基于动态特征的开发井网优化——以苏里格致密强非均质砂岩气田为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的致密强非均质砂岩气田,储层有效砂体规模小、变化快、平面非均质性强、连通性差,开发难度很大,如何科学部署开发井来提高气藏采收率,是成功开发这类气田需要解决的首要问题。为此,在多年开展该气田开发方法研究成果和实际效果分析总结基础上,从开发井干扰现象分析入手,重新认识井网密度对采收率的影响。首次提出了井间干扰概念,并揭示了苏里格气田井间干扰概率与井网密度之间的关系,联合采用砂体精细解剖、油藏工程、数值模拟、经济评价等多种方法,建立了开发井网优化数学模型,得到了气田采收率和井网密度之间的定量描述。进而在综合分析的基础上给出了苏里格气田合理的开发井网:井网形式为平行四边形;井网密度为3.1口/km2,对应的井距为500m,排距为650m。开发实践效果证实,该方案在保证获得较好经济效益的同时,可最大程度地动用地质储量,提高气田最终采收率。     

致密砂岩气藏井网加密与采收率评价

致密砂岩气藏储层物性特征差异性较大,其不确定性严重制约气藏的稳产和高效开发。为有效开发致密砂岩气藏未动用储量,提高气田产量和采收率,对储层条件较为复杂的致密砂岩气藏进行井网密度优化是必要的。通过分析渗透率、孔隙度、有效厚度、含水饱和度、阈压梯度、产能系数和储容系数这7项储层物性参数对单井动态控制面积的影响,运用模糊数学方法,推理出井间无干扰时储层物性参数与单井动态控制面积的关系;并将计算所得的单井动态控制面积模糊预测值与地质井控面积对比,判断出不同储层物性条件下井网加密后井间是否会产生干扰,得到了随井网密度变化的干扰概率曲线,进而结合井间干扰概率构建了采收率评价模型,并在苏里格气田苏6区块开展应用。结果表明:使用新评价方法计算的致密砂岩气藏单井平均累计产气量及采收率,都与实际区块生产动态结果相一致,证明该方法是合理可靠的。采收率评价新方法为致密砂岩气藏井网优化提供了新思路。     

致密砂岩气藏井网加密潜力快速评价方法

致密砂岩气藏地质条件复杂,采收率较低,国内外开发实践表明井网加密已成为此类气田提高采收率的关键技术。针对致密砂岩气藏开发井数多、快速评价井网加密潜力数值模拟方法不经济、地质统计法和移动窗口法评价结果与实际差异较大等问题,综合地质研究与气井动态资料,采用不稳定流动分析方法,建立井网密度与单井增加可采储量的关系。从加密井单井增加可采储量出发,结合经济学原理,建立了加密效益函数,能够快速准、确预测出开发区是否具有加密潜力及加密潜力大小,为气田调整挖潜决策提供可靠依据。实例应用结果表明,大牛地气田DK13井区山西组1段天然气在目前成本和价格下,经济最佳井网密度为2.2口/km²,经济极限井网密度为7.06口/km²,加密潜力较大。     

致密砂岩气藏井网加密优化研究——以新场气田沙溪庙组气藏为例

井网加密可以增加波及面积、提高储量动用程度、提高气井的采收率,是致密砂岩气藏开发的主要技术手段之一。新场气田沙溪庙组气藏为典型的致密砂岩气藏,通过对其地质特征和气井动态分析,综合工程工艺、经济评价和数值模拟等方法,开展了沙溪庙组气藏井网井距的加密优化,确定了研究区内的单层合理井距、气田的加密潜力,以及井网密度与经济效益的关系;结合沙溪庙组气藏纵向上多气层叠置,平面上单气层内部差异大的特点,提出了多层合采、"以优带差"的开发模式,实现了井控储量和采收率的最大化与经济效益的最优化相结合的井网加密方式。应用于CX633井组后,取得了较好的开发效果和经济效益,可为气藏的高效开发提供有力的技术支撑。     

大型低渗-致密气田井网加密提高采收率对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

提高采收率是中国低渗-致密气田稳产期间面临的核心问题,确定合理的加密井网是提高储量动用程度的关键。通过明确苏里格气田有效储层规模尺度与4种空间组合类型,评价指出气田动静储量比仅为15.3%,储量动用程度低剩余储量规模大,划分出直井未动用、水平井遗留和井间剩余3种剩余储量类型。提出了井网加密是提高井间剩余储量动用程度的有效措施,构建了采收率、采收率增量、平均气井产量、加密井增产气量、产量干扰率等井网加密评价指标体系,确立了合理加密井网需满足的标准。结合地质模型、数值模拟、密井网试验数据验证等手段综合评价认为,合理加密井网应与有效储层组合类型相匹配、与气价及成本条件密切相关。在目前气价波动范围及经济技术条件下,苏里格气田采用4口/km²的加密井网是合理的。     

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...     

低渗气藏连通性分析新方法的应用及认识

在气藏生产过程中是否存在井间连通、井间干扰大小等问题备受关注。针对这些问题,传统的方法就是气藏关井测压或开展干扰试井测试。苏里格气田为典型的低孔—低渗气藏,所需关井时间较长,由于生产任务重,这些传统方法均难以付诸实施。对苏里格气田XX区块石盒子—山西组气藏生产时间超过1年的气井,在不关井、不影响生产的前提下,利用产量和压力的动态变化、井网密度、气井投产前最大关井套压等资料,运用一种新的生产数据分析技术求取单井物性参数、井控半径、储量等,从而简单、快捷、可靠地分析判断是否存在井间连通及井间干扰现象,为苏里格气田低渗气藏连通性分析提供了一种新方法。     

致密砂岩气田储量分类及井网加密调整方法——以苏里格气田为例

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,其储层物性差,有效砂体规模小,分布频率低,非均质性强,区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用,采收率仅约30%,需要开展储量分类评价,针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区,通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模;以沉积相带为约束,结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征,将气田储量分成5种类型。从I类—V类,储层厚度减小,连续性变差,储量品位降低,单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果,针对各储量类型,研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系,论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下,各类储量区合适井网密度为2~4口/km2,气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成,为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。     

苏里格气田含水气藏废弃地层压力确定的新方法

苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,储层不但致密,非均质性强,气井产量低,且多数产水,气藏采收率低。废弃地层压力是气藏采收率的关键影响因素之一,对于不产水气藏可以通过单相二项式产能方程结合经济极限产量综合确定,但对于产水气藏废弃地层压力的确定国内外研究不多。本文针对苏里格气田产水气藏,以最小携液速度下的产气量与产水时经济极限产气量相结合共同确定了废弃产量区间范围,应用质量守恒原理推导得出气水两相产能公式,最终求取含水气藏废弃地层压力的一种新方法,并对影响因素进行分析。本文利用VC编程采用多次迭代计算,提高了计算精度,为产水气藏废弃地层压力的求取及采收率的确定提供了一种新思路。     

大型致密砂岩气田有效开发与提高采收率技术对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例

以致密气采收率影响因素及储集层地质特征分析为基础,从剩余气成因角度对苏里格气田已开发区致密气剩余储量进行分类,估算不同类型剩余气储量,并提出相应提高采收率技术对策。苏里格气田致密气剩余储量可划分为4类:井网未控制型、水平井漏失型、射孔不完善型和复合砂体内阻流带型,其中,井网未控制型和复合砂体内阻流带型井间未动用剩余气是气田挖潜提高采收率的主体,井网加密调整是主要手段。综合考虑储集层地质特征、生产动态响应和经济效益要求,建立定量地质模型法、动态泄气范围法、产量干扰率法、经济技术指标评价法4种直井井网加密技术,以及直井与水平井联合井网优化设计方法,论证气田富集区在现有经济技术条件下,合理井网密度为4口/km~2,可将采收率由当前的32%提高到50%左右。同时针对层间未动用型剩余储量形成老井挖潜、新井工艺技术优化、合理生产制度优化、排水采气、降低废弃产量5种提高采收率配套技术,可在井网加密的基础上再提高采收率5%左右。研究成果为苏里格气田230×10~8 m~3/a规模长期稳产及长庆气区上产提供了有效的支撑。图6表4参31     

苏里格气田致密砂岩气藏储层表征技术及其发展展望

储层表征与建模是油气田开发领域的一项关键技术,致密砂岩气藏因其特殊性,储层表征技术仍处于探索阶段。鄂尔多斯盆地苏里格气田主力产气层下二叠统石盒子组8段由多期河道砂体叠置而成,具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的地质特征,随着水平井的规模开发,更加精细的储层表征就显得尤为重要。为此,在借鉴油藏表征技术的基础上,结合苏里格气田致密砂岩气藏的地质特点及多年的开发实践,提出了该气田储层表征的技术思路:①精细地层划分对比,建立等时地层格架;②以刻画砂体、有效砂体为重点,建立储层地质知识库;③优化三维地质建模方法,建立精细地质模型。根据苏6区块历年地质建模效果和当前国内外河流相储层的地质建模方法,总结归纳出了不同开发阶段、含不同生产资料的相控建模技术。最后结合气田开发实际,展望了致密砂岩气藏储层表征技术的主要发展方向。     

苏里格东区致密砂岩气藏压裂技术研究

苏里格东区气田上古砂岩气藏属于致密砂岩气藏,通过对该气田砂岩气藏压裂技术的研究及现场应用效果的分析,形成致密砂岩气藏储层改造的压裂技术,对苏里格东区及整个苏里格气田、乃至其它致密砂岩气藏的开发也具有指导意义。通过对苏里格气田东区上古砂岩气藏储层地质特征分析的基础上,提出了满足该区储层改造的压裂工艺,认为低伤害压裂液技术、多层分层压裂技术、水平井压裂技术是苏里格气田东区储层改造的主要技术。剖析了储层改造的压裂难点,认为储层易伤害、纵向多薄层发育、压裂液返排困难是该区储层改造的主要难点,并针对压裂难点提出了针对性措施,而这些针对措施也正是苏里格东区目前实施应用的关键技术。分析了东区实施的压裂关键技术及现场实施效果,形成了适合东区储层改造的压裂设计优化技术、直井定向井多层分层压裂技术、水平井多段分层压裂技术、低伤害压裂液技术、压裂液快速返排技术等综合技术。     

致密砂岩气藏水平井参数优化

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。     

苏里格气田东区气层产能贡献差异微观因素分析

苏里格气田是一个低丰度、低压、低渗、非均质性严重的气田,储层条件复杂。砂岩呈大面积连片分布,连续性、连通性较好,有效砂岩为其中相对高渗的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类储层。盒8、山1段储层的Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异现象极其明显,采用统计分析方法,通过薄片鉴定和样品压汞分析资料对气层微观孔隙结构进行分析对比,以室内产能模拟实验明确苏里格东区盒8、山1多层系产层的不同类型储层产能大小以及产能贡献率。结果表明,Ⅰ类储层对渗透率／产能贡献率高达55％-65％,Ⅱ类储层的贡献率23％～27％,11I类储层的贡献率8％-15％;储层渗透率、孔隙结构特征的差异是造成Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类气层产能贡献差异的主要原因,合理的开发方式对多层合采低渗油气层的开发具有重要意义。     

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。     

苏里格气田致密砂岩气藏多层分压开采面临的难题及对策

鄂尔多斯盆地苏里格气田发育二叠系山西组、石盒子组等多套含气层系,具有"一井多层、单层低产、横向非均质性强、渗透率低、压力低、丰度低"等特征,是典型的致密砂岩气藏。虽然历经多年的勘探开发,对该气田的地质认识不断深化,工艺技术创新发展和技术思路不断完善推动了该气田的规模上产,但随着勘探开发工作的持续推进,储层条件更加复杂,对多层分压开采技术提效降本提出了新的挑战。为此,在回顾总结苏里格气田多层连续分压开采技术发展历程的基础上,首先分析总结了攻关取得的认识与启示,认为目前已形成的机械封隔器分压和套管滑套分压两套主体分压技术是经济有效开发该气田的关键技术,压裂作业效率提高1倍以上,应用效果良好。进而把该气田开发面临的技术挑战归纳为"多层动用不充分、钻采工艺不满足气井全生命周期效益开发需要、分压工艺难以兼顾上古生界与下古生界气藏叠合开发需要"。最后结合苏里格气田的开发形势,探讨了解决上述难题的对策以及气藏多层分压开采技术的发展方向:①加强与井网匹配研究,提高储量动用程度及最终采收率;②优选改造层位,优化分压技术,提升多层动用开发效益;③系统优化钻采工艺技术,建立全生命周期小井眼提效降本新模式;④攻关适应于上、下古生界储层分压合求技术,以满足上、下古生界气藏叠合开发的需求。     

混合压裂在苏里格致密气藏水平井的应用

苏里格致密砂岩气资源量巨大,压裂水平井是重要的开采手段之一。常规水力压裂形成的高导流短裂缝对于致密砂岩储层或低渗砂岩储层Ⅲ,Ⅳ类井增产效果较差,另外,高黏度交联冻胶压裂液对储层伤害较大。通过借鉴混合压裂工艺在国外致密气田的成功案例,结合苏里格致密砂岩气藏的地质特征,使用StimPlan软件模拟常规压裂和混合压裂裂缝形态,并借助井下微地震监测结果,分析了2种压裂工艺井的裂缝展布特征,验证了压裂施工效果。最后,通过苏里格东区致密气藏60余口水平井的试气和生产产量对比,得知混合压裂比常规压裂增产效果明显,且降低了施工成本。混合压裂工艺由于"低伤害、控缝高、造缝长、低成本"等特点,是苏里格致密砂岩气藏开发中的有效增产手段之一。     

苏里格气田“十三五”期间提高采收率技术思路

鄂尔多斯盆地苏里格气田的勘探与开发成果推动我国致密砂岩气产量实现了质的飞跃,如何提高采收率乃是其最核心的研究主题。为此,回顾了该气田的开发历程,着重阐述了提高单井产量技术进展,探讨了转变传统开发方式和提高采收率的技术思路与对策。研究结果表明:特大型致密砂岩气藏的评价、上产、稳产所需要的开发技术是呈"渐进式变化"的;基于甜点区筛选的井位部署技术、水平井开发技术、井型井网优化技术、快速钻井技术、储层改造技术和排水采气新工艺、"一体化"建设模式等支撑了该气田的快速上产。在此基础上,提出了"十三五"期间提高采收率的技术思路:①基于单井全生命周期分析的气田开发规划评价技术;②以提高采收率为目标的混合井网动态评价及加密技术;③集群化多井型多层系面积井网新区一次成型提高采收率技术;④基于风险和效益评价的储量评价模型;⑤"多维矩阵"式气井精细管理技术;⑥低产低效井挖潜技术;⑦新型井场环保技术;⑧基于一体化集成装置的地面工艺;⑨C_3~+混合烃类回收利用技术。以期为该区"十三五"期间致密砂岩气藏的开发提供更可靠的技术支撑。