鄂尔多斯盆地低渗-致密气藏水平井全生命周期开发技术及展望

基于鄂尔多斯盆地天然气开发实践,系统描述了低渗-致密气藏地质特征。依据水平井开发的主要对象、技术参数和生产指标等因素,将水平井开发历程划分为实践探索、攻关试验、规模应用和优化提升4个阶段。详细阐述了鄂尔多斯盆地水平井开发的技术内涵,系列开发技术包括多学科甜点优选技术、多层系大井丛整体部署技术、多专业融合导向技术、精细化压裂改造技术以及全生命周期生产管理。综合评价了不同气藏水平井的开发效果及潜力,认为致密气水平井具有良好的开发效果和前景;明确了加强多学科全过程联合研究是水平井技术发展的主要方向,也是实现低品位天然气资源规模、效益开发的关键。今后面对深、薄、低丰度等更为复杂的开发对象,将针对性地优化、提升苏里格等老气田水平井技术,攻关形成庆阳、宜川等新气田水平井配套技术,超前储备页岩气、煤层气等新型天然气资源水平井有效开发技术,为鄂尔多斯盆地天然气上产及稳产提供技术保障。     

致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术——以鄂尔多斯盆地致密气示范区为例

中国致密砂岩气资源丰富、分布广泛,但储层非均质性强,单井产量低,有效开发难度大.为提高致密砂岩气单井产量和储量动用程度,探索致密砂岩气藏多层系高效立体开发模式,以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气示范区盒8段、山1段等多套含气层系为例开展了研究,提出了一套致密砂岩气藏多层系水平井立体开发技术体系.首先,针对致密储层特征,通过...     

致密砂岩储层地质导向技术研究及其应用——以苏里格气田XX区为例

苏里格气田XX区上古生界含气层系为物性较差的低孔低渗致密砂岩储层,砂体空间结构复杂,非均质性强。围绕苏里格气田XX区致密砂岩储层进行砂体精细解剖,开展砂体空间结构特征研究,论证了水平井地质导向技术在该区的具体应用及其实施效果。针对垂向叠置的多套砂体内部单砂体与隔夹层发育特征,强化了水平井轨迹优化设计,明确了针对该区致密砂岩储层的水平井地质导向技术。实践表明,大斜度式与阶梯式水平井垂向上可钻遇两套或多套气层,有效提高了储量动用程度。     

基于分段拟合的致密气藏递减分析方法

Arps递减模型的适用条件之一是气井生产达到边界控制流阶段,应用Arps递减模型对苏里格致密砂岩气藏压裂气井产量进行递减分析时,存在以下难点:如何确定气井到达边界控制流的时间;达到边界控制流阶段的气井,如何进一步判断其递减类型。为此,根据苏里格气田气井生产特征,结合试井理论及数值模拟方法,建立不同类型气井数值模型,确定气井到达边界控制流时间,以此为分界点,分段拟合,研究不同阶段气井产量变化规律。结果表明:已进入边界控制流的气井,递减指数介于(0,1),为0.5左右,属于双曲递减的一种特殊形式-衰竭递减。利用研究成果能够合理有效的预测气井不同生产阶段的生产指标及变化规律,对致密砂岩气藏压裂气井的产量递减分析及指标预测有一定的指导意义。     

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。     

靖边气田南部非边底型地层水分布主控因素及预测

在分析气井产水特征的基础上,研究靖边气田南部马五1+2气藏地层水分布主控因素,提出非边底型地层水分布预测方法,划分气水分布类型.结果表明:地层水主要为气水同层,纵向上主要位于马五31,平面上主要分布于区块中—东北部;气田分布受成藏背景、地质结构、小幅度构造及储层含气性等因素控制,成藏构造背景是相对富水的基本条件,不整合面地质结构控制气水聚集形式,中部大面积分布的盖层遮挡气水运移通道,小幅度构造对气水分布进行局部微调整,储层含气性差异体现地层水充注程度.根据产水井点分布、地质结构位置、小幅度构造部位、含气饱和度等指标,将研究区划分为3种类型:相对富水区,主要位于古地貌缓坡区、小幅度构造低部位且含气饱和度低于50%的区域;产水低风险区,位于西部剥蚀区和东侧洼地区、含气饱和度高于50%区域;产水高风险区,介于两者之间.该研究对靖边气田南部勘探开发及生产措施制定具有指导意义.