火山岩气藏压裂水平井非稳态产能模型及敏感性分析

目前我国已探明的火山岩气藏地质储量达数千亿立方米,储量规模属世界最大。与常规砂岩气藏相比,火山岩气藏储集层裂缝发育,储集层物性差、渗流机理复杂。现场多利用压裂水平井技术开发火山岩气藏,有利于改善火山岩气藏渗流状况,降低单井成本,提高单井产能。但目前缺乏适合于火山岩气藏压裂水平井的复杂双重介质的非稳态产能预测模型。利用该研究综合考虑火山岩气藏双重介质特性及有限导流裂缝的情况,建立火山岩气藏压裂水平井非稳态产能预测模型,应用Laplace变换和Duhamel原理,同时结合Stehfest数值反演对模型进行求解。应用建立的产能预测模型,结合XS气田火山岩气藏P1井实际储集层及压裂参数,绘制P1井的产能递减曲线,分析了裂缝半长,裂缝条数,裂缝间距及导流能力对火山岩气藏压裂水平井产能递减曲线的影响。同时,应用正交试验进行了多因素分析。研究所获得的结果有助于提高对火山岩气藏压裂水平井产能递减规律的认识,同时,也可为评价预测火山岩气藏压裂水平井产能及优化其压裂裂缝参数提供依据。     

火山岩气藏水平井产能预测方法研究

水平井技术已逐渐成为火山岩气藏提高单井产量和储量动用程度的主体开发技术。由于火山岩气藏非均质性强,具有复杂的渗流机理,给水平井产能预测带来了很大的困难。考虑火山岩气藏储层的非均质性,分别建立了火山岩气藏常规与压裂水平井稳态三维渗流模型。采用有限元方法进行了数值求解,给出了火山岩气藏水平井产能预测方法。实例应用表明提高了产能预测精度,为火山岩气藏水平井设计及产能评价提供了依据。     

徐深气田火山岩气藏开发采用的地质技术

火山岩储层是天然气开发的新领域,具有广阔的勘探开发前景.自徐深气田火山岩气藏发现以来,徐深气田已提交2217×108 m3探明地质储量.徐深气田火山岩气藏由于火山多期喷发,造成岩相变化快、物性变化大,储层非均质性严重,以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,气藏含边底水,直井单井产量低,气藏高效开发难度大.通过几年来的不断探索,开展火山岩气藏开发评价研究,在火山岩岩性岩相识别、储层预测、地质建模及水平井开发等方面取得了初步成果,初步形成了火山岩气藏开发地质评价技术,为火山岩气藏经济高效开发提供了必要的技术支持.应用这些技术,目前,在徐深气田火山岩气藏已建成产能13×108 m3/a,该方法和技术对类似的火山岩气藏开发具有一定的借鉴作用.     

徐深气田火山岩气藏水平井开发实践

徐深气田火山岩气藏是大庆油区未来天然气开发上产的主力产层。该类气藏储层物性差,气井以压裂投产为主,单井产量低,井控动态储量较小。底部普遍发育水层,气井稳产能力差。为改善开发效果,针对火山岩储层开展了水平井开发先导性试验,通过开展气藏地质、储层地质条件适应性评价。三维地质建模、地震和气藏工程等多学科优化设计论证,已在6个探明区块优选有利区带部署8口水平井,见到了明显的增产效果。通过水平井现场实践,初步形成了火山岩气藏水平井优化设计和水平井地质导向等开发配套技术,为提高火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益奠定了基础,对同类气藏的开发具有指导借鉴作用。     

生物酶技术在火山岩气藏筛管水平井解堵应用

根据长深气田Ⅰ类火山岩气藏自然产能较高,采用水平井筛管完井,但在钻井过程中泥浆污染严重,使储层受到伤害,影响了自然产能的发挥.为解除钻井泥浆在井壁产生的泥浆滤饼的侵蚀,恢复储层的渗透能力,针对水平井筛管完井的实际情况,应用生物酶对钻井泥浆体系聚合物分子链的降解作用可解除泥浆滤饼污染的特点,进行了室内实验与现场应用.该生物酶解堵技术在吉林油田火山岩气藏水平气井现场应用,成功解除了储层污染,恢复了水平井的自然产能,为长深气田Ⅰ类火山岩气藏水平井产能发挥开辟了新途径.     

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。     

火山岩气藏开发现状综述

根据国内外火山岩气藏勘探开发的成功实例,分析总结了一般火山岩气藏的地质特征和开发特征,即火山岩气藏岩石类型繁多和岩性复杂、孔隙结构复杂、储集空间类型特殊多样、孔隙度小、渗透率低并且孔隙度和渗透率差异大、储层非均质性严重、含气面积和有效厚度变化大、气水分布复杂、双重介质储层。着重分析了升平气田火山岩储层的地质特征和该火山岩气藏开发特点。指出了产量稳定、地层压力下降小,气井产量大小与裂缝关系等火山岩气藏一般开采特征。提出了火山岩气藏增产措施和储层保护措施。     

长岭气田火山岩气藏水平井开发技术研究

2005年吉林油田在长岭断陷的中部凸起带发现长岭气田营城组火山岩气藏。该区火山岩储层岩性、岩相复杂、非均质性强,裂缝比较发育、底水体积大、能量强,给气藏开发带来了较大困难。为了有效开发长岭气田火山岩气藏,通过深化地质认识,开展有效开发方式论证,确立了水平井开发方式,并通过水平井的优化部署及现场地质导向,实现了储量的高效动用,水平井成功率100%、气层钻遇率达到92%以上。     

浅层特低渗透油藏水平井产能影响因素研究

结合水平段长度、储层地质特征以及压裂方式等对浅层特低渗透油藏压裂水平井的产能影响因素进行研究.研究结果表明,在储层地质特征相同的情况下,水平段长度对水平井初期的产能影响较小,但较长的水平段对水平井的累产贡献较大;储层的物性越好,水平井的单井产量越高;不同的压裂方式,对水平井的影响也不同,压裂规模越大,储层的改造程度越高...     

Blasingame 产能分析方法在徐深气田的应用

根据徐深气田火山岩气藏储渗机理复杂,气井产能变化规律差,选择Blasingame产能分析方法对徐深气田进行分析。由径向流动段和拟稳定流动段特征曲线计算气藏参数和原始地质储量,为气田开发、调整措施提供依据。     

凝析气藏水平井产能计算新方法及影响因素分析

当前对于凝析气藏渗流和产能的研究是以直井研究较多,甚少有研究凝析气藏水平井产能。考虑压力变化对流体物性影响,对凝析气藏的产能进行研究评价。从常规的产能分析出发,考虑岩石应力敏感系数、气体高速非达西渗流因素,定义了气油两相拟压力,采用复变函数理论保角变换,推导凝析气藏气油两相渗流产能方程。实例计算表明,新公式与产能测试的误差仅为7.2%,准确程度高。产能影响因素分析表明,凝析气藏高速非达西渗流效应对产能影响较小,岩石应力敏感系数、油气体积比和滑脱因子对产能影响较大。随着岩石应力敏感系数和油气比的增大,气井无阻流量逐渐降低,而随着滑脱因子的增大,无阻流量不断增大。     

致密火山岩气藏压裂水平井产能预测方法

水平井多段分级压裂是目前开发致密气藏最有效的方式之一,通过对水平井非稳态产能模型的研究可以有效预测压裂水平井的产能特征及确定各因素对产能的影响。将致密火山岩储层多级压裂水平井的渗流划分为3 个阶段,考虑不同区域不同渗流阶段的渗流特征和机理,建立了基质–裂缝、裂缝–近井筒和裂缝–井筒的耦合流动方程。以椭圆形渗流理论和多井干扰下的叠加原理为基础,通过保角变换、当量井径原理,建立了多级裂缝相互干扰下的压裂水平井非稳态产能预测模型,运用于实际并进行了各参数的敏感性分析。实例计算表明,致密火山岩气藏压裂水平井生产初期产量高,产气量随着时间逐渐降低。初期产量高、递减较快,后期产量低、递减较慢、产量趋于平缓。通过对启动压力梯度、敏感系数、滑脱因子等因素进行敏感性分析可知,各个影响因素均存在一个最佳取值范围。     

延安组底水油藏水平井参数优化

 水平井技术在延长油田底水油藏中的应用尚处于矿场试验阶段.目前,在该类油藏实施的几口水平井开发效果差异较大,水平井各项主要技术参数是影响其开发效果的关键.通过定量分析和评价确定水平井主要技术参数的范围及大小,可提高该类油藏水平井的开发效果.在D4927区块油藏地质研究基础上,应用数值模拟方法,对水平井的井网形式、水平段长度、水平段垂向位置、注水时机、配产配注、指标对比等开发参数进行模拟优化,通过考查日产油量、累积产油量、综合含水等主要技术指标,定量分析了优化后的效果,确定了延安组底水油藏水平井参数最优方案.     

带状低渗透油气藏中纵向双分支水平井在不同完井方式下的产能公式

为了预测带状低渗透油气藏中纵向双分支水平井在不同完井方式下的产能,分析钻、完井过程中产生的表皮系数后,通过等值渗流阻力法成功地将齐成伟公式推广为带状低渗透油气藏中纵向双分支水平井在裸眼完井、割缝衬管完井和砾石充填完井方式下的产能公式。     

底水气藏水平井见水时间研究

 底水脊进是底水气藏水平井气藏工程研究中遇到的最大问题。利用镜像反映和势的叠加原理得到底水气藏水平井势分布,导出考虑地层各向异性的水平井产能公式、水平井见水时间公式、底水脊进时任意时刻水脊高度的公式。计算结果表明,底水水平井产能受水平井位置和地层各向异性影响,减小水平井与底水的距离能增加水平井产量;垂向渗透率越大的地层更利于底水驱气藏水平井产能的提高。水平井见水时间主要受水平井位置的影响,水平井离底水距离越近,见水时间越长。投产后底水先以较缓慢的速度上升,到后期上升迅速。实例分析表明,该方法对底水气藏水平井气藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义。     

孤西地区中生界火山岩储层发育机制

针对研究区火山岩储层横纵向变化快、储层非均质性强、储层发育模式不清等问题,通过开展对区内28 口井 观察取样,进行200 余块薄片的镜下观察及87 块物性样品统计分析,明确了不同岩性的储集物性特征,综合判定研究 区总体为中低孔低渗特低渗储层,并总结了火山岩储层孔隙演化过程及物性变化规律;明确了冷凝固结、热液充 填作用、构造作用/风化淋滤、埋藏充填、埋藏溶蚀等控储主要因素,最终结合油气运移过程建立起火山岩储层在岩性、 不整合、断裂等综合因素控制下的发育模式,为下步有利储层的综合预测打下基础。     

一种新的多因素压裂水平井产能评价方法

水平井压裂是致密砂岩气井重要的开发手段,且裂缝之间存在干扰,渗流规律复杂,因此准确的产能预测尤为重要。本文研究在充分考虑气-水两相流在地层和裂缝中不同渗流规律及裂缝间相互干扰,并同时考虑在滑脱效应、启动压力梯度、应力敏感和高速非达西等因素条件下,建立了强适用性的压裂水平井气-水同产产能预测模型。此外,还对气-水两相流中地层应力敏感、气体滑脱因子、启动压力梯度、裂缝各项参数及水气比等因素进行了分析,结果表明：水气比、裂缝导流能力和裂缝半长与产能呈正相关;裂缝应力敏感与产能呈负相关;地层压力敏感、气体滑脱效应和启动压力梯度对产能影响相对较小。研究结果为致密砂岩压裂水平井产能评价提供了理论依据。