临兴气田二叠系盒2段气井产能特征及主控因素

临兴气田是在鄂尔多斯盆地东缘发现的大气田,主力产层是二叠系盒2段,有效储层具有“低孔、低渗、低压、低丰度、低产”且非均质性强的特点,严重制约了天然气的高效开发。为进一步提升盒2段气井产能,以“静态决定动态”为原则,从气藏地质特征出发,理清盒2段不同气井产能的差异性,进一步分析影响差异性的主控因素及其成因机理。综合研究表明,有效储层垂向厚度偏薄、砂体多期叠置发育、横向宽度发育受限、砂体横向连通性较差以及储层物性差是制约临兴气田盒2段气井产能的主要因素;受紫金山岩体后期影响的压实作用、胶结作用是导致储层物性变差的主控因素;对于“低孔、低渗、低地层压力、低丰度、低产量”型致密砂岩储层,配套有效的储层改造工艺技术,是提高气井产能的有效途径之一。     

克拉气田某处理厂干气烃露点问题的探讨

克拉气田某处理厂采用三甘醇脱水工艺对原料气进行脱水处理,脱水后的干气水露点合格,但烃露点较高。由于天然气具有反凝析现象,随着干气在输送过程中压力的降低,会有液态烃析出,从而对管道、设备、下游用户造成不同程度的危害。为了达到合格的烃露点,避免液态烃的析出,根据我国国家标准对烃露点的不同规定,提出了烃露点控制的改进流程及两种烃露点的控制方案。使用HYSYS软件进行模拟比较,确定采用GB 17820-2012《天然气》对天然气烃露点的控制要求,以保证处理厂至轮南首站的外输管线内无液态烃析出。同时,对气-气换热器和低温分离器进行初步选型,并提出了反凝析现象的控制措施。     

川西马井气田蓬莱镇组致密砂岩储层可动水饱和度计算方法

马井气田主力产气层段为侏罗系蓬莱镇组地层,该地层主要是具有复杂岩性、复杂孔隙结构、低孔隙度低渗透率等特点的致密砂岩储层,储层岩电参数之间表现出明显的非阿尔奇现象,使得常规阿尔奇模型难以准确计算储层含水饱和度;现有的建立在常规砂岩储层中的束缚水饱和度模型在复杂孔隙结构致密砂岩储层中应用效果较差,利用阿尔奇含水饱和度与常规束缚水饱和度的差值难以准确确定储层可动水饱和度.在储层基本特征分析的基础上,结合岩电实验数据研究认为双孔隙导电体积模型能较好表征储层的导电规律;在双孔隙导电体积模型的基础上,推导建立了可动水饱和度计算模型.基于岩电实验、核磁共振束缚水饱和度测试结果以及常规测井数据,分析了模型中的各个参数,提出确定束缚水饱和度的新方法,进而确定了模型中微孔孔隙度这一关键参数.现场实例应用表明,可动水饱和度计算结果与储层产水特征相符,利用计算的可动水饱和度判别储层中流体的可动性运用效果较好.     

挖掘系数法在苏里格气田马五碳酸盐岩储层流体识别中的应用

马五_4~1碳酸盐岩储层是苏里格气田勘探开发的目的层位之一,储层类型多样、孔隙结构复杂造成岩电参数变化大,且地层水矿化度分布范围广,基于电阻率的流体判识方法难以有效识别高电阻率水层与低电阻气率层。利用挖掘系数法基于中子孔隙度测井岩石体积模型得到挖掘系数与含气饱和度的关系。天然气和地层水的含氢指数差别较大,挖掘系数与含气饱和度正相关;相较电法测井,挖掘系数受到的影响因素较少;对含气饱和度较低的储层,挖掘系数受喉道半径控制,判识误差大。实际资料的处理解释结果证明,该方法能够准确判识碳酸盐岩储层的流体性质。     

加拿大白桦地致密气储层定量表征技术

以加拿大白桦地大型致密砂岩气田的研究为基础,梳理了致密气开发过程中需要评价分析的5大品质特性,提出了表征致密气储层特征的关键参数,确定了适用研究区的致密气储层定量表征和评价技术,形成了一套指标体系:多旋回精细等时地层格架和砂体叠置结构特征分析技术以确定储层空间展布;TOC测井参数地质统计定量技术以确定有机质丰度;岩心"四性"关系标定与序贯高斯模拟的储层物性定量表征技术以确定储层物性分类级别;基于岩心应力实验和测井解释的岩石脆性指数综合判定技术以确定岩石可压性;与压裂水平井产量相关的多参数组合综合评价技术以确定有利布井区;井下微地震监测技术定量用以表征人工裂缝、优化井位部署;水平井分段压裂优化技术确定最佳压裂段数、缝间距等参数,落实分段压裂水平井单井控制体积,确定单井控制储量。通过储层和裂缝综合研究不断优化致密气藏开发井网,其中大规模水平井压裂是致密气高产的有效保障,这些技术的现场应用也取得了显著的效果。     

川中地区寒武系龙王庙组沥青成因与油气成藏史

运用有机岩石学、有机地球化学和扫描电镜等方法和技术,深入研究了川中地区寒武系龙王庙组中高演化沥青的成因类型、形成期次和来源;并在此基础上,结合包裹体及构造演化特征等,恢复了安岳气田龙王庙组气藏的成藏史。结果表明:(1)川中地区龙王庙组储层中沥青均来自于下寒武统烃源岩,沥青成因类型多样,以热裂解成因为主;(2)沥青的形成分为3个阶段,第1阶段为氧化水洗型沥青的形成,第2阶段为沉淀型沥青的形成,第3阶段为热裂解成因沥青的形成;(3)安岳气田龙王庙组气藏先后经历了5期的油气充注,包括2期液态烃的充注、晚三叠世—早侏罗世干酪根裂解气的充注、晚侏罗世—早白垩世原油裂解气的充注以及喜马拉雅期圈闭改造调整阶段干气的充注。     

苏里格气田东区奥陶系岩溶古地貌对气藏产能的影响

岩溶古地貌是鄂尔多斯盆地苏里格气田奥陶系天然气聚集的控制因素之一,寻找古岩溶储层有利发育区带对气田天然气开发具有重要意义。苏里格气田奥陶系岩溶古地貌单元可划分为岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶盆地,气田东区下奥陶统马家沟组位于古岩溶斜坡之上,依据古岩溶和碳酸盐岩成藏地质理论,对古岩溶成因和岩溶古地貌发育特征进行研究。认为:(1)研究区岩溶斜坡的古坡地溶蚀作用强烈,主力气层保存完整,有利于天然气富集,是天然气高产井的目标区;(2)残丘边缘地带的溶蚀孔、洞较发育,有利于形成储集空间,溶蚀沟槽为天然气运移提供了有利通道,古残丘、古残丘与古沟槽之间的过渡带有利于成藏,是井位部署的有利区;(3)古沟槽使岩溶斜坡经受切割导致主力层缺失,充填作用强烈,不利于储层发育,古洼地溶蚀淋滤作用较弱,储层较为致密或成为富水区,含气性差,不利于天然气富集,低产或不具产能的气井广泛分布在古沟槽和古洼地地貌单元内。     

东胜气田井下节流参数优化方法及其应用

鄂尔多斯盆地东胜气田普遍产水,井口温度低,气井井筒和地面管线容易产生水合物发生堵塞,采用井下节流技术可实现有效防堵。但是,现用井下节流工艺参数设计方法仅适用于单相气体的计算,没有考虑含水对节流压差的影响,导致节流器气嘴直径设计出现较大偏差,影响了产液气井的连续稳定生产。通过引入滑脱因子表征气液两相间滑脱效应,根据力平衡原理建立气液两相嘴流耦合模型,提出井下节流气井井筒参数动态预测方法。该方法评价表明,针对实施井下节流工艺的产液气井,新方法计算的井口油压、井口温度与实际值较吻合,基本满足工程设计精度要求。现场应用表明,优化井下节流工艺参数后,能够有效防治气井中水合物的生成,实现水合物抑制剂"零注入"和井筒及管线"零堵塞",还能有效降低气井临界携液气流量,提升气井的举液能力,改善排液效果,实现气井的连续清洁生产。     

高石梯-磨溪区块高压气井尾管固井技术

针对西南油气田高石梯-磨溪区块高压气井φ177.8 mm尾管固井遇到的气层活跃、安全密度窗口窄、流体相容性差及高温大温差等问题,制定了相应的固井技术措施。开发了适合高温大温差固井的自愈合防窜高密度水泥浆体系,并进行了室内研究。结果表明:该体系密度为2.0~2.8 g/cm3,现场一次混配可达2.6 g/cm3以上;适应温度为常温~180℃;浆体的上下密度差不大于0.05 g/cm3;失水量不大于50 mL;稠化时间与缓凝剂掺量具有良好的线性关系,稠化过渡时间不大于10 min;静胶凝强度过渡时间不大于20 min;24 h抗压强度大于10 MPa,水泥石顶部48 h抗压强度大于3.5 MPa,低温下强度发展快,形成的水泥石体积稳定不收缩,具有类似韧性水泥的力学性能;遇油气产生体积膨胀,保证了界面胶结质量和密封完整性,降低了固井后发生气窜的风险。该固井技术在高石X井和高石Y井中进行了应用,固井优质率和合格率得到较大幅度提高,水泥环后期不带压,获得良好应用效果。      

超高压气田井口管汇泄放方案研究

采取合理泄放方案以确定合适的泄放量和泄放温度,是超高压气田设计中研究的重点。本文利用HYSYS软件,采用动态泄压计算方法模拟高压气田管汇的泄放过程,为泄放量和泄放低温的计算提供了合理依据。从泄放系统高压力低温度造成的选材困难出发,提出了适用于高压管汇的二次泄压方案。