整体开发技术攻关。从水平井参数优化、整体部署、轨迹优化及精细导向等多个关键技术研究出发,运用地震、地质及气藏等多学科攻关,形成了一套致密砂岩气藏水平井整体开发关键技术。应用该项技术系列建产1个水平井立体开发区、2个水平井整体开发区和1个大丛式水平井井组开发区,为苏里格气田水平井开发起到示范作用,值得在致密砂岩气藏规模化推广。     

致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术——以鄂尔多斯盆地致密气示范区为例

中国致密砂岩气资源丰富、分布广泛,但储层非均质性强,单井产量低,有效开发难度大。为提高致密砂岩气单井产量和储量动用程度,探索致密砂岩气藏多层系高效立体开发模式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气示范区盒8段、山1段等多套含气层系为例开展了研究,提出了一套致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术体系。首先,针对致密储层特征,通过利用三维地质建模与三维地震资料对各小层砂体空间展布进行精细刻画和含气有利区评价;其次,优选水平井开发主力层位和落实水平井部署有利区,整体部署盒8段、山1段2套水平井井网,进行多层系立体水平井开发;第三,应用地质—地震综合水平井地质导向技术,有效提高了气层钻遇率。基于该技术开发体系,完钻的多层系水平井气层钻遇率较邻近区块提高了10%以上,试气平均无阻流量达到87.3×10~4m³/d,实现了致密气藏的高效开发。     

延安气田低渗透致密砂岩气藏效益开发配套技术

延安气田位于鄂尔多斯盆地东南部,与该盆地北部的气田相比,储层更薄、物性更差,气藏叠置关系复杂,加之地表为黄土塬地貌,储层地震预测难度大,现有的气田开发配套工程技术适应性差,亟须优化气田开发方式与开发技术。为此,延长石油集团经过近十年的理论研究和技术攻关,在储层预测、井网优化、钻完井、储层保护、压裂改造、地面集输等方面,形成了一套适合延安气田复杂致密砂岩气藏高效开发的关键技术体系:(1)融合多尺度静、动态研究成果,建立了基于动态知识库的有效储层预测技术,大幅度提升有效砂体钻遇率,实现了对厚度3～5 m稳定单砂体的准确追踪;(2)形成了以不规则菱形井网为基础,丛式井多层合采、水平井单层动用的混合井网立体动用模式,较规则井网井数减少6.9%,井网控制程度提高8%;(3)形成了易伤害塌漏同井储层高效钻井技术,有效提高了井壁稳定性、缩短了钻井周期,保护了储层;(4)实现了直/定向井一趟作业多层大跨度压裂、水平井CO_2+水力压裂技术,单井天然气产量显著提高;(5)形成了以井下节流、枝上枝井间串联和集中注醇为核心的黄土塬地貌中压集输技术,减少了工作量,缩短了施工周期,提高了经济效益。以上关键技术的应用,实现了延安气田低渗透致密砂岩气藏的效益开发,建成了年产气50×10~8 m~3的生产能力。     

疏松砂岩气藏低压低产井开发对策研究

随着疏松砂岩气藏的开发,低压低产井的逐渐增多导致气藏储量动用失衡,影响整个气田开发方案的实施,降低气藏的最终采收率。为了保证气田的稳产,以典型的疏松砂岩气藏涩北气田为背景,在掌握气藏储层特征的基础上,通过气井生产特征的分析对低压低产井进行了分类,结合气井低压低产形成的原因,针对性地提出了不同类型低压低产井的开发对策。现场应用效果表明,采取相应的开发对策后气井产量增大,能够保证气田稳产,提高气藏的最终采收率。     

致密砂岩气藏井网加密优化研究——以新场气田沙溪庙组气藏为例

井网加密可以增加波及面积、提高储量动用程度、提高气井的采收率,是致密砂岩气藏开发的主要技术手段之一。新场气田沙溪庙组气藏为典型的致密砂岩气藏,通过对其地质特征和气井动态分析,综合工程工艺、经济评价和数值模拟等方法,开展了沙溪庙组气藏井网井距的加密优化,确定了研究区内的单层合理井距、气田的加密潜力,以及井网密度与经济效益的关系;结合沙溪庙组气藏纵向上多气层叠置,平面上单气层内部差异大的特点,提出了多层合采、"以优带差"的开发模式,实现了井控储量和采收率的最大化与经济效益的最优化相结合的井网加密方式。应用于CX633井组后,取得了较好的开发效果和经济效益,可为气藏的高效开发提供有力的技术支撑。     

陕XX井区井网加密潜力评价方法研究

井网加密是气田开发中后期提高气田稳产能力和采收率的重要手段。本文针对靖边气田陕XX井区气田储层平面、纵向非均质性强、储量动用不均衡的情况,通过开展物性分布特征、井控半径、井间干扰、产气剖面及数值模拟研究,落实了剩余储量分布特征及加密井部署有利区,预测了加密井产能及可采储量。研究成果为靖边气田陕XX井区井网加密工程实施提供了依据。     

川西地区致密砂岩气藏开采规律——以新场气田沙溪庙组J2s2气藏为例

四川盆地西部（以下简称川西地区）致密砂岩气藏储层复杂多样,且平面非均质性强,气井自然产能低,气藏开采难度大。新场气田中侏罗统沙溪庙组气藏是该区建产规模最大、稳产年限最长的致密砂岩气藏,总结其开采规律,找到有效提高致密砂岩气藏采收率的开发模式具有重大的意义。为此,以该气藏为例,首先分析了应力敏感性及气水相渗曲线特征对气井产能的影响,然后基于三维精细建模、数值模拟及动态分析技术,对储量分布规律、井网优化、产量递减规律进行研究,针对多层叠置、气水关系复杂的致密砂岩气藏形成了独特的开发模式。研究结果表明：①采用水平井、多层合采的立体开发技术,利用井型及开采层位的互补,有效动用储量,全方位优化井网,可以提高气藏采收率13%;②对于Ⅰ类储量区中有效厚度大于等于23 m,有效渗透率大于等于0.1 mD,含水饱和度小于等于50%的厚层、中低含水饱和度储层,适宜于以直井为主的低配产、长稳产期的阶梯递减型开发模式;③对于Ⅱ类储量区中有效厚度介于16～20 m,有效渗透率大于等于0.15 mD,含水饱和度小于等于54%的中厚、中含水饱和度储层,适宜于以水平井为主的中配产、短稳产期的稳产递减型开发模式;④对于Ⅲ类储量区中有效厚度介于10～16 m,有效渗透率大于等于0.20 mD,含水饱和度小于等于58%的薄层、高含水饱和度储层,适宜于以水平井为主的高配产、无稳产的投产递减型开发模式。     

美国致密砂岩气藏开发与启示

美国是目前致密砂岩天然气产量最多的国家,历经40年逐步形成了气藏描述、井网加密、增产改造及钻井完井等系列配套技术,其成功的开发实践将为我国致密砂岩气藏开发提供宝贵的经验。在系统调研并分析美国致密砂岩气藏储层特征、开发特征与关键技术的基础上,借鉴美国致密砂岩气田的开发经验,得到以下几点启示:①三维地震技术可以有效地提高开发井成功率;②井网加密可以有效提高多层、透镜状气藏的采收率;③直井分层压裂是致密气藏开发的主体增产工艺技术;④综合应用小井眼、快速钻井、地面优化简化等技术来降低成本。上述分析研究结论将对我国低渗透砂岩气藏合理开发起到积极的推动作用。