致密砂岩气藏水平井整体开发关键地质技术——以苏里格气田苏东南区为例

苏里格气田是中国目前发现并投入开发规模最大的天然气田,也是中国致密砂岩气田的典型代表,其特点是"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、建井数量多,压力下降快、稳产难度大,直井开发经济效益较差。为提高单井产量,改善气田开发效果,提高开发效益,在分析总结苏里格气田水平井先导性试验成功经验的基础上,以苏东南区为研究对象,率先开展致密砂岩气藏水平井整体开发技术攻关。从水平井参数优化、整体部署、轨迹优化及精细导向等多个关键技术研究出发,运用地震、地质及气藏等多学科攻关,形成了一套致密砂岩气藏水平井整体开发关键技术。应用该项技术系列建产1个水平井立体开发区、2个水平井整体开发区和1个大丛式水平井井组开发区,为苏里格气田水平井开发起到示范作用,值得在致密砂岩气藏规模化推广。     

苏里格气田水平井整体开发区开发技术研究

苏里格气田属于缓坡型三角洲沉积,受古气候及古地理的影响,不同的区块发育河道规模存在较大差异。本文从水平井整体开发区选区、井位部署及地质设计优化对水平井实施进行详细阐述,深入分析水平井整体开发区储层精细研究,提出苏里格整体开发区成功开发的技术思路和方法,为苏里格气田水平井规模开发提供有利保障,同时为相似地质条件的低渗砂岩气藏水平井开发提供借鉴。     

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。     

鄂尔多斯盆地低渗砂岩气藏水平井开发整体部署技术探讨——以S54井区为例

随着天然气业务不断深入发展,低渗砂岩气藏开发举足轻重,水平井技术能够提高单井产量、降低气田开发成本,在开发气藏方面得到广泛应用。本文针对研究区气藏地质特点,探讨了水平井整体开发部署技术;提出采用骨架井落实富集区、水平井整体开发的部署思路,优先实施直井形成骨架井网,在储层精细描述基础上,依据五种有利相模式布井。采用水平井整体开发,充分发挥水平井技术优势,实现区块快速高效开发。     

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。     

致密砂岩气藏单井动用地质储量和技术可采储量计算方法——以鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏为例

鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏储集层致密,气藏单元内不同部位的含气饱和度具有明显差异,含气规律复杂,气藏压力系统不统一,储量分布整体非均质性较强。与常规砂岩气藏的地质特征和开发特征比较,鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系致密砂岩气藏开发时存在启动压力梯度,单井动用地质储量和单井储量动用半径随井底压力的降低而增大;生产至废弃压力时,单井动用地质储量和单井储量动用半径达到最大值。根据上述认识,通过分析致密砂岩气藏开发时储量的分布规律,建立启动压力梯度条件下的物质平衡方程,得到累计产量与井底压力的关系式,进一步分析了2种求取启动压力梯度的方法。在此基础上,提出致密砂岩气藏单井动用地质储量和单井技术可采储量的计算方法,为致密砂岩气藏开发井网优化提供理论基础。为了便于应用,改进理论计算方法,提出单井动用地质储量简化算法,对未开发区块井网部署具有参考价值。     

致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术——以鄂尔多斯盆地致密气示范区为例

中国致密砂岩气资源丰富、分布广泛,但储层非均质性强,单井产量低,有效开发难度大.为提高致密砂岩气单井产量和储量动用程度,探索致密砂岩气藏多层系高效立体开发模式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气示范区盒8段、山1段等多套含气层系为例开展了研究,提出了一套致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术体系.首先,针对致密储层特征,通过...     

苏53区块水平井整体开发技术

针对苏里格气田单井产量低、水平井开发无法达到预期效果等问题,运用苏里格地区水平井开发经验,在苏53区块开展水平井整体开发试验。利用数值模拟、地震反演、微地震裂缝监测等技术手段,进行油气富集区优选、整体部署、地质导向、压裂增产等关键技术研究。研究表明:开发区适合采用600 m×1 200 m不规则菱形井网开发,合理水平段长度为1 000~1 200m。目前区块天然气生产能力为20.0×108m3/a,水平井初期平均单井产气量超过8.0×104m3/d。研究成果对致密砂岩气藏水平井整体开发具有指导意义。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田降本增效系列技术

为了应对国际油价持续低位徘徊的严峻形势和适应国内环境保护工作的新要求,中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地苏里格气田开展了地质、开发技术攻关。通过地震+储层构型分析,对该气田上古生界河流相砂岩气藏储层进行了定量表征;开展成藏机理及主控因素综合分析,对下古生界海相碳酸盐岩气藏储层进行了整体评价。在此基础上,从井位部署、轨迹设计、地质导向等3个方面完善了致密砂岩水平井开发技术,形成了大井组布井技术及针对上古生界、下古生界气藏多层系含气特点的立体开发技术。上述勘探开发系列技术在该气田的实施效果表明:(1)上古生界气藏新增建产有利区150 km~2,下古生界气藏筛选出含气有利区450 km~2;(2)水平井开发技术的完善,提高了水平井在上古生界气藏的实施效果,2016年完钻水平井平均有效储层钻遇率超过60%、平均试气无阻流量达45×10~4 m~3/d;(3)上古生界、下古生界气藏立体开发技术大幅度提高了天然气储量的动用程度,提高了单井产量;(4)大井组开发技术的规模应用使单井平均占地面积缩减49.9%、单井平均建井周期缩短10 d,同时还便于气井生产管理、减少了环境污染。结论认为,该系列技术为苏里格气田降本增效提供了技术支撑,可供同类型气田借鉴。     

苏里格型致密砂岩气藏水平井长度优化

水平井是开发致密砂岩气藏的最有效手段之一,水平段长度对水平井的有效泄流面积、动态控制储量以及产能等有直接影响。针对苏里格型致密砂岩气藏有效砂体多呈透镜状、孤立状分散分布的特点,综合静态与动态、地质与开发、技术与经济等因素,从地质评价、理论公式计算、数值模拟分析、经济评价及现场应用效果分析5个方面,建立了致密砂岩气藏水平井长度优化方法。综合评价结果表明：目前经济技术条件下,在苏里格气田采用70型以下钻机钻遇单套有效砂体,合理水平段长度应为1 000~1 200m,有效地指导了苏里格气田水平井的规模化应用。该方法在苏里格气田水平井上的成功应用,为我国其他气区致密气藏水平井长度设计提供了借鉴。     

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。     

中国致密砂岩气开发工程技术与实践

致密砂岩气是非常规天然气的主要类型。根据中国近年来发现的大型致密砂岩气藏的开发地质特征,可划分为3种主要类型:透镜体多层叠置致密砂岩气、多层状致密砂岩气及块状致密砂岩气。前2种类型以提高单井产量、降低开发成本为技术目标形成了系列开发技术,推动了致密气的规模化发展。针对透镜体多层叠置致密砂岩气,形成了以优化布井、多级加砂压裂、井下节流与低压地面集输为特点的开发技术。针对多层状致密砂岩气,形成了以富集区预测与评价、水平井整体开发和排水采气为特点的开发技术。中国致密砂岩气具有广阔的发展前景,但仍面临诸多技术挑战,包括提高储量动用程度和采收率、进一步提高单井产量、新类型和难动用储量的开发、气田稳产接替与开发后期气井管理等。     

致密砂岩储层地质导向技术研究及其应用——以苏里格气田XX区为例

苏里格气田XX区上古生界含气层系为物性较差的低孔低渗致密砂岩储层,砂体空间结构复杂,非均质性强。围绕苏里格气田XX区致密砂岩储层进行砂体精细解剖,开展砂体空间结构特征研究,论证了水平井地质导向技术在该区的具体应用及其实施效果。针对垂向叠置的多套砂体内部单砂体与隔夹层发育特征,强化了水平井轨迹优化设计,明确了针对该区致密砂岩储层的水平井地质导向技术。实践表明,大斜度式与阶梯式水平井垂向上可钻遇两套或多套气层,有效提高了储量动用程度。     

致密砂岩气藏多段压裂水平井优化部署

国内致密砂岩气藏普遍存在含气砂体分布零散、储集体内非均质性强的特征,含气砂体准确预测的难度较大。对于水平井开发方式而言,2口相向水平井靶点B之间留有较大间距,将造成储量平面控制和动用程度降低。从国外致密气开发实践调研入手,基于鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏有效砂体空间展布、规模尺度及开发动态特征分析,结合数值模拟方法,论证水平井在不同部署方式下的开发效果,提出水平井的优化部署方案。研究表明:相向2口水平井靶体B点接近重合、压裂段等间距部署,可以大幅度提高水平井对储量的控制和动用程度,同时有效提高气田整体开发经济效益。研究成果在致密气实际开发中具有可操作性和推广应用前景。     

苏里格气田致密气藏水平井指标分类评价及思考

致密砂岩气藏是我国天然气资源的重要类型,水平井是提高该类气藏单井产量的主要技术手段。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气藏砂体的内部结构复杂,气层薄而分散,具有很强的非均质性,水平井产能差异极大。因此,采用气井分类评价的思路,建立不同类型气井地质模型与产能动态特征关系,按产能和经济效益将气井分为好、中、差３类。根据目前该气田水平井的部署情况,分类评价水平井优选井位加密部署和区块整体部署两种方式下水平井的开发指标,用以指导致密气藏水平井的开发评价。在此基础上,针对致密气藏产能评价的难点,提出了基于单裂缝的水平井产能评价新思路;从致密砂岩气藏提高储量动用程度的角度,初步讨论了水平井砂体内部构型、开发后期剩余储量的分布方式,并给出了相应的开发建议：非主力层未动用储量采用混合井型井网进行开发,主力层段内的未控制储量要在经济技术允许的条件下;水平井井距和压裂间距应按照合理范围的下限来考虑。     

致密砂岩气地质认识新进展

随着致密砂岩气勘探开发实践的不断深入,传统的地质认识暴露出很多局限性及与实际地质情况不相符的特性。在调研国内外致密砂岩气勘探开发历史经验的基础上,以鄂尔多斯盆地致密砂岩大气田勘探开发揭示的实际资料为依据,通过核磁共振及气水相渗分析、等温吸附实验、气藏地层压力恢复等研究,对传统的致密砂岩气地质特征认识进行了补充与完善。结果表明:致密砂岩气一般为多个压力系统气藏组成的大气田,这一特征决定了致密砂岩气勘探开发需要密井网,而不是常规气藏勘探开发的稀井网;致密砂岩气储层含水饱和度变化较大,具有超低含水饱和度特征,容易形成水锁伤害,在开发过程中必须做好储层伤害保护;致密砂岩气藏开发后期产水严重,如何"治水"是开发的关键问题;致密砂岩气储层中存在一定量的吸附气,这对于致密砂岩气储层含气特征及渗流规律描述、单井产能预测、资源量计算与储量评估都具有重要意义。     

苏里格东区致密砂岩气藏压裂技术研究

苏里格东区气田上古砂岩气藏属于致密砂岩气藏,通过对该气田砂岩气藏压裂技术的研究及现场应用效果的分析,形成致密砂岩气藏储层改造的压裂技术,对苏里格东区及整个苏里格气田、乃至其它致密砂岩气藏的开发也具有指导意义。通过对苏里格气田东区上古砂岩气藏储层地质特征分析的基础上,提出了满足该区储层改造的压裂工艺,认为低伤害压裂液技术、多层分层压裂技术、水平井压裂技术是苏里格气田东区储层改造的主要技术。剖析了储层改造的压裂难点,认为储层易伤害、纵向多薄层发育、压裂液返排困难是该区储层改造的主要难点,并针对压裂难点提出了针对性措施,而这些针对措施也正是苏里格东区目前实施应用的关键技术。分析了东区实施的压裂关键技术及现场实施效果,形成了适合东区储层改造的压裂设计优化技术、直井定向井多层分层压裂技术、水平井多段分层压裂技术、低伤害压裂液技术、压裂液快速返排技术等综合技术。     

苏里格气田东区提高Ⅰ+Ⅱ类井比例的技术及应用

苏里格气田东区是气田目前开发的主力区块之一,其储层除具有苏里格气田典型的"四低"特点外,还表现出储层异常致密,非均质性非常强的特点,原有的开发技术在这一区块表现出一定的局限性,因而导致该区块井位优选难度大、Ⅰ+Ⅱ类井比例低的现状。针对这一区块储层地质条件差、开发难度高的特点,在开展地质综合研究的同时,完善地震采集、处理解释方法,地质与地震相结合,深化富集区的分布,探索形成了适合苏里格气田东区的井位优选技术。该技术以富集区筛选技术为核心,并综合应用丛式井井位优选技术和多层系立体开发技术,在开发实践中取得了较好的应用效果,为苏里格气田东区产能建设任务的顺利完成提供了技术保障。     

低渗砂岩储层规模开发技术及应用效果研究—以苏里格气田中、西区为例

苏里格气田属于典型的岩性致密砂岩气藏,成岩作用强烈、非均质性强、气水关系复杂。随着开发模式的转变,水平井比例逐年提高,由于气井产水严重,产量递减快,严重制约产能发挥。为了提高储层动用程度,本文总结历年水平井实施过程中遇到的难点,精细储层描述,坚持三维地震与地质研究相结合、单井评价与区域分析结合、静态地质特征与生产动态分析结合,不断完善水平井地质导向技术,形成低渗砂岩储层水平井规模开发技术,完善并建成水平井整体开发区,水平井实施效果显著。     

大牛地气田分段多簇缝网压裂技术

针对大牛地气田储层品质逐渐变差,现有水平井分段压裂技术无法有效扩大储层改造体积,从而影响气井产能释放的问题,结合大牛地气田储层地质特征,按照缝网压裂理念,文中开展了大牛地致密砂岩储层缝网压裂可行性分析,进行了水平井分段多簇压裂射孔参数优化、缝网裂缝参数优化及施工参数优化研究,形成了一套适用于大牛地气田致密气藏的缝网压裂技术,确定了大牛地致密砂岩气藏水平井分段多簇压裂合理簇间距及裂缝参数等。该技术在大牛地气田现场应用2口井,平均单井产量较邻井提高了51%,无阻流量较邻井提高了50%,增产效果明显。