靖边气田动态精细评价及水平井开发技术研究与实践

靖边气田马五1+2气藏含气面积大、井数多、储层渗透率低、非均质性强、单井产量低,经过多年开发后气藏非均衡开采严重,开展精细的气藏动态评价存在难度。通过动静态资料结合,形成了地层压力评价、动态储量评价、产能评价等低渗非均质气藏动态精细评价技术,落实了气田开发动态指标,并创新应用相控建模技术形成了靖边气田碳酸盐岩气藏基于动态约束的地质建模方法,准确刻画了沟槽的分布形态和描述了储层属性的非均质性。另外针对靖边碳酸盐岩气藏"古地貌侵蚀沟槽发育导致井位优选难度大,气层薄、局部小幅度构造变化快导致地质导向难"的特点,技术攻关和现场实践相结合,形成了靖边气田水平井开发技术,为靖边气田单井产量提高及气田的持续稳产提供了技术支撑。     

基于储层地质知识库约束的致密砂岩气藏储量评价——以鄂尔多斯盆地苏里格气田苏14区块为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田属于典型的致密砂岩气藏,储层非均质性强、提交储量时样本数据有限,储量计算结果存在一定的误差。以苏里格气田14区块盒8段、山1段致密砂岩气藏为研究对象,提出以储层地质知识库为约束的储量复算思路与方法。以气田密井网区储层地质知识库为指导,对研究区有效储层进行精细描述,刻画含气边界的基础上,按照"平面分单元、纵向分小层"的思路,采用容积法对储量进行复算。此外,依据累计产气量、储量丰度及内部收益率对储量进行综合分类评价。复算结果表明,含气面积和储量丰度的减小引起复算储量减少,含气面积减小是储量减少的主要原因;稀井网砂体边界控制产生的误差、井间砂体减薄尖灭及储层的非均质变化共同引起含气面积的减小。评价结果证实区块储量物质基础落实,具备较长期稳产的资源基础。     

榆林气田山_2~3亚段低渗砂岩气藏流动单元精细划分

鄂尔多斯盆地榆林气田下二叠统山西组二段(以下简称山2段)为一套辫状河三角洲沉积,储集岩主要为石英砂岩、岩屑石英砂岩,储层渗透率低、非均质性强,是典型的低渗岩性气藏。自2001年建产以来,气田采取滚动开发方式,已投入开发16年,自然稳产期13年,目前已处于稳产末期。随着气田不断开发,由于气井或井区投产时间不一,各井区的地层压力下降不均衡、部分区域储量动用程度低,如何调整开发对策、保持气田持续稳产是亟待解决的问题。根据气田开发实际情况,通过描述储层宏观和微观特征,分析影响天然气开发效果的动、静态因素,首先从地质角度初步划分山_2~3亚段气藏流动单元,再应用泄流半径、井间干扰分析等动态方法进一步验证气藏连通性,动静结合,精细划分流动单元。在精细划分流动单元内部,运用FZI、多参数综合分析法进一步划分不同类型储层,搞清了气藏储层物性差异,为气藏下一步针对性开发管理、开发调整部署提供了技术支撑。     

岩性非均质气藏水平井地质导向技术研究

靖边气田下古生界马五_(1+2)气藏是典型的岩溶型碳酸盐岩气藏,其主力含气层马五_1~(2、3)储层厚度仅为2 m~3 m,在该气田进行水平井开发,面临主力含气层系薄,非均质性强,小幅度构造变化快等难点,导致水平井现场地质导向遇到马五_1各小层判识难、地层倾角预测难、气层追踪难、控制轨迹难等问题。本文综合运用多种方法保证薄层碳酸盐岩气藏水平井精确入靶,并对水平段轨迹进行控制,有效提高水平井有效储层钻遇率,并在高桥区及陕224储气库水平井地质导向过程中成功推广运用该技术。     

气井动储量落实及评价

动态地质储量是指气藏中能够渗流或是流动的那部分天然气地质储量,它既是滚动开发、方案调整、宏观决策及相关科研工作的可靠物质基础和依据;也是探明地质储量可靠程度、动用程度的重要标志之一,气田开发的不同阶段,不断落实动态地质储量对气田的开发具有重要的指导意义。针对近年在气田应用过的动储量计算方法,对其理论原理、应用结果、适用范围等进行对比,优选出适用于榆林南区、子洲-米脂、苏里格东区的动储量计算方法。     

崖城13-1气田提高采收率技术研究与实践

崖城13-1气田是南海西部海域投产的第一个气田。针对该气田动静储量差异大、见水明显、压力下降快等问题,通过综合分析影响气藏采收率的主要因素,提出考虑储量动静比的影响,对水驱气藏采收率标定方法进行了改进,利用改进后的方法计算得崖城13-1气田标定采收率为79%。为了达到气田的标定采收率,结合崖城13-1气田开发实践提出了提高气藏采收率的主要措施:补孔提高单井产能,增加储量动用程度;完善开发井网,扩大储量动用范围;采取综合治水工艺措施,减弱水侵强度;适时降低气井井口压力,延长气井生产周期。上述措施实施后取得了较好的效果,既保持了气田稳产,又改善了气田开发效果,为海上其他水驱砂岩气藏开发提供了经验借鉴。     

苏里格气田大井组立体开发关键技术

苏里格气田地质条件复杂,需要开展大井组部署有利区筛选及部署方式关键技术研究,确保大井组开发效果,以实现苏里格气田降本增效、长期稳产的目标。针对苏里格气田古生界不同类型气藏有效储层分布特征,通过地震地质综合研究,形成了致密砂岩储层基于地质知识库的目标+多点地质统计学的三维地质建模技术及基于低渗透碳酸盐岩气藏二元运聚成藏模式的有利区筛选技术,并确定了大井组部署区域;同时,通过井网优化、井型优选及大井组部署思路,确定了大井组部署模式,提高了多层系储层储量动用及气田采收率。大井组开发关键技术在苏里格气田的成功应用,有效地解决了地质、地震及地面有机结合的技术难题,提高了气田开发效益,实现了低成本高效开发。     

多层合采气田层间采收率及影响因素——以靖边气田A井区为例

靖边气田多层合采气田层间动用不均衡,落实层间采收率状况、明确采收率影响因素对气田均衡开采、调整挖潜和提高采收率具有重要意义。利用钻井、测井解释及生产动态资料,在地质储量和动储量计算基础上采用动储量分析法及相关分析技术研究了靖边气田A井区层间采收率及其影响因素。结果表明,多层合采条件下小层采收率差异很大,小层采收率呈现一高多低的格局,层间采收率主要受控于储层物性、尤其是渗透率,而与有效厚度、含气饱和度关系不密切。     

中浅层低渗透断块砂岩气田开发调整实践

汪家屯气田扶、杨油层气藏在开发过程中出现储量动用程度低、气井稳产期短、产量递减快、开发动态与地质认识不符等问题.为了重新认识气藏、增加气藏动用储量、提高采收率,在地层对比、三维地震构造解释及储层预测等地质研究基础上,进行了气井动态特征分析、气井产能评价、单并井控动态储量计算、井间连通关系等研究;评价了气藏井网适应性,明确了气藏剩余潜力分布及大小;编制了气藏开发调整方案,并采用数值模拟方法进行井距论证和开发指标预测.     

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...     

基于小幅度构造精细描述的薄储层水平井优化设计

靖边气田目前剩余储量多属于品质差、地质情况复杂的“三低”储量,利用水平井技术提高该类储量的采收率,可以达到深度挖潜的效果.针对靖边气田储层厚度薄、小幅度构造复杂的特点,开展小幅度构造精细描述,建立精细地质模型,并在此基础上进行水平井地质优化设计研究,有效地解决了薄储层和小幅度构造对水平井实施的影响,提高储层钻遇率和开发效率,取得了显著的经济效益,对同类气藏的水平井开发具有指导作用.     

关于气田动态储量

气田动态储量指开发过程中能够参与渗流或流动的那部分天然气地质储量。动态储量是计算气田采收率或可采储量,以及开发设计和生产管理等的可靠物质基础,也是衡量探明地质储量准确程度的最有效,可靠的依据和标准。     

榆林气田北区开发效果评价

基于对榆林气田南北区采取的不同开发模式,从气藏工程研究角度研究,分类分析气井(藏)开发动态特征,逐步落实气井(藏)地质储量,评价储量动用程度,计算南区、北区采收率等,评价气藏开发效果。为气田开发调整、改善开发效果、提高开发经济效益奠定基础,同时也为气田、气井(尤其水平井)开发管理积累经验。     

平行外推压降曲线法在靖边气田动态储量计算中的应用

储量是一个气田的物质基础,如何确定动储量及动储量的大小是气田开发中首先必须解决的问题。目前主要采用压降法确定动态地质储量。由于低渗透气藏渗流规律的特殊性,导致其压降储量曲线也表现出特殊规律。如果仍然按照普通气藏的处理方法计算低渗透气藏动态储量,会导致认识上的偏差及计算结果的失真。因此针对靖边气田的实际情况,着力于应用压降曲线法中的平行外推法计算靖边气田部分区块的动态储量,以达到探讨一种方法、认识下古气藏储量的目的。     

松辽盆地徐深气田火山岩气藏储量动用及开采特征

大庆徐深气田火山岩天然气储量占到已开发地质储量的90.8%,是气田最主要的供气保障。随着开发的深入,火山岩气藏在产能与动态储量特征认识面临新的问题,影响气田的长远发展。从储层特征着手,结合气藏开发实践,多方法综合运用,阐述了火山岩气藏井控动态储量特点、增储方向、采收率特征、气井渗流以及产能特征。结论认为:①火山岩储层基质致密,其间分布高、低孔渗的储渗结构天然裂缝发育,可通过压裂缝沟通周围的孔隙和天然裂缝,形成相对高渗的主流区,主流区周围是以致密基质为主的补给区;②开发后先动用主流区储量,再逐步动用补给区储量,井控动态储量逐步增加;③压裂改造以后,在主流区提高了气井的初期产能,但补给区是气井长期的物质保障,当补给区补给量增加到最大能力后,将逐步下降,改善补给区致密基质渗透性有提高产能和增加采收率作用。     

低渗透气藏采收率的计算

通常计算采收率的方法不能直接应用于低渗透气藏，对于低渗透气藏，首先应计算动态储量，然后根据动态储量占探明地质储量的比例折算探明地质储量采收率。动态储量是衡量探量地质储量准确程度的最有效的依据和标准。     

平行外推压降曲线法在靖边气田动态储量计算中的应用

储量是一个气田的物质基础，如何确定动储量及动储量的大小是气田开发中首先必须解决的问题。目前主要采用压降法确定动态地质储量。由于低渗透气藏渗流规律的特殊性，导致其压降储量曲线也表现出特殊规律。如果仍然按照普通气藏的处理方法计算低渗透气藏动态储量，会导致认识上的偏差及计算结果的失真。因此针对靖边气田的实际情况，着力于应用压降曲线法中的平行外推法计算靖边气田部分区块的动态储量。以达到探讨一种方法、认识下古气藏储量的目的。     

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。     

低渗透碳酸盐岩气藏数值模拟精细历史拟合技术研究

数值模拟是气藏动态分析的重要手段,但对于靖边气田下古生界碳酸盐岩气藏,由于储层非均质性强、井筒流动规律复杂,历史拟合多解性强,利用常规静态地质储量、井口压力、产量资料进行历史拟合难以准确确定历史拟合调参数及其取值范围。在常规历史拟合基础上,开展气井单井动储量评价、井筒流动动态分析、压力恢复试井及产气剖面分析,并将其研究结果用于指导数值模拟历史拟合,有效降低了历史拟合的多解性,为准确建立低渗透碳酸盐岩气藏数值模拟模型和开展气藏动态预测奠定了基础。     

实现地质储量的动态管理

在油气田储量管理方面，长期以静态容积法计算的探明地质储量管理为主。但传统容积法计算的探明地质储量误差较大；不能完全渗流或流动；通常在开发过程中很少进行校正、落实，与哲学的认识论相悖；可比性差，实用性不强；经济价值不明显，不适应市场经济环境；不利于同国际接轨。根据容积法探明地质储量计算的油气田开发动态指标及采收率无法避免地包含了其误差和缺点，难以反映油气藏实际特征，横向可比性差。提出以动态储量与探明地质储量之比例作为修正系数，对容积法探明地质储量进行修正，随着开发的进程，确定的修正系数越来越准确，对应修正的地质储量也越来越准确、可靠，真正实现地质储量的动态管理。该方法简便易行、结果可靠。这对改革储量管理方式、实现同国际接轨起到一定的启发和引导作用。