垂直压裂井开发下致密砂岩气藏压力分布研究

川西气区属于典型的致密砂岩气藏,直井或水平井压裂后才能获得工业天然气产量,措施后产量压力递减快,采收率低,加密调整井对邻井干扰严重。为厘清致密砂岩气藏开发后地层压力分布,采取针对性措施,提高气藏采收率,提出了Voronoi网格数值模拟法,建立了压裂井数值模型,研究了致密砂岩气藏压裂井地层压力在横向及纵向上的分布,分析了气井的配产、生产时间、地层渗透性等因素对地层压力剖面的影响。结果表明,在平面上,地层压力在压裂裂缝方向和垂直于裂缝方向上渗流不对等,形成椭圆渗流区域;纵向上,压降梯度与气井配产、生产时间成正相关,与地层渗透率成负相关。新场气田沙溪庙组气藏沙二1气层在压裂裂缝方向上,在距井筒60~100m气层中,压力降占生产压差的80%左右。基于地层压力分布特点,采取了部署菱形井网的加密井、优化气井配产及低产水井间开管理等措施,实施后剩余储量区得到有效动用,提高了采收率,延长了气井稳产时间。     

异常高压变型介质气藏数值试井研究

异常高压气藏往往存在着应力敏感，在开采过程中，随着累积采气量的增加，地层压力下降，孔隙度渗透率下降，逐渐影响到气田的开发与管理。本文从异常高压气藏的渗流机理入手，建立异常高压气藏应力敏感数值试井模型，采用差分法求解，得到了异常高压气藏开采的压差、压力导数典型曲线。有利于指导异常高压气藏开发方案的部署与优化，具有重要的理论意义和实际意义。     

龙女寺区块龙王庙组气藏试采效果分析评价

川中龙女寺区块龙王庙组气藏与磨溪主体区具有相似的构造和沉积背景,是主体区之外最具勘探开发潜力的地区,是主体区重要的产能接替区。龙女寺龙王庙组气藏较主体区圈闭面积小、闭合高度低,滩体分散分布,非均质性强,且无统一气水界面,气水关系复杂。相比主体区生产效果及稳产能力较差,动态储量小,气井产能相对较低,产水机理不明确,试采阶段就有75%的气井产出地层水。龙女寺区块整体试采效果较主体区差的主要原因,一是储层地质条件不如主体区,非均质性较强;二是气井大部分产水,气水关系及水侵机理复杂,导致产能发挥受到影响。为此,提出有针对性的开发对策：深入开展气藏精细描述,刻画气藏地质特征;加强气藏动态监测,深化气水关系及水侵机理认识;开展水锁/水封关键因素研究,实施气井储层改造和工艺井,加密井网提高气藏采收率。     

礁滩相气藏气井早期水侵识别方法优选及应用

元坝气田长兴组气藏为发育有底水与边水的礁滩性气藏,及时准确识别气藏早期水侵对气田开发具有重要的意义。以元坝礁滩型气藏为研究对象,分别利用基于物质平衡原理、不稳定试井原理以及生产动态特征等方法,对元坝气田产水气井早期水侵特征进行拟合,验证三类方法在早期水侵识别中的适用性,并结合其优缺点及适用范围,优选出适用于元坝气田的早期水侵识别方法。通过对比分析,结合元坝气田生产实际,宜采用生产动态特征法为主,其余两类方法作为辅助手段判别早期水侵识别。实例分析表明,生产动态资料中气样硫化氢含量、水样矿化度在水侵过程中较为敏感,成功识别已见水气井早期水侵现象及产水风险井早期水侵征兆,并制定延缓水体锥进的对策,验证了方法的可靠性。本文的研究内容可为元坝气田产水风险井早期水侵识别提供理论依据。     

低渗气藏修正等时试井曲线异常处理新方法

为解决低渗气藏气井压降快、压恢缓慢而导致的修正等时试井二项式产能曲线异常问题,通过分析修正等时试井测试数据解释方法原理,在不改变测试制度的前提下,对测试过程中开关井压力进行校正,建立压降和时间关系式,使关井后的压力都校正到初始地层压力值,从而避免了采用等时试井产能方法解释修正等时试井资料带来的不足。文章结合实际井测试资料进行现场分析,分别校正得到新的压降和压恢数据点,二项式产能曲线斜率为正,得到气井产能。结果表明：需对测试数据进行处理才能准确评价气井产能。本文提出的新方法满足产量、时间不变的要求,该方法通过对气井实际生产数据拟合后进行压力校正,可弥补理论的不足,同时处理方法简单,较以往方法更便捷可行。文中提出的低渗气藏修正等时试井产能二项式曲线异常处理方法,实现了对二项式产能异常曲线的有效处理。     

川西须二气藏产水气井动态特征及开采对策

川西须家河组二段气藏气井产能差异大,气井普遍产水,仅有41.00%的气井具有无水采气期,且无水采气期短,为7.13~23.2个月,无水期采出程度低,平均为13.84%,见水后稳产变差,单位压降采气量不足见水前的10.00%;生产动态表明,局部井区具有连通性;气井见水后,通过调整气井工作制度、人为激动气井会加速气井生产形势的恶化。分析认为,气藏水侵后气井产量及压力迅速降低的原因是绕流形成封闭气和渗流通道被斩断,气井水侵后采取降产或提产的开采方式均不可避免气井压力、产量快速双降现象。通过理论分析及实践总结,提出并实施了有水气藏"保稳忌激、见水及排、区域治水"的开采技术思路,形成了基于分类配产的自然动态平衡管理、缓蚀泡沫一体化的排水采气、同一水动力系统内长期稳定的整体排采等技术对策,取得了稳产效果。     

钻井现场综合信息在发现Belketaief气藏隐蔽气层的应用

钻井现场的工程数据,如泥浆密度、地层压力、钻时气测值、循环后效气等,由于主要被作业人员用于现场井控,而往往不被室内测井、地质解释研究人员所重视。实际上,对于比较活跃的油气层,在钻井以及测试过程中,通常会通过工程参数的异常变化表现出来。以中油国际(CNPCI)阿尔及利亚勘探项目Belketaief高产气藏的勘探发现为实例,把钻井工程数据与测井、试油数据相结合,通过分析钻井泥浆与压井泥浆密度差异,分析色谱仪记录的压井循环后效气测数据,并经过与测井图对比,发现气测异常井段与本井各套砂层组之间存在很好的位置对应关系。同时,对比钻时气测值与循环后效气测值,利用电缆地层测试获取准确的压力剖面,逐一监测单砂层流动性,最后成功找到一套测井资料解释时漏失的低电阻高产油气层,挽救了一个濒临废弃的老区块。将后效气测色谱记录的数据、钻时气测值与压井循环后效气测值和其他工程数据,融入到对油气田勘探的综合评价中,可以从不同角度审视油气藏的内在特征,有助于识别和发现隐蔽的油气藏。     

致密气藏试井

由于技术的进步，较高的能源价格和常规气藏中储量下降，油气公司开始考虑开发致密（低渗透）气藏中大储量圈闭的可行性。对这些低渗透气层进行常规试井，通常导致过差估计重要的油藏参数，例如，原始油藏压力、渗透率、有效裂缝长度、裂缝导流能力和产能．本文的目的是评价应用于不同类型致密气层的特殊测试方法，讨论为什么传统的测试方法很少成功，井找到适合于致密气藏的测试和分析方法。我们将考虑短时测试，主要目的是获得原始气藏压力，次要目的是确定渗透率和表皮系数。流入动态测试，裂缝校正测试和地层流测试将会被考虑，这些测试的应用性通过人造的和现场实例进行展示．     

基于气液两相流流型的排水采气设计方法

川西地区侏罗系气藏为产水气藏,已进入开发中后期,水平井的速度管柱排采工艺设计水平亟需提升。针对传统气井积液判断手段成本高、耗费人力、准确性低的特点,开展了模拟川西水平井工况下井筒内气液两相流的物模实验,总结过往动态监测数据,得出了新的气液两相流型图版,提出了一种排采工艺设计新方法,该方法通过建立包含拟采取排采工艺设计参数的水平井井筒压降模型,将气井井口的产气、产水量折算为井筒沿程气水相的表观速度,再将数据投射于新型水平井积液判断图版之上,从而达到判断、调整排采工艺设计的目的。运用该方法,能较准确地判断气井积液情况、携液状态,对准备开展速度管柱排采工艺的水平井,能指导速度管柱工艺的下入时机、管柱大小和下入深度等参数的设计。通过现场试验检验,该方法适用性良好,对其他排采工艺技术设计具有推广价值。     

应力敏感对川西气田低渗气藏渗流的影响研究

川西气田中浅层主力气藏平均有效渗透率大多小于0.1×10-3μm2,具有典型低渗致密气藏特征.对于低渗油气藏渗流过程中应力敏感的影响程度,目前在国内外还存在较大的争议:有学者认为低渗透储层存在着较强的应力敏感性;也有学者认为储层岩石越致密,其对应力的敏感程度越低.地层压力变化可以作为验证低渗气藏是否存在应力敏感的重要参数.川西气田多数气井需压裂投产,因此本文仅针对压裂气井建立产能方程,并进行优化,从而建立物质平衡与方程优化法.利用物质平衡与产能方程优化法对CX135井,新场沙溪庙组气藏以及马井蓬莱镇组气藏的部分气井地层压力进行分析,发现考虑应力敏感和不考虑应力敏感计算所得的地层压力、无阻流量很相近,误差在5％以内,这说明应力敏感对川西低渗气藏气体渗流的影响较小,在产能计算过程中可以忽略不计.     

川西侏罗系气藏气井井底污染类型分析与净化工艺应用

目前川西地区已开发的侏罗系气藏进入低压低产阶段,部分气井存在不同程度的井底污染。通过气井生产历史及动态特征,借助动态监测手段,可以间接反映气井是否存在污染;通过直接对气井返排物进行分析,可以确定污染物的类型。川西侏罗系气藏气井目前存在的污染类型主要有:残留压裂液/砂污染、泥浆漏失污染及泡排药剂乳化污染。由于气井普遍自身能量较低,仅依靠化学药剂开展井底净化效果不佳。因此,目前普遍采取"化学净化+物理助排"组合工艺,确保污染物在能稀释溶解的同时也能排出井筒。具体组合工艺主要有三种:"井底净化+放喷"适用于产量略低于临界携液流量的气井;当气井自身产量远低于临界携液流量时,依靠放喷无法有效返排出井底污染物,可采取"井底净化+车载气举";当污染气井需要配合开展气举作业但附近无气源时,可采取"井底净化+槽车气举"。     

从新851井谈川西深层须二气井完井工艺

完井工程是石油天然气勘探开发工程中的重要环节,是衔接钻井和采输石油天然气工程而又相对独立的工程。川西须二气藏具有其自身的特点,新851井为川西须二气藏气井,具有高温、高压、高产且含CO2的特征,由于多种原因导致被迫封井。文章通过剖析新851井完井中所存在的问题,对须二气藏的完井提出了认识和意见。     

川西须五气藏完井方式适应性研究

随着勘探开发的不断深入,非常规天然气成为重要的接替资源。四川盆地非常规天然气资源量丰富,须五气藏为典型的砂泥岩互层致密非常规气藏,有效的完井方式是气藏实现提高单井产能、提高气藏可采程度的重要保障。国内外非常规气藏水平井主要采用多段压裂技术、降阻水压裂技术、同步压裂技术,开发效果显著;研究表明,基质裂缝、裂缝网络渗透率、水力裂缝间隙、水力裂缝传导率、岩石压缩性、水力裂缝半长、自然裂缝孔隙度,对页岩气水平井产能影响较大,钻井过程中要对近井地带的基质渗透率、裂缝网络渗透率和自然裂缝孔隙度进行保护。川西须五气藏储层脆性矿物含量与美国其他页岩气相当,同时储层具有天然裂缝发育的特点,完井方式需要考虑储层改造工艺、最大程度上实现缝网压裂的目的;通过深入研究,优选出川西须五气藏完井方式,优选套管射孔完井方式,采用水平井+多段水力压裂和储层改造完井方法进行开发。     

利用干扰试井判断特低孔渗裂缝-孔隙型砂砾岩油藏连通性——以准噶尔盆地红153井区为例

砂砾岩油藏储层变化快、非均质性强,油藏连通性的判断一直是国内外研究的难点。红153井区块二叠系夏子街组油藏属于特低孔渗的裂缝-孔隙双重介质油藏,且纵向上隔夹层不发育,油层跨度平均347m。为了判断油藏平面上及纵向上连通性,以寻求合理的开发方式及井距,在该区进行了干扰试井。利用红153井的开井和关井以及新投产井的压裂作为激动信号,在相邻生产井下入高精度存储式压力计,通过测得的井底连续流压的变化情况,来判断各井之间的连通性。此次打破常规将干扰试井应用于砂砾岩油藏开发中,取得了较好的效果。观测结果证实当激动井进行关井作业或者压裂时,监测井的地层压力明显上升;当激动井开井时,监测井的地层压力明显下降。其中平面上最远监测距离达1.5km,纵向上最大监测跨度达176m,大大超过一般的测试井距500m,也用实际数据证明了该特低孔渗油藏在平面上及纵向上连通性好,为油藏的开发部署提供了有利依据,表明该油藏适宜采用较大生产井距、一套井网进行开发。     

孤家子气藏合理动态储量及动用面积计算

气藏动态储量的预测是制定开发方案、研究剩余储量挖潜的重要依据。针对孤家子气藏非均质性较强、渗透率较低、老区地层压力资料缺失等问题,运用流动物质平衡法以及基于井口套压换算推导井底压力的方法,结合孤家子气藏生产动态及渗流特征,将生产指标曲线分为4种类型,并对每种类型曲线的特征及形成原因进行描述,从而达到预测合理动态储量的目的。对区块动用面积进行圈定,后期通过地质建模及数值模拟对计算结果进行验证。计算结果表明,新的方法具有一定实用性,对以孤家子气藏为代表的老区的有效开发具有一定的指导意义。     

大型边底水气藏型储气库多周期运行存在问题及技术对策——以呼图壁储气库为例

呼图壁储气库设计库容107×10~8m~3,工作气量45.1×10~8m~3,共部署注采井30口。经过五个周期注采运行后仍表现出井网利用率低、调峰能力不足的特征,且强注强采使地层压力交替、剧烈变化,注采气量合理配置及跟踪调控较为困难,随着储气库逐步达容,地层压力已趋近设计上限地层压力,区域断裂、盖层等均存在漏失风险,极大的威胁了注采安全。通过配产配注、跟踪数值模拟与注采参数实时预测技术相结合,实施"储气库气藏—井筒举升—地面管网"的一体化分析,实现注采气量合理配置及跟踪调控。调峰能力评价及水侵区动用技术可逐步改善注采运行效果,对于边底水气藏型储气库,水侵区域应尽量少布井或晚布井,以降低低效井风险;对处于水侵区域的注采井,可通过"注气驱替+注采吞吐"的方式,改善储层渗流能力,恢复注采利用。利用库容诊断及微地震监测评价气库的动态密封性,为注采方案优选和气库达容达产提供了技术支持,实现了多周期安全、平稳、高效运行。     

低渗断块油藏CO_2驱动态特征及驱油效率

中原低渗油藏储层物性差、油藏压力较高,通过水驱很难实现有效开发。针对小断块低渗油藏CO_2驱进行室内实验研究,分析不同压力条件下CO_2的驱油效果、混相压力、见气时间及注入压力上升规律,深化CO_2驱动态特征及驱油效率研究,为CO_2驱替类型的判断、分析气窜特点及注入压力的评价提供实验数据及理论支撑。研究结果表明:当实验压力为20MPa、25MPa、27MPa、32MPa及34MPa时,最终驱油效率分别为69.00%、79.38%、83.35%、92.91%、94.62%。在相同条件下,地层压力越高,CO_2驱气体突破时间越晚,见气时驱油效率越高,最终CO_2驱油效率越高。压力检测表明气体突破时的注入压力大于总注入量为1.2PV时的注入压力,同时大于达到最终注入量时的注入压力。通过监测现场气体注入压力的变化,可以为气体突破时间的判断提供参考,对预测现场CO_2驱见气时间、防止或延缓气窜的研究和深化井口注入压力认识具有重要的理论和实践指导意义。     

克拉美丽气田火山岩气藏产能评价及配产方法研究

克拉美丽气田属火山岩气藏,由于受火山喷发多期性影响,其岩性岩相变化较快,岩性致密,储层物性平面非均质性严重,渗透性很低、且渗透率差异很大,因而气井产能差异很大:不同岩性单井绝对无阻流量在(16.22-109.34)×104m3/d之间,同一岩性的正长斑岩单井绝对无阻流量在(21.83～56.71)×104m3/d之间,因此评价比较困难.如何科学合理地评价其产能,在其开发过程中显得非常重要.首先利用动静结合的方法给出了气井的分类标准,接着利用产能方程法对其进行评价,最后综合利用产能方程和动态储量联合配产法、试采压降法、试井模型预测法、试气绝对无阻流量法、采气指数法、最小泄液法和管内冲蚀流量法等方法,对每类气井进行了配产研究,提出了每类井的合理配产范围.配产结果对今后该气田新井的单井配产具有一定的参考价值.     

裂缝性凝析气藏试井解释新方法

通过分析凝析气藏的相图,建立了凝析液饱和度随压力降的变化规律,并回归得出了相应的公式;同时通过对气体压缩因子、黏度随压力、温度的变化,建立了这些参数和无因次压力的关系;在双重介质地层假设的基础上,建立了在试井过程中凝析气相对渗透率随凝析液饱和度变化的凝析气藏试井解释数学模型,采用隐式迭代的方法进行了求解并进行了参数敏感性分析;结果表明:凝析液的饱和度对凝析气藏试井的压力及压力导数曲线有着很大的影响,早期由于凝析液的析出,阻碍了气藏的流动,导致压力及压力导数曲线上升;在凝析液饱和度达到峰值之后,随着凝析液的挥发,凝析气的相对渗透率逐渐恢复,压力及压力导数曲线又回归到正常的径向流位置;由于裂缝和基岩之间的压力差,使得裂缝弹性储容比在测试过程中发生变化,进而影响了压力及压力导数;窜流系数和裂缝弹性储容比的变化决定了窜流段发生的早晚和程度;而基岩中气体黏度的变化使得窜流的发生稍微滞后。     

致密油水平井大规模压裂后合理工作制度研究

2013年以来在葡萄花油田扶余油层垣A和葡B两个试验区开展了水平井开发现场试验。致密油特殊的存储渗流特征导致其开发规律与常规油藏有很大区别,为保证长期稳产,进行了致密油水平井压后合理工作制度研究。通过地层供液量与流压、产出量与流压关系特征,将水平井生产阶段划分为主缝供液阶段、缝间渗流阶段及基质渗流等3个不同时期,在综合研究分析基础上,结合试验区地质、生产综合情况,制定了5种类型水平井3个不同生产阶段对应的合理生产参数。基于水平井产量递减规律研究,结合试验区水平井生产动态特征分析,初步认为:钻遇好、初期产液量高、稳产期长的井可先短关恢复,压力恢复至地层压力60%后开井,供液能力持续变差后再进行长关;而钻遇较差、稳产期较短的井建议进行长关,压力恢复至地层压力80%后开井,并相应调小参数,以保持平稳生产。