致密砂岩气藏单井动用地质储量和技术可采储量计算方法——以鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏为例

鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏储集层致密,气藏单元内不同部位的含气饱和度具有明显差异,含气规律复杂,气藏压力系统不统一,储量分布整体非均质性较强。与常规砂岩气藏的地质特征和开发特征比较,鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系致密砂岩气藏开发时存在启动压力梯度,单井动用地质储量和单井储量动用半径随井底压力的降低而增大;生产至废弃压力时,单井动用地质储量和单井储量动用半径达到最大值。根据上述认识,通过分析致密砂岩气藏开发时储量的分布规律,建立启动压力梯度条件下的物质平衡方程,得到累计产量与井底压力的关系式,进一步分析了2种求取启动压力梯度的方法。在此基础上,提出致密砂岩气藏单井动用地质储量和单井技术可采储量的计算方法,为致密砂岩气藏开发井网优化提供理论基础。为了便于应用,改进理论计算方法,提出单井动用地质储量简化算法,对未开发区块井网部署具有参考价值。     

大宁-吉县区块致密砂岩气井排水采气工艺技术探讨

针对目前大宁-吉县区块致密砂岩气井面临产水气井及产水类型识别难度大,常规助排工艺适用界限不明确两大技术难题,文章通过总结弱喷产水气井识别及生产阶段划分方法,根据常用助排工艺适应性,制定出致密砂岩气井的积液识别方法和排水采气工艺技术。通过现场试验及效果分析,论证排水采气技术对策的可行性,为大宁-吉县区块后期长期稳产提供强有力的技术支撑。     

对Main经验方法的再扩展及应用——对陈元千《对Main经验公式的推导、扩展和应用》的补充

随着我国探明低渗致密砂岩气藏类型地质储量的增加和逐步开发动用,适用的气藏工程研究方法相对较少的矛盾日益突出。为更好地开展此类气藏开采井的生产动态预测和开发指标评估,基于渗流力学基本理论,研究了气井定产量生产条件下的井底或井口压力随时间变化的关系,以及气井流量不稳定时的压力叠加计算方法,对Main方法的应用范围进行了进一步扩展。按照该方法,可开展气井产量、压力均不稳定试采条件下的生产历史拟合,生产动态预测和开发指标评估。通过在鄂尔多斯盆地大牛地气田的实际应用,证实了此方法的可靠性,为此类气井生产动态研究和开发指标评估提供了新的思路和方法手段。     

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"开采技术,以恢复濒临废弃井的生产能力;(5)寻求必要的财税政策支持是实现致密气资源充分利用的重要保障。     

鄂尔多斯盆地子洲低渗透气藏动储量评价方法优选

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。开展气藏动储量评价,是气田后期开发调整的重要依据。长庆气田储层渗透率低、非均质性强,关井压力恢复速度慢,加之气井排水采气、冬季用气高峰期提产,不能实现整体关井测压等因素,导致利用常规方法评价气井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,在常规压降法评价的基础上,形成了压降法、流动物质平衡方程法、压降速率评价法、产量不稳定法等气井动储量评价方法,并将这几种方法采用可视化程序设计语言在同一平台中实现动储量的计算。应用上述方法评价了鄂尔多斯盆地子洲气田的单井动储量,并进行方法优选,为气井产量及工作制度的制定与开发井网的部署和调整等提供了依据。     

致密砂岩气藏多层压裂改造多层产能测试评价研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界盒8、山1层为典型的致密砂岩储层,普遍具有低孔、低渗、低压、低丰度的特征,分压合采是实现该气田气井经济有效开发的关键技术手段。对多层压裂合层开采分层产能的影响因素进行敏感性分析,建立了一套基于生产动态资料的致密砂岩气藏直井多层压裂改造效果评价方法,分析了影响产能的主控因素。采用Stehfest数值反演算法,结合气井层间压力差异以及不同生产工作制度,评价多层合采的合理性及层间倒灌产生条件,为致密砂岩气藏直井多层压裂开发科学决策提供了依据。     

阻流带对子洲气田低渗透砂岩气藏开发的影响

低渗透砂岩气藏的储层物性差、非均质性强,阻流带发育,从而造成气井的控制储量低,因而在分析气田整体开发指标时需要对阻流带进行评价。为此,以鄂尔多斯盆地子洲气田为例,综合地质分析、试井解释和数值模拟等方法对低渗透砂岩气藏中的阻流带进行了研究。通过地质资料分析揭示了阻流带主要存在的两种模式,即河道的底部滞留沉积和河道边部沉积引起的致密夹层。结合试井解释和气井的生产动态历史拟合,可得知该地区的阻流带间距大小不等,差别较大,间距一般在200~2 000 m。区块整体开发的数值模拟结果表明,子洲气田的单井控制面积约为1.3 km^２。结论认为,阻流带的间距、形状对气田的储量动用程度和采收率影响不大,当阻流带隔离开的流动单元的面积为1.2 km²、井网为1 200×1 200 m时,气田的储量动用程度可达60%,采收率在47%左右。阻流带的研究为评价气井的产能和气田的整体开发指标提供了必要的参数。     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征,单井产量低、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发,中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关,逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法,形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上,单井日产气量超过5×104 m3,是邻近直井的3～5倍,已规模建成水平井整体开发区,实现了气田开发方式的转变,开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用,说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术,也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。     

苏里格气田致密气藏水平井指标分类评价及思考

致密砂岩气藏是我国天然气资源的重要类型,水平井是提高该类气藏单井产量的主要技术手段。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气藏砂体的内部结构复杂,气层薄而分散,具有很强的非均质性,水平井产能差异极大。因此,采用气井分类评价的思路,建立不同类型气井地质模型与产能动态特征关系,按产能和经济效益将气井分为好、中、差３类。根据目前该气田水平井的部署情况,分类评价水平井优选井位加密部署和区块整体部署两种方式下水平井的开发指标,用以指导致密气藏水平井的开发评价。在此基础上,针对致密气藏产能评价的难点,提出了基于单裂缝的水平井产能评价新思路;从致密砂岩气藏提高储量动用程度的角度,初步讨论了水平井砂体内部构型、开发后期剩余储量的分布方式,并给出了相应的开发建议：非主力层未动用储量采用混合井型井网进行开发,主力层段内的未控制储量要在经济技术允许的条件下;水平井井距和压裂间距应按照合理范围的下限来考虑。     

致密岩性气藏储量评价和计算方法问题与对策——以鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界气藏为例

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部,上古生界地层为1套完整的海相潮坪-近海三角洲-陆相辨状河碎屑岩沉积.在较强的成岩作用和上石盒子组区域盖层的封盖作用下,该气田在上古生界形成了由多层大型致密岩性气藏叠合的箱型气藏,具有"三低"的特点,多层合采提高了单井产能,达到了单层储量动用的目的及气田开发的经济效益.根据大牛地气田上古生界气藏地质和生产特征,提出以纵向叠合、平面连片的气层组(砂层组)为计算单元的储量评价、计算思路和方法以及纵向合层、平面碾平经济评价方案,解决了该气田单层产量低、经济评价效益低的问题,为类似致密岩性气藏储量评价和计算提供了思路和方法.      

考虑动态补给的致密强非均质气藏气井新模型

苏里格气田是典型的致密强非均质气藏,气井生产动态特征与常规气藏存在很大差别,如何客观、准确地认识气井动态特征对致密气田开发及生产预测具有至关重要的作用。文中深入研究该气田单井地质、动态特征,发现单井存在明显的分区补给特征。通过质量守恒和镜像法建立苏里格气田考虑动态补给的气藏物理模型,并且依托数值试井技术描述近井储层特征,综合气井生产历史和单井地质特征,实现气藏补给模型的精细刻画,提出气藏补给方向和补给能力定量化描述的研究方法,创新性建立了符合苏里格气田特征的补给气藏模型,为致密气藏的科学开发提供新认识。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏稳产难点与对策

随着油气资源品位日趋变差,致密砂岩气藏已成为油气增储上产的主力之一,但对于如何确保已投入开发的(特)大型致密砂岩气藏长期稳产等问题,至今尚缺乏宏观分析的有效手段。为此,以我国陆上最大的致密砂岩气藏——鄂尔多斯盆地苏里格气田的最新研究成果为基础,以储量规模、开发规模、动态储量评价、气田产量递减规律、未动用资源评价5个方面为背景进行研究,分析了该气田稳产的难点,并从一个全新的角度为稳产难题的解决提供了重要证据和约束条件,进而对后期高效开发提供了技术支撑。结果表明:稳产的难点主要集中在井网不完善导致储量动用程度低、储层和流体特征存在差异造成产量递减不均、气水关系复杂让部分储量暂时难以有效动用、不同开采方式开采效果存在差异等7个方面。最后遵从"空间避开、时间错开、依靠技术、措施增产"的思路,运用水平井整体开发技术、混合开发井网综合优化技术、多维矩阵式气井管理技术和"主动性"排水采气技术等13项关键技术,进一步延长了该气田的稳产时间、提高了采收率。     

鄂尔多斯盆地西南部致密砂岩气成藏主控因素

鄂尔多斯盆地西南部上古生界砂岩储层整体较为致密,已获得工业气流,成为鄂尔多斯盆地致密砂岩气储量接替区。为了明确该盆地西南部致密砂岩天然气成藏的主控因素及规律,运用气源条件、源储空间配置和储层质量等单因素叠合分析方法进行综合研究。研究表明：盆地西南部上古生界气源强度满足形成致密砂岩气藏的成藏下限要求,与烃源岩空间配套的致密砂体宏观上控制气藏的位置和规模,致密砂岩内石英含量及其孔喉连通程度微观上控制致密砂岩气藏的富集程度,而气源条件、源储配置和储层质量三元补偿的最佳配置区为天然气的高产区。研究结果为盆地西南部致密砂岩气藏的勘探开发提供了科学依据。     

基于嵌入式离散裂缝模型优化的海陆过渡相页岩气压裂水平井数值模拟

近年来，鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块海陆过渡相页岩气勘探开发取得了突破性进展，进一步展示了该领域良好的开发前景，但对该区页岩气水平井产能评价理论的认识还不够深入，从而制约了后续开发井生产方案的优化制订。为了模拟鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气压裂水平井生产动态，基于嵌入式离散裂缝模型理论，考虑了储层不同类型孔隙中流体流动差异，采用有限体积法建立了地质参数建模与压裂缝网表征相结合的数值模拟技术，并结合压裂改造后裂缝网络的展布特点，对现场实例井进行了生产动态分析。研究结果表明：(1)海陆过渡相页岩气藏压裂水平井整体产量偏低，压裂施工规模和单井产能之间相关性较弱，压裂裂缝的合理表征是生产动态预测的关键；(2)页岩储层渗透率极低，压力传播范围有限，未与井筒或水力裂缝沟通的天然裂缝在生产过程中贡献率较低；(3)天然裂缝为气体在低渗透致密储层提供了渗流通道，提升了水力裂缝网络的复杂度，应优选裂缝发育区对气井进行压裂改造。结论认为，优选压裂改造甜点位置和提高压裂井缝网改造程度是海陆过渡相页岩气藏压裂水平井产量提升的关键，该认识为我国海陆过渡相页岩气高效开发提供了理论支撑。     

致密砂岩气藏逐级降压开采物理模拟实验认识与启示

苏里格气田属于鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气田,受储层致密、强非均质性、气水关系复杂以及原始地层压力低等因素影响,目前面临天然气储量动用规律不清楚、提高采收率方向不明确等关键瓶颈。为解决这一难题,选用苏里格气田盒8段主力储层岩心,通过建立一套逐级降压开采方式物理模拟实验方法和流程,开展了不同生产压差下逐级降压衰竭开采实验,揭示了储层压力、供气能力以及储量动用等关键指标全生命周期变化规律,明确了储量充分动用的临界地层压力,为探索提高采收率新方法奠定了理论依据。研究结果表明:(1)含水致密砂岩气藏储层压力、供气能力以及储量动用在不同生产阶段的变化特征差异显著,最终采收率随生产压差增大而降低;(2)在储层压力大于等于15 MPa时,生产压差越大则储层供气能力越强,边界压力可逐级下降至井底压力,储量动用充分;(3)随储层压力下降至15 MPa以后,储层供气能力降低,边界压力下降缓慢且不能下降至井底压力,随储层压力进一步下降其差异越明显,表明该阶段近井区和远井区储量动用存在差异,远井区储量难以得到充分动用。结论认为,对于致密含水砂岩气藏,实现储量有效动用新方向为除采用水平井部署+密切割改造技术外,应...     

高含水致密砂岩气藏天然气富集模式及有利区评价——以安岳气田须二段气藏为例

四川盆地安岳气田须二段岩心分析结果表明,气藏储层致密,非均质性强,含水饱和度多在50%以上,为高含水致密砂岩气藏,规模效益开发难度大。气藏早期开发评价井针对低渗储层开发部署模式,成功率低,开发效果差,亟需通过研究深化气藏认识,为提高开发井成功率提供支撑。为此,利用致密储层特殊孔喉结构分析,结合不同类型储层含水饱和度分析,建立三种油气富集模式,分析安岳气田须二段气藏成藏特征,明确天然气富集于断裂发育区域;在断裂识别分析技术和裂缝地震预测技术基础上,利用薄储层叠前储层预测技术,结合试井解释成果,确定裂缝-孔隙储渗砂体范围,在储层建模和流体分布模型的基础上,掌握气藏储量和可动水分布特征,形成致密砂岩气藏裂缝-孔隙储渗砂体描述技术;并结合致密砂岩气藏裂缝-孔隙型含气砂体地震预测技术,对气藏进行有利区评价。基于气藏开发边界效益指标,建立了以三维地震断裂识别、叠前储层预测、裂缝预测、叠前烃类检测为主的开发有利区优选技术,优选出渗流条件好和天然气富集的气藏开发有利区块,解决了安岳气田须二高含水致密砂岩气藏开发部署和储量有效动用的地质目标选择难题,为该类气藏效益开发奠定了基础。     

窄河道致密砂岩气藏采气速度优化——以ZJ气田沙溪庙组气藏为例

窄河道致密砂岩气藏具有河道砂体薄窄、储层物性差、气井控制储量规模小、压力及产量递减迅速的特点,地质条件及开采规律均与层状致密砂岩气藏存在较大差异,需开展针对性的采气速度优化研究。以ZJ气田沙溪庙组气藏为例,综合考虑河道砂体、测井、储层物性特征参数,将主力河道划分为3种类型;结合气藏工程及经济评价方法对各类河道中气井配产及采气速度进行优化,并分析了造成窄河道致密砂岩气藏采气速度高于层状致密砂岩气藏的原因。结果表明:窄河道致密砂岩气藏中水平井合理配产比为1/6~1/3,最优采气速度为4%~6%;河道砂体窄、动用储量规模小,是造成此类气藏采气速度偏高的主要原因。适度提高采气速度,可有效缩短单井的投资回报期,提高窄河道致密砂岩气藏开发的经济效益。     

致密砂岩气地质认识新进展

随着致密砂岩气勘探开发实践的不断深入,传统的地质认识暴露出很多局限性及与实际地质情况不相符的特性。在调研国内外致密砂岩气勘探开发历史经验的基础上,以鄂尔多斯盆地致密砂岩大气田勘探开发揭示的实际资料为依据,通过核磁共振及气水相渗分析、等温吸附实验、气藏地层压力恢复等研究,对传统的致密砂岩气地质特征认识进行了补充与完善。结果表明:致密砂岩气一般为多个压力系统气藏组成的大气田,这一特征决定了致密砂岩气勘探开发需要密井网,而不是常规气藏勘探开发的稀井网;致密砂岩气储层含水饱和度变化较大,具有超低含水饱和度特征,容易形成水锁伤害,在开发过程中必须做好储层伤害保护;致密砂岩气藏开发后期产水严重,如何"治水"是开发的关键问题;致密砂岩气储层中存在一定量的吸附气,这对于致密砂岩气储层含气特征及渗流规律描述、单井产能预测、资源量计算与储量评估都具有重要意义。     

致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术——以鄂尔多斯盆地致密气示范区为例

中国致密砂岩气资源丰富、分布广泛,但储层非均质性强,单井产量低,有效开发难度大.为提高致密砂岩气单井产量和储量动用程度,探索致密砂岩气藏多层系高效立体开发模式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气示范区盒8段、山1段等多套含气层系为例开展了研究,提出了一套致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术体系.首先,针对致密储层特征,通过...     

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。