松辽盆地深层火山岩气藏压裂新技术

松辽盆地火山岩储层孕育着大量的天然气资源,储层岩性复杂,压裂改造困难。在分析储层分布及岩性特征的基础上,建立了火山岩压裂的物理和数学模型,从压裂机理上进行了系统分析和研究,形成了火山岩压裂风险预测技术、测试压裂快速解释技术和裂缝延伸控制技术,解决了深层火山岩气藏压裂技术问题,现场应用见到了明显效果,对火山岩储层的有效开发具有重要意义。     

王府断陷深层气藏火山岩储集层可压性评价

王府断陷深层气藏火山岩储集层具有埋藏深、物性差等特征,传统的开采手段受限,需进行压裂改造才能有效建产。以王府断陷深层气藏火山岩储集层为研究目标,通过岩石力学实验和声发射测试,综合岩石的各向异性、脆性、应力敏感性、天然裂缝密度、声发射活动性等共同评价储集层的可压性和造缝能力。研究表明:王府断陷深层气藏火山岩脆性矿物含量高,抗压强度较大;岩石弹性波速变化范围大,应力敏感性有一定的差异性,天然裂缝各向异性弱;储集层存在一定的流体敏感性,但敏感性强弱程度不一;蒸馏水和质量分数为15%的KCl溶液的造缝能力较强。储集层可压性综合评价对优选压裂层位、压裂液体系和设计压裂改造方案提供理论指导,为王府断陷深层气藏的勘探开发提供依据。     

大庆油田深层天然气井(含CO2)增产改造技术的新进展

火山岩储层一般都具有低孔、低渗的特点,自然产能低,需压裂改造才能获得工业油气流.常规的压裂增产技术不能适应火山岩储层,主要表现为人工压裂裂缝启裂和延伸机理难于认识,部分储层高压下仍无法破裂与延伸,裂缝复杂、裂缝窄,无法加入支撑剂,压裂优化设计缺乏针对性;没有耐高温的压裂液体系.为提高压裂优化设计的针对性和提高压裂液携砂性能,建立了火山岩压裂破裂与延伸物理、数学模型,形成了火山岩天然裂缝储层压裂设计基础理论;配套了超高温压裂液体系,满足了压裂施工的需要;形成了测试压裂现场快速解释诊断技术、火山岩人造裂缝延伸控制技术,有效地保证了主裂缝的形成,大大提高了施工成功率.为徐深气田提交火山岩天然气2 457.45×108m3探明储量提供了强有力的技术保障.     

大庆徐深气田火山岩气藏的开发

2002年，随着徐深1井在火山岩中获得高产工业气流，揭开了大庆深层火山岩气藏勘探开发的序幕。目前，大庆徐深气田已具有2 000×１０８ ｍ３天然气储量规模，其中火山岩储集层储量占86.4%，成为我国东部陆上发现的最大气田。火山岩储集层由于受喷发期次、剥蚀改造等影响，岩性与储集空间复杂，储集层非均质性强，相邻气井产能差别大，对于火山岩气藏开发，国内外几乎没有可以借鉴的经验。近年来组织了科研攻关，针对火山岩气藏的特点开展了综合地质、气藏工程、钻采工艺多学科联合攻关，对火山岩地质和气藏工程取得了一定的成果和认识，形成了一套适用于火山岩气藏开发技术，为火山岩气藏的高效、快速开发奠定了基础，为我国在火山岩气藏开发技术方面积累了有益的经验。     

松辽盆地北部深层火山岩气藏压裂配套工艺技术

针对松辽盆地北部火山岩地质特征,采用火山岩储层压裂风险预测技术、测试压裂现场快速解释技术、火山岩储层水力压裂裂缝延伸控制技术的火山岩储层压裂优化设计方法,以及火山岩压裂施工工况分析、判断和现场实时控制方法,同时针对火山岩储层温度高、施工时间长、施工压力高的特点,通过研制耐高温、耐剪切压裂液体系、井下工具压裂管柱以及地面排液和效果评价系统等,进行了技术配套,初步形成了松辽盆地北部深层火山岩气藏的压裂增产改造技术。     

浅层砂岩气压裂优化设计和现场应用

浅层砂岩气藏是中国最具现实勘探开发意义的非常规天然气领域,由于其成因、成藏机理与常规天然气不同,目前在储层改造方面仍存在许多难点,压裂成功率及改造效果不理想。以鄂尔多斯盆地东部地区浅层砂岩气藏为研究对象,针对其低孔、低温、低压的储层特征,在总结分析前期施工井失败原因的基础上,对储层物性等参数进行系统分析,结合压裂机理,通过压裂液滤失特征分析和压裂液配方优选,以及现场测试压裂实时分析结果,调整主压裂,对整体压裂方案进行优化,成功完成了两口井的压裂施工。现场应用效果明显,初步形成了适合于该地区浅层砂岩气藏的压裂增产改造工艺,为盆地东部和北部低渗气藏有效开发提供了重要依据。     

压裂火山岩气井多裂缝产能模型

目前，我国发现的火山岩气藏主要位于松辽盆地，该地区火山岩气藏的储层普遍为低孔低渗储层，自然产能非常低，普遍需要进行压裂改造才能获得工业气流。由于火山岩气藏普遍发育微裂缝，因此受微裂缝的影响，在压裂的过程中常常形成与常规压裂不同的多裂缝，给生产动态准确预测带来了非常大的困难。基于气体单相稳定渗流规律，运用保角变换和等值渗流阻力原理，考虑压裂多裂缝的影响，建立了压裂火山岩气藏多裂缝产能方程。根据实例分析表明，压裂火山岩气藏多裂缝产能模型计算结果同生产实际相符，可以真实地反映压裂火山岩气井的生产能力，能够准确地预测压裂火山岩气藏气井流入动态。     

西泉地区石炭系内幕型火山岩储集层特征及成藏模式

准噶尔盆地东部西泉地区石炭系内幕型火山岩储集层非均质性强,控制因素不明,油气成藏规律不清成为该区勘探的瓶颈。利用物探、地质、钻探等资料,对西泉地区石炭系内幕型火山岩储集层特征进行了研究。研究区内幕型火山岩储集层低孔、低渗、非均质性强,属于裂缝-孔隙型。岩性、岩相是形成优质储集层的基础,裂缝发育程度是影响储集层物性及有效性的重要因素,溶蚀作用能够促进石炭系内幕型火山岩储集层物性的改善。根据烃源岩与储集层的配置关系,构建了研究区石炭系火山岩油气成藏模式,巴塔玛依内山组发育风化壳型油藏;松喀尔苏组发育两类内幕型气藏,即松喀尔苏组b段岩性气藏及松喀尔苏组a段构造气藏。石炭系浅层高勘探程度区为油藏发育区,而深层斜坡带为天然气的有利勘探区,勘探程度低,勘探前景广阔。     

火山岩致密凝灰岩气藏开发潜力分析——以松南火山岩气藏为例

松南火山岩气藏是一个高效开发的火山岩气藏,已开发生产6年,目前仍具有年产5亿方的生产能力。但是随着气藏生产时间的延长,气藏边底水推进、水气比快速上升、动态储量减少、天然气市场供不应求和冬季保供带来的峰谷差加大等因素,给气藏持续稳产带来了巨大挑战。通过分析YD1HF井高含CO2和腰深101井压裂高产,结合目前气藏动态认识,详细论述了火山岩致密凝灰岩第一低孔渗带未动用储量的范围和规模,通过调研和类比其他气藏储层条件和开发方式,认为致密凝灰岩储层通过水平井开发,采用分段适度压裂改造可提高产能,实现经济有效动用,最大限度提高储量动用率,保持气田长期稳产。     

BARE-HOLE STAGED FRACTURING TECHNOLOGY OF SIDE-TRACKED HORIZONTAL WELL IN NEUTRAL VOLCANIC ROCK

徐深气田中基性火山岩储层自然产能低,需要改造才能获得可观的工业气流,但多数井压裂后增产效果不够理想.针对中基性火山岩储层的特点和水平井裸眼分段压裂施工的技术难点,以SSA井为例,进行套管开窗控压水平侧钻,采用裸眼分段压裂优化设计方法、测试压裂诊断技术和人工裂缝延伸控制技术压裂施工,探索出一套低产老井增产改造的新工艺.与套管固井、压裂完井相比,裸眼压裂完井具有一定优势,适合当前深层火山岩水平井完井和压裂的需求.     

我国大中型气田形成主控因素研究

根据天然气运聚动平衡理论，对我国46个大中型气田形成的主控因素进行了研究。结果表明，断裂输导通道是我国46个大中型气田天然气运移的主要方式，是我国大中型气田形成的一个主控因素。盖层和储层压力配置类型是我国大中型气田形成的另一个主控因素，我国46个大中型气田盖层和储层压力配置类型有5种，以高压盖层和高压储层配置类型最多，其次是高压盖层和常压储层配置类型，再次是高压盖层和低压储层配置类型和常压盖层和高压储层配置类型，常压盖层和常压储层配置类型最少。高、中储量丰度的大中型气田盖储层压力配置类型主要为高压盖层和常压储层配置类型和高压盖层和高压储层配置类型。     

工程地质因素对钻井提速的影响

川西新场构造须家河组气藏埋藏深、高温、高压,岩石致密,工程地质特征复杂,平均机械钻速低,钻井复杂情况多,钻井工程难度大。通过岩石力学性质、储层敏感性、地层孔隙压力、坍塌压力、破裂压力等研究,认为影响钻井提速的主要工程地质因素包括：地层岩性复杂,砂泥岩频繁互层;主力产层埋藏深,岩石致密,岩石强度大,硬度大,塑性大,可钻性差,导致机械钻速低;异常高压,纵向多压力系统,安全钻井液密度窗口狭窄,井壁稳定性差,常规井身结构难以解决,储层敏感性强。通过优选钻井工艺、新型井身结构、高效钻头、新型钻井液等对策,提高了机械钻速,并对同类气藏高效钻井具有一定的借鉴意义。     

岩石压缩系数对气藏动态储量计算的影响

气藏动态地质 储量的计算结果受生产数据、气藏测压数据以及岩石和流体物性等参数的影响。目前确定岩石压缩系数的方法主要有实验测量法和Hall图版经验公式法,由于Hall图版由实验值统计而来,因而这二种方法基本上是一致的。用Hall图版确定的岩石压缩系数明显偏高,且Hall图版错误地显示了岩石压缩系数与孔隙度的逻辑关系,因而都是一些错误的数值。用笔者提出的岩石压缩系数与孔隙度的关系曲线确定的岩石压缩系数-般都较低。本文算例表明,用Hall图版或实验确定的压缩系数计算的气藏地质储量明显偏小。     

裂缝-孔隙型低渗气藏损害室内评价方法研究

低渗透裂缝-孔隙型天然气藏具有低孔隙度、低渗透率、高含水饱和度、高应力敏感性和高毛细管压力的特点,使得气藏损害具有不同于油藏损害的特殊性。建立与裂缝-孔隙型气藏相适应的评价方法和标准,搞清裂缝-孔隙型气藏的损害机理,是进行裂缝-孔隙型气藏保护的关键。而建立裂缝-孔隙型气藏评价方法的核心是裂缝性岩心的制备技术。文中提出了3种裂缝性岩样的制备方法,即天然裂缝性岩样的骑缝钻取法、天然岩心人造裂缝方法和预制裂缝压制法。评价实验表明,低渗透裂缝-孔隙性致密砂岩气藏具有很强的应力敏感性和水锁效应,水锁损害和应力敏感性损害是其主要损害因素,说明裂缝性岩样制备方法、应力敏感性和水锁效应评价方法可行。     

砂砾性低渗气层压力敏感性的试验研究

低渗气层压力敏感性是钻井过程中造成气层损害的主要因素之一。采用来自胜利油田的岩样作为代表低渗气层的标准岩样,进行了气层压力敏感性的试验研究。试验表明,气层压力敏感效应的强弱决定于压力敏感声、的大小,气层存在明显的压力滞后现象,另外,气层内部含水饱和度越高,气层的压力敏感效应越强。     

低渗透变形介质气藏数值模拟

气田开发实践 和室内实验表明,低渗透气藏岩石孔隙喉道狭窄、连通性差、渗透率较低,加之气液固相间表面吸附力的作用等原因,在低渗透气藏中存在启动压力梯度;随着气藏的开发,储集层岩石的变形对渗透率的影响很大。常规气藏数值模拟技术基于线性的达西定律,无法对启动压力梯度和介质变形的情况予以准确描述。基于前人的研究成果,建立了一个考虑启动压力梯度和介质变形的气藏非线性渗流的数学模型,最后给出了计算实例。结果表明,启动压力梯度和介质变形对气藏开发动态有重要影响。     

异常高压气藏岩石变形特征及其对开发的影响――以克拉2气田为例

克拉 2气田是至今为止在中国陆上找到的最大整装干气气藏 ,也是“西气东输”的主力产气场 ,因此 ,开发好克拉 2气田意义重大而深远。由于该气田地层压力高 (74.3 6 MPa) ,压力系数高达2以上 ,属于异常高压气藏 ,故在衰竭式开采过程中 ,随着气藏的压力下降 ,该气藏的岩石骨架要承受比常规气藏大得多的净上覆压力 ,结果会使岩石发生显著的弹塑性形变和岩石渗透率、孔隙度和岩石压缩系数等物性参数减小 ,从而影响气藏的开发效果 1。据此 ,研究气藏开发过程中岩石形变对产能的影响是一个非常重要的课题。依据岩石覆压实验研究了克拉 2气田异常高压气藏岩石变形特征及其对开发的影响     

不同压力气藏的天然气扩散特征

方法在研究不同压力气藏含气浓度及盖层生烃能力封闭特征的基础上,分析了不同压力气藏的天然气扩散作用的特征。目的评价气藏中天然气扩散损失量及其保存条件。结果高压气藏中的天然气扩散散失作用强,只有上覆盖层具更高的含气浓度时,方可阻止其天然气的向上扩散散失;常压气藏在通常情况下,其天然气向上扩散散失,但在上覆盖层具较高含气浓度时,也可阻止其天然气的向上扩散散失;低压气藏中天然气的向上扩散散失已被抑制,保存条件好。结论不同压力气藏具有不同的天然气扩散特征,其扩散损失量和保存条件也就不同。     

基于物质平衡法确定超高压气藏动态储量的新方法

超高压气藏开发初期岩石压缩系数变化大,而目前超高压气藏物质平衡方程中却将岩石压缩系数取作常数,给动态储量计算带来了较大误差。利用超高压气藏岩石压缩系数的实验成果,建立了考虑压缩系数连续变化的超高压气藏物质平衡方程,并对方程进行线性化求解,提出了计算超高压气藏动态储量的新方法。应用结果表明：超高压气藏岩石压缩系数值对储量的计算结果影响非常大,对于四川盆地河坝超高压气藏,用岩石压缩系数取常数的物质平衡方法计算的储量值偏小13%~34%。因此,超高压气藏物质平衡方程必须考虑岩石压缩系数连续变化的特点,才能使动态储量计算结果更符合实际。     

试论柴达木盆地第四系盖层的封盖机理

通过对柴达木盆地第四系高孔隙度、低突破压力和具有一定渗透性的特殊盖层研究后指出:这种特殊盖层封盖天然气的机理在于其中饱和高矿化度的地层水;泥岩盖层中孔隙流体压力同下伏气藏压力值很接近;区域盖层厚度巨大;盖层是源岩层;区内气候寒冷,冰冻期长,冰川广布。