川西须五气藏完井方式适应性研究

随着勘探开发的不断深入,非常规天然气成为重要的接替资源。四川盆地非常规天然气资源量丰富,须五气藏为典型的砂泥岩互层致密非常规气藏,有效的完井方式是气藏实现提高单井产能、提高气藏可采程度的重要保障。国内外非常规气藏水平井主要采用多段压裂技术、降阻水压裂技术、同步压裂技术,开发效果显著;研究表明,基质裂缝、裂缝网络渗透率、水力裂缝间隙、水力裂缝传导率、岩石压缩性、水力裂缝半长、自然裂缝孔隙度,对页岩气水平井产能影响较大,钻井过程中要对近井地带的基质渗透率、裂缝网络渗透率和自然裂缝孔隙度进行保护。川西须五气藏储层脆性矿物含量与美国其他页岩气相当,同时储层具有天然裂缝发育的特点,完井方式需要考虑储层改造工艺、最大程度上实现缝网压裂的目的;通过深入研究,优选出川西须五气藏完井方式,优选套管射孔完井方式,采用水平井+多段水力压裂和储层改造完井方法进行开发。     

四川地区水驱气藏开发探讨

通过收集前入水驱气藏开发的研究成果,对水驱气藏储层宏观和微观水侵机理进行分析,总结出了无水采气、带水自喷和排水采气三个阶段水驱气藏的不同开采措施。结合川西地区合兴场须家河组气藏和新场气田须二气藏实例,提出无水采气期取决于气井配产和裂缝角度,配产高或裂缝角度高,无水采气期短;对于裂缝-孔隙型水驱气藏开发,通过判断来水的大小和方向、控制气藏采气速度小于2％以及排水采气等方法提高最终采收率。     

新场气田JS21气层压裂水平井产能分析

致密砂岩气藏压裂水平井产能的影响因素众多,气井产能主控因素及影响规律是研究重点.以新场气田JS21层已投产四年以上的压裂水平井为例,利用统计法,对不同类型储层开展水平段长、裂缝条数、加砂量、压裂规模、平均砂比、返排率6个参数对产能影响的单因素分析,通过主成分分析法确定产能影响因素的敏感排序.研究结果表明:压裂水平井产能...     

成岩作用对川西遂宁组气藏储层质量的控制

洛带气田上侏罗统遂宁组气藏是"十五"期间在川西坳陷致密砂岩领域的重大发现之一,其储层具有特低—超低孔隙度、低渗透率的特点,是川西浅中层少见的储层类型。在对洛带气田遂宁组沉积特征研究的基础上,利用岩石常规薄片、铸体薄片及扫描电境等微观储层研究方法,对该气藏储层的成岩作用及其对储集岩质量的影响进行了研究,建立了成岩作用序列。研究表明:①对遂宁组储层起破坏作用的是压实作用、胶结作用和交代作用,而溶蚀作用、压裂作用则对储层起到建设性作用;②遂宁组最主要的成岩相组合为铁泥膜-硬石膏-白云石-方解石成岩相;③由压实破裂、压实滑动和构造动力形成的微裂缝、粒缘缝有效改善了储层的渗透性。     

垂直压裂井开发下致密砂岩气藏压力分布研究

川西气区属于典型的致密砂岩气藏,直井或水平井压裂后才能获得工业天然气产量,措施后产量压力递减快,采收率低,加密调整井对邻井干扰严重。为厘清致密砂岩气藏开发后地层压力分布,采取针对性措施,提高气藏采收率,提出了Voronoi网格数值模拟法,建立了压裂井数值模型,研究了致密砂岩气藏压裂井地层压力在横向及纵向上的分布,分析了气井的配产、生产时间、地层渗透性等因素对地层压力剖面的影响。结果表明,在平面上,地层压力在压裂裂缝方向和垂直于裂缝方向上渗流不对等,形成椭圆渗流区域;纵向上,压降梯度与气井配产、生产时间成正相关,与地层渗透率成负相关。新场气田沙溪庙组气藏沙二1气层在压裂裂缝方向上,在距井筒60~100m气层中,压力降占生产压差的80%左右。基于地层压力分布特点,采取了部署菱形井网的加密井、优化气井配产及低产水井间开管理等措施,实施后剩余储量区得到有效动用,提高了采收率,延长了气井稳产时间。     

多相干属性分析技术在断裂和裂缝识别中的应用——以松南气田营城组火山岩为例

火山岩油气藏储层岩性复杂,非均质性强.自2006年以来,松辽盆地南部长岭断陷相继钻探腰深1、腰深101、腰深102、腰平1等井,证实该区深层断陷地层的火山岩是深层天然气的重要储层之一.松南气田地质条件复杂,营城组火山岩储层非均质性强,孔、洞、缝是火山岩气藏的主要储渗空间,裂缝的发育程度是决定油气产能高低的主要因素.通过对松南地区营城组火山岩野外露头、岩心观察描述,结合测井测试等综合研究,认为营城组火山岩裂缝以构造成因裂缝为主.针对研究区目的层裂缝特点,采用多相干属性分析技术,对地震资料进行相关处理,获得倾角体、方位角体和相干体等多种属性数据体,通过对倾角体、方位角体和相干体的联合显示,落实了研究区的微断裂及裂缝发育带,为该区开发井位部署奠定了基础,钻井验证吻合程度高.     

应力敏感对川西气田低渗气藏渗流的影响研究

川西气田中浅层主力气藏平均有效渗透率大多小于0.1×10-3μm2,具有典型低渗致密气藏特征.对于低渗油气藏渗流过程中应力敏感的影响程度,目前在国内外还存在较大的争议:有学者认为低渗透储层存在着较强的应力敏感性;也有学者认为储层岩石越致密,其对应力的敏感程度越低.地层压力变化可以作为验证低渗气藏是否存在应力敏感的重要参数.川西气田多数气井需压裂投产,因此本文仅针对压裂气井建立产能方程,并进行优化,从而建立物质平衡与方程优化法.利用物质平衡与产能方程优化法对CX135井,新场沙溪庙组气藏以及马井蓬莱镇组气藏的部分气井地层压力进行分析,发现考虑应力敏感和不考虑应力敏感计算所得的地层压力、无阻流量很相近,误差在5％以内,这说明应力敏感对川西低渗气藏气体渗流的影响较小,在产能计算过程中可以忽略不计.     

中-大型加砂压裂在新场J2s气藏开发中的应用

新场气田上沙溪庙组（J2s）气藏储层岩石物性、孔渗关系、孔隙结构和连通性均较差,含气品位低．特别是沙－段和沙三段储层尤其如此。常规小型加砂压裂由于造缝长度短,泄气半径小,应用后增产效果较差,稳产期短,单井产量低。大量压裂实例证明,J2s气藏应用中－大型压裂增产稳产期长,增产效果显著,平均单层可比小型压裂多产天然气3706．7632×10^4m^3,多创经济效益3484．36万元,是该气藏剩余储量和难动用储量有效开发的关键技术手段,具有良好的推广应用前景。     

不同成因类型页岩气藏特征分析

页岩气具有储层致密低渗,自生自储式成藏的特点,美国页岩气的成功开发是油气领域的新突破。2011年,美国页岩气产量超过1700×108m3,天然气基本实现自给,在一定程度上改变了世界天然气的供应格局。按照天然气的成因类型,页岩气可划分为热成因和生物成因两类。重点分析Barnett热成因页岩气藏和Antrim生物成因页岩气藏的地质特征和开发特征。我国已完钻页岩气井51口,其中直井37口,水平井14口;直井压裂试气15口,水平井压裂试气4口,14口见气;南方海相页岩气、四川盆地和鄂尔多斯盆地陆相页岩气勘探取得突破。通过我国南方海相热成因页岩气地质特征的对比分析,认为我国页岩气藏具有特殊性,储层条件更为复杂,美国页岩气开发技术不能完全适应我国页岩气的开发需求。另外,我国松辽和鄂尔多斯等盆地广泛发育富有机质页岩,但成熟度普遍偏低,热成因页岩气前景有限,但生物成因页岩气具有良好的成藏条件,是页岩气勘探的重点方向。     

元坝超深高含硫生物礁大气田安全有效开发技术

元坝气田是目前世界上气藏埋藏最深、开发风险最大、建设难度最高的酸性大气田,国内外没有成功先例,缺乏相应理论、技术、方法。针对元坝气田长兴组气藏超深、高温、高压、高含硫、礁体储层复杂、气水关系复杂、天然气组分复杂、压力系统复杂、地形地貌复杂等"一超、三高、五复杂"的特点,以及面临的地质规律不清、气藏描述太难、有效开发不易、钻完井瓶颈多、安全环保压力大等五大开发难题,创新了生物礁发育与储层分布开发地质理论,提出了超深条带状小礁体气藏有效开发模式,形成了超深层小礁体气藏精细描述技术、超深高含硫水平井钻完井技术、高含硫天然气深度净化技术、复杂山区高含硫气田安全集输技术等开发关键技术体系,建成了世界上第一个7000m超深高含硫生物礁大气田,突破了7000m超深高含硫生物礁气藏开发禁区,突破了7000m超深高含硫水平井钻完井技术瓶颈,实现了高含硫天然气深度净化技术国产化,实现了复杂山区高含硫气田安全集输技术智能化,确保了大型超深高含硫生物礁气田安全环保有效开发。     

低渗砂岩气藏储层物性与孔喉结构分析

采用铸体薄片、扫描电镜和岩石矿物含量与结构分析技术,结合岩样压汞资料等多种技术手段,对荷包场—界市场(简称包界)试验区须家河组气藏储层的物性特征和微观孔喉结构进行了深入分析和研究。研究发现储层孔隙类型以原生残余粒间孔、次生粒间孔隙和混合孔隙为特征。当孔隙度大于7%时,储层孔隙以粒间孔为主,其喉道类型以缩颈喉道为主,次为片状喉道;当孔隙度小于7%时,孔隙以粒内溶孔为主,其喉道类型以片状喉道为主,次为管状喉道;储层内粘土矿物含量较高,伊利石呈片状、丝缕状桥接孔隙,造成对孔隙、喉道的堵塞或封隔,使孔隙的连通性进一步降低。孔喉分布总体具有单峰状,以小孔细喉型为主体,平均中值喉道半径小,渗透率贡献值与喉道分布不一致,岩样渗透性主要由少数粗喉道提供,占据大部分比例的小喉道对岩样渗透性的贡献极小。鉴于储层含水饱和度较高、气井产凝析油以及粘土含量高的现象,建议尽量保持地层压力以防止凝析油过早析出,降低经济极限产量以提高低渗、特低渗区储层的动用能力。     

川西坳陷中江含气构造沙溪庙组气藏JS21气层开发潜力分析及对策

中江构造总体为-NNE向展布的背斜,从深层到浅层均存在构造圈闭,但形态上有明显差异,深层构造形变较强,圈闭形态相对复杂化,构造主体被断层切割,表现出构造复合叠加的特征;而浅、中层构造圈闭形态特征基本一致,构造形态较弱,圈闭形态较简单、完整.研究区目的层JS2t属浅中层构造特征,构造形态较弱,圈闭简单、完整,仅背斜西翼发育一条走向为NNE向的逆断层.综合JS2气层静态地质资料和气井生产动态资料分析,初步认为JS21气层的含气性明显受构造控制,背斜轴部含气性优于倾没端和翼部,部署井位应按照优先背斜轴部、次倾没端、后两翼的顺序展开;储层含水特征明显,无论是构造高部位或低部位的气井均产地层水,因储层微孔-微喉发育,毛细管水较丰富,水平井加砂压裂后,产气量增加的同时,产水量也迅速增加,水平井将可能没有无水采气期或无水采气期较短,排水将伴随气井“终身”.应尽快形成配套的排水采气工艺技术;气井的低压、低产时间较长,89％以上的天然气在此阶段产出,必须高度重视低压、低产阶段的生产维护,使其长期正常生产.     

塔河油田缝洞型油藏深井注气提高采收率配套工艺

塔河油田储层深(5500~7000m)、地层压力高(50~60MPa)、非均质性强、流体性质差异大;溶洞是最主要的储集空间,裂缝主要起连通通道作用,缝洞单元是基本开发单元。储集体类型复杂,导致剩余油分布认识不清,主要依靠弹性和水驱开发,采收率较低。对于单井缝洞单元而言,目前采取的主要手段是注水替油,前期取得良好效果。但随着注水替油轮次的增加,部分井组注采比逐步上升,替油效果逐渐变差,失效井数增加,导致大量剩余油无法采出。特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井,其剩余油主要分布在缝洞体的高部位,注水替油效果不明显。考虑到气体注入地层后,在重力作用下向高部位上升,会形成"气顶",排驱原油下移,可有效启动单纯注水无法驱动的"阁楼油"。所以,油田开发后期,采取注气提高采收率技术。在实施注气提高采收率过程中,完善了深井注气的配套工艺,形成了注气-采油一体化井口、注气-掺稀生产一体化管柱、掺稀气举阀、高压气密性封隔器、气水混注工艺设计方法、腐蚀结垢处理方法等一系列配套工艺。2013年1~8月,塔河油田累计实施注气69井次,累计产油5.49×104t。     

测井多信息分析技术在广安气田的应用

广安气田是目前四川盆地在上三叠统产层发现的第三大气田。须四段作为其主要储集层之一,岩石类型以长石岩屑砂岩为主,孔隙以粒间和粒内溶孔为主。由于孔隙度和渗透率低,储层物性总体为低孔低渗储层。由于须四段地层水矿化度变化大,导致电阻率变化范围大,气水分布规律复杂,产层段同时存在低阻气层和高阻水层,造成气水层识别的困难。提出一种综合地质和测井的多信息分析技术,分析测井资料的气层响应特征,通过四性关系研究,建立了声波时差与电阻率的图版、孔隙度(准)与电阻率和自然电位(Rt/△SP)的关系交会图版,以及孔隙度(准)与自然伽马和电阻率(△GR/Rt)的关系交会图版,其符合率达到80%以上。通过实例分析,利用岩心、录井、测井、气藏等多方面资料,从地质、气藏的背景下,利用气水层综合识别图版,预测了有利目标井位。     

新场气田须家河组致密砂岩气藏非线性渗流特征实验研究

为研究致密砂岩气藏储层特殊渗流机理及压裂后储层渗流特征,运用岩心流动实验装置,测定新场气田须家河组气藏基质及造缝岩心样品在不同驱替压力下的可动水饱和度及渗透率,并依据实验结果,分析不同束缚水饱和度下渗透率随压力平方梯度变化规律,分析了基质及造缝岩心样品气体低速渗流特征.基质岩心渗流特征曲线表明,高束缚水饱和度条件下,气体渗流曲线表现为以启动压力梯度效应为主过渡到以滑脱效应为主,最后达到拟线性渗流状态的复合型渗流特征;低束缚水饱和度条件下,启动压力梯度效应不明显,表现出一定的气体滑脱现象;渗透率对启动压力有明显影响,随渗透率的增加,启动压力梯度急剧降低,对致密砂岩气藏,滑脱效应和启动压力梯度效应共同作用,且二者作用程度的变化导致气体渗流的复杂化和流态的多变性,气体渗流具有复合型渗流规律,而造缝岩心在不同含水饱和度条件下基本上未出现启动压力现象.     

川北阆中-南部地区大安寨段油气藏储层酸压改造技术及实践

川北阆中-南部地区大安寨段油气藏成藏模式以“自生自储”为主,总体上属于常温（74～80℃）、高压（原始地层压力系数〉1．3）、构造-岩性复合圈闭、薄层状、低丰度、无边（底）水碳酸盐岩裂缝性未饱和油藏或凝析气藏。由于大部分油气井地层压力下降快,地层压力梯度低,产量递减率高,限制了常规酸化压裂等增产措施的推广应用。本文针对大安寨油气藏的地质特征,并结合油气藏开采效果评价,提出了采用胶凝压裂酸化（酸压）技术改造储层的增产措施。通过室内试验得到了凝胶酸TC4—1的配方：20％（HCl）＋3．5％（CTl-9）＋1．0％（CTI-31＋1．0％（CT1-7）＋1．0％（CT5-9）＋1．0％（IV-93）。针对不同类型的储层,对酸压工艺进行了优化,并实施了加液氮酸化、压前预处理等配套措施。现场实施效果表明,研制的酸化配方及配套技术具有良好的适应性和显著的增产效果。