库车前陆盆地克深气田超深超高压气藏开发认识与技术对策

塔里木盆地北缘库车前陆盆地克深气田是罕见的超深超高压裂缝性致密砂岩气藏。在气田开发先导试验阶段,开发井成功率、产能到位率均低,气井产能递减快,开发效果不佳。为此,在深入认识气藏地质特征、产能控制因素、储层连通关系与渗流特征、气水关系与水侵规律的基础上,经过持续的开发试验和技术攻关,探索形成了"高部位集中布井、适度改造、早期排水"的开发对策和"超深复杂构造描述技术、裂缝性致密砂岩气藏井网优化技术、裂缝性致密砂岩储层缝网酸化压裂改造技术、超深超高压气井动态监测技术、高压气井井筒完整性管理与评价技术"等5大配套开发技术,在该气田开发过程中取得了良好的应用效果:(1)目的层钻井深度误差由125 m下降到30 m以内;(2)克深8区块扩大试验区产能到位率达100%;(3)单井平均天然气无阻流量提高5倍,由改造前的50×10~4 m~3/d提高到273×10~4 m~3/d;(4)克深气田实现了高温高压条件下的安全平稳生产。该气田的成功高效开发为国内外其他同类型气藏的开发提供了经验,其开发对策和配套技术具有重要的指导和借鉴意义。     

塔里木盆地克深8超深超高压裂缝性致密砂岩气藏快速、高效建产配套技术

塔里木盆地克拉苏构造带上的克深8气藏是罕见的超深超高压气藏,具有产层埋藏深、高温超高压、断层裂缝发育、储层巨厚、基质致密、气水分布复杂等特点,评价、开发难度极大。为此,中国石油塔里木油田公司对该气藏储层裂缝精细描述和渗流机理进行了研究,持续开展复杂高陡构造地震资料处理解释、开发优化设计、安全快速钻完井、储层改造及动态监测等主体技术攻关,有效提升了该超深致密气藏的开发水平,在该类气藏的高效布井、快速安全钻完井、储层增产改造、高效开发优化设计等专业技术领域形成了22项开发特色配套技术。通过技术进步和创新勘探开发一体化管理模式,"十二五"后3年在克深8区块完成了区块评价及产能建设任务,实现了快速、高效建产,开辟了超深超高压裂缝性致密砂岩气藏开发的新领域,所形成的配套技术和工程地质一体化理念可为国内外同类型气藏的开发提供借鉴。     

超深层裂缝性致密砂岩气藏试井特征及认识——以塔里木盆地克深气田为例

塔里木盆地克深气田由多个超深层裂缝性致密砂岩气藏构成,具有埋藏深、压力高、基质致密、裂缝发育及边底水普遍存在等特点,各气藏的储量规模、气水分布及储层裂缝发育情况均存在一定差异.该类气藏的试井曲线表现出与常规认识明显不同的特征,如何通过这些试井特征来深化储层认识并指导开发技术对策的制定是提高其开发效果所面临的重要问题.从全气藏关井压力恢复试井曲线特征分析着手,明确该类气藏典型试井特征及影响因素,对比克深气田各气藏储层裂缝模式及发育程度的差异,提出3方面开发技术对策.研究认为:①压力导数曲线后期一般存在明显直线段特征,测试期间(少于300 h)未出现明显的系统径向流特征或出现很晚以及表皮系数较大是塔里木盆地克深气田这类超深层裂缝性致密砂岩气藏较为典型的试井特征;②基质致密、大裂缝发育是试井曲线未出现系统径向流(或出现很晚)及大表皮系数特征的主要因素;③在排除边界影响后,压力导数曲线直线段斜率可以部分表征储层裂缝模式及发育程度,当直线段斜率接近1/2时,储层大裂缝发育、密度较低、连续性相对较差,当直线段斜率接近1时,储层大裂缝发育、密度较高且连续性相对较好;④针对克深气田,提出构造高部位集中布井、优化储层改造规模、控制气藏采气速度、及时优化单井配产及差异性控、治水等开发技术对策,并明确了对于不同裂缝模式及发育程度气藏相应对策的差异.通过研究明确了克深气田试井特征,深化了各气藏储层的认识,并提出了相应开发技术对策,为该气田后期开发调整提供技术支撑,并可以为国内同类气藏的开发提供借鉴.     

超深层裂缝性致密砂岩气藏储层连通性及开发启示——以塔里木盆地库车坳陷克深2气藏为例

以塔里木盆地库车坳陷克深2为代表的超深层裂缝性致密砂岩气藏,是“十三五”期间塔里木油田天然气上产的重点区域。基质物性差、局部裂缝发育程度不同的特征导致储层非均质性强,井间产能差异大,储层连通性复杂,气藏开发难度大。针对该类气藏的特点,以克深2气藏为例,将动态分析法与静态分析法相结合深入分析储层连通性,并指出了气井布井方式和生产制度的优化对策。研究结果表明：储层基质致密,构造裂缝总体发育,形成高渗通道,整体上看气藏平面连通性较好,但鞍部有效裂缝发育程度、气井产能相对较低,反映该区为低渗区,对气体渗流起到一定阻挡作用。按照局部构造裂缝控制高产的开发思路,沿构造轴线高部位集中布井;为了减缓裂缝性水侵,更加均衡开发气藏,认为气井配产不宜过高。研究结果对指导超深层裂缝性致密砂岩气藏科学、合理、高效地开发具有积极意义。     

高含水致密砂岩气藏天然气富集模式及有利区评价——以安岳气田须二段气藏为例

四川盆地安岳气田须二段岩心分析结果表明,气藏储层致密,非均质性强,含水饱和度多在50%以上,为高含水致密砂岩气藏,规模效益开发难度大。气藏早期开发评价井针对低渗储层开发部署模式,成功率低,开发效果差,亟需通过研究深化气藏认识,为提高开发井成功率提供支撑。为此,利用致密储层特殊孔喉结构分析,结合不同类型储层含水饱和度分析,建立三种油气富集模式,分析安岳气田须二段气藏成藏特征,明确天然气富集于断裂发育区域;在断裂识别分析技术和裂缝地震预测技术基础上,利用薄储层叠前储层预测技术,结合试井解释成果,确定裂缝-孔隙储渗砂体范围,在储层建模和流体分布模型的基础上,掌握气藏储量和可动水分布特征,形成致密砂岩气藏裂缝-孔隙储渗砂体描述技术;并结合致密砂岩气藏裂缝-孔隙型含气砂体地震预测技术,对气藏进行有利区评价。基于气藏开发边界效益指标,建立了以三维地震断裂识别、叠前储层预测、裂缝预测、叠前烃类检测为主的开发有利区优选技术,优选出渗流条件好和天然气富集的气藏开发有利区块,解决了安岳气田须二高含水致密砂岩气藏开发部署和储量有效动用的地质目标选择难题,为该类气藏效益开发奠定了基础。     

库车坳陷克深气田超深层致密储层产能控制因素

塔里木盆地库车坳陷克深气田是世界罕见的超深超高压高温裂缝性致密砂岩气藏,基质低孔特低渗,裂缝是最主要的渗流通道,气藏产能平面分布差异大、高效开发井布署难等问题是制约气田高效开发的关键。在气藏地质特征、断裂裂缝系统、基质物性、储层微观结构和气水关系分布等研究的基础上,结合储层地应力研究,从多个角度系统解剖了主力产气区克深2区块高效井和低效井的差别,揭示了产能的主控地质因素和钻完井因素,提出了高效井布署、实施及开发合理技术政策。研究结果表明：井筒及井周裂缝发育程度、产状、有效性、储层力学特征、气柱高度及其相互之间的匹配关系是制约气井产能的先天地质因素;井周断层、裂缝、隔夹层、气水分布、投产井段及由此制定的合理开发技术政策是制约长期高产、稳产的核心因素;完钻井深、完井投产井段、射孔段优化和储层改造工艺是否合理,也是气井高产、稳产的关键;同时,基质储层物性及孔喉特征对产能也有一定影响。综合分析认为,在高部位集中布井是实现该类气藏高效开发最直接、最有效的手段。     

塔里木盆地克深2气藏断层、裂缝、基质“三重介质”渗流及开发机理

克深2气藏属于典型的裂缝性低孔砂岩有水气藏,储层基质物性差,裂缝发育。研究发现,根据传统认识建立的双重介质模型计算的气藏压力传播速度慢、气井见水时间晚,渗流特征与实际存在较大差异。为此,结合当前各种静、动态资料,利用数值试井方法对气藏不稳定试井资料进行了系统分析,在此基础上建立数值模拟机理模型,对该气藏井组干扰试井的压力传播时间、干扰曲线特征以及气井水侵特征都进行了深入研究。结果表明,克深2气藏表现为断层、裂缝、基质“三重介质”的渗流特征,断层是气藏压力传播和水侵的高速通道。边水推进过程中,沿断层的水侵速度明显快于似均质裂缝储层,导致气井快速见水。研究提出的断层、裂缝、基质“三重介质”新渗流模式下的气藏渗流特征与实际情况高度吻合。机理研究表明：保持较低的开采速度,降低边部气井产量,同时优先对中、边部井间有断层的边部见水井进行带水或排水,可有效延缓边水沿断层向气藏中部的侵入速度,提高气藏的最终采收率。     

裂缝气藏水侵机理及对开发影响实验研究

针对裂缝—孔隙型气藏水侵规律及影响气藏采出程度机理的认识难题,采用物理模拟实验技术,开展了贯通水平裂缝条件下的水侵规律实验、储层基质渗吸水实验以及储层基质渗吸水后对储层供气机理的影响实验,明确了储层基质水侵与裂缝水侵的区别,认识了裂缝—孔隙型边底水气藏水侵规律及其对气藏产能以及采收率的影响机理,即裂缝水侵过程中边底水会沿裂缝快速突进、同时储层基质会渗吸水、基质渗吸水后减少气相渗流通道,从而增加储层基质气相渗流阻力,降低气藏稳产能力和最终采出程度,该项机理认识揭示了裂缝气藏水侵后导致气井产量、最终采出程度大幅度下降的主要原因。在上述机理认识基础上,进一步研究了贯通裂缝水侵前沿推进速度与储层物性、水体大小的关系,分类测试了不同渗透率储层基质渗吸水的能力,模拟评价了不同渗吸水方式和渗吸水量对气藏储层稳产能力和最终采出程度的影响,研究成果可以为我国塔里木盆地迪那气田、克深气田以及四川盆地磨溪龙王庙气藏科学开发提供技术支持。     

加拿大天然气勘探的一些启示

本文是对加拿大西部阿尔伯达深盆地(deep basin)致密砂岩储层发现大气田的简短介绍和评述,在分析盆地资料的基础上提示可能对我国天然气勘探有所启示的几点认识:1.深盆地中向斜型致密砂岩的发现开拓了找气的新领域;2.非常规的致密砂岩储层不可忽视;3.低渗透致密砂岩气层以岩性成岩圈闭为主;4.异常超压和负压是致密砂岩气藏特殊的圈闭类型是致密气藏的重要地质特征。最后提示勘探开发致密气藏的几个值得注意的问题。     

大幅提高超深致密砂岩气藏采收率对策与实践——以塔里木盆地克拉苏气田为例

克拉苏致密砂岩气藏位于中国塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带,已探明天然气地质储量超万亿立方米,已成为中国石油塔里木油田天然气上产的主要战场。由于目的层埋藏深度大、构造复杂、断裂发育、储层致密、温度压力高、水体复杂,高效开发面临极大挑战。为了提高致密砂岩气藏最终采收率,在深化气藏地质及动态特征研究的基础上,深入分析了影响致密气藏采收率的影响因素,并建立了与该区气藏特征相匹配的开发对策体系,大幅提升了气藏的采收率。研究结果表明:(1)气藏可分为冲起式弱边底水、冲起式有限边底水、叠瓦断片式弱边水、叠瓦断片式有限边水和叠瓦断片式强边底水等五种类型;(2)非均匀水侵是影响气藏采收率的最主要因素,水侵规律与地质特征和开发参数密切相关;(3)针对气藏不同特征提出了差异化的布井方式、井网井型、储层改造方式、采气速度、防水控水等一系列开发技术对策。研究结论认为,采用新的开发对策后,新近投产气藏出现无明显不均衡水侵,气藏采收率较早期投产气藏可提高10%～15%,为全球其他地区超深致密砂岩气藏的高效开发提供了宝贵的开发经验和借鉴。     

四川盆地西北部超深层碳酸盐岩孔缝带地震检测

近年来,四川盆地西北部地区(以下简称川西北地区)在超深层海相碳酸盐岩气藏勘探方面取得了突破,多个构造在中二叠统茅口组三段(以下简称茅三段)获得高产气流并证实裂缝是天然气高产的主要控制因素,但是常规地震处理对裂缝识别能力差、预测效果不佳。为此,以川西北地区九龙山构造为例,在归纳总结茅三段储层特征的基础上,分析已钻井茅三段储层的地震响应特征;再通过对原始叠前道集优化处理和频谱恢复高分辨处理提高地震资料分辨率,同时保持裂缝孔洞发育的地震微弱信号;进而采用照明对称体、分频混沌体、导向似然体等叠后地震属性处理技术开展裂缝检测,最后通过三色融合技术预测茅三段缝洞体的平面展布特征。研究结果表明:①川西北地区茅三段超深层碳酸盐岩储层主要为岩溶裂缝型储层,构造裂缝及溶蚀孔缝发育,易形成较大规模的裂缝发育带;②该区超深层原始地震资料主频介于25～30 Hz,对裂缝带响应不明显,采用叠前道集优化处理技术和频谱恢复技术组合,可以保护裂缝带的微弱信号,使地震资料主频达到45 Hz,有效地提升了地震资料的频谱,地质现象表现明显;③采用照明对称体、导向似然体、分频混沌体可以从不同角度反映地震资料表达的地质信息,三色融合技术能较好地反映茅三段碳酸盐岩断裂发育带、岩溶孔缝发育带。结论认为,地震预测裂缝成果与钻井、测井、测试等成果匹配良好,为该区天然气开发井的部署与调整提供了依据。     

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。     

多元隶属函数在致密砂岩储层分类中的应用

不同于常规砂岩储层,致密砂岩储层孔隙结构更为复杂,单靠孔隙度或渗透率等单一参数难以有效划分储层。由于单参数在划分储层方面存在困难,因此引入多个能表征储层特性的参数综合评价致密砂岩气储层。以塔里木盆地克拉苏西部气田为例,压裂后,储层按照气井产能可分为4类,结合储层特点,选用斯通利波时差、斯通利波渗透率、反射系数和孔隙度参数可以较灵敏地反映储层孔隙和裂缝的发育情况,将这4个参数作为致密砂岩气藏储层评价判别集,引入一种基于模糊数学的多元隶属函数的方法来划分致密砂岩气储层,可以明显划分出这4类储层。     

裂缝性致密砂岩气藏出砂原因及对产气量的影响——以塔里木盆地克深气田为例

为了解决塔里木盆地克深气田面临的气井出砂问题,从储层改造方式、裂缝壁面上岩石颗粒脱落条件、产气量及井筒完整性等4个方面分析了该气田气井出砂的原因,并基于井筒内砂粒受力分析,建立气井临界携砂产气量计算公式,进而研究气藏出砂对产气量的影响。在此基础上,针对气井出砂的不同阶段提出了相应的治砂对策。研究结果表明:(1)引起裂缝性致密砂岩气藏出砂的原因包括储层裂缝发育、储层改造规模大、产气量高及井筒完整性差等方面,其中储层裂缝发育和产气量高是主要的出砂原因;(2)对于无游离砂的情况,当气井产气量大于21.2×10~4m~3/d时,近井区域裂缝壁面的砂粒逐渐脱落;(3)对于存在游离砂的情况,当气井产气量大于9.4×10~4m~3/d时,近井区域裂缝壁面砂粒逐渐脱落;(4)井口及井底积砂是影响气井产气量的关键因素,在出砂早期阶段井口积砂是导致产气量降低的主要因素,在出砂中后期阶段井底积砂是导致产气量降低的主要因素;(5)克深气田出砂临界产气量较低,临界携砂产气量相对较高,及时排砂以避免井筒大规模积砂是治理该类气藏出砂的关键。结论认为,该研究成果可以为裂缝性致密砂岩气藏治理出砂问题提供借鉴。     

鄂尔多斯盆地北部上古生界陆相含煤碎屑岩系隐蔽气层的识别研究

地震数据体结构特征油气预测方法是通过提取地震道的振幅数值,研究其数据排列、组合结构特征与含油气性的关系,以达到定量或半定量预测油气层的目的。针对鄂尔多斯盆地北部上古生界陆相含煤碎屑岩系隐蔽气藏(大牛地气田)成藏控制因素不清,背斜构造和含气特征不明显,无断层作用等特点,利用地震数据体结构特征油气预测法对该区上古生界陆相含煤碎屑岩系的盒2段和盒3段砂岩气层进行了油气预测。结果表明,大牛地气田盒2段和盒3段砂岩气层具有明显的地震数据体结构异常响应特征,并在此基础上,划分了8个有利含气区块,部署了一系列开发井,钻井成功率达85%,取得了显著的经济效益。     

延长石油集团非常规天然气勘探开发进展

延长石油集团通过强化地质认识,明确了鄂尔多斯盆地陕北斜坡具备形成非常规天然气的地质条件,而致密砂岩气和页岩气是当前最为现实的勘探开发领域。在地质勘探理念上,确定鄂尔多斯盆地的南部物源对古生界砂体的发育具有重要贡献,而频繁的水进水退作用是促进优质储层发育的最主要因素;建立了"成熟烃源灶迁移控藏"的成藏模式,以此预测致密砂岩气藏的空间展布;重视陆相页岩砂质纹层的气体赋存能力,找到游离气赋存空间;以地化、储层、测井、地震等多种学科相结合实现了页岩气储层甜点的地震预测。同时,形成了陆相页岩气水平井钻完井技术、致密砂岩气藏储层保护钻井液体系、VES-CO₂泡沫压裂技术、液态CO₂/滑溜水混合压裂技术等开发技术,保证了致密砂岩气和页岩气的规模化开采。以勘探开发一体化模式为指导,探明中生界页岩气地质储量677×10⁸m³,古生界致密砂岩气地质储量3000×10⁸m³,目前的天然气生产能力已达到6×10⁸ m³/a,基本打破南油北气的开发局面。     

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。     

致密砂岩储层孔隙结构对渗流特征的影响——以四川盆地川西地区上侏罗统蓬莱镇组储层为例

致密砂岩储层孔隙结构复杂、非均质性强,其渗流特征较之于常规砂岩储层存在着较大差异。为此,以四川盆地西部地区上侏罗统蓬莱镇镇组致密砂岩储层为研究对象,基于物性、压汞、核磁等实验数据,在分析储层孔隙结构的基础上,结合相渗实验和可视化微观驱替模型,模拟油气成藏与开发过程中不同类型孔隙结构致密砂岩储层的渗流特征及气、水两相运移机理和分布状态。研究结果表明:1不同孔隙结构储层的气体前缘推进特征均出现类似于树杈状的黏性指进现象,储层孔隙结构越好,束缚水饱和度越低,束缚水状态下的气相相对渗透率越大,气藏更易被开发;2开发后期残余气主要以绕流、卡断以及孔隙盲端等方式形成的封闭气存在于储层中;3不同类型储层的气、水两相相对干扰均较强,生产过程中容易产生气、水同出的现象;4封闭气的存在会严重降低气井产量,而水相的存在则会极大地降低气相相对渗透率,导致低渗透致密砂岩含水气藏后期产水严重,开发难度大,采出程度低,进而严重影响到气井的有效开发生产。