塔里木盆地克深气田现今地应力场特征

利用钻井诱导缝走向及井壁坍塌方位对克深气田现今地应力方位进行判断,并通过测井资料计算关键井现今地应力的数值。在此基础上,通过确定岩石力学参数并建立有限元模型,对克深气田现今地应力场进行数值模拟,并分析气田开发过程中地应力的变化及其对气井产能的影响。研究结果表明:克深气田现今水平最大主应力在西部为北北西向,向东部渐变为北北东向。水平最大主应力在气田中部表现为低值,向东西两侧呈条带状增加,水平最小主应力自北向南减小,垂向主应力与构造形态有较好的相关性,在背斜高点处为低值区。在气田开发过程中,地层压力的下降使总地应力随之呈线性下降,而地层有效地应力线性增加,导致储层裂缝开度降低,使孔渗性变差,从而影响气井产能,因此,在克深气田的开发过程中,应采取一定的储层保护措施,以保证气井的高产与稳产。     

铜城断裂带阜二段储层应力场数值模拟及开发建议

通过裂缝形成时期古应力场数值模拟,预测铜城断裂带阜二段储层裂缝的产状;利用岩心声速实验以及微地震监测技术确定井点现今地应力方位;结合压裂资料计算井点现今地应力;通过确定岩石力学参数并建立有限元模型进行现今应力场数值模拟;借助于裂缝产状以及现今应力场数值模拟结果,预测储层中天然裂缝的开启压力和开启次序。结果表明,铜城断裂带阜二段现今水平最大主应力为北东东向;在注水过程开发中,北东东向裂缝优先开启,南东东向裂缝后开启;裂缝的开启压力随裂缝走向与水平最大主应力之间的夹角增大而增大;裂缝埋深与开启压力同样具有较好正相关性,在构造高部位(1 850~2 350 m)裂缝的开启压力在25~50 MPa之间,在构造低部位(3 300~4 000 m)裂缝的开启压力在45~75 MPa之间;通过计算储层的实际破裂压力,提出在不同区块采用不同的注水压力,以保证油气井的高产与稳产。     

曲率法在库车坳陷克深气田储层裂缝预测中的应用

针对克深气田储层厚度横向分布稳定、构造形态简单且断层发育较少的实际情况,利用曲率法对该气田的储层裂缝分布进行了预测,并将预测结果与数值模拟法的结果对比、结合,对克深气田的储层裂缝有利发育区及有利勘探方向进行了分析。结果表明,利用曲率法预测的裂缝分布趋势与数值模拟法结果基本一致,储层裂缝孔隙度值在构造高点及背斜长轴方向的转折端处出现高值,其中东部背斜高点处裂缝孔隙度最大,其次为西部背斜高点、中部小型背斜高点及东南缘单斜带。从气藏开发的角度指出西部背斜高点及东部背斜高点为最有利勘探方向,中部小型背斜高点为次有利勘探方向,东南缘单斜带所属的圈闭幅度低且面积较小,储量受到限制,勘探价值有限。     

裂缝性储层射孔井水力裂缝张性起裂特征分析

基于弹性力学和岩石力学理论,考虑天然裂缝与射孔孔眼相交的空间关系,结合张性起裂准则,建立了裂缝性储层水力裂缝沿天然裂缝的张性起裂压力计算模型.计算结果表明:水力裂缝沿天然裂缝的张性起裂压力较岩石本体起裂压力显著降低,裂缝性储层水力裂缝倾向沿天然裂缝起裂.张性起裂压力大小对比分析表明,孔眼指端和孔眼顶部位置天然裂缝的张性起裂压力最小,为水力裂缝的最易起裂点;天然裂缝为低倾角时,水平最大和最小地应力方位的张性起裂压力差变小,水力裂缝将从井眼不同周向方位同时起裂延伸,扩展为径向缝网.实例计算分析证实了裂缝性储层水力裂缝的起裂特征.     

塔里木盆地克深2气田储层构造裂缝成因与演化

在储层构造裂缝力学成因分类的基础上,对克深2气田的构造裂缝进行成因分析,然后结合构造演化史和构造应力场演化史,研究克深2气田储层构造裂缝的演化特征,并分析构造裂缝形成期次与油气成藏的匹配关系。研究结果表明:克深2气田发育近EW走向、近NS走向和NW—SE走向的3组构造裂缝,其中近EW走向的构造裂缝主要受控于早期区域伸展作用、后期背斜弯曲拱张作用、异常流体高压作用、构造反转期应力转换作用以及逆冲断层伴生等因素,近NS走向的构造裂缝主要受控于近南北向的构造挤压作用,NW—SE走向的构造裂缝则主要形成于NNW—SSE或近南北方向的水平最大挤压应力;克深2气田发育白垩纪和古近纪末期、中新世末期、上新世末期3期构造裂缝,其中第2期和第3期构造裂缝是最重要的两期构造裂缝,与第2期和第3期成藏期具有较好的匹配关系,促进克深2工业规模气田的最终形成。     

川西深层须家河组气藏储层预测关键技术

探讨川西深层上三叠统须家河组气藏优质储层预测、裂缝发育带预测及含气性检测方法。针对川西新场气田须家河组气藏,在储层地震响应特征和有利沉积相带预测的基础上,利用AVO叠前同时反演预测相对优质储层的分布;采用纵横波资料联合的裂缝检测方法,进行地震属性裂缝预测、P波方位各向异性裂缝预测、横波分裂裂缝检测及离散裂缝网络建模的裂缝表征等多方法、多尺度的裂缝综合预测;利用纵波和横波联合反演进行储层的含气性预测,并形成了须家河组气藏储层预测关键技术。结果表明该技术系列可以较好地预测须家河组气藏相对高孔隙储层、裂缝发育带及含气有利区,钻井成功率从15%提高到89%。     

大宁—吉县地区5号煤层现今地应力预测及其对煤层气开发的影响

现今地应力场对煤储层渗透率具有极其重要的控制作用。我国鄂东大宁-吉县地区煤层气资源丰富,然而该区现今地应力研究程度较低,不利于该地区煤层气的高效开发。为查明大宁-吉县地区主采煤层现今地应力场特征,本次研究利用三维有限元数值模拟方法对下二叠统山西组5# 煤层现今地应力分布进行预测。结果表明,5# 煤层现今地应力表现为正断型应力机制。鄂东大宁-吉县5# 煤层最大水平主应力在15.4～21.6 MPa之间,最小水平主应力在9.8～14.4 MPa之间,构造变形的复杂性会对地应力分布产生影响。现今地应力控制压裂裂缝扩展,研究区现今地应力状态下的压裂裂缝沿着NNW-SSE方向垂直扩展。研究区5# 煤层应力差大部分小于6 MPa,具备形成复杂裂缝网络的地应力基础。煤层渗透率随有效地应力的增大呈指数减小,有效地应力越大,煤储层的渗透性越差。研究区东南部远离断层,又是应力降低区域,煤层气易在此地发生聚集,形成煤层气储藏的丰富区。研究成果可为研究区煤层气效益开发提供地质基础与科学指导。     

乌夏断裂带二叠系火山岩-碎屑岩混杂地层裂缝预测

基于岩石破裂准则,建立造缝期古地应力和现今地应力与裂缝参数之间的关系.通过构造解析确定古今地应力的性质和方向及古应力的大小,运用ANSYS反复调试出现今应力的大小,将裂缝参数计算模型代入古今地应力场的数值模拟结果中,模拟计算准噶尔盆地乌夏地区二叠系火山岩碎屑岩混杂地层裂缝的开度、密度、孔隙度和渗透率.结果表明:风城组裂缝最为发育,分布也最为广泛,在乌夏地区各位置均有发育;佳木河组裂缝比较发育,分布广泛,在乌尔禾地区、风城地区、夏子街地区均有发育,呈条带状.岩心统计资料验证了模拟计算结果的可靠性.     

川南泸州区块五峰-龙马溪组现今地应力特征与页岩气开发

川南泸州区块是中国重要的页岩气产区,其内五峰-龙马溪组页岩气资源丰富,勘探-开发潜力巨大。现今地应力在页岩气运移与富集规律分析、钻完井工程、储层压裂改造以及井网部署等方面均具有重要应用。分析泸州区块五峰-龙马溪组深层页岩气储层现今地应力状态,并探讨在其影响下的天然裂缝活动性与压裂裂缝扩展。结果表明:五峰-龙马溪组页岩气储层现今地应力方向呈现WNW-ESE的优势方位;现今地应力值大小为:水平最大主应力最大、垂向主应力居中、水平最小主应力最小,指示走滑型地应力机制。五峰组和龙一₁¹小层水平主应力差分别介于11.90～15.76 MPa和11.80～16.75 MPa范围内,具备形成复杂压裂缝网的地应力条件。在现今地应力条件下,川南泸州区块五峰-龙马溪组页岩气储层天然裂缝不活动,随着开发流体的注入,天然裂缝逐渐活化,其压力增量的临界值为15～23 MPa;压裂后主要形成垂向延伸的裂缝系统。研究成果可为川南泸州区块深层页岩气效益开发提供现今地应力分析的基础与科学依据。     

低渗透砂岩油藏天然裂缝开启压力及影响因素

以鄂尔多斯盆地安塞油田王窑区长6低渗透油层为例,利用岩心和测井资料,在分析储层天然裂缝发育特征的基础上,求取不同产状天然裂缝的开启压力并分析其影响因素,为低渗透油藏的注水开发提供地质依据。研究后发现,王窑区长6低渗透储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝两种类型,其中以高角度构造裂缝为主。构造裂缝主要为剪切裂缝且大多数在单岩层内发育,与层面近垂直,在平面上呈雁列式排列。计算得到王窑区天然裂缝的开启压力主要分布在19.26~27.61 MPa,平均为22.60 MPa。研究后认为,裂缝的开启压力与裂缝产状、埋藏深度、孔隙流体压力、现今地应力方向及其大小等因素有关。该区主要发育NE—NEE向、EW向、SN向和NW向4组高角度天然裂缝,受现今地应力的影响,其中与现今地应力方向近平行的NEE向裂缝的开启压力最小,且随着裂缝倾角变大,裂缝的开启压力逐渐变小。控制注水压力低于裂缝的开启压力,防止NEE向高角度构造裂缝的开启和扩展延伸,可有效地提高低渗透油藏的注水开发效果。     

柴达木盆地东坪气田基岩储层裂缝建模方法研究

东坪气田基岩气藏是罕见的非常规裂缝性气藏，有效模拟天然裂缝的发育状况及展布特征十分困难。针对这一问题，在分析东坪气田基岩气藏储集空间特征的基础上，确立了基岩储层DFN离散裂缝模型的建立思路。先基于成像测井解释的裂缝倾角、裂缝方位角等裂缝特性参数，将东坪基岩储层裂缝分为两组走向近似垂直的天然裂缝，分别模拟了两组天然裂缝的密度分布。再以裂缝密度曲线作为目标曲线、地震综合属性体作为趋势约束体，建立了DFN离散裂缝分布模型。通过提取裂缝密度、孔隙度及渗透率等属性参数，研究了东坪基岩储层裂缝的分布特征，发现裂缝主要受断层控制，平面上和纵向上均存在强的非均匀发育特性。最后，运用东坪基岩储层生产动态特征和气藏数值模拟的产量历史拟合效果检验了DFN离散裂缝模型对基岩储层的适用性。研究成果可为非常规基岩储层的裂缝模拟提供强有力的技术手段。     

苏里格气田单井生产动态分析与管理

苏里格气田地质条件复杂、储层物性差、天然气丰度低、单井产量低,甚至不压裂就无自然产能,并且产量下降快,稳产期短,开采速度和采收率都比较低,经济效益较差,这类气藏国内外尚未形成一套完整成熟的开发技术。针对这些情况,根据气井生产动态特征,建立了苏里格气田单井分类标准,综合运用气藏工程方法分析了各类气井的动态特征和递减规律,通过压降法、产量递减法和累计产量法对气井动态可采储量进行了准确评价,并针对性地提出了井下节流保持稳产,合理配产以提高可采储量,后期间歇生产以动用外围低渗透储量的单井管理方法,以期为类似于苏里格气田的低渗透强非均质性气藏的高效合理开发提供理论基础和技术支持。     

致密砂岩气藏反凝析伤害及开采对策研究

针对中江气田沙溪庙组气藏反凝析伤害导致气井产量下降的问题,基于沙溪庙组气藏流体相态变化特征研究,通过长岩芯反凝析伤害实验及数值模拟分析评价反凝析对气藏开发的影响。结果表明,气藏在开发过程中,反凝析将导致储层中气相渗透率大幅降低,储层渗透率伤害率达32%,最大含凝析油饱和度1.8%,压裂改造工艺在一定程度上能降低气藏反凝析伤害,且储层渗透率越高,气藏反凝析对气井产能影响越小。根据中江沙溪庙组气藏生产特征分析,采用衰竭式开发方式更为适合,建议开采初期通过气井合理配产,延长气井露点压力以上生产时间,后期可介入泡排、柱塞气举等工艺排出井筒积液,确保气井稳定,最终达到提高气藏开发效益的目的。     

考虑应力敏感和水力裂缝方位角的页岩产能模型

产能预测对页岩气的高效合理开发有着重要的作用，而目前国内外对于页岩气分段压裂水平井产能的研究没有同时考虑到天然裂缝应力敏感和水力裂缝形态及渗流特征对产能的影响。为此，根据双重介质渗流理论，综合考虑了页岩储层的吸附解吸、扩散运移、天然裂缝的应力敏感效应，建立了页岩储层渗流模型；同时考虑水力裂缝的有限导流能力、裂缝方位角等因素，利用点源函数方法将裂缝离散，之后叠加建立水力裂缝模型，最后将两种模型耦合得到页岩气藏压力水平井不稳定渗流模型和产能模型。根据已建立的页岩气压裂水平井产能模型，编程计算出产能特征曲线；通过对比模拟结果分析出，与实例类似的页岩气压裂水平井的最优水力裂缝导流能为15~18 D·cm，最优缝长分布方式为外高内低的U型，最优水力裂缝间距分布为等间距分布；模拟结果与页岩气井的现场数据的对比，也验证了该模型的准确性。该研究对页岩气开发有着重要的指导意义。     

考虑介质变形和启动压力梯度的低渗压裂气井产能分析

低渗储层孔吼狭窄,储层物性差,基本无自然产能,需压裂才能经济开发。存在启动压力梯度并且由于有效应力改变有介质变形现象;针对低渗气藏物性特征,基于稳定渗流理论,利用保角变换原理,推导出考虑启动压力梯度和应力敏感效应以及人工压裂缝的气藏垂直井产能计算模型;分析不同应力敏感系数和启动压力梯度以及人工裂缝长度对气井产能影响。该研究对低渗气藏垂直压裂井合理产能确定有一定指导意义。     

川西中段山前带雷口坡组气藏形成条件及过程

利用探井和地球物理资料,系统分析川西中段彭州气田钻探成果和中三叠统雷口坡组天然气成藏特征。川西中段深层有优质的下寒武统烃源岩,雷口坡组微生物型储集层沿山前带呈北西向展布,晚期发育的沟源断层形成的输导体系,早于断层形成的圈闭体系,具备形成大气田的基本条件。川西中段雷口坡组气藏为次生气藏,其天然气来源于下伏古气藏及烃源岩,深层的天然气通过断层向上运移聚集。川西中段雷口坡组的成藏特点为:(1)深层古油气藏发育;(2)微生物储层发育;(3)沟源断层晚期发育;(4)地震促使断层活化;(5)天然气跨层运移成藏。除雷口坡组外,深层应该还存在残余的古气藏,可能赋存的层位为二叠系和震旦系。     

苏北低渗透油藏CO2驱油开发模式探讨

CO₂驱是改善低渗油藏开发效果行之有效的方法之一。针对中国石化华东油气田苏北低渗透油藏三十多年的CO₂驱油矿场实践,将华东目前注气区块按油藏特点和不同注气时机总结为4种开发模式。详细阐述了每种模式的驱油机理、适合油藏类型和典型实例。其中,深层低渗透油藏同步注气开发模式适合于深层、强水敏的低渗透油藏,能较好地补充地层能量;大倾角油藏衰竭开采后注气（吞吐）开发模式适合于大倾角、薄层且分布稳定的特低渗透油藏,可大幅度提高单井产能;高含水油藏水驱转注气开发模式适合于注水开发效果差的中高含水低渗透油藏,能有效改善水驱开发效果;二次注气开发模式适合于注气开发后再次注气的低渗透油藏,通过对开发层系、注采结构、注入方式和注入剖面的综合调整抑制气窜,可再次提高采收率。该研究成果对于低渗透油藏的CO₂驱油方式选择具有借鉴价值。     

钻井液在致密砂岩中裂缝的侵入深度模型

克深井区储层的孔隙结构与裂缝特征造成钻井过程中钻井液大量漏失,其中的固相颗粒会堵塞裂缝,使得部分生产井在完井后产量偏低甚至无产量,现场主要是通过酸压来解决这类问题。对于裂缝性气藏的酸压而言,需要知道钻井液在裂缝中的侵入深度变化,以便于设计施工参数,评价酸压效果。针对这一问题,根据牛顿流体在裂缝中的流动机理,裂缝宽度的变化以及裂缝壁面的滤失等,建立了钻井液在单一裂缝中的漏失动力模型,根据裂缝内钻井液压力的分布来定量描述钻井液的侵入深度,考虑并分析了该模型的侵入深度与侵入时间,压差和裂缝宽度之间的相互关系。最后,利用该模型计算了克深井区获得增产效果的酸压井中钻井液的侵入深度和酸液的侵入深度,通过增产井中二者之间的关系,从而间接证明了该模型。     

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%。