柴达木盆地第四系疏松砂岩天然气储层可动水预测方法研究

柴达木盆地涩北气田为第四系疏松砂岩储层气田,气田构造平缓,储层岩性疏松,气层含气饱和度较低,气水关系复杂。涩北气田的出水模式有边水水侵、泥质隔层内水的窜流、水层水窜流和储层束缚水转化为可动水等。其中,储层束缚水转化为可动水产出是一种新的出水形式。在气田开发过程中,天然气不断采出,地层压力逐步下降,储层在上覆地层压力作用下被压缩,孔隙度降低,地层含水饱和度增加,当储层压力下降到一定程度时,部分束缚水逐步变成可动水产出,从而影响气田生产。根据涩北气田储层地质特征,结合气田出水规律,分析了涩北气田气井出水原因及类型。从开发实验、数据分析入手,建立了储层束缚水变可动水产出预测图版,该图版中储层含水饱和度曲线与束缚水饱和度曲线交点对应的压力即为气藏层内可动水临界出水压力,研究表明随气藏压力下降,气层束缚水可转变为可动水产出。     

动态描述技术在元坝气田须三气藏中的应用

针对元坝气田须三气藏地质与物探对储层刻画难度大的问题,引入气藏动态描述技术对须三气藏重点井建立了动态模型,获取了地层渗透率、地层压力分布、井控有效面积与储量等参数,开展了气井动态产能分析。通过动态描述方法解答了气田开发一些关键问题,并对气井的生产动态做出较可靠的预测。     

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涩北气田的砂岩气层多而薄，生产过程中地层易出砂。统计表明，涩北气田在试气或试采阶段，虽然大部分气井控制产量生产，但已经有相当数量的井有出砂现象，出砂井占气田试采井总数一半以上。文章从储层特征、岩性特征、气体渗流速度、作业液浸泡等多个角度对气田地层出砂的机理进行了较为全面的分析。结果表明，气田的储层特征是地层出砂的内因，地层中天然气渗流速度是是否出砂的决定性因素，作业液浸泡和井筒内的动态响应会降低地层出砂临界速度，使地层更易出砂。在此基础上，基于降低单一气层天然气渗流速度的思路，从气藏工程角度提出了高孔密、大孔径射孔以及逐层叠加开采和多层压力平衡合采两种多层合采的开采方式和技术路线。实践表明，两种方式均能达到提高涩北气田气井产量、防止地层出砂的目的，其中，多层合采方式更能兼顾到防止出砂、提高气井产量和气田采收率，进而实现提高气田高效开发的目的。     

多层边水气藏的动态监测技术及效果

柴达木盆地涩北气田面临着综合含水率上升、产量递减、边水非均衡推进等生产挑战,多层边水气藏的动态监测就显得尤为重要,这项基础工作贯穿于气藏开发的始终。为此,利用试井和测井的方法直接或间接地测量出气井的地质参数、生产参数、井下技术状况以及各种参数的动态变化等,综合气井生产动态,从产能评价技术、边界探测技术、气藏动态描述技术、生产管柱检测技术和产层动用评价技术入手,判断气田开发是否符合开发方案要求,为气藏开发调整提供第一手资料。该气田是第四系多层疏松砂岩边水气藏,在其试采开发过程中录取到大量产能评价、产层动用以及边界参数变化等资料,通过分析,认为气层的出砂压差宜在地层压力的10%~15%之间,合理产量为无阻流量的10%~15%,合理配产区间在7.1×104~10.4×104 m3/d,最小临界携液流量为7.1×104 m3/d。该研究成果为涩北气田多层边水气藏的开发提供了技术支撑。     

基于有效地层系数的气井产能预测方法

苏里格气田是大型低渗透率低孔隙度低压力气藏,岩性致密,储层物性平面非均质性严重,使得准确预测气井产能较困难。用于确定低渗透气井产能方程的方法存在诸多局限性。以平面径向流理论为基础,分析影响储层产能的主要因素是渗透率,又考虑致密储层内的非均质性。为减小束缚水和残余油气的影响,提出了基于归一化相对渗透率模型的有效地层系数F评价产能,该方法选用Pirson模型计算归一化相对渗透率,结合气层有效厚度,得到有效地层系数F,建立利用F预测产能的模型。将该方法在苏里格气田N区块盒8段储层进行验证,预测的无阻流量与测试无阻流量符合率在86%以上,符合气井的实际生产规律。     

砂岩储层产能预测技术研究

砂岩储层产能预测技术是以计算油层各种静态参数为基础，根据平面径向流模型，将测井与油藏工程有机地结合在一起，进而反演出反映产层动态的参数。该项技术包括3种自然产能的定性解释方法和自然产能的定量计算方法，首次提出了用测井信息确定地层产能级别的概念，提出产能级别划分的依据，并建立了划分标准；编制了产能预测程序。     

涩北气田水平井敏感性分析

随着涩北气田产能建设的步伐。水平井被越来越多地应用于涩北气田。本文从涩北气田水平井实际生产情况出发，论述水平段长度、水气比变化、地层压力及井口压力变化、储层伤害、不同直径生产管柱对水平井产量的影响，旨在更好地推动水平井在涩北气田的应用。     

低渗气藏气井产能动态追踪评价方法研究

产能是评价气井生产能力和指导气井合理配产的重要依据。初期产能可通过系统试井、一点法试井等测试手段获取,而随着生产地层压力下降将导致气井产能降低,气井开采后期产能需要及时跟踪评价,但长庆低渗气藏储层渗透率低,产能测试平衡时间长,另外气田井数多,要开展后期气井产能测试存在较大的困难。本文从气井产量理论公式入手,结合相关经验公式,建立了两种气井生产后期产能预测的快速方法,并对优缺点进行了分析。应用证明该方法适用、简便且不需重复试井,可为气田动态监测节省大量人力、财力,具有较大的实用价值和经济价值。关键词：低渗;气井;开采后期;地层压力;产能预测;方法     

涩北气田气井合理配产的综合技术对策

柴达木盆地涩北气田具有岩性疏松易出砂、多层、气水关系复杂易出水、储量动用程度不均衡等开发技术难题,为了确保气田的稳产及合理高效开发,在制订开发技术对策时单井的合理配产非常关键。针对该气田气井出水、储层岩性疏松应力敏感及多层合采等特点,常规的气藏气井配产方法已不适用,从出水气井无阻流量的评价、抑制地层出砂的临界产量计算、多层多气水系统抑制边水推进的平衡采气等角度出发,探讨了涩北气田气井合理配产的综合技术对策。运用气藏数值模拟技术,对涩北一号气田典型层组的合理配产方案进行了开采指标预测,模拟结果显示所提出的以动态配产为技术特点的配产策略能够达到稳气控水、最大限度地提高天然气采出程度的目的。     

涩北二号气田Ⅲ-1-2层组气藏数值模拟

涩北气田具有长井段、多层、疏松砂岩、边水气藏等特色的地质条件,为国内外罕见的疏松砂岩气藏,其气藏特殊性,导致气井的出砂和出水问题成为制约涩北气田高效开发的关键因素。针对涩北气田地质特征及气藏类型,此次数值模拟采用三维、气水两相黑油模型开展研究工作。以涩北二号气田的实际地质构造特征为构造背景,以地质研究提供的气田的储层物性参数作为模型的物性参数,如有效厚度、渗透率、孔隙度等。再现涩北二号气田投产初期到目前的开发历史,对生产动态过程进行拟合。     

涩北气田气水分布及气水运动规律分析

气井出水是长期以来困扰涩北气田提高开发效果的主要问题之一。首先从宏观气水分布及气水运动规律的角度出发,分析了边水、层内水、层间水的形成机理和气井见水的３种基本模式;然后从微观角度,对疏松砂岩气藏的储层孔隙结构及岩石润湿性进行了研究,分析其对气藏原始气水分布的控制作用。结果表明,涩北气田储层纵向上砂、泥岩间互分布,对于孔隙结构较差、以细小孔隙为主、孔隙与喉道半径较小且分选性较差的储层,将导致气水分异作用减弱,从而形成较长的气水过渡带。对于涩北气田,构造位置是控制原始气水分布的决定性因素,毛细管压力是造成气水界面分布特征的关键因素,储层岩石的混合润湿性也是影响因素之一。     

涩北一号气田开发方案设计

以涩北一号气田精细描述资料为基础，对第3开发单元进行了数值模拟研究，并将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了对岩石与流体相互作用关系的表征。在历史拟合的基础上，充分考虑气井单井产能、不积液临界产气量和出砂压差，对不同采气速度下的单井进行配气，3种采气速度下的气田开发指标优化结果表明，涩北一号气田第3开发单元的合理采气速度为3．08％，对比相同采气速度下上返与合采方案的产水动态可以看出，合采方案的生产动态较好，稳产年限为18a。第3开发单元的生产动态历史拟合结果表明，基于气田描述地质模型的模拟计算结果与生产动态相吻合，表明气田地质模型较为可靠。     

涩北气田疏松砂岩气藏储集层堵塞机理及解堵技术应用

涩北气田是柴达木盆地天然气开发的主要区域,具有多层、极易出砂、边水气藏等特点。随着气田的深入开发,因水锁伤害、黏土矿物水化膨胀运移、入井流体增多等因素导致储集层堵塞的气井不断出现,严重影响气井产能。结合涩北气田疏松砂岩气藏储集层泥质含量高的特点及出水加剧的现状,通过模拟实验,确定了储集层堵塞的主要影响因素为黏土矿物含量。以保护储集层为出发点,考虑针对性及经济性优选解堵液,形成了适用于涩北气田疏松砂岩气藏的化学解堵技术。现场应用表明,该解堵技术具有施工快、有效率高和有效期长的特点,解堵效果及应用前景较好。     

涩北一号疏松砂岩气田的防砂策略

涩北一号气田储层埋藏深度差异大,主要为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩,胶结疏松,泥质含量高,成岩性差,气井所出砂为细粉砂,平均粒度0.04～0.07 mm,常规防砂技术基本无效或效果很差,防砂难度极大,属世界性难题,这严重地制约了该气田的高效开发。近10年来,纤维复合防砂、高压一次充填防砂等先进防砂技术在涩北气田得到了实践应用,但在取得很大成功的同时也暴露出一系列新的问题。基于涩北一号气田一类、二类和三类气藏的不同特性,考虑不同井段、不同类型的储层岩石胶结差异,研究出按相近类型气藏合层开发的新开发模式、基于气田不同储层临界生产压差值的适合于临界出砂的压差生产方式以及加密井网等保守性防砂策略。实际开发效果对比结果表明,该保守开发策略解决了以往防砂方式带来的经济效益差、采收率低、有效期短等问题。     

纤维复合无筛管防细粉砂技术在涩北气田的应用

柴达木盆地涩北气田是中国第四大气田，其储集层为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩，胶结疏松，出砂严重，常规防砂技术基本无效或效果很差。根据对该气田储集层的研究，其防砂作业要采用软纤维稳砂预处理技术和处理液（处理液由可防止储集层岩石润湿反转的表面活性剂和可以稳定细粉砂颗粒的软纤维稳砂剂组成）。基于对具有防砂效能的纤维与涂层砂形成的三维网状复合体结构与性能的研究，研制出在储集层条件下稳定并能抗温、抗酸、抗碱和抗地层水侵蚀的防砂专用特种纤维复合体，用盐湖水配制出低损害清洁压裂液，并设计了压裂端部脱砂与控制工艺，形成了纤维复合体技术、清洁压裂液技术和端部脱砂技术集成配套的纤维复合无筛管防细粉砂技术。用该技术在涩北气田12口井进行先导试验，取得了显著的防砂效果，防砂后的不出砂产气量是防砂前产气量的1．75倍以上。     

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涩北气田为一成岩程度较低的砂泥岩浅层大型气田，岩心实验表明各种粒级的砂质和泥质岩类孔隙度相差不大，尤其对泥质含量高的储层气层电性特征不明显，不能有效地划分储层。根据涩北气田的储层和盖层的特征，章提出采用排驱压力法来区分储层和盖层，通过岩心分析和试油结果建立的泥质含量、产能、渗透率与排驱压力的关系表明，排驱压力与泥质含量为很好的正相关的关系，储层与盖层排驱压力差越大产能越高，而排驱压力与岩心渗透率有良好的负相关关系，说明采用排驱压力可以较理想地识别储层。考察各测井资料与排驱压力关系，确定自然伽马的相对值和电阻率与排驱压力关系密切，因而建立起测井资料与排驱压力关系，进而比较全面地建立起了一套适用于该浅层生物气田的测井储层评价方法。使用该方法，对涩北气田的储层进行了重新解释，新层经试油得到验证，为本气田的增储上产发挥了重要作用。     

疏松砂岩气藏出砂机理与实验研究

柴达木盆地东部的涩北气田储层岩石成岩性差,疏松易散,生产中存在出砂的问题,影响了气田的正常生产.通过室内系列岩心实验,分析储层岩石颗粒、孔隙结构的特征与岩石力学性质,并进行系列的出砂物理模拟,研究出砂机理及其影响因素.研究表明,岩石强度是决定储层是否出砂的决定性因素.因储层岩石颗粒细,泥质含量高,施工液体的侵入使井筒附近岩石膨胀极易破坏,造成大量出砂.     

涩北一号气田第四系储层特征研究

涩北一号气田是柴达木盆地东部浅层生物气田，通过对涩3-15井岩样的系统实验分析，结合气井的测试资料，研究了涩北一号气田第四系储层的岩石特征、孔隙结构和物性特征，发现岩石以粒间孔为主，具有高孔隙度、中低渗透率的特点，孔隙度主要分布在25％～40％的范围内，渗透率主要分布区间为（1～100）×10^－3μ2，孔渗相关性不强；虽然该储层岩石疏松，但部分高泥质疏松砂岩中微裂缝发育，具有较好的渗透性，其产气能力甚至比泥质含量低的Ⅰ、Ⅱ类储层还强，因此可作为有效产层。这一认识为涩北一号气田的储层研究提出了新的观点，对气田的储量增长和产能建设具有积极意义。     

分层采气工艺技术在涩北气田的应用

涩北气田是青海油田的主力天然气田，属于第四系自生自储的生物成因原生天然气藏，天然气组分中甲烷含量在98%以上，不含硫，微含氮气，储层成岩性差、欠压实、胶结疏松，易出砂，这些条件限制了气井产量的提高。针对这种情况，经过多年的研究与探索，逐渐形成了以分层采气为基础的一系列适合涩北气田的采气工艺技术，提高了气井的单井产量，促进了涩北气田开发水平的提高。     

测井方法在涩北气田出砂预测中的应用

柴达木盆地涩北气田出砂问题严重,如何找到合适的生产压差,使产量最大而出砂量最小,一直是困扰气田技术人员的一个难题。为此,利用测井方法求取地层孔隙压力、体积模量、单轴抗压强度、最小水平主应力方向等岩石力学参数,并将这些参数应用于出砂预测。以涩北气田涩4-3-2井为例,研究了该井主要的油气层段在不同气藏压力条件下的生产压差,进行了SMA敏感性分析。结果表明,在各种条件变化时,如射孔孔径、射孔相位、气藏压力的变化等,均会使生产压差发生改变。