致密砂岩气藏纳米封堵型低伤害压裂液研究

针对常规胍胶压裂液对致密砂岩气藏伤害大的难题，通过分子结构设计和正交实验，研制了一种纳米封堵型低伤害压裂液，在致密气藏压裂施工中能封堵部分压裂液于储层基质外，施工后液体能快速返排，从而有效降低稠化剂分子的滞留吸附与液相伤害。该压裂液在35$\sim$140℃、170 s$^{-1}$条件下剪切120 min，终黏度大于80 mPa$\cdot$s；能彻底破胶，残渣含量低，破胶液表面张力为25.91 mN/m，对致密砂岩岩芯伤害率低于15%，封堵性能及其他综合性能满足现场施工要求。该压裂液在ZJ125井现场应用，效果良好，施工后液体返排快，返排率高达75.94%，比邻井提高47%，天然气产量1.647 5$\times$10$^4$m$^3$/d，是邻井JS316HF井产量的两倍，显示了其在致密砂岩气藏中良好的低滞留特性。     

中江气田致密砂岩体积压裂应用

四川盆地川西中江气田致密砂岩具有河道砂体展布不均、水平应力差大、脆性指数低、天然裂缝不发育、延伸压力梯度高的特点，前期施工压力较高排量偏低，使得改造整体加砂强度偏低，压后产量不理想。借鉴“流动距离最短，流动阻力最小，控制范围最大”理念，依托地质—工程一体化，以多向量强支撑体积改造为关键，研究川西致密砂岩体积改造工艺。基于均衡扩展精细布缝技术，优化川西致密砂岩双甜点分段分簇，大幅度增加横向动用率。以二级组合支撑、高排量连续加砂及变黏液体实时调控的强加砂技术，实现复杂裂缝耦合支撑剂组合的多向量强加砂。通过簇间多粒径暂堵球、缝内多组合暂堵剂的双重复合暂堵强制分流提高横向裂缝复杂程度。研究成果在川西中江气田已成功应用并逐步进行推广，加砂强度由前期0.50 t/m提高到4.18 t/m，加砂强度提高7倍多，已实施井平均无阻流量55.7$\times 10^4{\rm m}^3$/d，平均有效控制储量1.33$\times 10^8{\rm m}^3$，改造效果较前期显著提高。     

川西致密砂岩气田开发后期增压开采技术

采用ReO软件对川西致密砂岩气田气藏生产系统进行建模并进行了增压开采方案优化模拟.研究表明,新场气田以川孝161、163、156三个井区为单元进行整体增压开采,洛带气田以金堂、文安、西平三个增压站进行整体增压开采,气藏单井平均采收率可提高8.59%.整体增压开采不仅能较快收回全部投资,而且能获得较好开发效益.     

川西侏罗系致密砂岩气藏稳产关键技术与展望

川西侏罗系致密砂岩气藏类型复杂，河道砂叠置复杂，砂体展布不稳定，储量品质低，气水关系复杂。单井自然产能低、稳产能力差、可采储量低，气藏动用程度低、采收率低。为实现气藏持续上产、稳产，以地震老资料重处理与解释为基础，建立了完整的地球物理及测井精细评价技术体系，实现了河道砂岩精细刻画、储层精准预测及含水饱和度的定量评价。以“少井高产”为目标，依托地质工程一体化对难动用储量优选地质及工程双甜点，形成了平面上“一”字形、“Y”形、“X”形、“V”形等多形式组合，纵向上多层位、多井型井组优化的“一场多井、一井多层”混合井网+大规模多段多簇体积压裂储层改造工艺技术体系，施工排量从5$\sim$8 m$^3$/min提高到16$\sim$18 m$^3$/min，加砂强度由0.4$\sim$0.7 t/m提高到4.0$\sim$4.5 t/m，裂缝数量由20$\sim$30簇提高至50$\sim$80簇，单井产能从5.07$\times$10$^4$m$^3$/d提高到15.64$\times$10$^4$m$^3$/d。以地震—地质—建模—数模—工程—经济一体化为手段，摸清剩余气成因及规模，提出加密调整、转层、侧钻、重复改造及工艺维护等措施，提高气藏采收率，实现川西侏罗系致密砂岩气藏20$\times$10$^8$m$^3$以上持续稳产18 a。这些技术的推广应用，“十四五”期间西南油气分公司致密天然气年产量有望保持30$\times$10$^8$m$^3$以上并持续稳产。     

川西致密砂岩气藏井筒积液储层损害机理研究

川西致密砂岩气藏储量丰富，但存在井筒积液现象，储层损害严重，从而影响开发效率。深入认识井筒积液储层损害机理是从根本上解决积液储层伤害的前提和基础。针对气井井筒积液储层损害问题，开展井筒积液储层损害定量化评价实验，分析其损伤机理。结果表明，储层含水敏性矿物，易与液体产生反应；且中小孔隙多，造成毛管压力高，导致井筒积液损害严重。井筒压力每增加1 MPa，储层损害程度增加约6%；泡排剂对储层的损害程度随浓度的增加而增大，泡排剂与凝析油作用后对地层造成的损害更大，泡排剂浓度大于0.5%时，对储层的损害程度可达90%以上。研究结果为揭示川西致密砂岩气藏井筒积液储层损害机理提供了科学依据。     

川西老区中浅层新型泡排药剂研发与应用

川西老区中浅层气井已总体处于低压低产阶段，井口压力低于1 MPa占比76.13%，产量低于0.2$\times$10$^4$m$^3$/d占比57.14%，80.62%的气井已介入泡排工艺，但泡排工艺效果逐渐变差。针对高含凝析油气井泡排效果差、低压低产气井泡排低效及积液与乳化并存致气井治理难度大等问题，研发了3种新型SCU系列泡排剂。通过建立CHSB—SDS—PFBS三元表面活性剂体系，研发了高抗凝析油泡排药剂SCU—2，可将气液表面张力降低至26.73 mN/m，抗凝析油含量达50%；优选反应体系及催化剂，研发了自生能量型泡排药剂SCU—3，可在井筒发生化学反应生成N$_2$，并释放热量，提高低压低产井泡沫举升效率；优选复合酸与抗油性表面活性剂复配，研发了净化与排液一体化药剂SCU—6，同等浓度下降黏能力优于常规净化剂，起泡能力优于常规泡排剂。SCU系列药剂应用138口井，有效率89.73%，增产天然气774$\times$10$^4$m$^3$。新药剂拓展了泡排工艺技术的应用范围，具有良好推广应用前景。     

川西致密砂岩气田采气工艺实践与效果

川西侏罗系气藏为典型的致密砂岩气藏，无明显边底水、层间水，气井生产少量产水。随着气田不断开发，气井井底积液加剧，造成产量压力双递减，稳产期短，低压低产生产时间长，排水采气是气藏长期稳产的关键技术。为探寻适用于川西致密砂岩气田的排水采气工艺及管理体系，基于25 a的研究和实践，建立并完善了一套基于流压实测、回声仪、模型及矿场经验法的产水气井多元化井筒诊断技术，根据气井自身能量变化规律，形成了差异化泡沫排水采气工艺为主体，互补型气举排水采气工艺为辅助，以连续油管和柱塞气举为补充的致密气田排水采气体系，并通过数字化技术发展，提出了“精细诊断+智能工艺一体化”的排水采气精细化管理体系，研制了积液在线诊断、丛式井整体式泡排及柱塞气举等智能化配套设备，并通过1 200余口气井的现场应用，有效提高了气井排液稳产效果，降低了老井综合递减率，对国内外类似气田开发具有一定的借鉴意义。     

凝析气井反凝析污染对产能影响研究

凝析气藏是一种特殊气藏类型。在衰竭式开发过程中,不可避免发生反凝析现象,增加地层中液相的饱和度,降低气井产能。在白庙凝析气田代表井白52井单井模拟近井地带反凝析饱和度分布基础上,结合试井解释结果和拟稳态气井产能方程,提出定量评价近井地带反凝析污染对气井产能影响的方法,对分析凝析气井产能变化规律、制定相应的开发技术对策和排液工艺提供依据。     

利用数字岩芯评价疏松砂岩气藏渗流特征

针对疏松砂岩气藏岩石物理性质的测试存在取芯难、岩芯易水化和出砂,传统的岩芯驱替实验无法准确评价其渗流特征的问题,利用数字岩芯技术对其开展了渗流特征的研究。研究中以涩北疏松砂岩气藏某井岩芯为研究对象,首先利用CT扫描仪扫描岩芯样品,获取岩芯的三维图像,抽取数字信息,将多孔介质的孔隙结构直接映射至网络,并利用分形几何原理建立数字岩芯,再从中抽提出三维孔隙网络模型;然后将模型计算结果与真实岩芯实验值进行对比和校正,获取客观有效的数字岩芯模型;最后利用该数字岩芯模型计算了不同有效应力、不同地层水伤害时间以及不同泥质含量状态下的渗流物理参数和相对渗透率,为疏松砂岩气藏的开发提供了重要的岩石物理基础数据。     

川西拗陷压实规律研究

利用川西拗陷各井声波测井资料分别制作了泥岩、砂岩的压实曲线,统计了部分井压力系数与层位的关系,通过这些资料的综合分析,总结出了川西拗陷的压实规律。研究认为,川西拗陷在纵向上存在四个压实阶段,即快速压实阶段、正常压实阶段、过渡阶段、欠压实阶段;川西拗陷从北向南,各压实层段顶界深度有逐渐增大趋势;上三叠统的砂岩与泥岩存在类似的异常高压现象;不同压实阶段,油气分布特征不同,但气藏主要存在于过渡带和欠压实带。     

东胜气田致密砂岩储层渗流机理

致密砂岩气藏渗流阻力大,废弃压力高,采收率低,含水饱和度影响显著,明确致密砂岩储层气体的渗流机理对于气藏的有效开发具有重要意义。选取东胜气田致密砂岩储层样品100余块,开展了孔渗测试及其相互关系与分布特征分析;进行了致密砂岩储层在不同含水饱和度下的气体渗流特征实验,计算了单相气体及不同含水饱和度下气体渗流的滑脱因子;测试了样品在不同驱替压力下的气水两相相对渗透率曲线。实验研究结果表明：东胜气田致密砂岩储层覆压渗透率约为常压下测得的标准渗透率的1/10,且普遍低于0.1mD,孔隙度偏低;滑脱效应受渗透率、孔隙压力、含水饱和度影响明显;干岩心气体临界流态特征明显,小于0.1mD岩样渗流特征曲线为线性,大于0.1mD岩样非线性特征明显;含水饱和度对于渗流特征曲线影响显著,随着含水饱和度增加,气体渗流由气态渗流过渡到液态渗流,气相渗流滑脱效应逐渐变弱;驱替压差对残余水饱和度影响大,控制气藏生产压差,防止大压差驱动储层水,导致气井大量产水。渗流机理研究对于东胜致密砂岩含水气藏的合理、有效开发具有重要的基础理论支撑作用。     

致密砂岩储层孔隙结构特征及其对开发的影响

致密砂岩孔隙结构特征是致密油气地质评价的核心研究工作。通过铸体薄片、X-射线衍射、扫描电镜、常规压汞、恒速压汞及气水相相对渗透率等多种实验分析手段，研究了川西中江气田沙溪庙组致密砂岩孔隙结构特征，探讨了孔隙结构差异性成因，并分析孔隙结构对开发的影响。研究表明，中江气田沙溪庙组致密储层岩石类型以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主；储层物性受原生矿物组合与成岩演化过程及其产物的影响，其中，石英对储层的渗透率贡献相对明显，对孔隙度影响不明显，黏土矿物、方解石都对孔隙度和渗透率影响明显，均呈负相关；在孔隙结构参数中，孔喉组合关系、喉道大小决定储层渗流能力，以大孔喉对储层渗透能力的贡献最大；孔隙结构对产能及气井生产特征影响明显，孔隙结构均质性越好所对应的气井产能及平均日产气就越高。研究成果对于深入理解致密砂岩孔隙结构及气井开发效果差异性具有重要的理论意义，能为气藏合理开发及评价提供科学依据。     

川西致密砂岩气藏“暗点”型河道砂岩识别方法

川西拗陷东部斜坡带沙溪庙组气藏为致密河道砂岩气藏,大多数河道在地震剖面上表现为强波谷振幅、低阻抗的“亮点”反射特征。随着该气藏评价、开发的深入,一些井在非目的层钻遇的河道砂体也有较好的油气显示。但这些河道的在叠后地震资料上具有“中弱波谷振幅”特征,导致地震振幅平面属性上河道外形不清、连续性差、难以识别,称之为“暗点”型河道砂体。首先,通过从“暗点”型河道砂岩地震响应形成机理研究出发,开展正演模型分析,确定了物性差是“暗点”河道形成的关键因素;然后,利用叠前AVO响应特征分析,明确了“暗点”型河道在叠前道集上具有I类或II$_{\rm a}$类AVO特征;最后,利用优势入射角部分叠加技术解决了“暗点”型河道砂体识别问题。实钻证实了该方法的可行性和有效性,有力地推动了该气藏的高效评价建产。     

白庙致密砂岩凝析气藏水平井优化设计

白庙气田具有构造复杂、埋藏深、储层物性差、凝析油含量高、地露压差小、地层压力高等特点,属于致密砂
岩凝析气藏。气井压裂投产初期一般具有较高的产能,但随着凝析油在近井地带析出堵塞渗流通道,产量下降快,稳
产时间短。投入开发以来,一直采用直井开采,采出程度低,开发效果差。水平井开发机理研究认为,采用水平井开发
可以提高气井产量及气藏采收率。针对该气藏地质特点,通过深入研究地质特征,重新认识局部构造和储层展布规
律,开展了水平井开发这类气藏的试验研究,先后优化实施了2 口水平井,取得了初步的效果,对合理开发致密砂岩凝
析气藏具有一定的指导意义。     

神木气田低渗致密储层特征与水平井开发评价

鄂尔多斯盆地东部神木气田是长庆气区目前增储上产的重要组成部分，系统研究其储层特征、空间叠置结构及水平井开发适用性对气田科学开发具有重要意义。实验分析表明，神木气田山西、太原组储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩及石英砂岩，孔隙类型以溶蚀孔、晶间孔及粒间孔为主，储层孔隙度分布于2.0%~10.0%，平均为6.6%，渗透率分布于0.10~1.00 mD，平均为0.83 mD，整体属低孔、致密砂岩储层。测试分析表明，孔隙度5.0%、渗透率0.10 mD、含气饱和度45%为有效储层物性下限标准。基于密井网解剖，将有效砂体空间结构类型划分为多层孤立分散型、垂向多期叠加型、侧向多期叠置型等3种。研究表明，神木气田不适合开展大规模水平井开发，可在有限地区进行局部式水平井部署。     

库车山前致密砂岩气藏储层伤害分析及控制对策研究

库车山前致密砂岩气藏目前有效解决顺利钻进问题;而钻完井过程中并未形成配套的储层保护技术。以大北区块为例,分析岩性物性、裂缝、温压等的储层特征,进行岩石敏感性、液相圈闭、钻井液动态损害评价等实验;并在对钻井液中固相颗粒、滤液、处理剂吸附原因分析的基础上,确定当前储层伤害的主要机理。依据储层损害机理,提出应对策略,主要包括:提高抑制能力和减少工作液侵入能够有效的减小岩石敏感性和液相圈闭损害;应用高效的暂堵和快速封堵技术可有效减少渗流通道堵塞损害;调整完井工艺措施是当前减小应力敏感性损害的主要方法。