强非均质性碳酸盐岩气藏储集层再划分及不同生产阶段技术对策——以四川盆地磨溪—高石梯地区震旦系为例

四川盆地震旦系灯影组气藏为古老、深层、低孔以及强非均质性的岩溶碳酸盐岩气藏,受现有行业标准在划分储集层类型上的局限,动静态资料响应不能一一对应.为此,以静态资料为基础,从开发角度对四川盆地震旦系灯影组气藏的储集层进行二次划分,明确各类储集层的动态响应特征,制订不同类型储集层气井在不同生产阶段的技术对策.技术对策包括:①...     

四川盆地磨溪区块灯影组四段强非均质性碳酸盐岩气藏气井产能分布特征及其对开发的指导意义

四川盆地磨溪区块灯影组四段气藏储集空间多样,储层非均质性强,流体渗流规律复杂。气藏开发过程表现为以下3个特征：①气井产能差异大,以中高产井为主;②气井稳产能力差异大,大多数井稳产能力较强;③分段酸压工艺和特殊工艺井可大幅度提高气井产能。为弄清气井产能分布特征,采用气藏工程研究与综合地质研究相结合,分析气井产能在平面上的分布特征。研究结果表明：气井产能在平面上具有明显的分区分带特征。气井产能在平面上主要分布在4个区域：Ⅰ区,上覆灰岩厚度为0 m区域;Ⅱ区,上覆灰岩厚度介于0~5 m之间区域;Ⅲ区,上覆灰岩厚度介于5~20 m之间区域;Ⅳ区,上覆灰岩厚度介于20~40 m之间区域,同时建立了不同区域内气井产能与上覆灰岩厚度的拟合公式。气井产能在平面上主要分布在台缘带、台内带和坡折带3个带,气井产能由台缘带、台内带到坡折带依次减小。研究成果可有效支撑气藏开发建产区筛选、井位部署和气井产能评价。     

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系大型气藏特征与聚集模式

四川盆地震旦系—寒武系具有良好的油气成藏条件,但由于地层时代早、经历构造运动次数多,大型气田勘探难度增大。自1964年发现威远震旦系大型气田后,历经49年的艰苦探索,于2013年在磨溪地区寒武系龙王庙组发现了中国迄今为止单个规模最大的整装特大型气田——安岳气田,探明天然气地质储量4 404×108 m3,且高石梯—磨溪地区震旦系灯影组和寒武系龙王庙组气藏的三级储量之和超过万亿立方米。天然气组分、轻烃、储层沥青丰度等证据均表明这些天然气主要为原油裂解型干气,甲烷含量为82.65%~97.35%,乙烷含量为0.01%~0.29%;低氮(0.44%~6.13%)、低氦(0.01%~0.06%),中—低含硫化氢为主(0.62~61.11g/m3)。气藏压力由震旦系的常压(压力系数为1.07~1.13)逐渐增高至寒武系龙王庙组的高压(压力系数为1.53~1.70),气藏温度137.5~163.0℃;气藏圈闭类型包括构造型、构造-地层和构造-岩性复合型。桐湾期大型继承性稳定古隆起、大面积分布的古老烃源岩、大面积孔洞型优质储层、大型古油藏裂解及良好保存条件的有效配置造就了震旦系—寒武系天然气的规模富集。根据古油藏原油裂解之前的古构造格局、沥青丰度及现今气藏分布特点,将裂解气藏聚集类型划分为聚集型、半聚半散型和分散型3类。上述认识对四川盆地震旦系—寒武系天然气勘探领域的拓展具有重要指导意义。     

川中高石梯—磨溪地区震旦系灯影组四段气藏产能差异

川中高石梯—磨溪地区震旦系灯影组岩性复杂、储集层非均质性强,东部台内地区产能明显差于西部台缘地区,整体效益勘探面临较大挑战。利用岩心、测井、录井、地震等资料,从沉积环境、储集层成岩作用、油气充注距离等方面入手,探讨了研究区灯影组四段气藏产能差异的主要控制因素,并提出了地质工程上的技术对策。结果表明,西部台缘地区和东部台内地区测试产量差异显著,西部台缘地区气层段厚度大,测试产能高,东部台内地区气层段厚度小,测试产量低;造成产能差异大的主要影响因素包括有利丘滩相发育程度、桐湾运动末期表生岩溶作用强度、储集层纵向发育程度和发育位置、距生烃中心横向距离等。根据4类储集层特征和储集层地震响应特征,优选直井、大斜度井和水平井进行钻探,提高优质储集层钻遇率和单井产气量,有效指导研究区天然气勘探开发部署并取得良好应用效果。     

四川盆地高石梯—磨溪地区震旦系—寒武系气藏盖层特征及封闭能力评价

四川盆地磨溪地区寒武系龙王庙组发现了迄今为止中国最大的碳酸盐岩整装特大型气田,新增天然气探明地质储量4 403.8×108 m3,而且在高石梯—磨溪地区已初步证实了震旦系、寒武系气藏规模超过万亿立方米。经历长期演化和多次构造运动的古老碳酸盐岩地层,为何气藏能够很好地保存下来,以及震旦系灯影组和寒武系龙王庙组气藏压力系数为何分别为常压和超压(压力系数为1.06~1.13和1.53~1.67)。通过宏观与微观、地质解剖与模拟实验相结合的方法,详细研究了气藏盖层特征及封闭能力。结果表明:研究区主要发育区域分布的寒武系泥页岩盖层、二叠系泥岩超压盖层和中下三叠统膏盐岩盖层;盖层岩石孔隙度以小于3%为主,渗透率主要为(0.001~0.02)×10-3μm2,平均喉道半径为0.6~1.2μm,孔径多集中在400~500nm之间,饱和水突破压力多大于15MPa,扩散系数为1.03×10-10~2.36×10-7cm2/s。这些特征反映了盖层岩石具有一定的物性封闭能力,但诸如寒武系龙王庙组特大型整装超压气藏能够长期保存,是物性和超压共同封盖的结果。上述认识可以合理解释研究区常压、超压气藏的成因,同时对有效预测大气田的有利分布区域也有重要的指导意义。     

四川盆地高石梯—磨溪区块灯四段沉积相变对岩溶储层发育影响

四川盆地高石梯—磨溪区块震旦系灯四段气藏为受风化壳古地貌控制的大型碳酸盐岩古岩溶气藏,丘、滩相主要发育于台缘带,地震预测储层大面积连片发育。但是近期部署在磨溪区块台缘带的几口探井相继失利,为寻找其失利原因,在区域构造沉积演化研究成果的基础上,通过井震结合,重点刻画灯四段沉积相相变,分析相变对后期风化壳岩溶及岩溶储层发育的影响。结果表明:(1)研究区受桐湾Ⅰ幕形成的剥蚀面影响,台缘带内存在丘滩体与滩间海沉积的相变;(2)在相对隆起区域灯四段丘滩体继承性发育;在相对低洼区域,灯四段以填平补齐沉积为主,主要为滩间海沉积微相,不利于丘滩体发育。结论认为:沉积微相变化控制了研究区台缘带岩溶储层展布,在滩间海沉积微相区域,岩性致密,裂缝欠发育,不利于后期岩溶改造(岩溶储层厚度一般小于10 m);在丘滩体发育区域的相对隆起部位,裂缝发育,有利于后期风化壳岩溶的形成,同时岩性主要为富藻白云岩,有利于表生岩溶溶蚀孔洞保存(岩溶储层厚度介于25~50 m)。     

四川盆地高石梯—磨溪地区灯四段岩溶古地貌恢复及地质意义

基于四川盆地高石梯—磨溪地区三维地震和钻孔资料,论证并选取龙王庙组顶—寒武系底界印模地震厚度来表征震旦系灯影组四段岩溶古地貌。灯四段岩溶古地貌可进一步划分为岩溶台面、斜坡和叠合斜坡3种地貌单元,且不同地貌单元具有不同的古水文条件,进而控制了岩溶作用强度和储集层质量差异。其中,叠合斜坡区域溶蚀作用最强,发育较大型的溶沟、溶洞系统,其储集空间主要为蜂窝状溶蚀孔洞,质量最好;台面斜坡溶蚀作用有所减弱,发育较小型的溶沟、溶洞系统,储集层质量相对变差;岩溶台面区域溶蚀作用最弱,主要发育小型花斑状岩溶系统,储集空间多为针孔—较小的溶蚀孔洞,整体质量相对较差,局部也存在质量较好储集体。结果表明,除高勘探程度的西部台缘带外,台内勘探程度较低的台面斜坡也可作为灯四段有利勘探区带。     

动静态资料在四川盆地磨溪—高石梯地区震旦系碳酸盐岩储层类型识别中的应用

在四川盆地安岳特大型气田磨溪-高石梯地区用静态资料建立的储集层划分标准基础上,应用单井动态资料对储集层的划分再细化,提出了定性、定量划分标准,建立不同类型储集层的动静态响应特征。研究认为:研究区储集层以缝洞型和孔洞型为主;钻遇缝洞型储层钻杆放空较多,钻井液漏失量大,酸化施工泵压较低且下降速度快,测试产量较高,主要分布在高石梯区块;孔洞型储层钻井液漏失量相对较少,酸化施工泵压较高,测试产量小于缝洞型储层,主要分布在磨溪区块。根据气井动态特征,缝洞型和孔洞型储层可再分别划分为两小类,划分参考了产气量、稳产能力、单位压降采气量,油压月递减等生产动态特征和试井解释双对数曲线。新建立的储层识别方法交叉验证了储层动静态响应,为不同类型储层开发技术对策的制订提供了实用性较强的技术参考。     

应力敏感对高石梯-磨溪区块灯四段气藏开发的影响

四川盆地碳酸盐岩储层大多埋藏较深,溶洞和裂缝发育,开发中会出现明显的应力敏感问题。文中应用TC-180型气藏超高压多功能驱替系统对高石梯-磨溪区块灯影组四段岩心进行储层条件下的应力敏感实验,使用定围压变内压实验方法精确模拟实际气藏开发,得到应力敏感变化规律;基于铸体薄片、高压压汞等资料,分析了应力敏感的影响因素;建立了考虑应力敏感的压力公式,定量分析了应力敏感对气井生产的影响,并提出合理的生产措施;运用渗透率时变方法模拟了高石梯-磨溪区块应力敏感对开发动态的影响。研究表明：高石梯-磨溪区块灯四段储层岩心应力敏感程度随着有效应力的增大而增大;石英体积分数越低,黏土矿物体积分数越高,碳酸盐岩的应力敏感性就越强。高压压汞实验结果表明：当对渗透率起主要贡献的孔隙半径分布在16～40 nm时,应力敏感性强;当大孔分布频率较高时,应力敏感性弱。数值模拟过程中,模型考虑应力敏感时,气藏稳产年限降低,气藏整个开发周期的采出程度降低5百分点。该研究对高石梯-磨溪区块灯四段气藏产能评价以及生产措施的制定具有重要意义。     

深层海相碳酸盐岩气藏气井产能计算方法 ——以四川盆地安岳气田高磨地区灯四段气藏为例

安岳气田高石梯—磨溪地区上震旦统灯影组第四段气藏属于深层海相碳酸盐岩气藏,埋深超过5000 m,已探明地质储量超过5900×108 m3.受到多期岩溶作用的影响,储层具有强非均质性特征,储层流体渗流规律复杂,需要较长时间才能达到拟稳态流动,因此测试成本高,难于大规模长时间开展正规产能测试工作.而气井产能评价对于制定单井...     

四川盆地震旦系灯二段水平井段优快钻井技术——以高石123井为例

四川盆地高石梯区块震旦系灯影组灯二段气藏是安岳气田产能建设与接替的新层段,但其井漏、垮塌、溢流情况同时存在,导致前期3口井均未钻达地质目标。针对这些困难,以高石123井为例,采取了一系列应对措施。结果表明:①采用JFS防塌钻井液体系,合理确定钻井液密度,进入灯三段前及时进行承压试验,为钻开下部易塌层段创造了条件;②优选5+4大水眼钻具,形成了小井眼钻具结构、钻井参数,提高了小井眼钻具复杂处理能力;③常规MWD以及LWD定向仪器在灯三、灯二段的水平段稳斜稳方位效果差,每个立柱均需要1/3以上的长度来定向,实钻中要强化防托压、防卡操作,优选定向工具,减少起下钻次数,降低卡钻风险;④高石123井安全高效完成700 m灯二段的水平,并获得高产气流,随后推广应用的高石125井也安全快速完钻并获得高产气流。结论认为:该震旦系水平井段优快钻井技术可在高磨地区大力推广,助推安岳特大型气区超万亿立方米储量的发现。     

地震沉积学在碳酸盐岩中的应用——以四川盆地高石梯—磨溪地区寒武系龙王庙组为例

应用地震沉积学对中国西部深层古老海相碳酸盐岩进行分析,将岩心、测井和三维地震资料的综合解释纳入地震沉积学研究流程,定性恢复碳酸盐岩沉积古地貌,定量预测白云岩储集层厚度。四川盆地高石梯—磨溪地区寒武系龙王庙组形成于碳酸盐台地相沉积环境,岩相包括从白云石化颗粒岩到泥质岩几乎所有类型,主要发育颗粒滩、潟湖和深水陆棚亚相,其中高孔隙度(大于4%)储集层主要发育在滩相沉积中。采用地震地貌学研究思路,利用印模法和残厚法并经钻井资料标定,重建龙王庙组沉积古地貌。研究认为,帚状断裂体系控制了古地貌和沉积相展布。采用地震岩性学研究思路,引入多频道振幅主因子计算高孔隙度储集层厚度,定量确定相边界;优选反映岩体内部横向变化的相似性方差地震属性,刻画碳酸盐岩溶蚀成岩相。研究表明,将地震地貌学和地震岩性学相结合的研究思路行之有效,可为其他盆地中的碳酸盐岩地震沉积学研究提供参考。     

非均质碳酸盐岩裸眼水平井/大斜度井酸压精细分段技术

水平井/大斜度井裸眼完井+分段酸压是高石梯磨溪地区灯影组低孔低渗气井建产、增产的主要技术。储层钻遇井段长,非均质性极强,酸压裂缝在长井段上的合理部署是影响酸压效果的关键。针对酸压布缝难题,降低致密条带对酸压效果影响和判定酸压裂缝起裂位置,采用油藏数值模拟方法,建立灯四段储层精细分段地质模型,明确了致密条带对酸压效果影响;基于弹性力学理论,改进了大斜度井破裂压力剖面预测模型,计算了长井段破裂压力剖面;形成了考虑致密条带"屏障"作用选取"地质甜点"和基于长井段上"破裂压力"分布选取"工程甜点"的"双目标"精细布缝方法。结果表明,当致密条带厚度大于35 m时,具有明显的"渗流屏障"作用。GS30井采用精细布缝技术,获得103.96×10~4m~3/d高产,其为邻井同层大斜度井/水平井的1.5～1.8倍,建议持续推进现场试验,进一步完善本技术。     

大型低缓构造碳酸盐岩气藏气水分布精细描述——以四川盆地磨溪龙王庙组气藏为例

针对低缓构造背景下碳酸盐岩气藏气水分布精细描述既是研究的重点也是亟待突破的难点,它直接关系着气田开发井部署的成功率,也是生产优化调整的重要地质依据,但传统的气水描述方法存在一些局限,尚不能完全满足目前精细开发的需求。为此,以四川盆地磨溪龙王庙组气藏为研究对象,综合古今构造特征及成藏演化过程,在充分剖析气水分布控制因素的基础上,建立低缓构造背景下气水分布模式,揭示气藏气水分布规律,研究取得以下几点认识:①研究区现今构造特征总体表现为地层倾角低、闭合度小、闭合面积大及圈闭内多高点,古地貌格局表现为西高东低、三区分带,为现今气水分布研究奠定基础。②气水分布受控于现今构造、古构造、岩性及不整合面等多重因素,当位于古、今构造高部位和溶蚀孔洞储层发育区,油气富集性最好;位于古今构造低部位的储层发育区,则易形成富水区。③采用建立过渡区气水分布模型研究大型低缓构造气水分布,阐明过渡区与气水过渡带之间的关系,建立不同地层倾角条件下过渡区占比总含气面积的分析模型,当地层倾角小于5°时,过渡区所占含气面积比重较大,最大可超过50%。④按照水体对生产影响程度描述活跃水体和不活跃水体,剖析对生产可能造成的影响,提出需针对性制定对策以预防水体快速侵入气区影响正常生产。     

超深层强非均质性气藏早中期产能主控因素及开发优化技术对策——以四川盆地中部安岳气田震旦系气藏为例

以四川盆地中部安岳气田震旦系灯四段气藏为例,针对强非均质性气藏早中期产能主控因素和开发优化技术对策不明确的主要问题,研究了气井产能主控因素的科学内涵,提出了不同阶段产能主控因素的核心要素及主要研究条目,并以6类气藏典型渗流模式为基础,明确了早期、过渡期和稳定期的产能主控因素,在此基础上提出了井位平面部署、靶体位置、改造工艺、生产井制度优化4个方面的对策建议。结果表明：①产能主控因素是指影响气井产能的主要条件,其不同开发阶段的研究对象和侧重点不同,核心要素是落实储量基础、改造区及远井区的渗流能力,主要研究条目是优质储层的关键指标及地震响应、专项试井解释等;②灯四段气藏早期、过渡期以及稳定期产能分别受优质储层发育和储层改造后裂缝系统搭配,远井区供气能力以及剩余动态储量控制,并明确了优质储层的电性特征、改造后试井及施工曲线特征、平面非均质性特征、剩余动态储量变化特征对于早中期不同阶段产能的影响;③通过实施开发优化技术对策,取得了单井产量的突破,新工艺井平均绝对无阻流量为直井的2.3倍,已投产井稳产比例从80.5%增加至95%,油压递减速度减缓,基本满足开发方案设计要求。研究成果形成系统的早中期产能主控因素及开发优化技术对策,为超深层强非质性碳酸盐岩气藏的高效勘探开发提供技术参考。     

等量代换法确定强非均质性储层孔隙度下限——以四川盆地安岳气田震旦系灯影组为例

孔隙度下限(L_φ)是划分有效储层厚度继而使用容积法估算油气藏地质储量的必要参数之一,有效储层需具有产工业油气流的能力,渗透率相比孔隙度与产能的关系更直接,渗透率下限(L_k)划分有效储层比L_φ更准,目前由于技术水平限制,生产上多使用L_φ而非L_k划分有效储层。四川盆地碳酸盐岩储层具有孔隙类型多样、孔喉结构复杂和裂缝发育不均的强非均质性特征。为探索强非均质性储层L_φ的确定方法,以安岳气田震旦系灯影组为例,通过岩心、薄片、扫描电镜和压汞研究储层特征,将储层划分为基质孔型和裂缝型两类,对这两类储层进行同等条件下产能模拟对比实验。结果表明,渗透率下限(L_k)可确定为0.008mD,L_φ为一变量,无论L_φ取哪个值,在使用L_φ划分有效储层时,均会漏掉一部分低孔高渗有效储层,也会多出一部分高孔低渗无效储层,若确定一个L_φ使这两部分储层储集空间体积一致,可在现有技术条...     

深层强非均质碳酸盐岩气藏合理开发井距确定——以安岳气田GM地区灯四段气藏为例

四川盆地安岳气田GM地区灯四段气藏属于典型的深层岩溶风化壳碳酸盐岩气藏,由于受到多期岩溶作用的影响,储层具有强非均质性特征,气藏渗流规律复杂,气井产能差异大,投资规模大。为提高气藏储量动用、降低投资、实现效益开发,必须根据开发地质目标储层类型选择合理的开发井距,通过针对不同类型储层采用试井、气藏工程、经济评价等多种方法 ,计算气藏合理开发井距。研究结果表明:(1)灯四段气藏储层类型多样,宜采用不规则井网有利于提高储量动用率(2)裂缝—孔洞型储层缝洞交错发育,搭配关系好,井控范围大,合理井距为2.0 km左右;(3)孔洞型储层溶蚀孔洞较发育,裂缝相对欠发育,合理井距为1.0 km左右;(4)为尽可能避免气藏开发过程中发生井间干扰,计算灯四段气藏经济极限井距为1.0 km;n通过计算及同类气藏类比,最终确定GM地区灯四段气藏合理开发井距为1.0～2.0 km,该成果可为气藏开发井位部署提供重要的理论依据。     

应用径向流产能模拟法确定超深层碳酸盐岩气藏储层物性下限——以高石梯-磨溪区块为例

传统产能模拟法在确定气藏储层物性下限时模拟的线性流与实际矿场单井生产时的径向流不符,且基于岩心出口端气体流速与矿场井筒气体流速相等的假设条件与物模需要的相似准则不符。通过改进线性流的实验方法即径向流模拟法,设计新的实验装置,模拟更符合气藏实际流线的平面径向流,将室内径向流实验得到的气体流量通过相似准则转换到实际矿场,可以更为真实地评价目的储层的渗流能力,并最终得到符合目的储层气藏产能特征的物性下限。结果表明：改进后的径向流产能模拟方法所获得的气井产能比改进前的线性流产能模拟方法提高约100倍;改进后的径向流产能模拟方法得到的物性下限更低,更符合高石梯-磨溪区块灯四段超深层碳酸盐岩气藏低孔、低渗但单井产能高的实际情况。研究成果能够更准确地评价超深层碳酸盐岩气藏储层的物性下限。     

高石梯—磨溪地区灯影组四段岩溶古地貌分布特征及其对气藏开发的指导意义

基于四川盆地高石梯—磨溪地区三维地震和完钻井资料,结合高分辨率法、层拉平法、残厚法和印模法的优点,采用双界面法对高石梯—磨溪地区震旦系灯影组四段(灯四段)岩溶古地貌进行恢复。灯四段岩溶古地貌包括岩溶低地、岩溶斜坡和岩溶台地3种一级古地貌单元以及陡坡、缓坡、台坡、台面、洼地、沟谷和残丘7种二级古地貌单元。灯四段岩溶古地貌表现为"两沟三区、北缓南陡"的特征,同时高石梯地区发育台坡、台面和残丘3种古地貌单元,磨溪地区主体发育缓坡和台面,台地内部发育台面、洼地和残丘。台坡、台面和斜坡微地貌单元岩溶发育程度好,优质储层发育,完钻井效果较好,高石梯和磨溪地区差异性明显。研究结果表明,岩溶古地貌对高产井控制作用明显,下一步需要精细刻画沟谷分布,论证断层及古沟槽对古地貌分布的控制作用、分区建立古地貌划分标准,评价台地内部优势微地貌单元分布,支撑建产有利区筛选和目标开发井位优化,从而为高石梯—磨溪地区震旦系气藏快速建产和长期稳产提供保障。     

致密碳酸盐岩气藏体积酸压可行性研究及施工效果 ——以鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩气藏为例

针对致密碳酸盐岩气藏难以获得高产、稳产这一难题,借鉴国外页岩气体积改造理念,对鄂尔多斯盆地下古生界致密碳酸盐岩气藏体积酸压可行性进行分析。首先阐述了致密碳酸盐岩气藏体积酸压的增产机理,在此基础上,从储层可压裂性、天然裂缝发育状况、水平主应力差、水力裂缝与天然裂缝夹角4个方面分析了体积酸压在致密碳酸盐岩气藏开发中的优势及其局限性,并针对技术局限性提出了相应的改造策略。研究结果表明,体积酸压可形成复杂的裂缝网络,获得较大的储层改造体积;其增产改造效果与储层中的岩石可压裂性、天然裂缝发育状况及天然裂缝与水力裂缝的夹角密切相关,较大水平主应力差会对裂缝网络的形成产生不利影响,可通过可降解纤维暂堵转向技术或转向酸酸压来弱化甚至消除该影响。先导试验结果表明,18口井体积酸压后比邻近常规酸压井增产60%以上,1个月后,其中7口井的日产气量比常规酸压井高41%以上,说明体积酸压比常规酸压在鄂尔多斯盆地下古生界碳酸盐岩气藏中具有更好的增产效果和较好的应用前景。