致密砂岩气藏剩余气开发潜力定量评价

致密砂岩气藏剩余气分布规律复杂、开发潜力难以定量评价，制约了开发中后期的加密调整。针对剩余气定量表征存在的问题，以川西地区新场气田沙二气藏为例，综合数值模拟、已实施加密水平井开发效果及经济效益，确定了影响剩余气潜力的因素由大到小依次为地层压力、储量丰度和渗透率。为综合考虑上述各因素对剩余气区加密井经济可采储量的贡献，定义了剩余气潜力指数，并结合经济评价建立了剩余气潜力指数与加密水平井经济可采储量的数学表达式，实现了对剩余气开发潜力的定量化表征。实例分析表明，新场气田沙二气藏中剩余气开发潜力指数大于0.7的井区具有利用水平井加密的潜力。据此，在主力开发层系J$s_2^4$气层东北部筛选出剩余气潜力区1个，通过实施部署水平井实现了对边部高含水剩余气区储量的有效动用。部署的加密水平井效果良好，验证了所建立剩余气开发潜力定量评价方法的有效性。     

大型高叠置致密砂岩气藏提高采收率技术

新场气田沙溪庙组气藏储层致密、特低渗、低孔,自然产能极低,主要通过人工压裂开发,通过系统分析影响气藏采收率的主要因素,形成了以气藏精细描述及分类评价为基础,建模—数模一体化的剩余气分布规律定量评价和利润为约束的剩余储量开发潜力评价为核心,井网立体开发及差异化对策优化为手段的提高采收率技术。研究结果表明,致密砂岩气藏依靠单一技术提高采收率非常有限,多种技术联合攻关能最大限度提高采收率,切实提高新场沙溪庙组气藏采收率31.71%。多轮次的气藏精细描述为提高采收率对策选择奠定了基础,复算储量误差率小于2%;剩余气定量描述及潜力评价为气藏加密调整及效益开发提供了可靠的保障,明确了气藏剩余气类型及其效益开发界限,提高采收率8.28%;多层组混合井网立体化开发和差异化开发对策是气藏实现提高采收率的主要手段,提高采收率23.43%。     

稠油底水油藏地质研究及水平井调整实践

我国东部油田由于受沉积环境的影响,油藏类型大部分为复杂断块油藏,物性差,非均质性强。羊三木油田三断块Ngl油组是一个复杂断块稠油底水油藏,投入开发近30年,目前采出程度不足8%,开发效果一直较差。通过精细油藏描述及剩余油分布研究,搞清储层及剩余油在三维空间展布的基础上,提出三断块Ngl稠油底水油藏,采取钻水平井加密与钻直井加密相结合,并配合一定的油水井措施整体挖掘油藏潜力的井网调整策略。羊H₁井的钻探成功,为下一步的调整、挖潜打下了坚实基础,并对同类油藏的开发调整将具有一定的借鉴意义。     

低孔低渗低压气藏合理井距分析——以大牛地气藏盒2+3气藏为例

通过规定单井产能法,合理采气速度法、丰度计算法、利用类比法确定井距四种方法对盒2+3气藏理论井距进行计算,得到理论合理井距为680~780 m。算得实际平均井距为580 m。最后通过与同类型气田、2004年开发方案对比进行了合理井距分析,得出以下几点结论:①盒2+3气藏现在的采气速度达到了3.32%,过快的开采速度会使气藏压力下降迅速,影响气藏最终采收率;②平均井距(580.3 m)略微偏小,井距分布不均匀,西部井距比较密,东部和北部井距比较稀;③总体上看来,大牛地盒2+3气藏井网控制程度达79%,加密空间不大,属于比较完善的井网。     

延安气田致密砂岩气藏开发井距优化研究

鄂尔多斯盆地延安气田上古气藏是典型的强非均质多层复杂叠置致密砂岩气藏,单井控制规模小、开发及动用难度大,为提高区块开发效果,在地质及气藏动态研究基础上,优选泄气半径法、干扰试井法、经济评价法对延安气田Y145井区开发井距进行优化调整。泄气半径法结果表明,井距在580～736 m较为合适;干扰试井法结果表明,山2层>500 m较为适宜,山1及盒8层控制规模相对山2较为有限;经济评价法结果表明,Ⅰ+Ⅱ类储量区整体经济极限井距为617 m,合理井距为702 m。综合3种方法的研究结果,得出在目前经济技术条件下,采用600～700 m井距逐步完成加密调整可进一步提高区块储量动用程度和整体采收率。该研究可为同类气田井网加密调整提供一定的理论依据。     

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。     

致密砂岩气藏钻完井关键技术研究进展

 从20世纪70年代开始,美国致密砂岩气藏的广泛开发受到了普遍关注,在致密砂岩气藏钻、完井等方面形成了一系列成熟的先进技术,井型设计从最初的单一直井发展到水平井、丛式水平井,最长水平段超过3000m;布井方式也从单口井钻井转变为工厂化钻井,提高了施工效率;钻井提速采用欠平衡钻井、控压钻井、优质钻井液等技术,实现了长水平段水平井安全、快速钻井;完井技术由常规酸化发展为大型分段压裂技术,改造级数最多超过60级,单井产量提高45%以上,实现了致密砂岩气藏低成本、高效益开发。根据中国致密砂岩气藏储层特征,先后在长庆、吉林等油田进行了丛式水平井工厂化钻井和长水平段加砂分段压裂改造技术的试验应用,钻井最长水平段为2800m,改造级数最多已超过25级,单井成本节约100万元以上,产量是直井的3～10倍,取得了显著的应用效果。这些配套技术的形成推动了中国致密砂岩气藏钻完井技术的进步,对加快中国致密砂岩气藏开发步伐具有重要的指导意义。     

透镜状致密砂岩气藏井网加密技术与应用

致密砂岩气藏中,多层叠置连片分布的透镜状砂岩气藏约占一半,井网加密是此类气藏提高采收率的技术关键。该文介绍了国外两种可以进行快速评价的井网加密技术：地质统计法和“移动窗口”法。然后通过大量实例分析,探讨了井网加密时机、加密程度和加密效果：动态确认具有加密潜力,即可实时井网加密;加密后井网密度约等于气藏范围内地质统计泄气面积的中值;采收率可以提高到50%以上,Rulison气田甚至达到75%。最后以我国苏里格气田为例,分析了苏6井区井网加密潜力,认为利用直井开发极限井网密度可以达到0.24 km2/井,采收率可以在目前基础上提高一倍。     

反九点井网不同井型对海上油田聚合物驱油效果影响实验研究

在内置微电极三维平面均质岩心模型上进行物理模拟实验,对比研究了反九点井网条件下直井和水平井对开采效果和剩余油分布的影响。在均质条件反九点井网(一注三采)中,边井之一采用水平井开发,水平井所控制的泄油面积大,区域内的剩余油较直井开发动用程度高,水平井单井最终采收率比相同位置直井单井最终采收率高了2.53%;但是整体上改善开发效果不明显。为了进一步研究不同井型对开发效果及剩余油分布的影响,利用数值模拟技术研究了非均质条件下不同水平井布井方式对驱油效果以及剩余油分布的影响。研究结果表明,非均质条件下采用水平井与直井组合开发,效果要好于单纯采用直井开发的模式。不同的水平井布井位置提高采出程度的幅度及动用剩余油的范围又有所差异。当水平井位于低渗带时,能够大范围动用直井开发时不能动用的低渗带剩余油,降低剩余油饱和度,提高采出程度相对较高。当水平井位于中渗带时,能够一定程度上提高采出程度,虽然提高了中渗带剩余油的动用程度,但大部分低渗带的剩余油仍然没有动用。当水平井同时位于中、低渗带时,提高采出程度的幅度小于低渗带为水平井的方案,而大于中渗带为水平井的方案。     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

神木双110井区非均质气藏井位优化部署技术

神木气田双110井区地质条件复杂,储层非均质性强,井位部署及跟踪调整难度极大。2017-2019年长城钻探公司与长庆油田创新合作模式,充分发挥联合开发优势,以双110井区为目标,坚持地质工程一体化,精细地质研究,优化井位部署。为了保证开发效果,从地震、测井、录井、岩芯、试气等资料入手,开展构造特征、沉积相特征、砂体及有效储层分布规律研究,建立三维地质模型,优选含气富集区。在井型、井网论证的基础上,优化井位部署,最终实现“少井高产”。共完钻直/定向井208口,对比方案少钻37口井,静态I+II类井比例达84.0%,部署完成水平井15口,平均水平井长度1 433.5 m,砂岩钻遇率83.3%,获得良好的开发效果。     

径向水平井侧钻工艺的试验与应用

针对低渗透油田的开发现状,开展径向侧钻水平井技术的研究应用,详细论述了径向侧钻水平井钻井的工艺技术,使老井改造、加深、侧钻小井眼钻井技术及径向水平井等钻井完井配套技术得以快速发展,对低渗透油田开发剩余油气,提高采收率和综合经济具有十分重要的意义.     

四川盆地上震旦统灯四气藏水平井分段酸压工艺优化

四川盆地上震旦统灯影组四段白云岩气藏孔隙、溶洞、天然裂缝发育,储集空间以粒间溶孔、晶间溶孔和中小溶洞为主,储层类型多样,平均孔隙度3. 87%、平均渗透率0. 9 m D,整体属于特低孔-低孔、低渗储层,大斜度井或水平井+分段酸压改造是灯四气藏投产、建产的关键技术手段。首先,通过对前期酸压改造直井的地质和工程参数进行统计分析,明确影响酸压改造效果的地质主控因素及影响程度,形成储层品质的量化评价方法;其次,采用产能模拟方法,确立不同品质储层对酸蚀裂缝长度和导流能力的需求,结合酸蚀裂缝刻蚀形态和非均匀刻蚀程度量化分析、酸液滤失行为分析、转向酸和胶凝酸在不同品质储层的酸蚀蚓孔形态模拟分析,优选针对性改造工艺;再次,综合钻、录、测井成果,计算沿大斜度井、水平井井筒的储层品质剖面和破裂压力剖面,制定水平井精细化分段原则。形成了适合于震旦系灯四段气藏大斜度井、水平井的精细化分段和"一段一策"酸压改造技术,现场应用14口井,累计获得井口无阻流量1 640. 48×10~4m~3/d,平均单井无阻流量117. 21×10~4m~3/d,平均单井增产倍比达到3. 86。     

长岭火山岩气藏水平井开发技术

火山岩气藏一般具有岩石类型繁多、岩性岩相复杂、孔喉结构杂乱、低孔低渗、储层非均质性极其严重等特征.针对火山岩气藏地质特征复杂和开发难度大的特点,对吉林长岭火山岩气田地质特征进行深入研究,分析论证了水平井在提高单井产能、产能替换比、面积替换比和单井控制储量等方面的技术要素.将这些技术要素与直井进行对比,结果表明,利用水平井技术开发火山岩气藏是可行的.     

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。     

低渗透砂岩气藏渗流特征及渗透率下限研究

针对川中须家河组低渗气藏含水饱和度高、气井单井产能低、稳产困难的现状,急需优化调整生产方案提高产能。为此,通过计算机断层扫描(computed tomography, CT)技术分析了不同类型储层的孔隙结构特征及其影响;其次,在地层条件下进行实验研究了不同类型岩心的气-水两相、气相单相的渗流特征,并确定了气藏开发的渗透率下限。研究表明,与孔隙度、孔喉半径相比,孔隙类型对渗透率的影响程度更高;随着含水饱和度的提高,气相流动能力大幅降低;束缚水条件下,孔隙型岩心内的气相流动存在启动压力梯度;当生产压差为16 MPa和20 MPa时,对应的渗透率下限分别为0.34、0.27 mD。实际生产过程中,可以通过控制含水饱和度、提高储层渗透率或生产压差的方式提高气井产能。该研究对掌握低渗气藏的气相流动特征、优化调整生产方案具有借鉴意义。     

低渗-致密砂岩气藏开发中后期精细调整技术

低渗-致密砂岩气藏进入开发中后期,面临如何进一步提高储量动用程度与采收率问题,开展开发中后期精细调整是改善其开发效果的重要技术手段。针对该类气藏进入开发中后期地质、生产动态以及开发方式上相对于开发早期的变化,梳理了开发中后期在剩余储量描述、提高储量动用程度和井网适应性评价中面临的关键技术问题,围绕气田挖潜与提高采收率,有针对性地提出了技术对策,提出了以开发中后期精细气藏描述、储量动用程度评价和井网井距优化为核心的气藏开发中后期精细调整的技术思路及流程。以C气田为例,采用该技术方法进行了气田中后期的开发调整,解决了剩余储量的有效动用问题,整体提升了气田开发效果和经济效益。     

川东北部飞仙关组鲕滩气藏的发现及气藏特征

阐述了川东北地区从1963年石油沟构造巴3井首次在飞一段钻获天然气开始,到福成寨、板东、黄草峡构造上相继发现飞仙关组气藏,渡口河构造的渡1井在飞仙关组钻遇孔隙型白云岩,获天然气流,罗家寨、铁山坡、金珠坪等一批飞仙关组鲕滩整装气藏的勘探历程。分析了川东北地区飞仙关组鲕滩气藏的烃源条件、储集条件、盖层条件,指出飞仙关组天然气主要为原油裂解气,上二叠统及飞仙关组自身为其主要烃源;其储集岩类型主要为鲕粒云岩和溶孔鲕粒灰岩两大类。评价预测了储层发育有利区带。分析了气藏的形成过程,认为可划分为古油藏阶段、大气藏阶段、古气藏调整定型阶段等三个阶段。从地质构造、沉积相分布、圈闭要素等角度剖析了罗家寨等构造飞仙关组鲕滩储层的形成机理和气藏特征。     

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。     

裂缝性致密砂岩气藏剩余气分布预测及开发优化建议： 以川西坳陷新场地区须家河组二段为例

裂缝性致密砂岩气藏具有储层基质致密低渗、裂缝非均质发育、气水界面不统一等特点,导致天然气资源动用程度低,气井产能差异大,开发形势整体不乐观。为明确气藏的剩余气分布规律及动用对策,以新场地区须家河组二段气藏为例,根据产能主控因素分析,形成了一套适用于裂缝性致密砂岩气藏的数值模拟技术流程,定量表征了剩余气分布特征,提出了开发优化建议。结果表明：综合考虑构造裂缝和基质砂体岩性对产能的控制作用,对动态模型采用“分井区、分砂组、分介质、分岩性”的方式精细划分流动单元,保证了数值模拟的高效和精度。剩余气分布整体在构造起伏约束下,受基质岩性、断裂裂缝和井控程度影响。建议布井潜力区应具备构造高部位、基质砂体连续、断裂裂缝发育、剩余气富集等条件,进一步根据井间干扰程度和地层能量利用率优化布井位置。