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。     

多层透镜状致密砂岩气田井网优化技术对策

苏里格致密砂岩气田储层物性差、垂向上发育多层透镜状有效砂体、规模小、非均质性强,现有井网对储层控制不足,采收率偏低。井网优化调整是致密气提高储量动用程度及采收率的最有效手段之一。根据储层结构及气井生产开发效果,将气田可效益动用储层划分为3种类型,分别对应储量丰度为：>1.8×10⁸ m³/km²、（1.3~1.8）×10⁸ m³/km²、（1.0~1.3）×10⁸ m³/km²。基于不同储层条件下的密井网试验区实际生产数据,结合储层规模分析和气井泄气范围评价,兼顾开发效益和提高采收率,从采收率增幅拐点、区块整体有效、新井能够自保等方面开展适宜井网密度综合分析,明确了3类储层的适宜井网密度分别为3口/km²、4口/km²、4口/km²。苏里格致密砂岩气田剩余可动储量1.23×10¹² m³,新的差异化布井方式相比于600 m×800 m井网,可多钻井1.2万口,多建产能450×10⁸ m³,累计多产气2 000×10⁸ m³,可将采收率由32%提升至48.5%。     

中国南方海相浅层页岩气富集条件及勘探开发前景

中国南方浅层—超浅层页岩气分布广泛,资源量丰富。昭通页岩气示范区太阳页岩气田是率先突破且成功进行商业开发的整装规模浅层页岩气田。基于太阳气田的沉积地层条件、源-储条件、构造保存条件对其页岩气的富集成藏条件进行分析,总结了太阳地区浅层山地页岩气田的"四元"富集成藏规律,即沉积烃源条件好、优质页岩气储层条件好、储层体积压裂工程条件好、封存赋存条件好,其中,优质页岩气产层的主体岩相为深水滞留陆棚相沉积的富有机质生物硅质页岩。通过对太阳页岩气田的构造地质与成藏地质条件进行深入分析,结合气藏工程的认识,针对太阳背斜和海坝背斜建立了二者整体受"岩性岩相、储集孔隙、天然裂缝、构造应力、晚期泄聚"耦合机制控制的浅层—超浅层页岩气"自生自储+外源补给"复合型成藏模式,该模式是对太阳背斜工区"三维封存体系"浅层页岩气成藏模式的继承和发展。进一步地,通过优选有利区并明确资源情况,展望了中国南方浅层页岩气的资源前景。在昭通页岩气示范区,五峰组—龙马溪组一段1亚段Ⅰ+Ⅱ类储层整体较厚(平均厚度达30.1 m),在落实优质页岩储层分布的基础上,优选有利区面积超过550 km²,探明页岩气地质储量超过2 500×10⁸m³。此外,在四川盆地外围的东缘、南缘其他残留构造坳陷区,有20余口钻井展示出较好的浅层页岩气潜力,总资源量预计可达10×10¹²m³,这预示着在中国南方四川盆地外缘复杂构造残留坳陷区,浅层页岩气具有非常好的勘探开发前景。     

泸州阳101井区深层页岩气压裂技术研究

泸州阳101井区页岩气田埋深3 600～4 200 m,优质页岩储层厚度为35～40 m,孔隙度为4.5%～5.9%、TOC为2.5%～5.7%、含气量为4.8～8.1 m³/t、地层压力系数为1.2～1.5。通过测井解释及岩心分析表明,泸州阳101井区深层页岩脆性矿物及力学脆性指数较高,但两向水平应力差值大,在12.6～12.9 MPa,难以形成复杂体积缝网。针对压裂难点形成的“密切割+暂堵转向+连续高强度加砂、大排量、大液量”工艺成功应用于Y101H1-2井及Y101H4-5井,压后测试产量分别为46.80×10⁴m³/d和35.60×10⁴m³/d,取得了泸州阳101井区深层页岩气商业开发重大突破。     

柴达木盆地天然气开发技术进展

青海气区是我国陆上的大气区之一，现已累计探明天然气地质储量3046.57×10⁸m³，可采储量1619.31×10⁸m³。该区的主力气田--涩北气田为第四系生物成因气田，具有特殊的地质条件，主要表现在气藏埋藏浅、储层岩性疏松、含气井段长、气层层数多、气水分布复杂、气田开发难度大。通过实施科技创新战略，积极探索和试验新工艺、新技术，气田开发水平得到了提高。为此，系统总结了2001年以来青海气区天然气开发技术的进展：低阻气层识别技术水平不断提高，天然气增储效果显著；疏松砂岩取心技术的突破，完成了大批岩心分析试验项目，推动了储层评价、气水关系等深入研究；开发层系及射孔单元的划分、井网部署、多层合采射孔层位优化、多层合采气井合理配产等方面的研究进展，使气藏工程研究及方案设计水平得到了提高。     

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。     

鄂尔多斯盆地东缘太原组页岩气成藏特征

以鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相太原组泥页岩为研究对象,通过野外调查和实验测试,分析太原组泥页岩的空间展布、储层地球化学与物性特征以及页岩气成藏特征,估算页岩气资源潜力。研究认为：鄂尔多斯盆地东缘太原组泥页岩沉积于三角洲平原和潮坪-潟湖环境,沉积厚度为30～70m,自东向西变薄;泥页岩有机质为Ⅲ型干酪根,有机碳含量为4.06%,成熟度为0.90%～2.40%,处于中等-过成熟阶段;储层孔隙以微孔为主,脆性矿物含量超过45%,具较好的页岩气源岩和储层条件;页岩气藏主要为深埋热作用与岩浆热作用叠加的热成因型气藏,形成于早白垩世的生烃高峰期。采用体积法估算页岩气资源量约为1.9243×10¹²m³;初步优选出临县-兴县和石楼-隰县-大宁-蒲县等2个勘探有利区,有利区页岩气资源潜力约为0.92×10¹²m³,该研究为鄂尔多斯盆地东缘页岩气勘探开发提供了依据。     

昭通示范区太阳气田浅层页岩气立体开发实践与认识

昭通示范区太阳浅层页岩气田自规模开发以来,一直存在着较大井距、单一靶体的开发方式所带来的低储量动用率和低采收率的问题,同时也给后期井网加密或调整留下严重的工程隐患。为此,在太阳浅层页岩气田部署实施了TYH11井组小井距立体开发试验井组,以地质、钻井、压裂、试采资料为基础,以水力裂缝模拟和生产数值模拟为手段,对该井组开展“部署—钻井—压裂—排采—产能”全过程的评价。研究结果表明：太阳气田上奥陶统五峰组—下志留统龙一1亚段内Ⅰ+Ⅱ类储层均具有高产条件,具备纵向多靶体动用基础;形成了钻井、压裂、返排测试全过程的工程技术序列,可支撑小井距立体开发井组顺利实施;小井距立体开发方式有效提高储量动用率23.0%、提高采收率11.0%;天然裂缝沟通造成井组内部以及与邻井的压窜干扰,对老井产量造成较大负面影响;邻井组已生产老井周边地应力场变化会加剧井间干扰,建议新投井与老井至少保持380～500m井距。该研究成果为昭通示范区太阳气田浅层页岩气立体开发的推广应用、开发方案设计、开发政策制定和规模效益开发奠定了基础。     

页岩气层有效厚度下限探讨——以涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组为例

储层有效厚度是储量计算的重要参数之一,国内对页岩气储层有效厚度下限标准的研究尚处于探索完善阶段,为了评价国内首个页岩气田的探明储量,有必要深入研究页岩的有效厚度下限。文中以涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组页岩气藏为例,首先对商业开发的页岩储层厚度开展研究,然后通过分析页岩气储层岩性、脆性矿物体积分数、总含气量、有机碳质量分数、镜质体反射率等,优选出适合研究区的页岩气层有效厚度下限表征参数,最后提出适合研究区储层特征的有效储层下限标准。该标准在四川盆地涪陵页岩气田页岩气储量计算中取得较好的应用效果。     

大型低渗-致密气田井网加密提高采收率对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

提高采收率是中国低渗-致密气田稳产期间面临的核心问题,确定合理的加密井网是提高储量动用程度的关键。通过明确苏里格气田有效储层规模尺度与4种空间组合类型,评价指出气田动静储量比仅为15.3%,储量动用程度低剩余储量规模大,划分出直井未动用、水平井遗留和井间剩余3种剩余储量类型。提出了井网加密是提高井间剩余储量动用程度的有效措施,构建了采收率、采收率增量、平均气井产量、加密井增产气量、产量干扰率等井网加密评价指标体系,确立了合理加密井网需满足的标准。结合地质模型、数值模拟、密井网试验数据验证等手段综合评价认为,合理加密井网应与有效储层组合类型相匹配、与气价及成本条件密切相关。在目前气价波动范围及经济技术条件下,苏里格气田采用4口/km²的加密井网是合理的。     

致密砂岩气田储量分类及井网加密调整方法——以苏里格气田为例

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,其储层物性差,有效砂体规模小,分布频率低,非均质性强,区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用,采收率仅约30%,需要开展储量分类评价,针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区,通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模;以沉积相带为约束,结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征,将气田储量分成5种类型。从I类—V类,储层厚度减小,连续性变差,储量品位降低,单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果,针对各储量类型,研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系,论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下,各类储量区合适井网密度为2~4口/km2,气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成,为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。     

页岩气水平井投球暂堵压裂裂缝数模研究

在非均质性强、地应力差大的页岩气储层,常规段内多簇压裂工艺难以沟通储层中的天然裂缝形成复杂的水力裂缝网络.在四川盆地长宁、威远区块套管井试验了暂堵球分段压裂工艺,通过缩短簇间距、增大单段内的裂缝数目成功地实现了对套变影响段的有效改造,实现了页岩气井控储量的有效动用.为进一歩明确页岩气水平井段内投球暂堵压裂后水力裂缝的扩...     

昭通国家级页岩气示范区YS108区块小井距错层开发模式探讨

针对川南山地页岩气储层具有平面稳定连续、纵向厚度大、非均质强的特点,合理的井网部署模式对于提高储量动用程度和采收率具有重要意义。为此,借鉴国内外页岩气生产经验,根据研究区静态地质特征和生产动态特征,以非常规水力裂缝模拟和数值模拟为分析手段,建立昭通国家级页岩气示范区YS108区块龙马溪组龙一段小井距错层开发模式:平面上将井距缩小至300m、纵向上龙一_1~1小层和龙一_1~3小层错层动用、上下2套井网开发、"拉链式"压裂、同步投产的开发模式。结果表明:该模式在研究区内试验可新增20%储量动用,提高16%的采收率,新增单井产量0.9×10~8m~3,井间干扰是该模式应用的关键因素,采用同步投产的方式可减少井间干扰至2%以下。     

延145-延128井区致密储层单砂体分布特征及开发潜力

针对鄂尔多斯盆地延145-延128井区主力气层山₂段、山₁段、盒₈段产量递减快,开发效果不佳的问题,利用精细地质研究手段,对主力气层的地质特征以及砂体接触关系开展储层综合评价,进一步明确储层沉积微相展布特征,刻画优质单砂体储层分布范围,落实井位部署潜力区。研究结果表明:延145-延128井区储层为三角洲前缘亚相沉积,砂体基本上呈现连片发育特征,厚度一般为4~6 m;多层叠加砂体垂向厚度和横向规模较大,砂体连通性较好;孤立型砂体垂向厚度和横向规模有限,砂体连通性一般;横向上单砂体存在孤立型、叠加型等接触关系,对于孤立型砂体,未射孔动用则基本为原始气藏状态,剩余气富集,孤立型砂体可以作为下一步重点挖潜对象;根据剩余气分布特征,可采用加密、补孔、扩边等措施提高储量动用程度,计划部署加密井12口、扩边井15口,补孔36井次,预计增加可采储量83×10⁸m³。该研究可为同类气藏的开发调整提供重要的参考依据。     

泸州区块龙一14小层页岩气勘探开发潜力

为了明确泸州区块龙马溪组龙一₁⁴小层页岩储层特征及勘探开发潜力,实现川南龙马溪组页岩纵向立体开发,将泸州区块龙一₁⁴小层划分为a、b、c 3个单层,对各单层页岩厚度、有机质丰度、矿物组分、物性特征、储集空间类型及含气性特征进行分析。结果表明:泸州区块龙一₁⁴小层I类储层平均厚度为35.6 m,分布面积约为1 900 km²,地质资源量超过8 000×10⁸m³,具有良好的勘探开发前景。其中,b单层页岩储层厚度大于20 m,TOC平均值大于2.5%,脆性矿物含量大于55%,孔隙度平均值为4.9%,含气量平均值为4.5 m³/t,展示出优越的储层条件。龙一₁⁴小层b单层页岩储层相较于现阶段主产层龙一₁¹小层,具有更高的黏土含量和无机孔占比,在开采过程中需采用科学的压裂工艺和闷排措施,以取得更好的开发效果。研究成果将为拓展页岩气勘探开发层位,提高泸州区块龙马溪组页岩气资源动用程度提供技术支撑。     

涪陵焦石坝地区页岩气水平井压裂改造实践与认识

水平井缝网压裂技术的应用大幅提高了涪陵焦石坝地区试验井组产量,促进了我国页岩气商业开发。在分析区块页岩储层构造及地质特征基础上,通过岩石力学参数测试和岩石矿物组分分析,评价了储层岩石脆性及其可压性。根据焦石坝地区五峰组-龙马溪组含气泥页岩段页岩有机质类型好、含气量高、脆性指数高的特点,以“复杂缝网+支撑主缝”为改造主体思路,增大页岩储层的改造体积为目标,优选了压裂材料,优化了压裂设计及配套工艺,确定了试验井组压裂改造工艺技术方法,形成了适用于涪陵焦石坝地区的页岩气水平井分段压裂改造技术。经过26口井的现场实施,效果显著,压裂井均获得了较高产能,平均单井无阻流量10.1×10⁴~155.8×10⁴ m³/d,证实了以“复杂缝网+支撑主缝”为改造主体的页岩气水平井分段压裂技术的有效性,为我国页岩气压裂改造积累了经验。     

基于灰色关联的页岩储层含气性综合评价因子及应用——以四川盆地焦石坝区块为例

准确评价页岩储层含气性特征是实现页岩气井科学化管理、提高页岩气勘探开发效果的重要前提。基于灰色关联理论和焦石坝区块实际地质情况,筛选出实测含气量、含气饱和度、气测显示(气测全烃和气测含烃式甲烷)、孔隙度、总有机碳(TOC)和脆性矿物含量(石英+长石)等7个评价指标,对研究区7口关键井含气性特征进行综合分析。结果显示：①根据灰色关联理论可以定量计算各评价指标相关性和权重系数,获取含气性综合评价因子,实现地质和工程多因素联合表征页岩含气性;②基于综合评价因子差异,可以将页岩储层划分为3种类型,其中Ⅰ类储层评价因子大于0.8,页岩含气性较好,压裂投产为高产井(无阻流量为20×10⁴m³/d以上);Ⅱ类储层评价因子介于0.6~0.8之间,页岩含气性中等,压裂投产为中产井[无阻流量介于(5~20)×10⁴m³/d之间];Ⅲ类储层评价因子小于0.6,页岩含气性较差,压裂投产为低产井(无阻流量在5×10⁴m³/d以下)。结论认为,利用综合评价因子预测页岩含气性结果与压裂投产试井产能对应关系较好,对分析和预测页岩气井产能效益具有一定指示作用。     

地质工程一体化在涪陵页岩气示范区立体勘探开发中的应用

四川盆地涪陵海相页岩气区具有不同于北美页岩气区的地质条件,很难直接采用北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式.针对四川盆地涪陵页岩气田下部气层一次井网开发后剩余资源精细刻画难度大、剩余资源动用率低和提高老井最终技术可采储量(EUR)技术不完善等难题,提出了适用于涪陵海相页岩气立体开发特点的地质工程一体化思路.在页岩气...     

大牛地气田大98井区水平井开发技术政策研究

大牛地气田剩余未动用储量大部分为Ⅱ—Ⅲ类低品位储量,水平井开发将是气田产能建设的主要方式。因此,优化研究多级压裂水平井开发技术政策很重要。基于多级压裂水平井数值模拟概念模型,对单井设计、压裂缝、井网和井距进行研究,结果表明:单井水平段延伸方向应垂直于最大主应力方向,水平段位于气层中部最好,压裂缝尽量穿过含气砂体并以锯齿型分布最优,平均压裂半缝长为158 m,平均压裂缝间距为112 m,采用排状交错井网最优。结合数值模拟法、动态分析法及经济评价法,确定大98井区合理井距为1 000~1 200 m,根端距为700 m。     

缝洞型油藏储量评价方法及开发对策

塔河缝洞型油藏储层非均质性强,开发中后期油水关系复杂且储量动用不均,导致剩余油挖潜难度大。针对现有储量分类方法无法有效指导主体区精细开发的问题,运用体积雕刻法进行储量复算,通过属性优选提高缝洞刻画精度,利用参数分区差异化赋值提高储量计算精度,根据缝洞连通特征与储量动用状况,细化储量分类标准,将已井控区储量划分为未连通储量、连通未动用储量、连通在动用储量3类。针对不同类型储量制订相应开发调整对策,未连通储量、连通未动用储量以部署新井、完善井网为主,连通在动用储量以井间注采调整为主。利用储量评价技术指导新井部署与注采调整,塔河4区投产新井31口,实施油水井措施25井次,日产油由270 t/d升至700 t/d,综合治理效果显著。研究成果对缝洞型油藏开发中后期高效调整具有借鉴意义。