新场JS2致密砂岩气藏开发中后期加密界限研究

加密调整作为开发中后期气藏提高采收率的主要手段之一,但目前加密调整界限模糊,调整效果不尽理想。以典型致密砂岩气藏新场JS₂气藏为例,以经济评价为依据,利用动态分析及数值模拟技术,研究不同储量区加密调整经济技术界限,提出针对性的技术对策。研究结果表明:1)Ⅰ类储量区加密调整界限:地层压力大于原始地层压力的59%,直井和水平井均可;当储量丰度大于4.96×10⁸ m³/km²,水平井更优;地层压力仅为原始地层压力的47%～59%只适用于直井。2)Ⅱ类储量区:地层压力大于原始地层压力的67%且储量丰度大于2.03×10⁸ m³/km²直井及水平井均可,储量丰度小于2.20×10⁸ m³/km²适用于直井,储量丰度大于2.34×10⁸ m³/km²水平井更优;地层压力为原始地层压力的51%～67%,只适用于直井。...     

低渗凝析气藏开发方案研究

通过某一带小油环的低渗凝析气藏开发方案研究过程,总结了低渗凝析气藏开发方案研究过程中应注意的问题,并提出了这类凝析气藏开发应重点考虑和解决的问题。     

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。     

油藏精细描述成果在老区开发调整的应用

油田进入开发中后期,平面、层间、层内矛盾日益突出、储层油水关系分布复杂,井网井距适应性、工艺措施效果逐渐变差,投入产出效益下降。针对老区开发中后期出现的种种问题,以油藏精细描述技术为手段、开展了储层裂缝描述、三维随机建模、剩余油表征、井网井距适应性、注水开发技术政策,配套采油工艺技术等一系列研究。进一步深化了油藏认识,弄清了油藏潜力,在此基础上,实施了剩余油富集区加密,老井侧钻利用,难采储量水平井挖潜,局部注采井网调整,提排稳油,注水开发政策调整等挖潜措施。成果实施后,油藏地层压力稳步上升,剖面动用程度提高,老区递减明显减缓,5年中新增标定可采储量116.45?04t,取得了良好的经济效益和社会效益     

长芦油田未动用储量精细评价及开发区块调整方案研究

针对长芦油田自开发以来长期处于低产、低效状态，开展了“长芦油田未动用储量精细评价及开发区块调整方案研究”项目的攻关研究，取得了一系列显著成果。改善了油田开发效果。提高了原油产量．产生了明显的经济、社会效益。     

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%。     

鄂尔多斯盆地特低渗透砂岩储层裂缝压力敏感性及其开发意义

为了分析特低渗透砂岩储层高角度裂缝的压力敏感性特征,对鄂尔多斯盆地陇东地区延长组特低渗透砂岩储层基质岩样、含天然裂缝岩样和含人造裂缝岩样进行了对比实验。实验结果表明,特低渗透砂岩储层裂缝的压力敏感性十分明显,在无裂缝时基质岩块为中等程度敏感性,含裂缝时为强压力敏感性。裂缝的开度越大,渗透率越高,其压力敏感性越强,裂缝渗透率的恢复程度越小。裂缝的压力敏感性特征对特低渗透砂岩油藏开发具有十分重要的意义。     

稠油注水油田中后期改善开发效果技术研究

普通稠油注水开发油田由于油水粘度比大,面临进入高含水中后期水驱开采效果越来越差的普遍矛盾。针对海外河油田地质条件复杂,开发中存在油藏认识程度低、注采系统不完善、水驱动用程度低等主要矛盾,以“注够水、注好水”为核心,通过精细地质和剩余油分布规律研究,采用完善注采井网、细分注水单元、“提、控、治”等多种有效手段调整优化注采结构,使油田开发效果得到明显改善     

油田开发调整技术实现节能应用

本文以A区为研究对象，分析了该区加密后能耗上升的主要因素，重点研究了该区节能技术的潜力以及在油藏开发节能技术的应用及所取得的效果。     

五号桩油田桩74断块特低渗砂岩油藏微构造模式及其开发特征

研究特低渗透储层微构造对油田的实际开发生产具有指导作用。以地质综合研究为基础,对五号桩油田桩74块特低渗透砂岩油藏微构造模式及开发特征进行了研究。结果表明,桩74断块的微构造主要受构造作用控制,断层上下盘的错动作用扮演主要角色并造成微构造发育的多样性。正向微构造主要是由下降盘对上升盘产生的拖曳和断层面的遮挡共同作用造成的,斜面微构造受断层的影响较小,主要发育在远离主要断层部位;负向微构造主要形成于下降盘。在此基础上建立了5种微构造顶底组合模式。通过对处于不同微构造模式的生产井进行分析,阐明了不同微构造顶底组合的开发特征。对低渗透条件下微构造中的油气运移和富集机理的分析认为,双凸型、双鼻状凸起型和双斜面型3种顶底组合模式有利于剩余油的富集,可以考虑上增产措施。     

新场蓬莱镇低渗致密气藏效益潜力评价新方法

新场蓬莱镇组气藏为中国石化西南油气分公司开发最早、采收率最高的低渗致密砂岩气藏。目前气藏已进入开发后期,地层压力及剩余储量丰度低,进一步提高采收率并获得经济效益难度大。为保证气藏持续效益开发,需定量评价气藏效益开发潜力。为此,以建模数模一体化为手段,以经济技术一体化评价为核心,开展气藏采收率多因素敏感性分析,研究不同气价、不同内部收益率及不同地层压力条件下的不同井型效益开发储量丰度下限,建立气藏效益开发潜力评价动态模型,评价不同开发阶段及不同经济政策下气藏开发潜力。经实际开发井验证,效益开发潜力评价模型准确度高,与实际部署井经济效益符合率达到88%,净利润1 087万元。     

延长低渗致密气藏采气工艺初探

延长气田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东南部,储层为具有典型的低渗、低压、低产、低丰度特征的致密砂岩气田。单井控制储量小、非均质性强、连通性差,气井投产后初期递减快,中后期递减慢,在较低的井底流压下,气井表现出一定的稳产能力。本次研究主要通过对气井的井口装置、管柱优化、完井工艺和排液采气工艺的研究和现场应用分析,初步形成了一体化管柱射孔、压裂投产、储层保护等适应延长气田特点的开采工艺技术。通过对各生产阶段、不同压力及出水量的气井采气工艺的研究和合理选择,满足了开发初期气井的生产需求。     

压力变化对裂缝性致密砂岩储层气体渗透率的影响

裂缝性致密砂岩气的渗透率随环境压力的改变而发生动态变化,直接影响气藏的开采。为研究裂缝性致密砂岩储层气体渗透率的变化机理,选取了塔里木盆地库车坳陷典型裂缝性致密砂岩样品,在固定围压、内压、有效应力三种条件下,运用非稳态法进行测量氦气渗透率的实验,并基于滑脱效应和有效应力的分析,探讨了二者对裂缝性致密砂岩气渗透率变化的耦合控制作用。结果表明,在裂缝性致密砂岩储层中:(1)固定围压时,在内压增加的过程中,有效应力与滑脱效应互相竞争,开始阶段滑脱效应占主导,达到气体渗透率低值点后,有效应力占主导;(2)固定内压时,有效应力对渗透率的影响占优势;(3)固定有效应力时,渗透率只受滑脱效应的影响;(4)内压与绝对渗透率损失系数、有效应力与滑脱因子都呈现正相关关系;(5)有效应力由大到小变化,对孔隙结构的破坏不可逆,渗透率损失大。该项研究对进一步认识裂缝性致密砂岩储层气体渗透率变化机理具有理论参考意义。     

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35～140℃、170 s^-1条件下剪切120 min,终黏度大于80 mPa.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 5×10⁴ m³/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。     

考虑差异化相渗的致密气藏开发效果分析

压裂改造是低渗致密气藏增产的重要措施,而考虑地质-工程一体化的气藏开发动态预测是致密气藏开发的热点问题。大规模水力压裂也会造成改造区相渗与未改造区相渗出现差异,并且不同储集层类型也对应着不同的相渗关系。因此,基于差异化相渗的致密气藏一体化模拟研究具有重要意义。从工程-地质一体化建模流程入手,考虑基质和裂缝的相渗差异,并结合3种储层地质及相渗关系形成了考虑差异化相渗的模拟流程,该模拟方法能有效解决前期返排阶段产水量拟合效果较差的问题。通过考虑差异化相渗的一体化模拟对低渗致密气藏3种储层类型的开发特征和开发效果进行了分析,并建立无因次压降与采出程度的关系图版,用于评价气藏不同时期的开发效果。研究表明,残余气饱和度的高低决定了气井开始产气的滞后时间,残余气饱和度越低,气井返排期越长;在考虑差异化相渗的情况下,含水饱和度对采收率影响最为显著、渗透率次之,孔隙度与有效厚度影响较小。通过本文的研究揭示了不同储集层物性对开发效果的影响规律,对指导致密气藏高效开发具有重要的理论及实践意义。     

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。     

致密砂岩气藏水锁伤害及对产能的影响

为了评价致密砂岩气藏水锁伤害对储层的影响程度,设计了适于测定致密砂岩水锁伤害的试验方法,开展了室内试验研究,并分析了水锁伤害对气藏产能的影响。研究表明:致密砂岩束缚水饱和度较高,平均为47.67%,水锁伤害率平均为76.49%,水锁伤害严重。渗透率越低的岩心,水锁伤害越严重。水锁伤害主要发生在含水上升的初期阶段,水锁伤害率随含水饱和度的增加而增加的幅度越来越小;水锁伤害对产能的影响较为显著。水锁发生后,气体产能下降幅度超过了60%;水锁伤害半径越大,对产能的影响也越大,影响程度达到17.78%。致密砂岩储层水锁伤害要以预防为主,因此,油气田现场要适时地采取措施防止水锁伤害的发生,并建立合理的气井生产制度。     

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。该区域单井自然产能低、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5～8 m3/min提高到16～18 m³/min,加砂强度由0.4～0.7 t/m提高到4.0～4.5 t/m,裂缝数量由20～30簇提高至50～80簇,单井产能从5.07×10⁴ m³/d提高到15.64×10⁴ m³/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...