苏里格气田苏10区块气井生产动态特征分析

基于苏里格气田气井分类标准,对苏10区块3类气井中的部分重点气井进行生产现状分析,运用经典的递减分析方法对选取的重点井进行产量递减规律分析,掌握气藏生产动态规律。分析表明苏10区块Ⅰ、Ⅱ类井产量占区块总产量的近80%,是区块的生产主力,气井递减率主要分布在10%～18%之间,平均递减率为14.51%。现阶段处于明显的低压开采状态,在产井日产气量小于0.5×10~4 m~3的气井有267口,占全部在产井的70%;日产气量大于1.0×10~4 m~3的气井有53口,占在产井的14%。满足苏10区块的上产要求,需要保证Ⅰ、Ⅱ类井健康合理的生产运行制度,Ⅲ类井的平均日产气量接近气井的废气产量,对Ⅲ类井实施挖潜增产。     

柿庄南区块煤层气储层精细评价及其应用

综合煤层气勘探开发动静态数据,从资源品质、可采性和可压裂性等方面对柿庄南区块煤储层进行了精细评价,借助多层次模糊评价技术,开展了煤储层有利区综合评价,并将评价结果应用于提产实践中。柿庄南区块3#煤层的I类煤储层主要集中在中部地区,沿NNE向呈条带状分布,III类储层分布于北部和南部地区,其他地区为Ⅱ类储层。生产动态分析显示,74%的高产气井和60%的中产气井集中分布在I类煤储层有利评价区,17%的高产气井和35%的中产气井分布在II类煤储层有利评价区。结合区域构造特征,划分出3个一级地质单元、9个二级地质单元和23个三级地质单元,落实研究区中部为提产有利区,面积达61.45 km~2。根据高产井动态分析,对12口低效井进行了排采制度优化,其中10口井提产2倍以上。     

不同煤体结构煤储层与煤层气井产出煤粉特征的关系——以鄂尔多斯盆地东缘柳林区块为例

不同类型煤体结构煤储层对煤层气井产出煤粉的影响不同。以鄂尔多斯盆地东缘柳林区块为研究区,为了查明不同煤体结构煤储层分布及其对煤粉产出的影响,基于测井资料构建了主成分分析-支持向量机(PCA-SVM)煤体结构预测模型,应用PCA-SVM模型预测了柳林区块3+4号煤层不同煤体结构煤的分布。根据煤层气井产出煤粉监测和测试结果,分析了煤层气井产出煤粉特征,探讨了煤储层的煤体结构与煤层气井产出煤粉特征的关系。研究结果表明：研究区3+4号煤层煤体结构类型以Ⅱ类煤为主,Ⅰ类煤次之,Ⅲ类煤最少。垂向上,3+4号煤层不同煤体结构煤分层发育,平面上,3+4号煤层的Ⅰ类煤主要分布在研究区中部和东南部,Ⅱ类煤和Ⅲ类煤主要发育在研究区北部和西南部。研究区内的主要构造控制了3+4号煤层煤体结构的平面分布,Ⅰ类煤主要发育在离断层和褶皱较远的构造简单区,Ⅱ类煤主要发育在背斜轴部及伴生断层附近,研究区北部的Ⅲ类煤主要受聚财塔大断层的控制,南部的Ⅲ类煤主要受褶皱和断层双重构造作用的影响。煤体结构类型决定了产出煤粉特征,构造煤是煤粉产出的主要控制因素。不同类型煤体结构煤储层产出煤粉质量浓度大小为Ⅲ类煤>Ⅱ类煤>...     

徐深气田火山岩气藏水平井优化设计

徐深气田D区块属于深层大型低渗透火山岩气藏,岩性、岩相横向变化快,有利相带延伸范围有限,气藏底部普遍发育水层;储层物性差,单井产能低,气井以压裂投产为主,部分直井压裂后产较多的地层水。为了试验研究应用水平井技术控制底水、提高气藏单井产能的可行性,探讨这类气藏的有效开发模式,提高其储量动用程度和整体开发效益,在该区块开展了火山岩气藏水平井开发先导性试验,通过开展气藏精细描述、三维地质建模、储层地质条件适应性评价,地质、地震和气藏工程等多学科优化设计论证,优选有利区带,针对Ⅰ类火山岩储层部署1口水平井,完钻后采用筛管完井,测试求产,日产气达到55．5×10^4m^3,无阻流量高达165．9×10^4m^3／d,是区块内同层位直井无阻流量的5．0倍,取得了明显的增产效果。开发试验证实应用水平井技术开发Ⅰ类火山岩储层是可行的,可在Ⅰ类火山岩储层中推广应用水平井技术,同时可探索利用水平井开发Ⅱ、Ⅲ类火山岩储层。     

基于微观孔隙结构的特低渗储层分类评价方法——以大庆油田古龙南地区为例

为了搞清研究区不同区块油井产能差异,针对研究区属于低孔￣特低渗储层的特点,将表征储层微观孔隙结构特征的平均孔喉半径作为参数引入储层分类评价中,建立了基于测井曲线的平均孔喉半径解释模型。选取孔隙度、渗透率、平均孔喉半径及有效厚度作为储层评价参数,在单因素储层分类评价的基础上,采用模糊综合评判方法对研究区储层进行综合分类。将研究区各单元储层分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类,利用单井产能情况对储层分类结果进行检验。1类井初期日产油量为3.06 t,2类井初期日产油量为1.71 t,3类井初期日产油量仅为0.36 t。初期日产油量是由不同类型单井Ⅰ,Ⅱ类储层所占比例决定的,Ⅰ,Ⅱ类储层所占比例越大,油井初期产油能力越强。该储层分类方法为研究区后期各区块开发调整提供了重要依据。     

西峰油田庄36井区长81储层特征及评价

针对西峰油田庄36井区面临单井产量下降和含水上升较快的问题,应用测井资料、岩石薄片、扫描电镜、X衍射、粒度分析、压汞测定等资料,对长81储层的岩石学特征、物性特征和孔喉特征等进行了深入分析。结果表明:庄36井区长81储层属低孔—特低孔、特低渗—超低渗储层,岩性主要为细粒岩屑长石砂岩,发育粒间孔和溶蚀孔,孔喉结构类型属小孔隙、微细喉道型,其储层物性主要受沉积作用和成岩作用的共同影响,造成水下分流河道和河口砂坝物性明显好于河道侧翼。根据储层物性和孔隙结构参数,将研究区储层分为4类,即Ⅰ类储层为好储层、Ⅱ类储层为较好储层、Ⅲ类储层为较差储层、Ⅳ类储层为差储层。研究区含水上升井主要分布在Ⅲ类和Ⅳ类储层中,Ⅰ类储层的单井产量高且稳产,分类结果符合实际。     

延川南区块煤体结构对煤层气单井产量控制作用研究

煤体结构是煤层气井单井产量高低的一个主要因素。以鄂尔多斯盆地延川南区块煤层气勘探开发实例为依托,从煤体结构入手,采用煤层气地质学、测井和岩体力学理论,根据煤体结构测井响应,将2号煤层划分为原生结构+碎裂结构(Ⅰ类+Ⅱ类)与碎粒结构+糜棱结构(Ⅲ类+Ⅳ类),并在此基础上分析了不同煤体结构在影响煤层气单井产量的几个重点环节中的控制作用。研究表明:原生结构煤、碎裂结构煤具有高渗透性、较高的抗伤害能力,有利于连续排采,对煤层气井产量影响较大。     

靖边气田难动用储量评价研究

靖边气田陕62井区碳酸盐岩气藏非均质性强,储量动用的难易程度在平面上和纵向上有明显的差别。本文研究在对静态资料及初期动态资料综合研究的基础上,建立了陕62井区马五1气藏产层分类标准,依据标准将单井各产层划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类,其中Ⅲ类产层储量为难采储量,Ⅰ+Ⅱ类产层储量为可动储量。     

苏里格气田苏X区块剩余气分布及井网加密方案研究

苏里格气田苏X区块已开发富集区内井网逐渐完善,由于外围区域地质条件差,为了保持区块稳产,需要进行富集区剩余气分布及井网加密方案研究。基于致密气藏低渗透、压裂生产的特点,对常规数值模拟方法进行优化,采用毛管力标定平衡初始化、储层分类相渗控制、局部调整渗透率和传导率的方法模拟压裂生产,精细拟合气井产量和井底流压,旨在通过模拟地层压力和储量丰度的变化,定量表征剩余气分布,优选剩余富集区。在从地质和开发两方面分析剩余气分布影响因素的基础上,综合现有井网、有效储层和剩余储量的分布特征,将剩余储量类型定性划分为4种（井网未控制型、复合砂体内阻流带型、水平井漏失型、射孔不完善型）,进而针对不同类型剩余储量分别进行加密方式论证和加密井位优选,制定加密方案,预测开发指标。在SX-11-11S试验井区实施了8口加密井,综合评价Ⅰ类井占比为87.5%,预测采收率提高8.2%,效果良好。     

东辛复杂断块油藏层块分类评价方法与调整对策

东辛复杂断块油藏已进入高含水开发阶段,为进一步提高其水驱采收率,适应精细开发需要,综合考虑静态地质特点和动态开发特征,对复杂断块油藏提出层块分类综合评价的方法,制定了研究区层块分类的量化标准,并提出不同层块组合开发与调整的方法。分类中静态因素按照断块形状、含油面积、储层厚度及储层物性的先后顺序考虑,动态因素主要考虑水驱油规律、剩余油分布及驱动类型,不分先后顺序,将层块划分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ和Ⅳ共4类。Ⅰ类层块是开发的主力阵地,开发调整思路主要是在构造高部位、油层顶部部署水平井单层开发,在原始油水边界外实施人工仿强边水实现高效水驱;Ⅱ和Ⅲ类层块存在层间干扰,储量动用不均衡,应依据相似组合原则进行合理组合;IV类层块储量控制程度低,井网完善难度大,开发中采取复杂结构井或就近挂靠的原则提高储量控制与动用。     

澳大利亚M区块低煤阶煤层气井产能主控因素及合理开发方式

为了研究低煤阶煤储层资源,结合低煤阶煤层气井的生产特征和气田地质模型资料,建立了低煤阶煤层气井数值模型,并进行了产能影响因素敏感性分析,明确了影响煤层气井产能的主控因素,基于储层物性划分,开展了低煤阶煤层气合理开发方式的优化研究。结果表明：合采井纵向穿过J和T共2套煤层组,纵向储层控制程度高、排水量大,有助于降压解吸,增加单井产量;影响低煤阶煤层气井产能的主控因素有累计净厚度、渗透率、含气量、井距和含气饱和度;埋深< 250 m的储层最优井距为1 500 m,埋深为250～350 m的储层最优井距为1 200 m,埋深为350～400 m和埋深为400～450 m的储层最优井距为1 000 m,埋深450～600 m的储层最优井距为800 m,埋深> 650 m的储层最优井距为700 m。该项研究为气田的有利区筛选和开发优化提供了理论基础和技术支撑。     

塔南油田塔19-3、19-17区块查干组储层特征

以取心井的岩石薄片、扫描电镜、物性、毛管压力曲线等资料为基础,结合储层物性测井参数解释结果,对塔南油田塔19-3、19-17区块查干组储层从沉积特征、储层展布、物性特征、岩性特征、孔隙类型及孔隙结构、主控因素等方面进行分析与评价,认为该储层为一套低孔低渗储层,其物性特征主要受沉积微相及成岩作用控制,主要发育于研究区的中北部和中东部地区。综合储层的岩性、物性、成岩后生作用和孔隙结构等特征,对塔19-3、19-17区块查干组储层进行分类,将其划分为Ⅰ（好）、Ⅱ（中）、Ⅲ（差）、Ⅳ（极差）四大类,区内主要发育Ⅱ、Ⅲ类储层。     

沁南盆地成庄区块高煤阶煤层气高产主控因素

我国聚煤盆地形成演化历史复杂,后期构造破坏严重,高煤阶煤储层更是多阶段演化和多热源叠加变质作用明显,使得煤层气储层物性具有极强的非均质性,单井产量普遍较低,煤层气开采难度大。已有研究成果主要对构造、沉积、水动力等控气作用进行了分析,不能有效解决生产中存在的煤层气探明率低、产能到位率低等难题。以华北油田沁南煤层气田成庄区块高产井的动、静态资料为基础,结合沁南气田其他区块煤层气的开发特点,对高产共性特征进行分析,认为煤储层微裂隙发育、渗透率高是煤储层高产的主要原因,煤储层富含游离气是高产的重要原因,其他因素如厚度、含气量、构造运动、水动力等为局部影响因素。进一步研究发现:成庄区块煤层气属于沉积控气,煤层排烃时期的煤储层封堵条件是煤层气井高产的主控因素。当煤层封堵条件好时,既有助于改善煤储层的物性,又使得煤储层富含游离气,为气藏的高产提供了物质基础。该观点不仅为煤层气高产区块选区评价提供了地质依据,而且对致密油气藏的甜点区评价也具有参考作用。     

澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气水平井开发优化

以澳大利亚Bowen盆地M气田中煤阶煤层气为例,依据渗透率和含气量,将储集层划分为4类,建立井组模型,提出相应的中煤阶煤层气水平井开发策略。针对Ⅰ类和Ⅱ类煤储集层渗透率较高,优化单井控制面积,采用与面割理垂直的单分支SIS水平井开发,后期加密,大幅减少钻井进尺、地面井口数;针对Ⅲ类煤储集层,考虑先期投产井对该区域压力的影响,适当增加单井控制面积,优化水平分支长度和夹角;Ⅳ类煤储集层渗透率较低,单井控制面积小,SIS水平井和MBL井开发效果均较差,建议暂不开发。     

煤层气井单井动态控制储量计算方法

煤层气单井生产规律与常规气井差异很大,利用常规分析方法很难计算出煤层气井的动态控制储量。本文在煤层气的储集特征以及"解吸-扩散-渗流"规律基础上,利用物质平衡原理、气体状态方程、朗格缪尔解吸规律,建立了煤层气井物质平衡计算数学表达式,绘制了不同压力下解吸气与游离气的比例变化规律曲线,分析了煤层气气藏物质平衡图版与常规气藏物质平衡图版的区别。运用本文建立的方法对沁水盆地潘庄区块煤层气井进行了储量评价,结果表明煤层气井物质平衡储量计算方法准确可靠,对煤层气井的排采分析具有一定的指导意义。     

苏西W区块盒_8、山_1、山_2段储层综合评价

苏西W区块位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西北部。通过对该区盒8、山1、山2段钻井、录井、测井和试气等资料的研究,利用岩心观察、铸体薄片、孔隙图像及扫描电镜等分析测试手段,从储层沉积特征、岩石学特征、物性特征、储集空间类型、孔隙结构和储层分类评价等方面综合评价该区盒8、山1、山2段储层。最终将区内储层划分为:Ⅰ类(好储层)、Ⅱ类(较好储层)、Ⅲa类(中等储层)、Ⅲb类(一般储层)、Ⅳ类(差或非储层)。Ⅰ类~Ⅲb类储层中,Ⅲb类储层在平面分布最广,其次是Ⅱ类储层。     

阜新刘家区煤层气储层特征及产能分析

目前国内低阶煤地区进行产能分析及采收率预测的较少,而刘家区煤层煤类为长焰煤,属低阶煤,已开采近20年。因此在该区进行煤层气储层特征研究及产能分析对该区煤层气开发的可采储量估算、井位部署、单井产能及生产年限预测具有重要的作用。通过对地层特征、构造特征、岩浆岩分布情况、煤层特征、煤储层封盖特征及煤层含气性、煤储层等温吸附特征、煤储层孔隙度及渗透率、煤储层原始地层压力等综合分析和评价,总结其对煤层气开发的影响。结果表明:①刘家区煤层气开发的主要目的煤层为阜新组的孙本、中间、太平上和太平下层,煤层顶板均为泥岩夹泥质砂岩及粉砂岩段,泥岩厚度大,裂隙不发育,是良好的盖层;②煤层含气量为5.65～12.50 m~3/t,煤层含气饱和度较高,有利于气体的产出;③通过对3口典型煤层气井的生产数据产量递减分析及预测,刘家区煤层气井平均累计产气量1 693×10~4 m~3,平均单井采收率63%,平均生产年限在20年以上。结论认为刘家区煤层气具有较大的开发利用价值。     

高煤阶煤层气储层产气能力定量评价

煤层气高产区有效预测对提高煤层气单井产量和开发效益具有重要意义,为了实现煤层气储层产气能力的定量评价,基于沁水盆地南部煤层气开发数据,通过理论和统计分析,定义了储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数、气水产出效率指数和产气能力指数4个参数对煤层气储层产气能力进行评价。结果表明:煤层气井日产气量随储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数、气水产出效率指数的增加而增加,但相关性相对较差;当储层含气性指数大于100 m·m~3/t时,或煤层甲烷解吸效率指数大于0.04(MPa·d)~(-1)时,或气水产出效率指数大于1 mD·MPa时,单井日产气量能够达到800 m~3/d以上。产气能力指数为储层含气性指数、煤层甲烷解吸效率指数和气水产出效率指数的乘积,能够有效表征储层产气能力强弱,产气能力指数越大,煤层气井产量越高。当产气能力指数大于0.3和10 mD·m·m~3/(t·d)时,对应的单井日产气量分别大于800和1 500 m3/d。     

上部含水层对煤层气开发效果影响的数值模拟研究

煤层气气井通常需要通过水力压裂才能实现建产。沁水盆地M区块一些煤层气气井产水量明显高于周围其他气井,存在不产气或低产气的特殊情况。由于水力压裂缝在煤层纵向上的穿透距离具有一定的不确定性,压裂过程中易将顶板砂岩水层压窜,导致气井生产动态与周围正常状态下的煤层气井差异大。为了解决这个问题,在研究工区煤层地质特征和区块顶部砂岩含水层的地质特征基础上,建立了煤层+顶部含水层的三维地质模型,应用数值模拟技术量化分析了顶板含水层对煤层气井生产状况的影响程度。综合结果表明：1)M区块15^#煤层顶板以上0～20 m距离发育的含水砂岩可能是一些煤层气井产水量异常大的主要来源。如果该砂层平均孔隙度大于5%,距离煤层10 m附近有较大产水异常风险。2)排采情况及数值模拟结果表明,15^#煤层顶板含水层对煤层压裂改造及降压解吸影响较大,对于煤层顶板距离含水层较近的井,可考虑进行工艺改进,释放15^#煤层气产能。3)考虑了顶板含水层影响的煤层气数值模拟模型,可模拟部分气井压窜上部含水层的异常生产情况,显著提高研究区块数值模拟的历史拟合精度,提高剩余气...     

沁南潘河煤层气田稳控精细排采技术

“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程潘河先导性试验项目”自２００９年１０月竣工投产以来,取得了很好的排采效果。第一阶段共钻40口井,目前单井平均日产气量已超过5 000 m³;第二阶段110口井,目前单井平均日产气量已超过2 000 m³。在示范工程实施过程中,针对煤层气井的生产特征及煤层气井生产过程的不同阶段,制订了合理的生产管理制度,总结出一套既能保护储层,又兼顾单井和气田整体产能的精细稳控排采技术,并在生产中成功应用,避免了对煤层的伤害,排水降压平稳,扩大了压降范围,逐步提高了产量。正是由于精细稳控排采技术的实施,才保证了示范工程煤层气井排采的成功,也为类似煤层气田的开采提供了技术支撑。