鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏多层合采干扰指数模型及应用

多层合采是鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏目前开发的主要方式,致密气、水层层间是否存在干扰、如何表征是气藏能否有效开发需要关注的重要问题。通过设计裂缝沟通的层间合采物理模拟实验流程和方案,开展了不同层间组合模式的开发模拟实验。结果表明：致密气、水层多层合采过程中,无论是只射开气层,还是同时射开气、水层,都普遍存在层间气、水交互越流的现象,从而产生层间干扰,降低气藏采出程度。基于此提出致密砂岩气藏多层合采层间干扰指数概念,并运用多元线性回归方法拟合得到干扰指数模型。干扰指数决定于储层物性的好和差,含水饱和度越高、水层与气层渗透率比值越大（大于临界值1）,层间干扰出现得越早,干扰指数越大。最后基于干扰指数模型,建立致密气藏气井产能评价新方法,气井实例计算结果表明,干扰指数曲线可以有效描述气井的层间干扰动态,基于干扰指数模型的产能评价方法计算的气井产能和生产动态与生产历史基本一致,证明了干扰指数模型的有效性与准确性。因此,干扰指数模型可以有效预测苏里格致密砂岩气藏气井的产能和生产动态。研究成果对于苏里格致密砂岩气藏的高效开发具有重要的理论指导和实践意义。     

苏里格气田西区高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策

苏里格气田是典型的致密砂岩气田,年产气量达250×10~8m~3,气田西区是苏里格气田长期稳产的重要后备储量区。由于该区低阻气层和富集区识别困难,生产井气水同产、携液能力弱,制约了该区天然气的有效开发。为此,以气藏地质特征为基础,从动、静态结合角度出发,开展了产层测井识别、气水分布控制因素、富集区优选及不同天然气富集级别区差异化开发技术对策等研究。结果表明:(1)西区具有气水分异差,气、水层混杂分布,无统一气水界面的气水分布特征;(2)生烃强度、储集层非均质性对气水分布具有主控作用,生烃强度控制了气、水分布的宏观格局,区域生烃强度越大,气层相对越发育,储层非均质性则控制天然气的局部充注和聚集成藏;(3)气水分布模式纵向上可划分为上水下气型、上气下水型、上下水夹气型、巨厚储层气水混存型及纯气型5种类型;(4)针对气田开发主要面临的4个方面的挑战,提出了以产层测井识别、富集区优选、产水劈分、生产制度及排采周期优化为核心的高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策。结论认为,形成的高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策能够解决苏里格气田开发面临的4个挑战,可为气田持续稳产提供技术支撑,且对同类型气藏...     

多压力系统致密气藏合采特征及开发方式优化实验

针对多压力系统致密气藏多层合采时会产生层间干扰问题,建立了多层合采全直径物理实验模型,模拟研究了并行合采方式下的各气层生产特征,并根据干扰机理提出了递进合采方案。实验结果表明:并行合采时高压气层的气体会通过井筒流向低压气层,抑制低压气层产气能力甚至发生倒灌,导致合采总采收率较低;递进合采通过优化高低压气层开启时间,能有效减弱高压气层对低压气层产气能力的抑制,避免倒灌现象发生,提高低压气层采收率和合采总采收率;各气层压力差异越大,层间干扰越严重,并行合采总采收率越低,但递进合采提高采收率效果却越明显,在层间压力梯度为2、3、4 MPa下递进合采比并行合采总采收率分别提高了2.07%、2.46%、3.82%。研究成果为制定多压力系统致密气藏的合采方案提供了新思路与新方法。     

致密砂岩气藏启动压差与可动水变化规律实验研究

长庆苏里格致密砂岩气藏储层岩石渗透率低、含气丰度低、含水饱和度高,受致密储层岩石孔隙喉道细小和孔隙喉道处所形成的连续水化膜的影响,气体的有效渗流空间会明显减少,引起孔隙中气、水赖以流动的通道变窄,储层中出现水锁、贾敏现象严重,从而降低了气体的有效渗透率,严重影响致密气藏产能。影响因素主要包括致密气藏储层岩石可动水饱和度、约束束缚水饱和度、启动压力梯度和气体滑脱效应等。以长庆苏东地区致密储层P1s、P2h岩心为例,运用可精确计量气水流动过程中微量流量的致密储层岩心渗流物理模拟实验研究方法,探索了致密气藏储层岩石可动水饱和度、约束束缚水饱和度、启动压力梯度和气体滑脱效应等特殊物理性质变化特征,为深入研究致密砂岩气藏复杂的气水两相流渗流特征及储层产能评价奠定了理论基础。     

川西致密砂岩气藏开发实践与认识

基于气藏开发地质特征,利用核磁共振、恒速压汞、薄片鉴定、相渗实验及岩心衰竭式开采物理模拟实验等手段,将川西地区致密砂岩气藏的开发可划分为3种主要类型：①多层叠置毯状致密砂岩气藏以砂体横向展布稳定,纵向叠置程度高,原始束缚水饱和度较高为地质特征,形成了以直井分层压裂多层合采、提高储量动用程度,水平井加砂压裂、提高单井产能及泡沫排水采气为主的开发模式;②多层叠置条带状致密砂岩气藏以砂体规模小、厚度薄为地质特征,形成了多层合采与层间上返挖潜、提高单井可采储量,开发后期增压开采与高低压分输为主的开发模式;③砂泥薄互层毯状致密砂岩气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征,形成了滚动开发评价、降低开发风险,多层合采、转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气为主的开发模式。     

致密砂岩气藏应力敏感性及其对产能的影响

前人普遍采用的变围压定内压的应力敏感实验方法并不适用于致密气藏,为了研究应力敏感对致密砂岩气藏开发的影响,对苏里格致密气藏岩样进行了定围压变内压的应力敏感性实验。致密气藏存在较强的应力敏感性,储层渗透率越低,应力敏感性越强。通过对实验数据进行拟合,无因次渗透率与无因次净围压数据符合乘幂关系,并定义乘幂关系式指数的负数为致密气藏应力敏感性系数。同时得出苏里格气田某区块储层渗透率与应 力敏感系数的经验公式,可由此式求得该区块不同渗透率储层的应力敏感系数。建立了考虑应力敏感效应的致密砂岩气井产能方程,应力敏感对致密气井产能有较大影响,随着井底流压的下降,应力敏感对产能的影响逐渐增大,因此有必要避免过快地降低井底流压。     

封闭边界对变形致密气藏压裂井渗流影响

针对变形致密气藏的储层特征及渗流机理,利用摄动变换机制和反叠加方法求解圆形、矩形封闭变形致密气藏有限导流垂直裂缝井无量纲拟井底流压,绘制变形致密气藏压裂井试井理论曲线图版,形成一套快速有效的致密砂岩气藏压裂井动态反演技术及动态产能确定方法。通过苏里格气藏压裂井实例分析,验证了应力敏感性致密砂岩气藏压裂井产能递减典型曲线图版的准确性,有助于致密砂岩气藏的高效开发。     

致密砂岩气藏多层压裂改造多层产能测试评价研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界盒8、山1层为典型的致密砂岩储层,普遍具有低孔、低渗、低压、低丰度的特征,分压合采是实现该气田气井经济有效开发的关键技术手段。对多层压裂合层开采分层产能的影响因素进行敏感性分析,建立了一套基于生产动态资料的致密砂岩气藏直井多层压裂改造效果评价方法,分析了影响产能的主控因素。采用Stehfest数值反演算法,结合气井层间压力差异以及不同生产工作制度,评价多层合采的合理性及层间倒灌产生条件,为致密砂岩气藏直井多层压裂开发科学决策提供了依据。     

苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议

鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率,总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识,梳理了影响气田持续稳产的难点问题,提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。研究结果表明:(1)苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征,并且局部气水关系复杂;(2)不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异,气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大;(3)优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重,导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大;(4)为了实现该气田的长期稳产,针对致密砂岩气藏强非均质性的特征,需要进一步推广"基础井组+基础井网+差异化加密"的井网部署策略,持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术,运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度,配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性,采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平,并且尽早推广"负压"开采技术,以恢复濒临废弃井的生产能力;(5)寻求必要的财税政策支持是实现致密气资源充分利用的重要保障。     

苏里格气田致密砂岩气藏效益开发含水饱和度上限

苏里格气田致密砂岩气藏含水饱和度高,投产含水率上升快,随着气井含水率增大,产量急剧降低甚至停产。在产水气井开采动态特征研究的基础上,建立气井累计采气量和采收率与含水饱和度的关系;结合单井投资及气价,确定气井收回投资所要求的最低累计采气量;并以此为依据,确定储集层含水饱和度上限。同时以气井最低累计采气量为标准,结合储集层含水饱和度及厚度,给出测井解释确定气层、气水层及含气水层的量化指标。结果表明：苏里格气田中区致密砂岩储集层的含水饱和度上限为48.2%,气井生命周期内经济最低累计采气量为1 260×10⁴ m³时,气井为效益开采。     

多层非均质层间窜流定量表征及开发对策

针对水驱油藏非均质储层层间窜流干扰问题,设计了多层非均质长岩心物理模型,运用阿尔奇方法计算各级渗透率岩心组沿程饱和度分布,模拟研究多层水驱生产特征及层间窜流规律,通过末端岩心饱和度变化确定窜流程度,对比不同非均质性条件下层间窜流程度的差异。结果表明:逐层启动开发方式下,层间窜流程度大幅降低,其采收率较多层并行合采提高4.12个百分点;多层并行合采时,层间渗透率差异导致的层间压力梯度会引发中低渗层向高渗层的窜流倒灌现象,层间非均质性越强,窜流现象越严重,采收率越低。“逐层合采”的开采方法可有效提高多层非均质油藏的采收率。研究成果为开发方案的制订提供了借鉴。     

考虑有效应力与含水饱和度的致密砂岩气层供气能力

致密砂岩天然气资源丰富,但渗透率低,纵向上气层多,采用多层合采时,各层供气能力存在差异。气藏开采过程中气层压力下降快,含水饱和度也会发生变化,影响各气层供气能力。选取鄂尔多斯盆地上古生界典型致密砂岩岩样,开展含水饱和度对致密砂岩岩样供气能力的影响实验,对比分析了有效应力与含水饱和度对不同渗透率级别岩样供气能力的影响。结果表明,有效应力增加,渗透率相对较低岩样产气贡献率明显下降,相对高渗岩样增加,有效应力增加加剧了岩样间供气能力差异;在原地有效应力条件下,随着含水饱和度升高,岩样供气能力显著下降,渗透率越低,供气能力下降也就越显著;渗透率级差越大,渗透率相对较低岩样产气贡献率就越低。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西南部地层水特征与气水关系

对地层水发育、分布和化学特征的认识,是致密砂岩气藏高效开发、建立防早期水窜方案的基础之一。采用大量岩心观察、常规离子浓度测试、生烃条件和试气分析,研究苏里格气田西南部地层水化学特征、存在形态、分布特征,明确区内气水分布规律和控制因素,探讨地层水对天然气成藏的影响。结果表明：①区内地层水以残余水和变质古沉积水为主,具典型低钠氯系数、低镁钙系数特征,有利于天然气聚集成藏和保存;②按赋存状态可将地层水分为气藏边底水、层间致密带束缚水、孤立地层水3种;③地层水多与天然气共存,气水关系复杂,没有统一气水界面,纯气层较少,多为含气水层、气水同层;④河道砂体中部多为气层、差气层,河道边部、底部、河口坝多为水层、气水同层。总结认为：①气水分布受多种因素影响,其中生烃强度、砂体展布从根本上控制了气水分布格局,非均质性影响水体运移,导致产水井在平面分布上差异较大。②开发目标应集中于河道砂体物性较好的构造高部位,避开易产水的河道边部、底部以及河口坝。     

苏里格致密砂岩气田水平井开发地质目标优选

水平井技术是提高致密气单井产量、实现致密气经济有效开发的关键技术之一,与国外致密砂岩气田稳定分布的储层条件相比,国内致密砂岩气田一般具有储层规模小、纵向多层、整体分散及局部相对富集等特点,水平井开发地质目标优选是实现国内致密砂岩气田水平井规模化应用的关键技术问题。以国内典型致密砂岩气田苏里格气田为例,通过实钻水平井地质综合分析和密井网区精细地质解剖,应用储层构型层次分析方法,根据砂体及有效砂体叠置样式的不同,将苏里格气田水平井划分为3个大类6个小类水平井钻遇储层地质模型:A₁垂向切割叠置型、A₂侧向切割叠置型、B₁夹层堆积叠置型、B₂隔层堆积叠置型、C₁单层孤立型、C₂横向串联型。其中分布在辫状河体系叠置带内的A₁垂向切割叠置型和B₁夹层堆积叠置型是水平井开发的主要地质目标。依据储层地质、生产动态、储量丰度、井网密度等关键参数,建立了水平井整体开发和甜点式开发2种开发模式下的井位优选标准,并成功应用于苏中X区块,取得了较好的应用效果,同时该地质目标优选方法与井位优选标准对我国同类气藏的开发具有很好的借鉴作用。     

致密砂岩气藏井网密度优化与采收率评价新方法

为了解决目前致密砂岩气藏井网密度优化方法可靠性较低、缺乏井网密度与采收率关系的有效论证等问题,通过建立井间干扰概率的计算方法,绘制出鄂尔多斯盆地苏里格气田目标研究区井间干扰概率曲线,进而建立了一套适用于致密砂岩气藏的井网密度优化与采收率评价新方法,并将该新方法应用于苏里格气田3个加密试验区的井网优化与采收率评价。研究结果表明:①致密砂岩气藏井间干扰概率与井网密度密切相关,随着井网密度的增加井间干扰概率呈现逐渐增加的趋势,直至井网密度达到一个相对大的值后,井间干扰概率才达到或接近于1;②苏里格气田3个加密试验区的经济最佳井网密度介于2.6～3.1口/km2,对应采收率介于36.6%～39.8%,井间干扰概率介于28%～33%,而经济极限井网密度介于5.2～6.6口/km2,对应采收率介于46.8%～49.8%,井间干扰概率介于83%～89%;③苏里格气田致密砂岩气藏经济最佳井网密度对应的井间干扰概率约为30%,经济极限井网密度对应的井间干扰概率约为85%。结论认为,采用新方法可以计算得到经济最佳、经济极限井网密度与对应的采收率,实现致密砂岩气藏的井网优化与采收率评价;该研究成果既可以为苏里格气田的经济高效开发提供理论支撑,也可以为同类型气藏的效益开发提供借鉴。     

常规天然气藏均衡开发理论与关键核心技术

常规天然气藏（含致密气藏）是天然气产量的主力军和“压舱石”。为了推动我国气田开发水平的整体提升,基于气藏开发实践认识,剖析了常规天然气藏开发面临的非均衡动用与非均匀水侵两个核心问题,提出了常规气均衡开发理论,建立了天然气采收率数学评价模型,并依据模型关键参数确定了气藏均衡开发关键核心技术。研究结果表明：(1)气藏均衡开发理论内涵是通过打开压降通道或控制气水关系,降低气藏废弃压力,实现地层能量利用效率和采收率最大化;(2)气藏压降波及系数、压力衰竭效率、水侵波及系数及宏观水驱气效率是影响天然气采收率的4个关键参数,4个关键参数的乘积与叠加组合影响相应水侵与非水侵气藏的采收率;(3)气藏均衡开发基本原理包括储量均衡动用和气藏均衡压降2个方面,储量均衡动用核心技术包括开发单元精细划分、井型井网优化、储层改造与地面增压,气藏均衡压降核心技术包括水侵优势通道刻画、生产制度优化、水侵动态预警与综合治水等;(4)常规天然气藏开发始终要围绕提高4个关键参数开展工作,进而实现气藏的均衡开发,实现气藏开发效益最大化。结论认为,均衡开发理论的提出和实践有效支撑了鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏和四川盆地安岳气...     

多层合采气藏渗流机理及开发模拟——以柴达木盆地涩北气田为例

涩北气田是柴达木盆地典型的多层疏松砂岩气藏,具有岩性疏松、层多且薄等特征,气藏储集层从浅至深多达近百个。气田在生产过程中为了提高储量动用程度,实现经济高效开发,采用多层合采方式生产。针对多层合采可能产生的层间干扰、储量动用不均衡等问题,提出多层合采的物理模拟实验方法,并结合数值模拟研究探讨了多层合采时气藏储量动用程度的主要影响因素,系统分析了不同物性和地层压力条件下多层合采开发动态特征。在此基础上,研究多层合采有利条件,以渗透率倍比和压力倍比为评价参数建立判断图版,可对不同气层物性和地层压力条件进行初步判断,评价合采干扰程度,为多层气藏优化射孔组合提供依据。     

苏里格气田东区气层产能贡献差异微观因素分析

苏里格气田是一个低丰度、低压、低渗、非均质性严重的气田,储层条件复杂。砂岩呈大面积连片分布,连续性、连通性较好,有效砂岩为其中相对高渗的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类储层。盒8、山1段储层的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异现象极其明显,采用统计分析方法,通过薄片鉴定和样品压汞分析资料对气层微观孔隙结构进行分析对比,以室内产能模拟实验明确苏里格东区盒8、山1多层系产层的不同类型储层产能大小以及产能贡献率。结果表明,Ⅰ类储层对渗透率／产能贡献率高达55％-65％,Ⅱ类储层的贡献率23％～27％,11I类储层的贡献率8％-15％;储层渗透率、孔隙结构特征的差异是造成Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异的主要原因,合理的开发方式对多层合采低渗油气层的开发具有重要意义。     

苏里格气田河流相储层精细地质研究

研究区苏里格气田属大型砂岩岩性圈闭气藏,主力含气层段为二叠系石盒子组和山西组的砂岩储层。纵向上均为河道的叠置及泛滥平原交互层沉积,横向上砂体分布变化大,易尖灭,沉积相（微相）发生急剧变化。通过研究河流相沉积演化特点,了解砂体空间展布规律,为确定研究区岩性、地层气藏发育的有利相带打下基础。     

低渗致密砂岩气藏提高采收率实验研究

针对我国典型的低渗致密砂岩气藏,通过大量岩心实验和露头剖面精细取心测试分析,研究了应力作用对储层渗透率的影响、储层非均质性以及储层含水饱和度等特征,选用有代表性的岩心,开展了系统的单相气体渗流,含水条件下的气相渗流以及气、水两相渗流实验,分析了低渗致密砂岩储层单相气体渗流形态,含水饱和度变化对气相渗流能力的影响以及气、水两相渗流特征;在此基础上,采用气藏开发物理模拟实验技术,模拟研究了气藏衰竭开采过程中储层渗透率、含水条件、配产与废弃条件、纵向储层渗透率差异、平面非均质(储层砂体间存在阻流带)等多种因素对低渗致密砂岩气藏采收率的影响,根据权重分析对这5类影响因素进行了排序,结果表明储层物性和储层含水饱和度对采收率的影响最大,权重分别占到0.24和0.38,为进一步提高气藏采收率奠定了基础。