致密气藏

摘要： 为确定苏里格气田水平井分段压裂后各压裂段的产气能力,通过分析水平井产气剖面及其储集层非均质性、水平井渗流特征、多段压裂改造工艺、生产压差等因素影响,认为储集层物性和有效砂体发育程度是影响产气能力的主控因素,其作用大于理想模型中水平井跟部和趾端的渗流优势项作用;生产压差的增大,加剧了强非均质储集层各压裂段产气量的差异;分段压裂改造后,段内裂缝的不均匀分布,导致同一压裂段不同射孔簇的产气能力不同。因此,提出多段压裂水平井的射孔段优选、水平段差异化改造和段内暂堵裂缝均匀扩展的技术对策,以提高致密气藏的开发效果。

摘要： 目的针对川渝地区致密气藏储层改造,主要采用体积压裂造长缝。高强度加砂对压裂液携砂与降阻性能提出更高的要求,需要研发一种疏水缔合聚合物作为降阻剂。方法利用疏水缔合聚合物疏水基分子内缔合达到优异的增黏效果。同时,该降阻剂与金属交联剂可形成稳定的交联体系,进一步提高压裂液黏度,从而形成适合于致密气藏开发用变黏压裂液体系。结果该压裂液体系在秋林、金华、中台等地区致密气储层使用12井次。加砂强度5~6 t/m,最高砂浓度480 kg/m^(3),变黏压裂液黏度3~30 mPa·s,降阻率>70%,满足施工设计要求。结论该压裂液体系在可在2~100 mPa·s黏度范围内实时调整,在低-中黏度范围内降阻率均大于70%;在交联情况下,降阻率为55%~60%,岩心伤害率小于15%,悬砂性能良好,现场使用方便。

摘要： 针对新疆油田某致密气藏在开发过程中易产生严重的水锁损害现象,通过分析不同因素对岩心水锁损害率的影响,并结合防/解水锁处理剂的优选评价,研究出了一种适合该油田致密气藏的防/解水锁处理剂FSJ-3,并对其防/解水锁效果进行了评价。水锁损害影响因素评价结果表明,岩心初始含水饱和度越低、黏土矿物含量越高,水锁损害率越大,而随着实验流体矿化度的增大,岩心水锁损害率则先降低后升高;复合表面活性剂FSJ-3能够有效降低水溶液的表面张力,并能有效改善岩石表面的润湿性能,推荐10%FJS-3作为该油田致密气藏的防/解水锁处理剂,在饱和地层水后的天然岩心中反向注入2PV防/解水锁处理剂FSJ-3,可使岩心水锁损害率降低至25%左右,达到了良好的防/解水锁效果。

摘要： 结合测井资料、录井资料、岩心和生产资料等,对鄂尔多斯盆地东胜气田独贵加汗南区致密气藏盒3、盒1段的产能主控因素进行分析。基于研究区气藏地质特征研究,分析沉积微相特征、构造特征以及构造位置等因素对高产层分布的影响和水平井开发对产能的影响。结果表明:研究区产能主控因素主要与沉积微相、气藏类型、水平井开发及构造位置有关。沉积微相心滩位置控制着气藏高产;岩性气藏比构造气藏封闭性好,发育高产气层;高部位类产气高于低部位类产气;水平井的开发效果好于直井和斜井的开发效果。

摘要： 苏里格南气田位于鄂尔多斯盆地中西部,伊陕斜坡构造,是典型的低渗、低孔储层。压裂技术方式一直以来采用TAP阀投球分层压裂,常规的压裂工艺压裂施工的支撑剂是连续的铺置在裂缝内,但是由于各种原因例如:支撑剂的破碎、连续嵌入等,导致了压裂裂缝的导流能力比较低。因此,为了尽快的建立气藏到井筒的导流通道,让裂缝具有较好的导流能力,提高苏里格南气田单井的油气产量,根据苏里格南气田致密砂岩气藏的特征,引进一种新型的压裂改造技术,Highway技术的引入对开发苏里格南气田具有重要的意义。

摘要： 苏里格气田二叠系河流相砂岩气藏储集层致密,有效砂体多呈孤立状或条带状分布。气井投产后,储集层内流体长期处于不稳定流动状态,进入边界控制流时间晚,传统Arps递减方法适应性差,难以满足现场应用要求。通过分析Arps递减方法适应性差的原因,应用数值模拟方法研究了致密气藏气井递减指数变化规律,明确了递减指数与气井流体流动阶段的关系,提出在气井不稳定流动阶段采用河道线性流模型预测,进入边界控制流阶段采用Arps模型预测。气井处于不稳定流动阶段时,进入边界控制流的临界点时间由理论公式确定;已进入边界控制流阶段时,以偏离线性流的拐点为临界点时间。实例应用效果表明,采用递减组合模型预测气井递减特征及指标准确有效。

摘要： 针对苏里格气田致密气藏超长水平段水平井钻井完井过程中循环泵压高、摩阻扭矩大、机械钻速低、井眼清洁困难、完井套管柱下入困难等问题,分析了超长水平段水平井钻井完井技术难点,进行了高效钻具和钻井设备优化配置、井眼轨道设计和井眼轨迹控制、水平段钻井提速和清洁,以及旋转导向钻井、强抑制润滑性水基钻井液和"旋转引鞋+套管"漂浮下入等技术研究,形成了苏里格致密气藏超长水平段水平井钻井完井关键技术。现场试验2口井,平均井深7 027 m,平均水平段长3 719.5 m,钻井周期50.93 d,取得了很好的效果。其中,靖50-26H1井完钻井深7 388 m,水平段长4 118 m,创造了当时长庆油田井深最深和国内陆上油气井水平段最长2项纪录。研究与试验结果表明,该技术可为苏里格致密气藏高效勘探开发提供技术支撑,也可为国内致密气超长水平段水平井安全高效钻井完井提供借鉴。

摘要： 随着勘探程度的逐步深入,隐蔽油气藏的勘探日益被重视,寻找新的储层已成为当前各油田面临的重要攻关方向,致密砂砾岩气藏一直是寻找隐蔽油气藏的有利地区。系统综述了致密砂砾岩气藏储层评价的研究现状,梳理了主要评价技术方法,分析了砂砾岩气藏储层评价发展趋势,并剖析了研究中遇到的问题。深入了解致密砂砾岩气藏储层的评价研究现状,有利于致密砂砾岩气藏储层天然气的勘探开发。

摘要： 延X井区属于致密气项目,为低压集输系统,易造成气井积液甚至水淹完全不能生产。模拟气井不同生产阶段的储层状况、气液流速及排液能力,结合李闽、Turner和Gray模型,分析了气井积液的机制,安装井下节流器能够降低集输压力,防止水合物冰堵,随着储层压力降低,节流器下部易发生积液,需要及时拔出节流器并配合其它排水采气措施生产;速度管能够降低临界携液流速,使气井保持长期稳定生产。现场Y05井应用效果表明,安装井下节流器、速度管等排水采气措施后,效果显著。该技术可有效提高延X井区致密气项目的最终采收率。

摘要： 为准确预测吉林油田致密气藏不同压力条件下的单井产能,在压力恢复试井解释和Topaze-生产数据动态分析解释基础上,应用试井半对数曲线直线段的斜率公式和气井平面径向流产量公式,取平均值求出有效渗透率,与动态分析解释的地层压力建立回归方程,得出不同压力下对应的有效渗透率剖面。基于对有效渗透率剖面的评价,通过地层压力与有效渗透率回归公式计算有效渗透率,利用变形的地层压力与有效渗透率回归公式预测地层压力。应用该方法,对C气田A井进行致密气藏压力敏感性评价,平均地层压力达到26.80 MPa,有效渗透率平均相对误差仅为8.74%。该方法可有效解决致密气藏试井渗透性评价难题,为致密气勘探开发提供理论依据。

摘要： 鄂尔多斯盆地北部苏里格、神木等致密气田已实现规模开发,致密气产量达到天然气总产量的2/3,展示了致密砂岩气藏开发的巨大前景,也揭示了致密气藏的复杂性及开发面临的重重困难.以苏里格气田为例,目前面临的主要问题有静态参数与动态参数评价结果差异大、评价采收率高而区块采收率偏低、剩余储量规模大但有利区储量明显不足等.建立能够反映气井生产特征的储层综合分类方法,评价不同类型储层储量规模,是深化气藏认识、合理制定致密气开发规划的前提和基础.在储层微观特征分析基础上,通过分析气、水两相渗流实验及衰竭开发实验数据,明确不同储层物性、不同含气饱和度特征条件下,气水有效渗透率及有效控制半径,据此将有效储层划分为3类13个小类,为储量分类评价、气井分类及精细化管理提供依据.

摘要： 为了探究致密含水气藏衰竭式渗流中各因素对储量动用程度的影响规律,设计了一种新的利用不同岩样组合的长岩芯模拟天然气衰竭式渗流的实验测试方法.该方法采用苏里格气田的岩芯资料,按照物性不同分别选取由10块不同的标准岩芯组合成的3种长岩芯进行天然气衰竭式渗流实验,并实时监测和分析了岩芯中5个位置的压力动态,计算了不同储层物性、含水饱和度和采气流量影响下的排采程度.实验结果表明:在不同模拟条件下,岩芯中天然气的动用程度不同;储层物性越差、含水饱和度越高以及采气流量越大其排采程度或储量动用程度越低,其影响程度排序为储层物性、含水饱和度和采气流量.研究成果对致密气藏的有效开发具有指导和实践意义.

摘要： 塔里木油田库车前陆区致密砂岩气藏是天然气主力建产区块,自然产能低,需要改造提产才能效益开发,储层超深、高温高压、高地应力、天然裂缝发育且非均质性强,面临的主要挑战是提产机理不清、缺乏有效技术手段,井况苛刻和改造工况复杂,大规模改造施工存在安全风险.针对以上挑战,塔里木油田坚持地质工程一体化,建设多学科一体化提产团队,创新一体化工作模式,利用开放的市场合作机制,协同国内国际技术力量,通过技术资源整合,攻关研究提高储层认识,厘清了提产机理,确定了以改造天然裂缝为目标的缝网改造提产理念,创新形成了缝网酸压和缝网压裂工艺技术,建立了基于天然裂缝可压裂性的改造工艺优选策略;基于井况和改造工况认识,配套了高压压裂车组、大通径完井管柱,研发两套加重压裂液,研发一项专用酸液缓蚀剂,保障了大规模改造需要.地质工程一体化提产模式在实践中不断发展和完善,取得的关键技术推广应用76口井,单井平均产量提高3.28倍,为库车前陆区致密砂岩气藏效益开发提供了提产技术保障.

摘要： 神木气田属于致密气藏,其地质特征表现为“多层系、低渗、低压、低丰度、非均质性强”,采用“上下古立体开发”模式,配套形成了以“井下节流、井间串接”为主的中、低压集气工艺特征.随着气田开发持续推进,气井数量增加,压降快,产液增多,气井出砂等因素影响,气田稳产需从气井管理入手,寻找一种精细程度高、易于推广的气井管理技术,并制定科学合理的工作制度显得尤为重要.本文通过制定统一的气井分类标准,建立气井管理规范及相应的管理技术,优化生产以降低气井管理难度,持续开展开发效果评价,优化开发技术指标,提高气井最终采收率,提升气井管理质量,指导气田高效开发,实现气田科学稳产.

摘要： 富集区带不明确,甜点落实难度大,是制约松南深层致密气藏效益储量发现与升级的瓶颈问题.本文以松辽盆地南部伏龙泉地区营城组实际井震资料为研究对象,在区域地质认识及勘探实践的基础上,通过深层复杂地震资料解释性处理,开展扇体有效储层识别及预测,落实伏龙泉地区陡坡带构造、岩性地层分布特征,厘清东部断陷带重点目标分布规模,形成适用于深层天然气效益勘探精细评价的物探技术方法,为落实效益储量及致密气藏增储上产提供有力的技术支持,从而拓展勘探开发研究局面.

摘要： 徐家围子断陷沙河子组烃源岩是松辽盆地北部深层致密气勘探的主力源岩.不同学者对该套烃源岩进行了大量研究,认为其分布广、厚度大、有机质丰度高,具有充足的气源基础,但对于源岩的动态生烃过程研究相对较少,致密气形成时间及其与储层致密化时间的匹配关系是判定致密气成藏过程的关键.为了深入研究徐家围子断陷沙河子组致密气藏的形成过程和致密气的分布，本次研究对徐家围子断陷沙河子组烃源岩进行了精细评价，纵向上按照4个沉积层序将沙河子组四分，并根据有机质丰度将沙河子组烃源岩按照有机碳（TOC）0.5-3%（普通泥岩），3-5%（优质泥岩），5-40%（碳质泥岩）和大于40%（煤）分为四类，在此基础上，结合热史和埋藏史，利用盆地模拟和流体包裹体等研究方法对徐家围子断陷沙河子组烃源岩的生烃史和致密气藏形成时间进行了分析。

摘要： 塔里木盆地库车坳陷是中国重要的天然气生产基地,也是中国境内西气东输的气源地.近年来在库车坳陷东部地区侏罗系阿合组致密砂岩中取得了重大勘探突破,控制天然气储量570亿方,展现出东部侏罗系致密砂岩气作为库车坳陷天然气勘探的重要后备接替领域.本次研究通过开展迪北致密气藏的解剖分析，从烃源岩的成熟度、源－储层油气地化特征、包裹体测试以及储层的微观研究认为库车东部地区致密气气源主体来自南部阳霞凹陷，“三明治”式的原地气源汇聚仅是对致密气的成藏有部分的补充作用。

摘要： 富集区带不明确,"甜点"落实难度大,是制约松南深层致密气藏效益储量发现与升级的瓶颈问题.以松辽盆地南部伏龙泉地区营城组实际井震资料为研究对象,在区域地质认识及勘探实践的基础上,通过深层复杂地震资料解释性处理,开展扇体有效储层识别及预测,落实伏龙泉地区陡坡带构造、岩性地层分布特征,建立陡坡带控藏模式,划分有利运聚单元,评价圈闭有效性,厘清东部断陷带重点目标分布规模,落实致密砂岩气藏甜点分布,研究预测出含油气有利区带4个,有利圈闭面积60km2;同时形成适用于深层天然气效益勘探精细评价的物探技术方法,为致密气藏增储上产提供有力的技术支持,从而拓展松南深层勘探开发研究局面.

摘要： 针对伊通盆地岔路河断陷新安堡地区双二段致密砂岩储层的特征,以C43井区为试验攻关目标,从提升三维地震资料品质入手,攻关有效储层分布及含油气性预测技术.优选针对性地震资料处理方法试验、叠后叠前储层预测技术试验、含油气性预测技术方法试验,最终探索出科学提高地震资料品质技术,明确叠后和叠前地质统计学反演是预测双二段致密薄储层的有效技术、明确物性参数协模拟和岩石物理模板交会解释技术是致密砂岩储层含油气性预测的有效方法,净烃指数和有效储层厚度是评价有效储层的主要参数,并由此确定工区中东部是有效储层发育的有利地区.

摘要： 高含水致密气藏孔喉空间较小,孔隙表面水相的吸附效应较强,将阻碍气水的流动,而吸附效应的大小与岩石孔隙的比表面积有关,因此,岩石的比表面积可以作为判断高含水致密气藏储量可动性的参考指标.目前有多种方法可以直接测量孔隙的比表面积,但是获得覆压条件下的比表面积还较为困难.本文基于岩石孔隙体积压缩系数的定义和Kozeny-Carman方程建立了计算覆压条件下均质孔隙型岩心比表面积的理论方法,并通过实验数据进行了论证.分析结果表明,岩石的孔隙比表面积随着上覆压力的增大呈指数上升.因此在高含水的情况下,这一机理将引起气体流动性进一步变差,储量更加难以动用.

摘要： 本发明提供一种异常高压、高含水致密低渗气藏剩余气分布描述方法，该方法建立了基于应力敏感和高含水的可采储量采出程度与地层压力关系函数，在异常高压气藏中，可采储量采出程度对地层压力变化所引起的应力变化敏感，基于应力敏感的上述关系函数即是考虑了异常高压条件对气藏剩余气分布描述的影响，因而由异常高压、高含水所引起的可采储量采出程度的变化体现在可采储量采出程度与地层压力关系函数中，从而提高了剩余气分布规律的描述的准确性。

摘要： 本发明提供一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，包括以下步骤：1)收集N个致密砂岩样品，获取每个致密砂岩样品的渗透率以及孔隙度，其中，N个所述致密砂岩样品的渗透率各不相同；2)对所述每个致密砂岩样品进行预处理后，将所述每个致密砂岩样品进行地层水饱和；3)对所述每个致密砂岩样品进行天然气步进式增压充注，获取所述每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力；4)根据所述每个致密砂岩样品的渗透率、孔隙度以及天然气充注临界压力，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力‑物性临界曲线。该方法能够准确确定实际气藏条件下致密砂岩天然气充注的临界条件。

摘要： 一种方法包括获得（202）与从井（102）进行的天然气开采相关联的模型，其中，所述井具有控制包括来自井的天然气的材料的流量的扼流阀（106）。该方法还包括使用所述模型来识别（204）增加在指定时间范围内从井获得的天然气量的解。另外，所述方法包括基于所识别的解来调整（206）扼流阀的操作。可以使用与井相关联的地质数据和/或与来自井的天然气开采相关联的历史数据来生成模型。可以使用质量或体积单位平衡将天然气气藏建模为具有岩石或页岩空隙度的连续搅动床层。能够将用于井的气体含量对比压强进行标绘，并且能够使用所标绘的气体含量对比压强来识别用于井的朗缪尔吸附参数。

摘要： 本发明提供一种确定致密砂岩气藏成藏终止深度的方法和确定致密砂岩气藏的成藏范围的方法，根据岩石颗粒半径、束缚水膜的厚度、校正系数计算束缚水体积百分比Φs，而后根据束缚水体积百分比Φs确定致密砂岩气藏成藏终止深度Zt。并最终根据确定的天然气充注深度Z0、饱和深度Zs和终止深度Zt确定致密砂岩气藏的分布范围。本发明解决了预测致密砂岩气藏分布范围的定量化难题，为预测致密砂岩气藏的分布范围，指导当前致密砂岩气藏勘探提供了重要的技术支持。

摘要： 本发明提供一种异常高压、高含水致密低渗气藏剩余气分布描述方法，该方法建立了基于应力敏感和高含水的可采储量采出程度与地层压力关系函数，在异常高压气藏中，可采储量采出程度对地层压力变化所引起的应力变化敏感，基于应力敏感的上述关系函数即是考虑了异常高压条件对气藏剩余气分布描述的影响，因而由异常高压、高含水所引起的可采储量采出程度的变化体现在可采储量采出程度与地层压力关系函数中，从而提高了剩余气分布规律的描述的准确性。

摘要： 本发明提供一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法，包括以下步骤：1)收集N个致密砂岩样品，获取每个致密砂岩样品的渗透率以及孔隙度，其中，N个所述致密砂岩样品的渗透率各不相同；2)对所述每个致密砂岩样品进行预处理后，将所述每个致密砂岩样品进行地层水饱和；3)对所述每个致密砂岩样品进行天然气步进式增压充注，获取所述每个致密砂岩样品的天然气充注临界压力；4)根据所述每个致密砂岩样品的渗透率、孔隙度以及天然气充注临界压力，获取所述致密砂岩气藏天然气充注的临界充注压力‑物性临界曲线。该方法能够准确确定实际气藏条件下致密砂岩天然气充注的临界条件。

摘要： 本发明属于油气田开发技术领域，公开了一种低渗透致密气藏单井控制储量计算及剩余气定量分析的方法，利用气藏动态储量计算方法对区块各气井进行单井控制储量计算；建立新的储量计算公式进行求解和实例对比分析；定量分析启动压力梯度和应力敏感对单井控制储量计算结果的影响；在进行储量计算结果影响因素分析后得出，启动压力梯度达到0.02MPa/m时，储量计算结果较常规方法显著减小，但启动压力梯度大于0.1MPa/m后，其影响程度逐渐趋于稳定；而储层应力敏感越强，储量计算结果则越小；本发明实例表明本发明对低渗透致密气藏准确确定单井控制动态储量具有良好的理论和实际应用价值。

摘要： 本发明属于石油天然气勘探与开发技术领域，公开了一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法及系统，所述确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的系统包括：砂岩样品获取模块、样品预处理模块、样品数据获取模块、数据传输模块、中央控制模块、增压充注模块、临界条件获取模块、稳定性评估模块、数据存储模块、更新显示模块。本发明提供的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的系统能够很好匹配实际气藏条件，准确厘定致密砂岩气藏天然气充注的临界条件，具有可操作性强、可重复性强、实用性高、可靠性高、依据充分的优点，对于确定致密砂岩气藏有效勘探区、提高致密气藏开采效果具有重要意义，能够为油田增储上产提供有效指导。

摘要： 本发明公开了一种井筒‑地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法。该方法结合地质模型、属性模型、流体及岩石高压物性参数、产量及压力等生产动态监测资料，开展压力、饱和度场初始化及生产动态历史拟合，以此建立地层模型。结合井筒油、套管等井身结构参数、井产能方程、流体参数等，依据Pipesim软件建立井筒管流模型生成VFP表，将VFP表加载到地层模型中进行井筒‑地层一体化排采措施仿真模拟。依据模拟结果，对比分析电潜泵对预测时间内最终排液量、增产气量等的影响，为矿场排采措施实施提供理论支撑。

摘要： 本发明属于油气田开发技术领域，公开了一种低渗透致密气藏单井控制储量计算及剩余气定量分析的方法，利用气藏动态储量计算方法对区块各气井进行单井控制储量计算；建立新的储量计算公式进行求解和实例对比分析；定量分析启动压力梯度和应力敏感对单井控制储量计算结果的影响；在进行储量计算结果影响因素分析后得出，启动压力梯度达到0.02MPa/m时，储量计算结果较常规方法显著减小，但启动压力梯度大于0.1MPa/m后，其影响程度逐渐趋于稳定；而储层应力敏感越强，储量计算结果则越小；本发明实例表明本发明对低渗透致密气藏准确确定单井控制动态储量具有良好的理论和实际应用价值。