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。...     

页岩气的开发

 页岩气作为一种资源量巨大的非常规天然气,具有“自生自储,原地成藏”的特征,其储层致密、开采难度大、气井投产后“初产高,递减快,长期低产”的特点明显。综述了全球页岩气的储量、开发技术及意义,介绍了目前中国页岩气的开发现状。中国页岩气资源丰富,地质资源量134.42×10¹² m³,技术可采资源量25.08×10¹² m³,“水平井+体积压裂+工厂化作业”是页岩气成功开发的基本模式,目前在长宁-威远、昭通和涪陵3个南方海相页岩气示范区实现了初步规模开发,已经具备了年产气97亿m³的生产能力。分析表明,合理高效地开发页岩气,对于缓解中国能源供需矛盾、调整能源消费结构、增强国际天然气定价影响力及促进区域经济发展均具有重要意义。     

水力喷射径向水平井技术在煤层气开发中的应用

为了解决煤层气地面钻井中钻井、固井及压裂造成的污染而产生的近井堵塞,采用水力喷射径向水平井技术,打通污染及堵塞带,沟通煤储层的裂缝系统。结果表明:将这一技术引入煤层气开发中,对因近井带污染等因素造成煤储层渗流通道不畅的煤层气井,即可以实现解堵作用,又可以沟通近井带以外的更多微裂隙及裂缝,降低流体流动摩阻,提高通道导流能力,达到气井增产的目的。该项工程工艺技术为煤层气地面钻井开发提供了一项新的增产措施和方法。     

磨溪雷一1气藏高效开发主体技术与成效

针对磨溪雷一¹气藏中储层有效厚度薄、渗透性差、天然气含硫的问题,开展了精细气藏描述及井下管柱安全生产的相关研究。为确认磨溪雷一¹气藏的储层有效厚度及储层物性,采用了测井资料与地震信息结合方法,形成了建模数值模拟一体化精细气藏描述技术,精确划分层段、识别储层甜点,形成了裸眼封隔器分段酸化储层改造技术、水平井开发结合井网优化技术等气藏高效开发技术。针对井下管柱腐蚀、堵塞严重的问题,对井下油管及玻璃钢油管进行寿命评价,采用了预防性更换油管,形成了修井延长井筒腐蚀气井开采期技术。基于上述技术的成功应用,为气藏实现持续25 a的稳产奠定了坚实的基础,为低渗碳酸盐岩气藏高效开发的典范,目前实现累计生产天然气110×10⁸ m³,取得了较好的开发效果。     

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。     

快速排采对低渗透煤层气井产能伤害的机理研究

我国煤层的渗透率普遍偏低,一般比美国低2～3个数量级,并且煤岩本身具有强压缩性,进而导致我国煤层普遍具有压力敏感性强的特点.山西宁武盆地煤层含气量较高,在10～20m3/t之间,但试采结果并不理想.为了探索该问题,通过建立煤层气井流固耦合数学模型,对煤层气井的降压制度进行拟合,分析煤层气井附近储层降压漏斗的扩展情况和储层压力变换情况.结果表明,过快的排采制度使煤层气井筒附近煤储层在短时间内受到较为严重的伤害,煤层气渗透率急剧降低,阻碍煤储层降压漏斗的扩展,煤层气无法大规模解吸,因而无法形成长期稳定的单井规格产量.     

缝洞型油藏单井注氮气提高采收率技术政策研究

缝洞型油藏地质条件复杂,储层非均质性极强,虽然单井注氮气提高采收率矿场试验获得成功,但由于单井地质特征各不相同,使得注气效果差异大,注采参数需要进一步优化。为此,提出建立针对此类油藏的“一井一策”注气提高采收率技术政策,并以TA1井为例,在储层识别和预测基础上,构建储集体发育模式,采用“分类建模、分类数模”的方法再现油藏开发历程,表征剩余油分布特征,基于实体油藏模型优化转注时机、注气方式及注采参数。结果表明,TA1井洞顶存在5.28×10⁴ t剩余油,注入氮气能够形成次生气顶动用洞顶阁楼油,进一步提高油藏采出程度,基于模型确定最优转注时机为含水率93%时,注气方式为气水混注,周期注气量为60×10⁴ m³,注气速度15×10⁴ m³/d,焖井时间10 d,采液强度40 m³/d,预测增油2 496.0 t,该技术政策为注气方案编制和矿场实施提供了参考,实施后增油效果显著,推广到不同岩溶背景注气井均取得较好应用效果。     

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...     

煤层气水平井产气特征及动态采收率

为了揭示煤层气水平井产气特征,采用理论分析与数值模拟的方法,以潘庄区块为例,研究了煤层气水平井动态采收率变化规律.以煤层气勘探井测试资料为基础,分析了潘庄区块煤储层含气量、渗透率、储层压力梯度分布规律,总结了潘庄区块煤层气水平井产气曲线特征.研究结果表明:气井产气曲线特征表现为产气峰值出现时间早、持续时间长的特点;水平井排采5年后采收率可达50%,15年后采收率可达67%.     

沁水盆地南部煤层气井生产历史拟合与井网优化研究

以煤储层地质特征和煤层气井生产数据为依据,以沁水盆地南部3口典型压裂直井为例,利用COMET3数值模拟软件对3口煤层气井排采数据进行了反演,确定了煤层气储层的渗透率与含气量等重要的储层参数和工程参数,探讨了煤层气井产能影响因素的敏感性,提供了研究区单井低产能部位煤层气井网部署及优化方案。研究表明：绝对渗透率变化对煤层气单井产能的影响最为显著,相对渗透率曲线形态、含气饱和度与Langumir常数对单井产能的影响依次减弱;井网井距的合理布置可以有效形成区域压降、提高单井产能;研究区低产井周围宜采用煤储层裂隙发     

川渝地区复杂储层水平井地质导向技术

复杂储层条件下,尤其是在薄层、低孔渗、缝洞型等储层的油气勘探与开采是油田进入油气勘探开发后期的研究热点与难点。实践证明,水平井地质导向技术正是解决上述难题的有效手段之一。针对川渝地区复杂的地质对象,从复杂储层地质特点、地质导向难点入手,梳理了现场地质导向作业中常见的问题,并针对性地总结了技术对策,提出了针对此类储层在实际地质导向中要解决好的技术要点。以重庆气矿川东高陡复杂构造带云安XX井为例,综合运用测井、钻井、地质、地震等资料进行钻前设计、地质建模、实时导向,地质与工程紧密结合,提高了储层钻遇率,最终试油产气55×10⁴ m³/d,为该区域产量最高井,现场应用效果明显。     

玛湖致密砾岩油藏注烃类气混相驱油藏数值模拟

玛湖凹陷地区衰竭式开发直井初产高、递减快,常规注水开发不适应,通过注烃类气转换开发方式,可以大幅提高采收率。利用细管法测定注气试验区最小混相压力为41.71 MPa,玛湖地区目前地层压力条件下普遍可以实现混相驱;根据玛湖地区储层特征及地质力学参数,同时将天然裂缝及人工描述参与模拟,优化裂缝展布形态,建立了三维压裂缝网模型;基于压后缝网模型开展布井方式、注气速度及气驱油藏动用规律研究。结果表明,水力压裂平均缝网长轴173.90 m,最长846.90 m,短轴6.44 m;采油井部署井轨迹距顶2/3厚位置,气体波及范围更大;以维持混相为目标优化注气量,设计前10 a水平井单井日注气5.5×10⁴ m³,后10 a日注气4.0×10⁴ m³,试验区采收率可达22.5%;注入烃类会优先沿着采油井压后长压裂缝驱替,优先动用该区域原油,造成注气波及范围不均匀;随着烃类气体的注入,沿驱替前沿原油黏度大幅降低,同时,由于注入烃类气体与原油发生混相,通过蒸发气驱作用,注气5 a后采油井SRV范围内剩余原油黏度明显增大。此研究可以有效指导玛湖注烃类气体提高采收率试验现场开发技术政策制定。     

煤层气水平井降压漏斗扩展规律研究

为了揭示煤层气水平井排采降压漏斗扩展规律,采用理论分析和数值模拟方法,分析了煤层气水平井排水形成区域降压及井间干扰的过程,排采三年后产生井间干扰作用,排采五年后平均采收率达到60%.提出了三段式管理井底压力的排采方法,实现水平井降压、提产、稳产,减少卡泵事故和修井作业.研究结果表明:水平井压降幅度与采收率呈正比;三段式管理井底压力的排采方法有利于区域压降扩展,充分释放煤层气井产能.     

塔中超深致密砂岩油藏水平井分段压裂技术

水平井分段压裂技术目前已在国内大庆、辽河、华北、西南等油气田进行了广泛的应用,但主要用于垂深小于
4 000 m 的储层。顺9 井区为埋藏深、物性差的砂岩储层,常规直井压裂增产幅度有限,无法获得持续的工业油流,需
通过水平井的分段改造增加泄油面积,提高单井产能。而顺9 井区埋藏深、闭合压力与破裂压力高等特点给水平井的
分段改造工具、液体体系和工艺技术方法的优选带来一系列的难度,在分析国外深层水平井分段压裂工艺技术的基础
上,结合顺9 井区的储层特点和国内水平井分段改造技术能力,从水平井分段改造工艺与工具、液体体系及裂缝参数
等方面进行优化研究,初步形成了适合顺9 井区的水平井分段压裂工艺技术。     

威远区块页岩气水平井产量主控因素分析

四川盆地威远区块国家级页岩气示范区开发效果显著,但仍存在单井产量差异较大的问题,深入分析页岩气水平井高产的主控因素是目前研究的重点。利用威远示范区取芯井地质及测井资料明确龙马溪组龙一₁¹小层作为最优开发层系,开展储层精细评价研究,结合水平井压后评价建立了储层厚度、最优靶体位置、I类储层钻遇率与产量之间的关系,明确了天然裂缝发育程度对水平井产量的影响,定量计算了压裂液量、砂量和排量3项工程参数与缝网有效性的关系。结果表明：（1）龙一₁¹小层厚度与产量呈高度正相关;（2）距离龙一₁¹小层底部距离0~4 m是最优靶体位置;（3）I类储层钻遇率的高低直接影响着水平井高产与否;（4）天然裂缝发育有利于页岩气获得较高产量;（5）根据工程参数定义的缝网综合有效系数达到0.8以上时,可认为形成了有效的页岩气流动通道。     

抽水井辅助水平井降压开采南海水合物数值模拟

针对降压开采南海低渗透非封闭性天然气水合物储层时出现的低产气量和高产水量问题,基于我国南海SH7站位水合物藏地质条件,采用Tough+Hydrate软件开展单水平井和抽水井辅助水平井降压开采水合物数值模拟。首先,研究不同渗透特性盖层条件下单水平井的产气和产水行为,并初步确定抽水井的钻孔布设位置,随后,分析抽水井辅助水平井降压开采的产气和产水特征,进一步确定抽水井的最优布设位置和最佳抽水速率。研究结果表明：单水平井降压开采过程中孔隙水侵入限制低压区扩展是出现低产气量和高产水量的主要原因;下伏层渗透性高、上覆层封闭性强的储层更有利于水合物开采,故初步确定将抽水井布设在上覆层;抽水井的临界抽水速率和井口压力受井距控制,井距越大,临界抽水速率越大,临界井口压力越小;抽水井布设在距水合物层顶部10 m处,即井距为21 m,抽水速率为0.35 kg/s下的抽水井辅助水平井降压开采模式可达到最佳开采效果,与单水平井相比,生产井的产气量提高了39.1%,产水量降低了17.4%。     

陇东地区煤层气井油管柱腐蚀机理研究

煤层气井油管柱腐蚀导致的管柱穿孔和频繁卡泵是制约陇东地区煤层气资源开发的关键因素，确定煤层气井油管腐蚀形貌特征与产物成分，查明其腐蚀机制对于气井管材选型、防护措施改进意义重大。利用扫描电镜（SEM）及二次电子图像（SE）、背散射图像（BSE）对油管柱腐蚀产物膜形貌进行微观表征，采用能谱分析（EDS）标定腐蚀产物元素类型及含量，并通过X射线衍射分析了腐蚀产物的矿相，在此基础上提出本区煤层气井油管腐蚀机理及防护措施：本区煤层气井N80油管钢在高矿化度Cl^-、HCO₃^-地层水环境发生强烈CO₂腐蚀作用，形成多层结构腐蚀产物（FeCO₃）膜，由于腐蚀产物膜与金属基体结合强度低，在井筒流动介质冲刷下易发生剥离，且腐蚀产物膜疏松多孔致密性差，Cl^-易穿过产物膜接触金属基体，形成自催化腐蚀电偶，加速局部阳极溶解，生成大量点蚀坑，加剧了腐蚀穿孔伤害程度。选择含3% Cr油管材、加缓蚀剂（原油）与射孔完井是实现本区煤层气井油管柱整体腐蚀防护的可行措施。     

河流相平面非均质储层水平井泄气范围确定方法

为了准确计算河流相平面非均质储层水平井泄气范围大小.通过分析完钻井、录井和测井资料获取气井水平段含气钻遇率及沿水平段不同单元物性参数大小,定量表征井控范围内储层的非均质性.再利用气井产量压力生产数据,采用流动物质平衡方法评价气井动态储量.在此基础上计算井控范围内的气井有效渗流面积,同时结合储层分布特征调整井控泄气范围边界,最终研究形成河流相平面非均质储层气井泄气范围确定方法.研究结果表明:在非均质储层条件下,计算气井泄气半径需综合考虑储层的含气性、物性参数变化和储层分布等因素,通过理论计算和实际井分析对比,可见考虑储层非均质计算的气井泄气半径更符合气井生产实际,泄气范围与有效储层分布契合度高.     

美国Appalachian盆地Marcellus页岩气藏开发模式综述

随水平井钻井和分段压裂技术的进步,北美页岩气成功迈入商业化开发阶段,且大型页岩气藏不断涌现,其中以Appalachian盆地的Marcellus页岩气藏最为引人注目。在深入广泛调研国外相关文献的基础上,从地质特征、储层特征、钻井工程、水力压裂、气井生产动态等方面综述了Marcellus页岩气藏的开发模式;并对该气藏的技术进步和开发前景进行了总结。研究结果表明:Marcellus页岩气藏资源量及可采储量巨大,储层物性较好,核心区地层轻微超压、地层主要发育东北和西北走向两组天然裂缝;水平井组是目前主要布井方式,主要采用三段井身结构,水平井段长600~1 800 m;气藏开发初期井距为0.77~1.54口/km2,后期井网加密后井距可达3.09~6.18口/km2;水平井分段压裂段数为4~8段,压裂措施用水量超过18 000 m3,支撑剂用量113~340 t,泵入速度4.77~15.90 m3/min;水平井初期产气量在(4.0~25.0)×104m3/d,单井最终可采储量(0.17~1.13)×108m3。除水平井钻井和分段压裂技术外,其它多项技术也得以发展和进步。Marcellus页岩气藏开发模式综述可为国内页岩气藏的开发提供参考。     

超低渗透致密油藏水平井井网优化技术研究

鄂尔多斯盆地具有丰富的超低渗透油藏资源,开发潜力巨大,但由于其储层物性差、非均质性强等特点,直
井大幅度提高单井产量难度较大。针对超低渗致密储层特点,以建立有效驱替压力系统为目标,利用矿场实践、油藏
工程和数值模拟综合方法对水平井井排方向、井网形式、水平段长度、裂缝参数组合型式和注采井距参数等方面进
行了研究,研究结果表明：以直井与水平井联合布井的交错排状七点井网布井方式、哑铃型布缝、人工压裂缝密度2
条/（100 m）、水平段长度在700∼800 m、注采井距700∼800 m、排距150 m 时,超低渗透致密油藏水平井初期平均单井
产量约为8.0 t/d,达到直井平均单井产量的4 倍左右,研究成果可以指导超低渗透致密油藏的经济、高效开发。