克深气田储层地质力学特征及其对开发的影响

克拉苏构造带深层裂缝型致密砂岩气藏经历强挤压构造变形,复杂的现今地应力场和天然裂缝系统导致储层非均质性和各向异性较强,不同构造之间和同一构造不同位置的气井产能差异明显。为明确影响该区天然气开发中的地质主控因素,在井筒一维地质力学参数评价和构造格架搭建的基础上开展了克深气田储层地质力学建模,深入分析克深气田多个构造带储层岩石力学性质、现今地应力场及天然裂缝的发育特征,归纳总结不同构造带、同一构造带不同部位及不同层位的储层地质力学特征,并结合克深气田典型井的开发现状,建立地质力学特征与产能的关联,最后,针对不同类型的气藏分别提出与之匹配的布井原则。研究表明：（1）不同构造类型气藏地应力场分布特征差异较大,应力方位与天然裂缝产状之间的关系也有明显不同;（2）气藏内储层地质力学属性呈现自分层特征,其直接影响储层孔隙度和渗透率分布;（3）气藏内部处于应力低值、裂缝走向与水平主应力方位之间夹角小的位置,储层渗透性能较好,单井产能更高。研究不仅为储层评价和气藏描述提供了有力的补充,同时也为井位优化提供有利的依据。     

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.     

致密砂岩气藏渗流机理研究现状及展望

致密砂岩气藏渗流机理是开发致密气的理论基础。通过对致密砂岩气藏渗流机理研究进展进行调研,总结了目前致密气渗流机理的研究现状。并对苏里格致密砂岩气田的岩样进行应力敏感性实验研究。结合目前低渗砂岩气藏的研究现状,提出了致密砂岩气藏渗流机理研究的展望。致密气的有效应力表达式、压裂气井的高速非达西渗流、含水致密气藏的启动压力梯度和水膜厚度对气藏开采的影响,致密气的储层物性分析是今后研究的方向。     

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。     

基于岩石物理分析的致密砂岩流体检测方法研究

在致密砂岩气藏的勘探中,利用地震属性检测流体对致密砂岩气藏的高效开发显得尤其重要.由于地震是岩性、孔隙度、流体等地质因素的综合响应,因此优选敏感流体属性至关重要.从苏里格气田西区某区块为例,从基础岩石物理数据出发,优选出了适合致密砂岩岩石物理模拟的岩石物理模型.系统研究了储层弹性参数与岩石岩性、孔隙度、含气饱和度变化的关系;并通过多变量正演模型筛选出对流体敏感的属性.研究表明:采用Brie模型对Xu-White模型进行改进后更适合致密砂岩储层的岩石物理模拟,利用地震数据检测含气饱和度是可行的,应用P+G属性能够较好的预测致密砂岩的含气饱和度.所采用的思路与方法,对其他类型的气藏检测方法优选具有较好的借鉴意义.     

徐深气田火山岩气藏动态分析

在徐深气田火山岩气藏静态研究的基础上,结合储层分类情况,充分利用试气、试采及开发井等动态信息,对各类储层压力、产量数据的变化特点进行分析研究,对徐深气田火山岩储层的开发动态特征实现全新的解读。研究中考虑储层的非均质性,是认识气藏开发生产条件、可靠预测气井未来生产动态的有效手段。     

基于数值模拟的延长气田开发指标优化研究

延长气田是典型的致密非均质气藏,开发难度较大。为了使气藏具有较长稳产期且有较高采收率,本研究基于气藏数值模型,结合历史生产数据,对采气速度和合理井距两项指标开展模拟预测和优化。结果表明,当采气速度提高至3%时,可实现气田经济高效开发;目前平均井距储量控制程度低,当降低井距至700 m时,累计产气量最高,后期可在储层不连片、动用程度较低的区域部署完善加密井,以提高储量控制程度和气田最终采收率。     

吐哈盆地巴喀致密砂岩气田八道湾组有效储层特征及分布规律

应用压汞测试、核磁共振、物性分析及生产动态等多种资料,对吐哈盆地巴喀气田八道湾组致密砂岩储层的岩石学特征、物性特征、孔隙结构特征进行了分析。综合孔隙度-渗透率交会图法、试气资料分析法、孔隙结构分类法和核磁共振法对八道湾组储层物性下限进行评价,确定其孔隙度下限值为4.5%,渗透率下限为(0.03~0.04)×10-3μm2。对巴喀气田沉积相类型进行了研究,明确了辫状河三角洲平原及前缘为有效储层分布的有利相带。巴喀气田有效储层分布规律主要受构造位置的高低、砂岩粒度的粗细、裂缝的发育程度三个因素共同控制:构造位置的高低对研究区的有效储层有重要的控制作用,目前钻井解释的有效储层主要分布在构造高部位;研究区的有效储层主要分布于粒度较粗的砂岩段中,随着砂岩粒度的增加,孔隙度和渗透率明显变好,物性的变好为有效储层的形成奠定了基础;研究区裂缝较为发育,随着裂缝密度的增加,储层的有效程度也随之增加。     

苏里格气田东区气井产能主控因素分析

苏里格气田东区强烈的储层非均质性和明显的"低渗、低压、低产"特征,是严重困扰天然气开发的关键问题。为了提高该区气井产能,从气藏地质特征入手,重点分析了影响该区气井产能的主控因素及其成因机理。研究认为:有效储层发育规模小、连通性差、储层物性特征差是制约苏里格气田东区气井产能的主要因素;压实作用、胶结作用是导致储层物性变差的主控因素;对于低孔低渗型致密砂岩储层,羧甲基压裂改造是提高气井产能的必要手段和有效途径。     

延安气田东部致密气藏产水原因及控水方法研究

延安气田山西组普遍产水较大,对气田开发的影响日趋严重。本次研究中从延安致密气藏的储层特点出发,深入分析了气井产水的原因,总结出该类气藏产水主要为原生层内水、次生层内水以及凝析水三种类型。通过分析延安气田复合多韵律的致密砂岩类型,认为低渗透砂岩气藏适合控水结合排水方式控制气井产水,控制生产压差是致密气藏控水稳产的一项重要举措。研究中采用不稳定分析法,通过改变气井工作参数,对多口井地层压力、流压、水气比等进行监测分析。结果表明气井合理生产压差应控制在3.0 MPa～5.0 MPa时,可以保持高效稳产且产水量较小。     

窄河道致密砂岩气藏的断层有效性评价 -以中江气田沙溪庙组为例

中江气田中上侏罗统沙溪庙组是致密砂岩气藏,评价其断层有效性对认识气藏内"断-砂"配置关系、油气充注度意义重大。通过三维地震构造解释方法获得断层的基本性质、断层内部结构、断面形态等,结合断裂构造演化评价断层的有效性。通过分析"断-砂-源"匹配样式及控气作用,研究断层与砂体的配置关系对气藏成藏的富集作用。研究表明,中江气田储层类型为低孔低渗的孔隙型,气藏为"深源浅聚、断砂输导"的"窄"河道致密砂岩次生气藏。通过分析现今"断-砂"配置关系,确定研究区内三类"断-砂"配置模式,并建立相应目标层级的评价标准。研究结果可以为中江气田沙溪庙组等此类窄河道致密砂岩气藏的断层有效性评价提供借鉴。     

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。     

体积压裂裂缝分布扩展规律及压裂效果分析—以鄂尔多斯盆地苏53区块为例

体积压裂技术为致密砂岩气藏大规模经济有效开发提供了新的途径。为了分析裂缝在体积改造中的分布和扩展规律,基于鄂尔多斯盆地苏53区块储层特征和渗流-应力耦合理论,采用RFPA-flow软件建立了储集层砂岩体的流固耦合模型,模拟分析了引导裂纹、天然裂缝、围压对体积压裂中裂缝扩展的影响。然后通过对比区块内体积压裂井、普通压裂井和未压裂井的实施效果,体现出体积压裂在致密砂岩气藏开发中的明显优势。     

神木气田太原组气藏开发低效性主控因素

鄂尔多斯盆地东部的神木气田太原组在储层特征上不同于相邻榆林气田山西组,近年来勘探证实其具有良好开发潜力,但已完钻的气井总体呈低产、低效特征,无阻流量主要分布在(2～4)×104m3/d.为实现神木气田的有效规模开发,根据常规薄片、常规物性分析、压汞曲线特征、岩性描述等系列资料从沉积环境、砂体展布特征及储层物性等方面入手,深层次剖析了该区太原组气藏低效性的原因.认为区域上构造运动,生、排烃时间与储层致密化时间不匹配,沉积相主导下的储层非均质性强,砂岩储层岩屑含量高等因素是导致神木气田太原组气藏低效性的主要因素.在此基础上,通过分析有代表性实验样品的核磁共振结果发现:一定情况下岩性与可动流体饱和度之间存在相关关系.提出水平井是该区有效开发手段之一.     

延长气田上古生界气藏储层特征综合研究

通过对延长气田上古生界本溪组、山西组山2段与山1段、石盒子组盒8段储层的砂岩类型、岩屑组分、粒度分布、孔隙类型、孔喉结构、物性分布等进行综合分析,探讨延长气田上古生界气藏储层的特征。研究结果表明:1目的储集层段主要为石英砂岩、石英岩屑砂岩与岩屑石英砂岩;2碎屑组分以石英为主,其次为岩屑,仅有少量长石;3储层碎屑骨架颗粒主要为中砂,其次为粗砂,粉砂与砾石颗粒较少;4储层孔隙度普遍小于10%,渗透率主要介于(0.005~0.23)×10-3μm2,为致密型储层;5储层层内与层间的非均质强。将该区储层按物性特征划分为4类:优质储层,良好储层,差储层及非有效储层。     

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。     

苏里格气田苏147井区盒8段二维地震储层预测

为提高致密低渗气田薄储层预测精度,对不同年度采集的二维地震数据从道集和提高分辨率角度进行特殊处理,选取鄂尔多斯盆地苏里格气田苏147井区主力产气层盒8段河流相储层做弹性参数敏感性分析,优选出横波阻抗、纵横波速度比、泊松比这3类储层预测敏感因子,确定横波阻抗门槛值在7 000~8 500 g·cm-3·m·s-1之间为砂岩,纵横波速度比小于1.6或泊松比小于0.18为含气砂岩.由此开展二维地震反演和储层含气性预测,指明研究区盒8段砂岩和含气砂岩储层的平面分布特征,为气田平稳开发提供合理依据.     

多尺度科学及其在油气田开发中的应用研究

在简述多尺度科学的主要研究内容、方法及现状的基础上,从多尺度科学角度出发,提出了油气藏即是一个复杂的多尺度系统,油气产出是一个跨时间和空间尺度的复杂过程,是在微观孔喉、微裂缝至宏观裂缝、水力裂缝等渗流通道中的一系列串联耦合过程的观点。油气田开发中多尺度问题主要包括油气藏多尺度描述、多尺度数据整合以及多尺度模拟。以致密砂岩气藏为例,探讨了非常规天然气开发中的多尺度现象及其对气藏开发的影响及对策。指出致密砂岩气藏多尺度结构由基块孔喉、天然裂缝和水力裂缝组成,基块供气不足和储层损害是制约气井产能的关键因素。基于多尺度传质理论大幅度提高传质效率,强调加强钻井、完井和增产改造等全过程储层保护、采用最大储层接触面积（MRC）技术是开发非常规油气资源的有效途径。     

鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气成藏特征

鄂尔多斯盆地上古生界气藏为致密砂岩气藏。通过对盆地上古生界烃源岩、储集层、储层致密和成藏时间以及天然气运聚的分析,详细研究盆地上古生界致密砂岩气藏的成藏特征。本溪组-山西组煤层是主要的烃源岩,烃源岩有机质丰度高,干烙根为Ⅲ型干烙根,有机质成熟度高,以高-过成熟为主,为盆地天然气成藏提供充足的物质基础。储层岩性以岩屑石英砂岩、石英砂岩和岩屑砂岩为主,孔隙度主要分布在4%~8%,渗透率在0.1×10~(-3)~0.5×10~(-3)μm~2,为低孔低渗致密砂岩储层。储层具有"小孔隙、细喉道、微裂缝不发育、孔喉连通性差"的特点。致密气藏是先致密后成藏,储层在早-中侏罗世储层演化为致密砂岩储层;而后在晚侏罗世-早白垩世天然气大量充注形成气藏。天然气在气体膨胀力的作用下沿着微裂缝近距离运移聚集形成大面积连片分布的致密砂岩气藏。     

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。