柴达木盆地涩北气田疏松砂岩气藏水气体积比及水侵预警

柴达木盆地涩北气田属于弱边水驱动的背斜型浅层疏松砂岩气田,采用衰竭式开采。根据水气体积比,其气藏生产过程可分为4个阶段,即低含水稳产阶段、初期水侵阶段、边水突破阶段和强水侵阶段。依照水气体积比变化,可以准确监测水侵的发生,水侵突破阶段可以作为预判边水大规模水侵的时间窗口,以调整开采方案,延长稳产期;高含水的强水侵阶段,生产周期较长,是带水开采提高采收率的重要阶段。     

致密凝析有水气藏断层特征及其对开发效果的影响——以安岳气田须二气藏为例

致密凝析气藏储层物性较差,油气水三相渗流导致气相渗透率较低,该类气藏采收率普遍不高于30%。断层既是油气高产的重要条件,也是水侵的重要通道,搞清楚断层特征与该类气藏开发效果的相关性至关重要。安岳气田须二气藏属于低孔、低渗、有水、凝析气藏,储层储集空间以残余原生孔、粒间粒内溶孔为主,局部裂缝较发育,孔渗关系具双重介质特征,单井控制储量低。利用油藏工程理论、岩心物理模拟实验与数值模拟技术相结合的方法研究分析该气藏断层特征,并将断层分布模式进行分类,研究其与单井控制储量、递减率、累计产量以及流体产出特征的关系,认为:同一断层由于受力不同,其空间产状不一,断层不同部位的井产能悬殊,断层末梢段裂缝更发育,位于断层末稍端的井其测试产量是钻遇断层其他部位井产量的3倍;位于须二上亚段为断层模式1,位于须二上亚段+下亚段为断层模式2,位于须二上亚段+下亚段+雷口坡组为断层模式3,井位部署时所布井的断层模式优先考虑顺序依次为模式3、模式1、模式2,并优先选择断层末端进行布井。     

页岩气藏体积压裂水平井渗流模型

实现页岩气藏有效开发的关键在于页岩储层渗流机理的研究和产能模型的建立,但页岩气藏孔渗结构具有强烈的多尺度性,渗流机理复杂;纳米级孔隙存在克努森扩散,解吸介质变形等情形。同时,在增产改造过程中形成的复杂裂缝网络形态也对页岩气多尺度流动特征及页岩气产能造成不同程度的影响。建立了页岩气藏体积压裂后,水力裂缝与天然裂缝耦合条件下的产能预测模型,综合考虑吸附、解吸、扩散、裂缝网络等非线性流动效应的作用,并分别运用有限差分、嵌套性有限差分方法及牛顿拉普森迭代法进行求解。最后,结合我国某页岩区块实际井对体积压裂后产能进行影响因素分析。该模型对页岩气藏水平井压裂设计、压裂参数优化以及产能评价研究都具有一定的指导意义。     

计算水驱气藏水侵量及动态地质储量的集成方法

气藏动态地质储量及水侵量是水驱气藏开发设计的重要参数,目前常使用气藏物质平衡法进行计算,但是运用常规物质平衡法计算水驱气藏水侵量和动态地质储量时,由于人工选取回归点、识别图版等过程会产生较大误差,常出现不同方法地质储量及水侵量计算结果不同的情况。针对以上问题,对水侵量计算物质平衡法中的差值法、图版法、视地质储量法进行分析,建立3种方法之间的约束条件,形成新的计算方法,并进行实例计算。通过实例分析了常规物质平衡法误差来源,并验证新方法,计算结果表明新方法具有较好的实用性和可靠性,可以推广运用到有水气藏动态储量及水侵量的计算。     

西湖凹陷深层低渗-致密气藏“甜点”类型划分及成因探讨

低渗-致密气藏开发的关键是“甜点”的识别和预测,为探索海上少井、深层低渗-致密气藏“甜点”类型及成因,指导油气田勘探开发,利用岩心观察,铸体、阴极发光、扫描电镜等薄片鉴定,粒度分析,核磁共振,高压压汞,恒速压汞,孔渗测试和元素分析等多种手段对东海陆架盆地西湖凹陷X气田“甜点”进行研究。首先对研究区“甜点”定义进行探讨,并根据理论产能、物性、孔隙结构和束缚水含量将“甜点”分为3类：Ⅰ类“甜点”为高产气藏,以Ⅰ类孔隙结构为主,束缚水饱和度大多处于22%~57%;Ⅱ类“甜点”为中产气藏,储层中主要发育Ⅱ类孔隙结构,其次为Ⅰ类孔隙结构,少见Ⅲ类孔隙结构,束缚水饱和度大多处于45%~55%;Ⅲ类“甜点”为低产气藏,主要以Ⅲ类孔隙结构为主,发育少量Ⅳ类孔隙结构,束缚水饱和度大多处于45%~55%。认为Ⅰ类和Ⅱ类“甜点”能够实现现阶段经济有效开发,Ⅲ类“甜点”为后期开发的“潜力层”。研究认为,埋深是控制“甜点”发育的决定性因素,研究区4 000 m以深基本不发育Ⅰ类和Ⅱ类“甜点”;沉积环境是控制“甜点”发育的内因;事件性沉积作用及成岩作用是Ⅰ类和Ⅱ类“甜点”的重要影响因素;溶蚀作用是Ⅲ类“甜点”的主控因素;构造运动是研究区气藏“甜点”形成和保存的必要条件。     

热交变循环次数对水泥石弹性参数的影响

页岩气藏普遍采用水平井多级分段压裂方式开发,压裂过程中水泥环受到循环热应力的作用,其力学性质受到影响,导致井筒完整性变差,套管变形或损坏。针对这一特点,进行水泥石热交变循环实验,研究压裂级数对套管应力的影响规律。首先利用示波器测试水泥石在经历热交变循环后的纵横波速,计算水泥石的弹性参数,然后模拟计算套管应力,在此基础上分析在不同的冷却条件下,不同热交变循环次数后,水泥石弹性参数和套管应力的变化规律。研究结果表明:在小排量压裂条件下,水泥石的弹性模量随热交变循环次数的增加先逐渐减小后趋于稳定;在大排量压裂条件下,随热交变循环次数的增加,水泥石的弹性模量持续减小;在两种不同压裂方式下,水泥石的泊松比均随热交变循环次数的增加而增加;套管应力随着热交变循环次数的增加逐渐增大,且在大排量压裂条件下,增幅更明显。研究结果可为页岩气水平井多级分段压裂过程中套管应力分析提供依据。     

孟加拉湾浅层气成藏条件及地震识别技术

为了有效识别和预测孟加拉湾浅层气的分布规律,在弄清浅层气的成因、特点、油气成藏条件（浅层气类型、生储盖等）的基础上,通过对某三维地震资料解释,分析浅层气地震响应特征,明确浅层气的地震识别方法。结果表明,孟加拉湾浅层气为深水沉积中自生自储的构造-岩性复合型气藏,具有亮点、相位反转和低频等3种典型地震反射特征。在三维工区应用地震亮点技术、远近道振幅比较法、相位属性、频率属性、叠前AVO等技术方法进行了浅层气识别,预测成果与钻井结果吻合较好,为快速高效识别浅层气提供了技术依据。     

高凝油油藏自流掺稀冷采新技术与实践

为解决高凝油油藏凝固点高、流动性差、常规技术开采经济效益低下等问题,采用井筒热传导、掺稀增液及降凝等技术,综合考虑地温、液量、掺稀比和生产制度等多种因素,形成了1套高凝油自流掺稀冷采新方法。结合矿场数据,对地层温度、液量、掺稀比及生产制度等参数在自流掺稀冷采过程中的敏感性进行了研究。结果表明：掺稀可以增加液量、提高原油温度,当液量大于60 m³/d时,便能保持较高的井口温度;掺入低凝油的比例超过60%时,混合原油的凝固点可大幅降低;动液面对温度损失的影响较大,当动液面低于1 000 m时,原油的井口温度可保持较高水平。在G油田的1口井中实施高凝油自流掺稀冷采开发技术,投产1年半以来,原来不具备开采条件的高凝油共计被采出3.16万m³。因此,针对高凝油与低凝油共生油藏,通过控制液量、掺稀比例以及优化生产制度等措施,能够实现自流掺稀冷采。该研究成果对同类型油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

异常高压应力敏感性气藏开发动态预测研究

异常高压气藏具有变形介质特征,在衰竭式开采过程中,气藏物性不断变差,表现出应力敏感性特征,从而影响气藏的开发效果。在前人研究成果的基础上,建立了异常高压应力敏感性气藏开发动态预测模型,以此研究应力敏感性气井产能与开发动态变化规律。研究结果表明,应力敏感性气井产能与井底流压下降快,采收率相对较低,因此在异常高压气开采过程中,应充分考虑储层压力敏感对气井产能的影响,确定合理的生产压差,延长气井稳产期,提高开发效益。     

致密砂岩气藏高产液机理研究

为明确致密砂岩气藏高产液的形成原因,以大牛地气田D28井区为例,从地质、开发等不同角度开展了致密储层高产液机理研究。结果表明,局部微构造高差造成D28井区内形成局部高产液的相对富水区。在D28井区内发育河流相主河道,天然气在重力作用下向相连通的南部厚层砂体高部位运移,而原始地层水则逐渐滞留造成了井区“北高南低”的产液格局。井区内含水饱和度较高,水相更容易流动并产出,造成高产液。与气田老区相比,D28井区孔喉更加细小,且生烃强度较弱,储层中残余水相较多,同时,采用水平井开发也在一定程度上加大了产水的风险。综合研究表明,不利的地质条件是造成致密气藏气井高产液的主要原因,通过提高地质认识程度、井位部署质量和工程工艺技术,可以有效降低气井产液风险。研究结果对致密砂岩气藏高产液机理认识和气藏合理开发具有一定的借鉴意义。