页岩气开发技术与策略综述

页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,但是页岩气藏储藏层结构复杂,多为低孔、低渗型,开发技术要求很高,需要大量的技术资金和人员投入。重点介绍了国内外页岩气勘探开发技术,主要包括储层评价技术(测井和取心)、水平井增产技术(多分支井水平井和对接连通水平井)、射孔优化技术以及压裂增产技术;分析了国内在页岩气研究开发中存在的主要问题,指出了当前页岩气开发技术的发展趋势。     

超临界二氧化碳钻井流体携岩特性实验

超临界二氧化碳钻井流体已在油田二次开发的侧钻井中成功应用。应用Angel 模型计算了超临界二氧化碳钻井流体在不同状态下携岩最低返速,绘制了二氧化碳钻井流体在不同温度下携岩需要的最低返速与压力关系曲线。根据相似性原理,设计开发了超临界二氧化碳钻井流体循环模拟实验装置。通过实验揭示了携岩能力随井斜角变化规律,即井斜角为0°～36°携岩最容易;井斜角为36°～54°携岩开始变得困难;井斜角为54°～72°携岩最困难;井斜角为72°～90°携岩变得相对容易;在40°C和8.5 MPa 条件下完成携岩所需最低携岩返速为0.637~1.019 m/s。随着井筒内压力增加,所需的最低携岩返速减少,即携岩能力逐渐增加。随着井筒内温度增加,所需的最低携岩返速逐渐增加,即携岩能力逐渐降低。实验结果与Angel理论模型的计算结果基本相符。     

南方海相页岩各向异性及压裂破坏特征研究

页岩气是常规油气的重要接替者,也是我国目前以及未来重点发展的非常规能源。页岩特殊的层理和天然裂缝使其力学特性与常规储层有较大区别,所以不能借用常规气藏岩石的力学性质的认识来评价页岩。通过实验研究了四川龙马溪组页岩各向异性力学性质和失效特征。实验表明,随着加载力方向的变化,页岩的力学参数和破裂失效特征随之发生明显变化,体现出较强的各向异性。文章对这些变化规律进行了研究,并提出了在进行钻完井优化和压裂设计时,必须考虑页岩层理和天然裂缝对其强度和破裂的影响。     

CO2气井中水蒸气含量计算模型及变化规律

从CO2气井与天然气井的不同及CO2含量变化等问题出发,通过相应的能量守恒、传热学理论、状态方程及局部相平衡等建立相关压力、温度、湿度模型.利用模型相互关联偏差因子联立方程组求解,采用迭代计算方法和相应的数值积分方法,应用于CO2 气井的井筒水蒸气含量计算.结合油藏实例进行了计算,分析了不同CO2含量及产量下水蒸气分布规律.实例计算分析表明,CO2气井井筒中,水蒸气分布规律为随着CO2含量和产量的增加水蒸气含量也呈增加的趋势.实例验证了模型的适用性,为CO2气藏开采提供了相关基础数据和理论基础.     

深层致密双重介质气藏应力敏感研究及应用

随着气藏中的天然气不断被采出和气藏压力的下降,将会产生严重的应力敏感问题,为了研究应力敏感对气藏开发的影响,需要进行室内实验研究。通过定围压变内压和定内压变围压两种方式进行岩心应力敏感评价,在定围压变内压实验中,降内压使岩心渗透率下降的幅度高达30%～70%,重新升内压使岩心渗透率值只能恢复到初始值的50%～80%。在定内压变围压实验中,升围压可使岩心渗透率下降40%～80%,重新降围压使岩心渗透率值仅能恢复到50%～80%左右。考虑应力敏感新产能方程和物质平衡方程计算得到的无阻流量及动态储量与普通产能方程和物质平衡方程得到结果存在较大偏差。结果表明,岩心的渗透率越大,其应力敏感就会越强,且对渗透率的伤害不能完全恢复,渗透率与有效应力呈现明显的幂律规律。应力敏感对于深层致密双重介质气藏的产能和动态储量影响也非常大,考虑应力敏感新产能方程和动态储量计算方法对深层致密双重介质气藏的开发具有一定的实用价值。     

塔中油田顺9井区超深超低渗水平井分段压裂技术

塔中油田顺9井区志留系碎屑岩油藏具有埋藏深、特低孔超低渗、隔层薄的特点,直井压裂后产量低,无法满足经济开发需要,需开展水平井分段压裂改造。通过油藏建模,对水平井裂缝条数、裂缝半长及导流能力进行了优化;在地应力剖面特征分析基础上,采用三维压裂软件对缝高影响因素进行了量化分析,并提出了具体的控缝高措施,形成了该区水平井分段压裂技术 顺9CH井分段压裂后平均日产油达到l4．8 t／d,对释放该区产能具有重要意义。     

应力对超深层碳酸盐岩气藏孔喉结构的影响

超深层碳酸盐岩气藏埋藏深,应力状态复杂,非均质性极强,应力变化前后孔喉结构的变化规律尚不明确。选取高石梯-磨溪区块台内灯四气藏储层岩心,通过CT扫描得到应力实验和压裂实验前后不同类型储层的孔喉尺寸分布、缝洞占比和连通性等,研究应力和压裂对超深层碳酸盐岩储层孔喉结构的影响规律。结果表明：在受压恢复后,孔洞型和缝洞型岩心的孔隙和喉道个数均大幅度下降且主要集中在半径在1 mm以下的微孔、中孔和0.04mm以下的微喉,孔隙平均半径、喉道平均半径和喉道平均长度均大幅度增加,缝洞比例大幅度增加,孔隙和喉道总体积趋于减小;孔洞型岩心连通孔喉体积占比大幅下降,而缝洞型岩心由于裂缝发育,其连通孔喉体积占比维持原有水平。压裂后,孔洞型岩心孔隙个数大幅度下降,减少的孔隙半径主要集中在0.5 mm以下的微孔和中孔,孔隙平均半径大幅度上升,增加的孔隙半径主要集中在0.5～0.8 mm,孔隙体积总体呈上升趋势,喉道个数、喉道平均半径、喉道平均长度和喉道总体积均趋于增加,缝洞比例大幅度增加,连通孔喉体积大幅度提高。实验表明超深层碳酸盐岩储层受压恢复后,渗流能力不降反而大幅度提升,压裂主要通过提高孔喉空间中裂缝占比来...     

上覆储盖组合油源断裂运聚油气部位预测方法及其应用

为了研究含油气盆地上覆无源储盖组合油源断裂处油气分布规律,在对上覆无源储盖组合油源断裂运聚油气机制及其部位研究的基础上,利用油源断裂输导部位和下伏已聚集油气部位耦合,确定油源断裂运聚油气部位,再结合下伏区域性泥岩盖层渗漏部位,确定下伏供油气部位,最后与上覆区域性泥岩盖层封闭部位相组合,建立一种上覆无源储盖组合油源断裂运聚油气部位预测方法,并利用此方法预测渤海湾盆地歧口凹陷上覆馆陶组—明化镇组储盖组合港东断裂运聚油气部位。结果表明：上覆馆陶组—明化镇组储盖组合港东断裂油气运聚部位主要分布在其中部和东部,有利于下伏沙三段已聚集油气在上覆馆陶组中运聚成藏,与目前港东断裂处馆陶组已发现油气分布相吻合,表明该方法用于预测上覆无源储盖组合油源断裂运聚油气部位是可行的。该成果为推测上覆无源储盖组合油源断裂运聚油气部位奠定了理论基础。     

高压条件下含气高凝油析蜡特征

目前脱气含蜡油研究成果对析蜡带来的影响认识不够清楚，在油藏开发或管道加气输送设计中过于保守；在高压条件下析蜡特征研究也存在测试手段单一、测试压力低以及测试温差间距大的不足。基于前人研究成果，提出了一种基于激光法的含气高含蜡原油析蜡特征预测新方法，该方法采用激光法获得含气原油与脱气原油激光衰减测试曲线，基于Beer-Lambert定律将不同条件下激光衰减曲线的标度进行统一，然后在脱气原油研究成果的基础上实现对高压含气条件下析蜡特征的研究与分析；同时设计了一套高压取样装置验证了预测结果的可靠性。实验结果表明：激光法测试结果准确度高；溶解气的存在能有效降低高含蜡原油析蜡点、凝固点，地层条件比地面条件下平均析蜡速率下降19%；饱和压力之上，随着压力下降，析蜡点在12~18 MPa区间降幅较大，凝固点在15 MPa以下近乎不变，蜡晶颗粒平均等积圆直径和宽度系数在波动中分别呈上升和下降趋势；压力低于15.8 MPa后沥青质以分散态的形式析出并影响原油析蜡特征，在抑制蜡晶析出的同时加速原油胶凝过程。     

低渗透油藏非达西渗流定向井产能计算及影响因素分析

为了评价定向井非达西渗流模型产能,基于常规直井达西模型产能公式和井斜负表皮系数,建立定向井达西模型产能公式,通过引入拟启动压力梯度模型、非线性渗流模型对定向井达西模型产能公式进行修正,得到适用于低渗透油藏的定向井拟启动压力梯度模型、非线性渗流模型产能公式。对比三种定向井渗流模型产能大小以及与A油藏实际定向井产能之间的误差,并研究井斜角、应力敏感因子对三种定向井渗流模型产能的影响。分析结果认为:在相同生产压差下,达西模型产能最大,非线性渗流模型次之,拟启动压力梯度模型最小;与实际产能相比,达西模型产能误差最大,拟启动压力梯度模型次之,非线性渗流模型最小,采用非线性渗流模型的产能公式计算低渗透油藏定向井产能较为精确;随着井斜角增加,三种渗流模型产能增加,在井斜角小于30°时,三种渗流模型产能均变化平缓,井斜角大于30°时,产能均变化增大;应力敏感系数增加,三种渗流模型产能减小,产能下降趋势变缓。