白庙凝析气田水平井开发先导试验及效果分析

白庙气田属于深层复杂断块致密砂岩凝析气藏,2001年采用衰竭式开发方式投入开发以来,主要靠直井开采。气井压裂投产初期一般具有较高的产能,但随着凝析油在近井地带析出堵塞渗流通道,产量下降快,多数气井在生产一段时间后甚至停产。因此气藏储量动用程度低,开发效果差。2009年以来,开展了水平井开发这类气藏的试验研究,取得了一定的效果,为深层致密砂岩凝析气藏的合理开发带来了一定的思考。     

深层凝析气田开发技术研究及应用

白庙气藏属于深层凝析气藏,具有构造复杂,物性差,储层变化大,井筒及近井地带积液严重、单井产能低、稳产难度大等特点。为了实现深层凝析气藏的有效开发,近年来通过攻关和技术配套,在深层凝析气田开发方面,研究应用了侧钻、压裂和排液技术,实现了深层凝析气藏的有效开发。     

东胜气田锦58井区低渗气藏气井产量递减规律

东胜气田锦58井区属于低渗、致密气藏，储层致密，为获得产能，气井均需要采用压裂投产，同时气藏采用衰竭式开采方式进行开发，主要产气量在递减阶段贡献占比大；并且气井采用井下节流控制生产，因此对气井递减规律的研究具有重要意义和实际应用价值。针对研究区块的地质情况及气井的生产特征，采用传统APRS递减与现代产量递减分析相结合的方法，以单井分析为基础，针对不同生产特征气井进行分类，研究递减规律。研究表明：Ⅰ类井平均年递减率为22.4%;Ⅱ类井平均年递减率为20.55%,Ⅲ类井平均年递减率为18.75%。     

浅谈致密砂岩气藏水平井压裂技术

长深D平2井是吉林油田为有效经济动用长岭气田登娄库组致密砂岩气藏部署一口裸眼多级压裂试验井。长深D平2井水平段长837m,砂岩钻遇率90.2%,泥岩膨胀严重、泥岩段长、泥岩施工难度大。在克服单级超长裸眼井段高滤失及泥岩穿层压裂的高难施工问题,长深D平2井10级压裂累计加入支撑剂838m3,其中单级最大加砂量达到116m3,单日最大加砂量达到324m3。压后试气8mm油嘴,油压24.5MPa,日产气21.3万方,取得了良好试验效果,进一步坚定了吉林油田低孔低渗致密砂岩气藏水平井大规模压裂开发的信心。     

致密砂岩气藏气水两相产能预测新模型

致密砂岩气藏作为目前极具潜力的非常规资源,准确预测其气井产能对致密砂岩气藏的开发具有重要意义。本文以致密砂岩气藏各井型压裂气井为研究对象,综合考虑压敏效应、启动压力梯度、气体滑脱效应、气水两相渗流以及压裂裂缝等因素,在渗流力学的基础上,根据保角变换、水电相似原理、气水相似渗流等原理,建立了致密砂岩气藏气水同产压裂直井、水平井及斜井的产能预测方程。计算结果表明,利用本文建立的新模型计算的无阻流量与气井产能测试无阻流量之间误差较小,证实了该模型具有较好的准确性。本文提出的新模型为致密砂岩气藏产能预测提供了新的解决思路。     

多段分层压裂技术在白庙凝析气田的研究与应用

白庙、桥口气田经过20多年的开发,老井储层动用程度差,产能低,目前气田储层改造主要是采取常规水力压裂,压裂层段单一,单井措施有效时间短,措施有效率低,经济效益不大,为了解决目前致密砂岩储层改造的问题,利用气藏储层预测技术,决定开展多段分层压裂,在一定程度上代表着压裂工艺的发展水平。利用该项技术尽可能小的减少了对气井储层的污染,扩大了储层改造的规模。白庙平1井和白66的多段分层压裂的成功,为致密砂岩储层的改造提供了重要的实践经验[1]。     

桥-白深层凝析气藏有效开发技术研究及应用

桥口、白庙气田属于典型的深层低渗复杂断块凝析气藏,开发难度大,采收率低,近几年在深化地质基础研究工作的基础上,摸索出一套适合白庙、桥口深层凝析气藏有效开发配套技术,平面上以局部调整侧钻为主,纵向上以分层压裂、多段压裂等技术挖掘层间潜力。针对开发中气井普遍积液,导致气井产能低的问题,采取了以增压气举、深抽排液、闭式气举等方式为主的排液采气配套技术,有效地降低了井筒液面,恢复了气井产能,控制了气田的自然递减。     

非常规气藏油套同注完井管柱结构优化研究

四川盆地川西须五段储层为非常规致密砂岩气藏,可供勘探面积巨大。须五气藏纵向砂体厚大,为满足体积压裂大排量、实现分层需求,且不影响后期排液,需优化形成油套混注多封隔器多段压裂完井管柱。前期新场须五气藏直井/定向井老井挖潜施工井,成功率低,急需优化形成可靠性高的分段压裂管柱,为须五高效开发提供技术支撑[1]。     

东海致密气藏压裂增产开发模式的经济有效性评价

以东海X致密气藏为目标,综合采用气藏工程数值模拟方法和油田开发经济评价方法,首先以收益增幅为目标函数对水力压裂的裂缝参数进行了优化模拟;在确定压裂水平井段长度、裂缝间距和裂缝长度基础上,以财务内部收益率为有效开发经济门限,计算得到实现经济开发的储层综合品质和累产气量低限值;通过对比压裂井增产潜力和经济开发低限条件,确定东海X致密气藏具有实施压裂增产开发模式的经济有效性。研究成果对海上低渗致密储层实施压裂增产开发可行性研究提供了理论方法,也对加快海上低渗致密储层开发进程具有重要现实意义。     

伊通岔路河西北缘凝析气藏体积压裂技术研究与应用

伊通地堑岔路河断陷西北缘为低孔低渗致密凝析气藏,勘探主力储层埋藏深(2 000~4 000 m)、闭合应力梯度高(0.018~0.024 MPa/m)、温度高(95~150℃);储层伊蒙混层粘土矿物含量高,喉道细小;存在水敏、反凝析及"水锁"伤害,制约产能。常规压裂技术压后返排率低、产能低或无效果。采用复合压裂体积改造技术,通过高排量大液量低表界面、高防膨性能滑溜水造缝增加孔隙压力,提高地层能量同时形成复杂裂缝网络,降低水敏、水锁、反凝析现象,提高气体由基质向裂缝渗流的通道;并集成组合支撑、套管压裂等多项技术进行高排量大液量体积改造技术研究,现场应用2口井2层,施工成功率100%,压后返排率80%。     

低压低渗气藏压裂效果影响因素分析

鄂尔多斯盆地大牛地低渗低压气藏压裂投产效果受到多种因素的影响。本文对影响压裂效果的各个参数采用系统分析,采用多目标参数优化等手段,优化施工参数,提高低压低渗气藏压裂效果,有效解决缝高控制困难、有效裂缝短、目的层段铺砂浓度低等压裂改造等难点,对于该地区低压低渗气藏压裂增产以及重复压裂具有指导意义。     

应用体积源方法预测火山岩气藏水平井产能

多段压裂水平井技术已成为火山岩气藏提高单井产量和储量动用程度的主体开发技术。由于火山岩气藏非均质性强,具有复杂的渗流机理以及压裂施工的不可控性,这些因素给多段压裂水平井产能预测带来了很大的困难。该文尝试采用体积源方法对多段压裂水平井的产能进行计算,以探索火山岩气藏多段压裂水平井产能预测方法,为火山岩气藏多段压裂水平井设计及产能评价提供依据。经过针对火山岩气藏参数的调整,该方法较目前常用方法计算具有更强的针对性,但仍需继续优化参数以提高计算结果的精度。     

杭锦旗致密砂岩气藏控水压裂材料评价优选研究

致密砂岩气藏是油气田勘探开发的一个重要接替方向。杭锦旗上古生界地层水分为窜层水、凝析水、透镜体水、边底水、气层滞留水等5种类型。将一种控水表面活性剂溶液注入近井地带储层,表活剂与岩石孔壁发生界面修饰作用,通过排驱作用可以将近井地带孔喉的水逐渐排出,降低水膜厚度,增大气相渗透通道,达到控水增气的目的。对这类储层,通过室内研究,按照“疏水”的思路,开展了岩心表面修饰前后接触角测试、表面活性剂界面修饰微观特征及时效性评价、压裂过程中表活剂注入深度实验评价、界面修饰前后岩心气-水相渗实验方法优选评价控水表面活性剂控水材料,为致密砂岩气藏开发提供借鉴。     

致密砂岩水平井分段加砂压裂改造技术

目前在油气藏的开发过程中,水平井技术比直井技术有着更好的经济效益。但这在油气藏的开发过程中,水平井的施工中存在很多的风险因素。这些风险因素容易降低施工的成功率,。所以,为了改进致密砂岩在气藏水平井分段加砂压裂的改造技术,本文简单的叙述了加砂压裂改造技术,并对气藏模型进行了一系列的分析,进而阐明了钻井与完井的实施过程及相关因素的识别和控制过程,在合理的的基础工作上,提高了水平井段加砂压裂的成功率。     

火山岩气藏开发水平井应用分析

近年来在松辽盆地和准噶尔盆地火山岩气藏勘探取得重大突破,探明储量超过3000亿方,远景资源量超过万亿方。火山岩气藏埋藏深,地质条件复杂,储层物性差,平面非均质性强,应用常规直井有效开发面临巨大挑战。2007年完钻的升深-平1井是国内第一口火山岩气藏水平井,取得良好的开发效果。文中调研了目前已完钻22口火山岩气藏水平井实施效果和生产动态。从气藏地质、钻井工程和储层改造等三个方面出发分析水平井的适应性:火山岩气藏水平井开发单井控制储量达到一定规模,气井钻遇Ⅰ一类储层,开发效果较好;欠平衡钻井、地质导向等新技术的应用有利于提高气井开发效果;水平井分段压裂改造能有效改善井底渗流条件,大幅提高单井产量。开发实践说明水平井对于火山岩气藏开发具有一定的优势,在气藏条件较好的区块中可以适度规模应用水平井开发。     

低渗气藏分段多簇压裂工艺应用

在低渗透气田的开发中,为了提高产量,基本都采用水平井分段压裂。本文探讨了水平井分段压裂工艺技术现状,分析了3种常见分段压裂工艺技术措施,即水力喷砂、水力泵送桥塞和套管定位球座压裂工艺。以X井区长6气藏某井为例,该井埋深2 190 m,详细设计了压裂工艺技术方案,通过现场施工,压裂后获得高产。该分段压裂工艺技术实施,对低渗透气藏分段压裂水平井技术具有一定指导意义。     

致密砂岩气藏的压裂增产和压裂后储层保护技术

致密砂岩气是一种非常重要的非常规资源,它具有低孔（4%~12%）、低渗（﹤0.1×10-3 um2）、含气饱和度低、含水饱和度高、孔喉半径小等特征。由于致密砂岩气藏具有复杂的储层结构,多种孔隙、喉道、微裂缝发育,因此通过压裂技术实现低渗致密气藏增产是很重要的。致密砂岩气藏的压裂增产技术主要有分层压裂技术、大型压裂技术、水平井分段压裂技术、CO2泡沫压裂技术等,这些技术现在在国内外致密砂岩气藏增产中都取得了一定的成果。本文对这几种主要的压裂方法做了介绍。同时,由于压裂增产改造后,外来颗粒和滤液侵入会对储层造成一定的损害,因此压裂改造后的储层保护也非常重要,现在主要使用屏蔽暂堵技术来降低损害程度,保护储层,为今后的开发提供保障。     

致密砂岩气藏控水压裂工艺效果分析及应用

致密砂岩气资源量巨大,部分致密砂岩储层气水关系复杂,严重制约了天然气有效开发。前人针对控水压裂配套工艺,形成了多级加砂、液氮拌注、人工隔层等多工艺结合的控水压裂方案,有利于控制水体产出,提高天然气产量。分析目前控水压裂工艺效果,分析压裂施工参数影响规律,选取苏里格某区块井,采用拟三维裂缝形态模型,通过改善二次加砂的停泵时间、射孔位置、施工参数等优化裂缝形态,抑制缝高延伸,进而形成了一套适用于该区块储层特征的控水压裂优化方案。     

分段压裂完井技术在塘29区块大斜度井中的应用

大港油田塘29区块属于低孔低渗,泥质含量较高的储层,储层跨度大,需要进行压裂提高储层动用程度。传统的固井射孔压裂完井方式,施工周期长,只能对储层实施笼统压裂,没有针对性。水平井分段压裂完井方式可以实现一趟管柱对储层进行多段大排量压裂,工艺简单,是大港油田近年来水平井压裂完井的主要完井方式。塘28-26c井是塘29区块实施的第一口水平分段压裂井,优选较好储层下入预置滑套,实施多段压裂,施工成功,取得良好效果,丰富了水平井完井方式,实现开发井的高效开采。     

注甲醇治理反凝析污染技术在濮8-12气井的应用

低渗透凝析气藏,在气井开发过程中,当地层压力降低到露点压力以后,凝析油会析出,积液造成地层污染,使气井产能下降。为此,对濮8-12井探索实施了注(甲醇段塞和N2)(干气)反凝析污染治理技术,解除其地层反凝析造成的污染,恢复了气井生产产能。