天然气提高采收率理论基础、技术方法与发展方向

中国大部分主力气田相继进入开发中后期且整体采收率不高，天然气提高采收率研究与实践形势迫切。为了促进天然气提高采收率理论技术进步和开发水平提高，建立了统一、具有普遍适用性的天然气采收率评价模型，分析了影响天然气采收率的关键因素，明确了天然气提高采收率发展前景与方向。研究结果表明：(1)储量利用程度、压降波及系数和压力衰竭效率是影响天然气采收率的3个关键因素，天然气采收率是3个关键因素对应系数的乘积；(2)结合安岳气田龙王庙组气藏、克拉2气田、苏里格气田和川南页岩气等开发实践，针对常规水驱气藏、致密气和页岩气等非常规气，通过提高储量利用程度、压降波及系数和压力衰竭效率预计可提高采收率6～15个百分点；(3)提出了天然气提高采收率理论技术攻关方向，包括明确气藏提高采收率机理、研发提高采收率新方法、加强提高采收率技术现场试验。结论认为，研究结果奠定了天然气提高采收率理论基础，系统形成了不同类型气藏提高采收率技术方法，为已开发气田提高采收率和持续稳产提供了技术支持，并可促进我国天然气产业持续健康快速发展，对保障国家能源安全具有重要指导意义。     

气藏水侵与开发动态实验综合分析方法

传统油气藏开发实验分析多从单因素角度研究气藏水侵及开发动态,不利于发挥物理模拟实验优势。结合水驱气藏开发实验实例,建立了气藏水侵与开发动态实验综合分析方法。从生产动态、水侵程度分析、动态压降剖面、含水饱和度及剩余储量分布5个方面对气藏开发机理和开发动态进行综合描述,论述了单因素分析方法产生偏差的原因,指出实验综合分析方法的优势及必要性。实例研究表明：由于室内模拟气井不受井筒积液影响,裂缝带上的气井长时间带水生产等效实现了排水采气,降低水的影响;存在贯通缝的气藏S3近井地带压力梯度稳定在0.22 MPa/cm,不到无贯通缝气藏S1和气藏S2的50%;气藏S3气水同产使水侵后气藏含水饱和度仅增加32.33%,较未带水生产井低10%以上;采收率提高20%以上;气藏不同部位水侵机理不同,水侵气藏由于受水封作用影响,储量动用极不均衡 。     

四川盆地天然气藏提高采收率技术进展与发展方向

四川盆地油气资源丰富，有超级含油气盆地之称，是我国最具开发潜力的含油气盆地之一，具有开发对象复杂，气藏类型多且普遍具有低孔、低渗、水侵活跃、非均质性强等特点，因此天然气提高采收率面临巨大挑战。为此，系统剖析了四川盆地常规气藏特点和提高采收率难点，回顾了发展历程，梳理了提高采收率技术模式和技术体系，总结了近年来针对复杂气藏提高采收率技术取得的最新进展，并对未来发展进行了预测。研究结果表明：(1)经过60余年的天然气勘探开发，四川盆地已形成了“全生命周期统筹、全生产系统协同”提高采收率核心理念；(2)创立了以“早期评价与部署，储量刻画与动用，水侵诊断与治理，工艺配套与优化”为核心的气藏全生命周期提高采收率技术模式；(3)建立了地质与气藏工程、钻完井工程、采气工程、地面工程等多专业协同的提高采收率技术体系；(4)随着盆地开发重心逐步向超深层复杂岩性气藏、非常规气藏等地质条件更加复杂的领域转移，提高采收率技术未来的发展方向将包括超深层气藏薄储层精细描述、多重介质跨尺度数值模拟、超深特殊工艺井排水采气、非常规气地质工程一体化等多个方面。结论认为，60余年来不断丰富完善和形成的提高采收率技术模式和...     

裂缝性边水气藏水侵机理及治水对策实验

针对裂缝性边水气藏主要治水措施建立了物理模拟方法并开展实验,系统测试了气藏内部动态压降剖面,对比分析了不同水体、不同治水措施下气藏开采动态及储量动用规律。结果表明：①水体能量不同时,相同的控气排水措施将导致完全不同的实际效果：30倍水体时,采收率可提高10.8%,而无限大水体时采收率反而降低15.6%。生产参数和动态压降剖面揭示无限大水体时,过分控制生产压差不仅难以减缓水侵,相反还会导致采速降低,延长水侵时间,加剧水侵对开发影响。②多井协同排水采气治水效果显著,裂缝性储层中的水会在自身弹性能和剩余气驱动下大量排出,大幅提升气相渗流能力,促使封闭气重新产出,采收率可再提高约10%~30%。水侵影响越严重的气藏,采取排水采气措施越早治水效果越好。③裂缝贯通水体和气井时,地层水主要沿裂缝向气井侵入,外围基质区含水饱和度增量低于5%,压降剖面显示基质区仍有大量封闭剩余气,这些未动用储量是后期开展排水采气等增产措施的重要物质基础。     

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。     

水溶气对海上有水气藏开发指标的影响

对于海上有水气藏,通常地层水中的水溶气含量不可忽视,尤其是高温高压气藏。通过研究降压开发过程中水溶气释放对气田开发指标的影响,结合气田地质油气藏特征、边底水分布、水体大小等情况,建立机理模型,根据数模软件计算,系统分析水溶气对海上有水气藏产量、采收率、水侵量、水气比、压降、天然气组分等开发指标的影响,并通过Y1气田实例分析对结论进行验证。研究结果表明:①考虑水溶气时地层水压缩系数变大,水侵量增加,水气比变大,从而采收率略有降低,并且天然气组分中的CO2含量逐渐上升;②对于水驱气藏水体倍数越小,采气速度越高,CO2上升量越大;③水溶气对水驱气田开发指标的影响不可忽略,尤其是对气藏水侵的影响。④该研究成果对于类似气藏的开发具有一定的参考作用。     

中国大气田科学开发的内涵

大气田是指天然气探明地质储量超过300×10~8 m~3、天然气峰值年产量在10×10~8 m~3以上且具有一定稳产期的气田。其是中国天然气储产量快速增长和未来长期稳定发展的重要基础,也是保障我国供气安全的关键。通过对国内外260余个大气田开发实践的系统分析和典型气田的解剖模拟,综合研究了大气田科学开发的内涵、核心技术以及全生命周期指标体系。大气田科学开发的内涵包括:①提出以"识别水、控制水、治理水"为技术体系的天然气开发理念,即常规气田"控水开发"、非常规气田人工压裂"注水开发",根据气藏类型和气藏特征,确定合理的采气速度;②综合评价气田开发经济效益和社会效益,保障气田长期稳产;③根据气井生产特征和储层发育特征,选取适用的气田稳产方式;④依据对常规与非常规气藏不同开发阶段的精细描述、气藏开发特征和生产动态的监测,确定气田可采储量、气田水与人工注水开发规律、气田提高采收率技术对策、气田效益稳产期与发展战略。大气田科学开发的核心技术包括:规模优化技术、科学布井技术、均衡开采技术和深度挖潜技术。进而综合优选出产量、压降、采出程度、单位压降产量等多个参数作为评价大气田科学开发的关键指标,建立了高压、低渗透—致密、裂缝—孔隙型和页岩气等4类气藏的全生命周期指标体系。结论认为,该研究成果有助于指导不同类型大气田的科学开发,进一步促进我国天然气产业的快速发展。     

元坝气田长兴组超深层高含硫生物礁底水气藏持续稳产关键技术

四川盆地元坝气田长兴组气藏为高含硫生物礁底水气藏,具有礁体多期叠置发育、储层非均质性强、气水关系复杂的特征,开发初期部分气井底水锥进迅速,产量、压力下降快,预测天然气稳产期短,且存在部分小礁体储量动用不充分等问题。为实现气井见水时间预测与防控、剩余气精准高效挖潜、压降控制和硫堵防治,梳理了气田开发过程中形成的复杂生物礁底水气藏控水稳气、剩余气高效动用及保压稳产等系列气藏持续高产稳产关键技术,并提出了气藏持续稳产的攻关技术方向。研究结果表明：(1)控水稳气技术可实现产水井采侵平衡和水气比总体稳定,可有效提高气藏开发效果;(2)剩余气高效动用技术可对剩余气进行精细描述和潜力评价,实现了调整井的高产高效,夯实气藏稳产基础;(3)保压稳产配套技术可有效控制气藏压降速率,保障了气田长期稳定生产;(4)综合应用上述多项技术,元坝气田高产稳产年限由方案设计的6年延长至9.7年,气藏采收率提高了12.8%,持续稳产效果显著。结论认为,该技术能够有效解决储层高含硫、强非均质性、气水关系复杂、底水锥进迅速、剩余气区礁体分布“小、散、薄、深”、压降速率过快和井筒硫沉积等方面的难题,对实现同类气田长期高效开发...     

裂缝—孔隙型有水气藏水侵动态变化规律及关键参数计算方法

为了实现裂缝—孔隙型有水气藏的高效开发,需要掌握水侵的动态变化规律。为此,基于π定理,引入了反映水侵动态变化特征的无量纲参数进行水侵动态物理模拟实验方案设计;选取四川盆地川中地区某裂缝—孔隙型有水气藏储层全直径岩心开展水侵动态物理模拟实验,然后通过数值反演将实验结果转换为有水气藏水侵动态评价参数,进而研究裂缝—孔隙型有水气藏水侵动态变化规律,并建立水侵动态评价关键参数及水体体积的计算方法 ;在此基础上,以四川盆地中坝气田上三叠统须家河组二段气藏为例,进行水侵动态分析及水体规模评价。研究结果表明:①裂缝—孔隙型边、底水气藏水侵与产气同步发生,无水采气期井底压力与天然气采出程度呈线性关系,气藏产出地层水后水侵速度加快、水气比快速上升,最后趋于稳定的较高水气比;②无水采气期井底压降速率与稳定水气比主要受水体体积的影响,而单位压降气采出程度和稳定水气比又可用来评价水体体积;③建立了裂缝—孔隙型边、底水气藏无水采气期稳定单位压降气采出程度、稳定水气比与水体规模互相解释评价方法。结论认为:①气藏水侵生产动态曲线与岩心模拟水侵动态实验结果具有很好的一致性,根据已知的水体体积,可以预测无水采气期单位压降气采出程度、稳定水气比;依据稳定水气比,可以预测气藏水体体积,预测结果与生产动态具有很好的一致性;②该研究成果可以为裂缝—孔隙型有水气藏水侵动态预测和整体治水提供理论支撑。     

基于试井分析方法的元坝气田水侵早期识别

为准确识判底水气藏早期水侵,提前主动采取有效的防控水措施,降低底水锥进对气藏开发的影响,针对目前水侵识别方法识判时间滞后,贻误控水时机的问题,综合考虑元坝气田实际地质情况,建立了考虑有限水体的底水气藏水平井试井分析理论模型,绘制了试井典型样版曲线,分析了底水锥进对试井样版曲线的影响规律。通过对元坝气田典型井历年试井测试资料进行剖析,结果表明：1)利用试井分析方法识判气井早期水侵,比常规的水化学分析法提前0.58年;2)早期水侵严重伤害储层渗透率,有效渗透率大幅降低9.7%,但可补充地层能量,单位压降采气量提高15.3%;3)早期水侵井实施控制产量在底水锥进临界产量下的控水措施,延长无水采气期4年以上。该研究成果为底水气藏提前识判气井水侵,提高含水区气井储量动用率与采收率提供了理论支撑。     

裂缝型产水气藏水侵机理研究

在裂缝-孔隙型有水气藏开采过程中,边水或底水容易沿裂缝通道向生产井窜流,形成气水两相流,增加渗流阻力,封闭并分隔部分气区,降低井产量和气藏采收率,对采气危害很大。针对裂缝型产水气藏的储集层特征,建立了水驱气渗流的物理实验模型,通过实验,从微观机理上揭示了裂缝型气藏发生水侵时天然气主要以绕流封闭气、卡断封闭气和水锁封闭气的形式存在。气藏水侵在宏观上主要表现为低渗透岩块水侵、气藏水侵和关井复压“反向水侵”,其结果是水对气区进行封闭、封隔和水淹,堵塞部分气区的渗流通道,使可动气变成“死气”。结合气藏水侵机理研究了K6井裂缝系统的水侵规律,为该气藏开发调整提供了有效的依据。     

柴达木盆地涩北气田提高采收率关键技术与发展方向

柴达木盆地涩北气田是国内最为典型的规模最大的多层边水疏松砂岩气藏，气田开发过程中，受出水、出砂影响，采收率偏低，提高采收率工作始终贯穿于该气田开发的全过程，但仍然存在瓶颈问题和不适应性。为此，在系统梳理涩北气田试采、建产、稳产、调整阶段开发技术的基础上，重点分析了影响气藏采收率的关键因素，围绕“层间储量均衡动用、平面边水均衡推进、降低井筒压损与废弃压力”思路，提出了提高采收率的关键技术，并在评价实施效果的基础上，指出了未来提高采收率的技术方向。研究结果表明：(1)影响采收率的因素是储层强敏感性使渗流通道闭塞、边水非均衡指进式侵入、划分单元与开发井网对储量动用控制差、排采与集输工艺不适宜导致气藏废弃压力高等；(2)低丰度剩余气挖潜、人工干预边水侵入、细分加密提高储量动用、积液积砂助排清堵降阻、增压外输是提高采收率主体技术；(3)调补建产、内控外排、砂水同治、三级增压等取得显著效果，持续精细挖潜、精准治水和井网重构、注剂驱替是进一步提高采收率的关键。结论认为，形成的提高采收率关键技术高效支撑了涩北气田实现了年产天然气超过50×10⁸ m³，连续稳...     

低渗透气藏Ⅲ类储层对产能的贡献研究

在中国已发现的低渗透天然气藏中，Ⅲ类储层的储量占了相当大的比例，高可达30％。随着气藏的深入开发，压降漏斗加深扩大，Ⅲ类储层的生产压差也越来越大，从而会有更多的Ⅲ类储层储量被逐步动用，这部分资源对产能的贡献将越来越大。在气藏开采周期里，为了定量研究Ⅲ类储层资源对气藏生产总产能的贡献及其最终采收率，为现场生产规划、投资决策提供可靠的技术支持，     

中坝气田雷三段气藏剩余储量及分布研究

落实气藏剩余储量及分布是气藏开发的关键.为此,利用压降法、产量累积法、罗杰斯蒂函数法、产量递减法、水驱特征曲线法和油压递减法等6种计算方法对中坝气田雷三段气藏动态储量及可采储量进行了研究.结果表明:对于进入开发末期的气藏,运用罗杰斯蒂函数法、产量递减分析法以及油压递减法进行动态储量计算较为准确.综合比较,中坝气田雷三段气藏可采储量为(83～85)×108m3,剩余可采储量为(6～7)×108m3左右;气藏剩余储量主要分布于受水侵影响较小的中46、中18及中40井井区,加强排水采气,减缓水侵对主力气井生产的影响,是提高整个气藏储量动用程度的关键因素.     

有限底水驱气藏气水均衡同采的实例评价

为提高有水气藏的采收率,在物质平衡原理分析的基础上,提出了一种与水驱气藏常规开采方式（排水采气）不同的思路--气水均衡同采。具体地讲,就是在气田开发初期、气藏尚未发生严重水侵之前,进行主动排水。在含气区采气的同时,也在含水区排水,使两区的地层压力均衡下降、气水界面保持稳定,使水驱变为纯气驱。实例分析证实,气水均衡同采是一种理论与技术上均可行的水驱气藏有效开采方式,具有明显的技术优势。该开采方式避免了选择性水侵的发生,大大提高了宏观上的波及系数和微观上的驱替效率,基本消除了水锥现象的发生,从而提高了气藏的最终采收率。该研究成果为改善水驱气藏的开采效果提供了新的技术思路。     

长庆气区低渗透非均质气藏可动储量评价技术

气藏可动储量是指在现有工艺技术和现有井网开采方式不变的条件下,已开发地质储量中投入生产直至天然气产量和波及范围内的地层压力降为零时,可以从气藏中流出的天然气总量。开展气藏可动储量评价,落实开发基础,是气田后期开发调整的重要依据。长庆气区储层渗透率低、非均质性强,加之气井排水采气、冬季用气高峰期提产等因素,导致利用常规方法评价气井可动储量存在地层压力测试点少、气井工作制度不稳定等难点。针对上述问题,充分应用气藏生产动态资料,通过重整压力和流量将气井变压力、变流量生产数据转换为等效恒压力或恒流量数据等途径,在常规压降法评价的基础上,形成了产量不稳定分析法、流动物质平衡法、优化拟合法等气井可动储量评价方法。应用上述方法全面追踪评价了长庆气区靖边、榆林等气田单井可动储量及其变化,为气田加密井部署、工作制度优化、储层二次改造井优选等提供了依据,进一步提高了气田储量动用程度。     

异常高压有水气藏水侵特征

在异常高压有水气藏开采过程中,地层水的侵入会形成"水封气",造成气井单井产能下降和单井动态控制储量急剧减少,严重影响该类气藏的最终开发效果。利用异常高压有水气藏水侵机理数值模拟模型,在研究水侵影响因素基础上,总结出一套异常高压有水气藏的水侵规律。研究结果对于制订合理的异常高压有水气藏开发技术对策,尽量降低"水封气"对气藏开发效果的影响,最终提高该类气藏的采收率意义重大。     

濮城油田濮67块低渗难动用凝析气藏挖潜技术研究

濮 67块是埋藏深、低渗和难动用的凝析气藏 ,由于这些特点 ,目前气藏采出程度很低 ,开发效果差。文章通过对濮 67块天然气储量再认识 ,落实了该块储量 ;通过对濮 67块各砂组剩余天然气分布规律的研究 ,明确了剩余气的下步挖潜方向 ;开展了配套的剩余天然气挖潜技术研究 ,解决了该气藏的开发的技术难题 ,通过在生产中应用 ,取得了较好的增产效果 ,提高了气藏的采收率。     

火山岩气藏驱动类型特征新认识

正确地认识气藏驱动类型是气藏开发的关键之一.为了搞清徐深气田火山岩气藏的驱动类型,针对火山岩气藏中3种典型驱动类型识别方法(视地层压力、水侵体积系数、视地质储量)的气驱曲线不同于常规气藏的问题,开展了火山岩气藏驱动类型特征方面的研究.结果 表明:火山岩弹性气驱气藏开发中存在变储量的过程,因此弹性气驱曲线不同于常规定容封...     

常规-非常规天然气理论、技术及前景

中国天然气进入跨越式发展的黄金时期,成为向清洁能源过渡不可逾越的桥梁。通过对国内外天然气发展现状、理论技术、潜力前景进行重点研究和阐述,结果表明:(1)全球天然气资源丰富,剩余探明可采储量186×10~(12) m~3,储采比为52.4,具备长期加快发展的资源基础;(2)提出了常规-非常规天然气地质学内涵,其形成分布具有10条规律,天然气勘探地质形成以不同气源为核心的常规圈闭"单体型"大气田成藏理论、以不同岩类储集层为核心的非常规"连续型"甜点区聚集理论,天然气开发地质形成以常规"控制水侵"为核心的构造气藏开发理论、以"人工气藏"为核心的非常规天然气开发理论;(3)中国天然气地质资源量(不含天然气水合物)达210×10~(12) m~3,整体探明率不足2%,天然气储产量将持续增长,预计2030年前年增探明地质储量约为(6 000～7 000)×10~8 m~3,预计2030年常规、非常规气产量均有望达到1 000×10~8 m~3左右,消费量需求可达5 500×10~8 m~3,天然气对外依存度可能达到64%,2050年可能达到70%;(4)提出中国未来天然气发展应加大资源规模区勘探力度、提高非常规气开发效益、增强储气库调峰与LNG(液化天然气)规模建设等10条措施。