致密砂岩气藏

2024-06-13

致密砂岩气藏（共8篇）

致密砂岩气藏篇1

致密砂岩气藏是我国较为常见的一种气藏, 尤其是在四川、塔里木、松辽等盆地均有非常多的致密砂岩气藏, 其资源采集量总计大约为15×1012m3, 是国际上气藏储备非常丰富的国家之一, 研究开发对策对于我国资源安全提升有着显著意义。

1 致密砂岩气藏产水机理

致密砂岩气藏中, 含水饱和度会由于储层微观孔隙的结构而发生变化。例如, 在鄂尔多斯盆地苏里格气田的微观孔隙结构就非常典型, 主要是储层中的小孔占比普遍较低, 而主要是以大孔为主。其中, 微孔有5%, 小孔45%, 中孔30%, 大孔20%。致密砂岩气藏中, 如果微孔以及小孔的较多, 占到所有孔隙体积的一半以上, 则必然会导致储层本身的含水饱和度非常高、饱和水岩样不同离心力之后的核磁共振研究显示, 在致密砂岩气藏开发过程中, 可动水主要来自于中孔, 有数量较少的小孔内赋存水也有一定的流动。中孔含水饱和度将会导致储层的产水特点发生变化。

对于气藏而言, 水相普遍呈现为润湿相, 并且主要便不再微细孔后之内或者是岩石表面, 气主要储存在孔隙之内, 而微细孔后包围、控制孔隙体, 从而形成气水相互封闭的状态。在开发过程中, 气产出过程中需要打破孔喉位置水相的约束才能够得以实现。对此, 在气藏开发过程中, 随着储层的压力慢慢变低, 压力降传导传导到孔隙之内的气体过程中, 气体的自身体积将会非常快的膨胀, 并对表面的水相形成较大的挤压力, 这里产生的挤压力将会对水相形成推动, 并且推动力在大于任何一个细孔喉的约束力时, 同时这一细孔喉以及约束的孔隙之内的残余水将会被挤出, 从而形成产出水, 变为可动水。针对致密砂岩气藏而言, 因为微细孔喉的成长情况较为发达, 本身的含水饱和度比较高, 在衰竭式过程中形成压力的梯度较高, 从而导致可动水的产出量急剧提升, 最终严重阻碍气藏的产出效率。

2 致密砂岩气藏开发对策

2.1 评估储层产水风险, 选择最佳开发层位以及井位

提高致密砂岩气藏开发效率, 最有效的手段便是有效识别储层水的产水风险, 也是致密砂岩气藏开发的关键步骤。按照储层可动水的水饱和度检测气井的气藏地质特点, 并按照检测特点设计水饱和分布图, 该设计图需要按照层数的不同而进行差异设计, 明确储层的可动水饱和度, 评估储层产水的风险, 选择风险最低的位置作为井位。

2.2压裂水平井开发

在适当的情况之下, 尽可能的选择压裂水平井进行开发。这样的方式能够有效地提升泄流的面积, 并且还能够有效地控制生产压差以及渗流阻力, 达到控制甚至杜绝产水水量超标, 最终实现低水采气或提升无水采集时间, 达到最终的提高采集率目的。例如, 苏里格气田的T7试验井目层数量为两层。在对该井实验的过程中发现, 上分支的无阻流量主要为42×104m3/d, 下分支的无阻流量为78×104m3/d。投产时间为170 天, 累计产出的天然气为3300×104m3, 平均每天产出19.4×104m3, 同时压降速率为0.1MPa/d。由此可见, 压裂水平井开发能够非常显著的提升致密砂岩气藏的开发效率。

2.3适当选择配产

致密砂岩气藏非常容易受到开发方式、产水特性以及能受物性的影响。在适当的选择气藏配产的过程中, 必须要按照储层渗流的特点, 进行全面的分析, 并选择最佳、最适当的方式计算配产与无阻流量。例如, 苏里格气田的储存便具备非常高的压敏效应, 在考虑压敏效应以及无阻流量之后, 在配产时, 需要分析压敏效应的实际影响效果。这一影响效果对于苏里格气田而言便是配产控制得越低, 则对储层的伤害便越小。除此之外, 配产的选择还需要能够满足携液的需求。最终进行综合分析, 明确苏里格气田的最终配产量为无阻情况下流量的五分之一。

2.4提高排水采气

对于致密砂岩气藏的普遍产水特点, 需要提前做好排水采气的工作, 并强化排水采气的工作效率。在实际的情况之中, 例如川中须家河组气藏, 其在排水采气的实际过程中, 实际情况便说明优选管柱工艺以及泡排便能够显著的提升产具的工作效率, 并且天然气的累计产量已经累积为2500×104m3。

3结语

致密砂岩气藏含中水、气藏普遍具备构造低、分布面积广、孔深低、非均质性较强等特点, 在开发过程中必须深刻认识渗流机理以及储层特点等, 从而设计真正有效的开发策略。经过笔者分析, 主要有按照水饱和度选择射孔层为, 优选富集区, 采取密井网研发提高压裂酸化增产优化能力, 降低压裂液的研发水准。

摘要：在气藏类型中, 致密砂岩气藏是一种结构复杂、杂质繁多的一种气藏类型, 在明确储存条件之下的产水机理有利于设计有效、合理的开发对策。本文首先分析致密砂岩气藏中储层产水机理以及有效地开发对策。

关键词：致密砂岩气藏,产水机理,开发对策

参考文献

[1]袁淋.致密砂岩气藏气水同产水平井稳态产能研究[D].西南石油大学, 2015.

[2]马新华, 贾爱林, 谭健, 何东博.中国致密砂岩气开发工程技术与实践[J].石油勘探与开发, 2012, 05:572-579.

[3]李奇, 高树生, 叶礼友, 杨朝蓬, 梁小娟.致密砂岩气藏渗流机理及开发技术[J].科学技术与工程, 2014, 34:79-87.

低渗砂岩气藏气井储藏特征评价篇2

研究的目标。针对目前对特低渗气藏渗流的研究中表现出来的一些问题，以气井为研究对象，从特低渗气藏的储层特征及渗流机理出发，综合运用油气藏地质、油气渗流理论、偏微分方程等方面的知识，研究出适合于特低渗气藏的气井产能公式。

技术路线。在全面调研目前国内外对低渗，特低渗气藏的研究情况的基础上，建立适用于特低渗气藏气井产能分析的渗流数学模型。在得出了特低渗气藏渗流数学模型的基础上，得到产能方程，得到特低渗气藏产能分析方法。然后通过气井的实测数据对模型进行检验，并得出对致密气藏开发有指导性的结论和建议。

主要的研究成果。从气藏地质的角度分析了特低渗气藏的成因、特低渗气藏的储层特征和特低渗气藏的渗流机理；在常规气藏的渗流机理的基础上，通过加入启动压力梯度进行修正，并且求解微分方程获得适合特低渗气藏气井的产能公式；通过实例分析，得到考虑启动压力的某单井的产能方程。并且和原来的不考虑启动压力的方程相比，说明了其更合理可靠，更接近于真实生产情况。

特低渗气藏的地质特征

特低渗气藏的成因。致密、低渗透气藏与中高渗透气藏相比，处于同一沉积环境（如湖盆）中，但致密、低渗透层有特殊的形成条件。先天的物质条件是：近物源沉积的颗粒混杂、分选差；远物源沉積的颗粒细，泥质含量高，矿物成熟度低。

特低渗气藏的孔隙结构特征。特低渗气藏（致密气藏）的孔隙结构表现出以下特征：随着渗透率的降低，排驱压力增加；随着渗透率的降低，孔隙中值半径降低，致密气藏储层的中值半径为0.062m左右；随着渗透率的降低，孔隙几何参数G增加；随着渗透率的降低，孔隙的分选性变差；随着渗透率的降低，退汞效率降低；随着渗透率的降低，最终驱油效率降低；随着渗透率的降低，驱动压力增加。

影响致密气藏渗透率的主要因素。致密气藏的渗透率是界于0.1～0.01€？0-3m2之间的，因此研究致密气藏渗透率的影响因素是有意义的。文献指出，致密气藏渗透率的主要影响因素有：孔隙结构、粘土矿物。

孔隙结构影响。孔隙结构对致密气藏渗透率的影响因素有：上浮岩石压力对致密气藏渗透率的影响受孔隙结构的控制，部分饱和水对致密气藏渗透率的影响受孔隙结构的控制。

上覆岩石压力影响。封闭围压的增加渗透率降低，这主要是由于在强力压实和成岩过程中形成的复杂而曲折的结构所造成的。对孔隙结构进行的薄片和电镜分析表明，在孔隙间总是存在非常狭窄的切口裂缝。当有效压力很低时，小裂缝是流体的主要通路。然而，当上覆岩石压力增加时，这些扁平的裂缝极易闭合，因而造成了渗透率的降低。

部分饱和水影响。由于毛细管力的作用，水有聚捕于细小孔隙和裂缝中的特性，使传递的气体无法通过这些通道，除非压力梯度大到足以将水从孔道中躯替出去。某些用水力压裂改善气层的措施之所以无效，部分原因可能就是由于驱替水所需的气体压力梯度很大，当压裂液渗入地层一定范围后，在裂缝两侧产生了一个气体渗透率几乎为零的小区域。

粘土矿物影响。粘土矿物的单个颗粒形态和它们的组合形态，均是广泛变化的。这些特征影响着表面积和微孔隙度的相对丰度，从而影响着地层渗透率。有研究表明，高岭石呈现一种密集的书本状形态，并仅有一部分孔隙成组存在。大部分绿泥石显示卡片盒状排列，其表面积和微孔隙性都比高岭石的高得多。混合层蒙脱石一伊利石普遍呈现卷曲碎片的蜂窝状组合，并从边缘突出短粗的凸起。它的表面积和微孔隙性界于蒙脱石与伊利石之间。

特低渗气藏的渗流机理

渗流的一般特征。特低渗气藏中气体渗流具有与一般高、中渗透率地层中气体达西渗流完全不同的渗流特征；在所研究的渗流速度范围内，低渗气体渗流曲线是由非线性段和线性段连接而成的上凸曲线；渗流曲线表现了非达西流动的特征，线性流动段延长线不通过坐标原点而与流量轴相交，存在一“拟起始流量”；由非线性段过渡到线性段具有一转变的临界点，相应于此点，存在临界流量和临界压力（平方）梯度。

渗流机理。对于致密气藏，在不含束缚水或束缚水饱和度较低时，气体低速渗流的运动规律与液体低速渗流完全相反，表现为低速渗流时，渗流曲线是一条上凸型曲线。即当压力（平方）梯度小于临界压力（平方）梯度时，表现为曲线斜率递减的非线性流动；当压力（平方）梯度大于临界压力（平方）梯度时，表现为拟线性流动。

特低渗气藏气井的产能特征

通过对某致密砂岩湿气气藏p139井的产能特征分析表明：

用本文提出的方法分析得出的产能方程比通过压力校正得出的产能方程更适合实际生产情况，因而本文提出的方法分析特低渗气藏的产能，具有更大的合理性和可靠性。

考虑启动压力梯度后计算的无阻流量要比不考虑计算所得的无阻流量低，也就是说启动压力梯度的存在减小了气井的产能。

一般特低渗气藏都含有束缚水，因此对绝大多数特低渗气藏来说，启动压力梯度对气井产能所产生的影响远远大于滑脱效应所产生的影响。经过现场实验得出为低渗、特低渗砂岩气藏存在启动压力，只有井底流压小于地层原始压力到一定程度，井中才有气体产出。

结论和建议

致密砂岩气藏篇3

关键词：致密砂岩,水锁伤害,含水饱和度,渗透率恢复曲线,产能

非常规气藏开采过程中,在外来流体的侵入、井底附近液相的析出、钻井液等的吸附滞留、产水气井水相反渗吸等作用下,导致储层中气相渗透率发生不同程度的降低,这种储层伤害可能是暂时性的,也可能是永久性的,这是在低渗透储层开采过程中不可避免的问题,这种由于水相在储层中吸附滞留带来的伤害,通常称为水锁伤害[1—3]。水锁伤害的发生会对气井的生产带来不同程度的影响[4],目前关于水锁效应方面的研究有很多,尤其在气藏标准[5]未制定前对所谓的“致密砂岩”水锁研究的文献有很多[6—10],但真正对于致密砂岩储层水锁效应的研究还较少,致密砂岩储层由于具有结构致密、孔喉细小等特点[11—16],发生水锁后解除水锁相对较为困难,特别是致密砂岩干气藏,其应该所具有的束缚水饱和度远远高于其含水饱和度(干气藏含水饱和度接近于0%),此时一旦有液相入侵,将可能会导致气体产能大幅降低,甚至不产气的情况发生,因此,研究致密砂岩储层的水锁伤害并评价其对产能的影响是油藏工程中一项重要的工作。本文采用室内试验的方法对致密砂岩水锁伤害进行了定量研究,并分析了水锁伤害对产能的影响,希望能为气田现场提供有价值的参考。

1 物性特征

选取南方某致密砂岩气藏为研究对象,储层岩石是以伊利石为主的灰色中粗砂岩及巨粗砂岩,粒径分布疏密不均,伊利石含量62.80%,高岭石次之,绿泥石较少。胶结类型以压嵌型为主,以孔隙型、孔隙型-压嵌型为辅。储集空间类型主要为溶蚀粒内孔、剩余粒间孔及微裂缝。分选以中等为主,接触方式以线接触为主。孔隙度和渗透率平均值分别为6.385%和0.0782×10-3μm2;伴有微裂缝发育,孔渗相关性一般。

岩心孔隙分布差别较大,孔隙半径主要分布在1~150μm之间;喉道极其细小,且分布范围较窄,喉道半径分布在0.1~0.6μm之间,平均值0.477μm,主流喉道分布在0.119~0.814μm之间,平均毛管半径分布在0.119~0.384μm之间,主流喉道分布在0.119~0.814μm之间;排驱压力较高,岩心孔隙分布差别较大,渗透率主要受喉道控制,孔喉连通性差,最大连通喉道半径小,平均为0.575μm,渗流能力差,开发难度大,属于物性较差的储集层。

2 试验部分

2.1 试验原理

试验采用常规的“压差-流量法”,即分别测定不同注入压力下的流量,然后通过反算求得该压力下的渗透率值,为了保证岩心中的水不会迅速被驱出,试验采用逐级提高注入压力的方式开展研究,在较低压力下,岩心中可驱动的水的量较少,当注入压力较高时,岩心中将有更多的可动水逐渐被驱出,直至最后剩余束缚水,分别计算个不同注入压力下的渗透率,即计算不同含水饱和度下的渗透率,通过将不同含水下的渗透率与干岩心气体渗透率进行比较,求得渗透率伤害率,从而以此来判断不同含水下的渗透率伤害程度,并将束缚水饱和度下的渗透率伤害率称为水锁伤害率。计算公式如下:

上式中,Dk为渗透率伤害率,%;Ki为干岩心原始气测渗透率,10-3μm2;Kn为不同含水下的实时气测渗透率,10-3μm2。当Kn为束缚水下的渗透率时,所计算出对应的Dk即为水锁伤害率。

试验过程中,为了保持岩心受力的恒定,使围压和孔隙内压(取进出口压力的平均值)的差值恒定,并使该恒定值等于实际研究目标储层的上覆压力与地层压力的差值,这样就排除了应力敏感性干扰带来的试验误差[17—19],保证了测定结果的可靠性。

2.2 设备与流程

渗流装置选用美国引进的Auto-floodTM(AFS300TM)驱替评价系统;并采用三轴岩心夹持器;注入系统分为高压氮气瓶和高压储气中间容器,注入泵为高压储气中间容器加压,泵可设置为恒定注入流量或恒定注入压力驱替模式,流量为0.01~50.00 m L/min(压力不大于70 MPa),流速精度为±0.3%(最大密封泄漏为0.25μL/min),流速显示最小值为0.01μL/min,恒压模式下能达到1.0μL/min;围压系统使用高精度多级柱塞驱替泵(Teledyne isco100—DX);回压控制系统采用美国岩心公司生产的BP—100空气弹簧回压阀,并采用高精度多级柱塞驱替泵控制回压阀;采用DXD高精度数字压力传感器采集压力,在30~100℃条件下,测试精度为±0.02%;采用高线性压差传感器(型号为validyne)精确采集岩心两端的压力差;气体计量使用皂泡流量计,详细流程如图1。

1为高压氮气瓶,2、11、12为多级柱塞注入泵,3、5为上、下游高精度压力传感器,4为高线性压差传感器,6为天平,7为气水分离器,8为皂沫流量计,9为回压阀,10为三轴岩心夹持器,13为中间容器,14为压力调节阀

2.3 测定步骤

试验选用标准盐水作为模拟地层水饱和岩心,盐水矿化度80 000 mg/L,使用氮气作为驱替气体,设计试验步骤如下。

(1)将岩心在107℃烘干12 h以上,而后测定其长度、直径、渗透率、孔隙度等基础数据。

(2)岩心抽真空12 h,饱和模拟地层水,并在饱和液中浸泡48 h以上,而后测定有效孔隙度。

(3)接通仪器流程,调整围压和回压装置,仪器调整为净围压模式,保证注入压力跟踪正常,仪器检漏无问题后,将岩心装填入岩心夹持器,升温至试验温度60℃。

(4)在恒压下用氮气驱替,以0.2 MPa为间隔,逐级提高注入压力,每提高一次压力静待10 min,观察夹持器出口有无液体或气体流出,直至出口液体流出,停止升压,等待渗流稳定后,记录压力、流量和出水量。

(5)升压至下一压力点,等待渗流稳定后,记录压力、流量和出水量。

(6)继续升压至下一压力点,重复步骤(5),直至继续升压出口端无水产出,且岩心重量不再减少为止,结束试验。

3 结果与分析

选取某致密砂岩气田同一储层物性相近的岩心开展研究,岩心长度均为5.5 cm左右,按照上述设计方法分别测定不同含水情况下渗透率的伤害程度,研究结果表明:所研究的岩心具有较高的束缚水饱和度,束缚水饱和度介于40.84%~55.82%,平均为47.67%,随渗透率的增加,束缚水饱和度越来越低,束缚水饱和度与渗透率之间呈幂函数相关关系;束缚水下渗透率随渗透率的增加而较低,呈对数相关关系,平均为0.014 9×10-3μm2;水锁伤害较为严重,随渗透率的增加,水锁伤害越来越小,呈对数相关关系,水锁伤害率介于68.625 0%~87.692 3%之间,平均为76.488 4%,水锁效应明显。

渗透率与束缚水饱和度关系:

渗透率与束缚水下气测渗透率关系:

渗透率与水锁伤害率关系:

按照上述拟合公式计算求得储层发生水锁污染后的渗透率为0.015 9×10-3μm2。

致密砂岩的束缚水饱和度较高,这主要是由于致密砂岩岩石特殊的微观结构。致密砂岩黏土含量较高且孔喉细小,微细孔道分布数量占绝对优势,毛管力作用导致进入孔隙中的水很难被驱动,因此导致致密砂岩具有较高的束缚水,束缚水主要以水膜水的形式存在于孔道中[12],也有相当一部分束缚水以毛细管水存在孔道内和毛管末端;水膜水占据的空间在水膜清除后对渗透率是有贡献的,但毛细管水占据的空间在毛细管水清除后对渗透率的贡献极小甚至没有贡献,毛细管水占据的空间通常与主流喉道连通性较差,因此可以把毛细管水看作岩石矿物成分的结晶水。随渗透率增加,岩石平均孔隙变大,流体流通的阻力降低,因此束缚水饱和度会降低。渗透率越低的岩心,束缚水饱和度越高,可被动用的孔隙流体体积越小,水膜厚度占据的孔隙的比例相应增加,气体流通的毛管数量相应减少,因此导致束缚水下渗透率降低。

图2为水锁伤害率与渗透率之间的关系曲线,由图可以看出,岩心受到的水锁伤害随着渗透率逐渐增加而越来越小,呈现出对数相关关系,渗透率越小的岩心受到水锁伤害越严重。岩心渗透率分别为0.017×10-3μm2、0.083×10-3μm2和0.151×10-3μm2的岩心,在水锁发生后的水锁伤害率分别为87.69%、74.68%和68.63%。渗透率越低的岩心,细小孔喉占据的比例越大,微细毛管数量越多,流体渗流的阻力也就越大,尤其对于亲水岩石,注入的水在毛管力作用下一旦进入细小的毛管内就很难再被驱动,这就导致气体的有效渗透率大幅降低,水锁伤害率增加。

图3为岩心渗透率恢复曲线,从曲线图上可以看出,随着试验过程中注入压力的提高,岩心中有更多的水被驱出,含水饱和度越来越低。在岩心不同的含水下,岩心的气体有效渗透率呈现出明显变化规律,含水饱和度越高,岩心的气体有效渗透率越低,相对于初始的气测渗透率下降的越多,渗透率的伤害率也就越高。有效渗透率随含水饱和度的降低先是平稳增加,而后增加的幅度越来越大。渗透率为0.098×10-3μm2的岩心,在含水饱和度为从83.39%增加到63.76%在增加到42.83%时,气体有效渗透率为从0.006 6×10-3μm2增加0.008 7×10-3μm2再增加到0.020 7×10-3μm2,渗透率分别增加了0.002 1×10-3μm2和0.012×10-3μm2,增加幅度分别为24.14%、57.97%。可见,水锁效应引起的渗透率伤害主要发生在含水增加的初始阶段,当含水饱和度增加到一定值之后,继续增加孔隙中的水量,对渗透率的伤害不如前者大。试验过程中,由于通入的气体已经将岩心中的可动水通过驱动和携带作用排出,渗透率逐渐得到恢复,渗透率伤害也越来越小,只知道大束缚水下的水锁伤害率。

图4为渗透率伤害曲线,该图印证了渗透率伤害主要发生在含水增加的初期阶段的认识,图中渗透率为0.042×10-3μm2、0.083×10-3μm2、0.098×10-3μm2曲线出现了交叉,在含水变化的一定阶段,导致在相同含水情况下,渗透率伤害率随原始气测渗透率的变化规律出现了混乱的趋势,这也进一步说明了致密砂岩岩石物性结构的复杂性。

对于实际的储层,尤其是干气藏,在含水未达到束缚水之前,含水的增加会引起渗透率的大幅降低,当含水增加到超过束缚水的一定阶段内,渗透率的变化随含水的变化幅度仍然很大。通常情况下,井底积液引起的水锁伤害通常发生的井筒附近近井储层,伤害深度不大,污染半径较小,但引起的渗透率伤害不容忽视,因此产水气井不应轻易关井;气藏开采过程中,当有凝析液析出时,通常引起的储层伤害深度较深,污染半径较大,因此就要合理控制生产压差,防止过多的凝析液吸附滞留在储层中,引起储层渗透率的降低,进而影响气体的产出;对于水侵气藏,开采过程中,水侵是不可避免的,要采取适当的措施防止侵入的水对储层造成大的伤害,可以通过采取预热地层、注入高温气体、提高生产压差、注入解除水锁的溶剂等方法解除水锁。

4 产能影响分析

由上述试验结果可知,水锁发生后,渗透率发生了不同程度的降低,渗透率的变化必然会对产能带来不同程度的影响,按照气井拟稳态状态流动时的产能公式,发生水锁后,气井产能按照二区复合模型叠加求得,即将整个气井单井控制区域分为干气区和污染区两部分,按照二项式产能方程叠加求得,即有下列公式[4]。

发生水锁前产能:

式(4)中

发生水锁后的产能:

式(5)中

;

上述式中,pR为地层压力,MPa;pwf为井底流压,MPa;qg为日产气量,104m3;μ为流体黏度,m Pa·s;Z为天然气偏差因数;h为储层有效厚度,m;γg为天然气相对密度;β为描述孔隙介质紊流影响的系数,称为速度系数;re为泄油半径;rwf为井底半径;S为表皮因数;T为气层温度,K;式中rd为内区的半径,K1为污染区的渗透率,10-3μm2;β1为内区的非达西流动系数,m-3。

已知该研究气藏单井的基本参数为孔隙度φ=6.5%;污染区域渗透率K1=0.015 9×10-3μm2;地层温度T=366.15 K;压缩因子Z=0.89;黏度μ=0.027 MPa·s;天然气相对密度取0.6;泄压半径re=800 m;边界压力pe=26.5 MPa;井筒半径rw=0.1 m;井底压力pwf=1.25 MPa;气藏厚度h=30.5m。通过修正等时试井建立的稳定二项式产能方程求得A、B的值,进而进一步求得A1+A2、B1的值,则水锁伤害发生前后的二项式产能方程分别如下。

水锁伤害前:

水锁伤害后:

图5为水锁发生前后引起的产能变化关系图,从图5中可以看出,开采过程中,随着井底压力的降低,日产量越来越大,但增加的幅度呈现出越来越小的趋势,以水锁伤害半径100 m为例,水锁发生后,无阻流量下的日产量下降幅度较大,下降了72.89%;水锁伤害半径越大,水锁对产能的影响也越大,图5中,水锁伤害半径分别为10 m、30 m、100 m情况下,无阻流量比水锁发生前分别下降了67.03%、70.03%和72.89%;水锁伤害半径变化对产能的影响不如水锁发生前后的影响幅度大,水锁伤害半径从10 m增加到100 m,无阻流量下的产量从4.57 m3/d降低到3.76 m3/d,降幅为17.78%,降低幅度非常明显。

通常情况下,致密储层产水气井在焖井过程中引起的水锁伤害半径一般较小,气藏开采过程中,由于压力和温度的降低引起的液相在储层中的析出所引起的水锁伤害半径一般较大,但是由于致密砂岩储层特殊的物性特征,一旦发生水锁伤害,水锁的解除将很困难,很多解除水锁溶剂都很难注入。因此,油气田现场要实时观察产量变化,一旦发生水锁效应,要及时采取措施解除水锁;致密砂岩水锁伤害要以预防为主,油气田现场要建立合理的气井生产制度,做好水锁发生的判断、预防与解除相关的工作,防止水锁的发生以及做好储层伤害与保护是油藏工程中的一项重要工作。

5 结论

(1)研究表明:致密岩心束缚水饱和度较高,束缚水以水膜水为主,渗透率越高的岩石具有的束缚水越低;水锁伤害率随着渗透率的增加而降低,渗透率越小的岩心,水锁伤害越严重,水锁伤害率平均为76.49%。

(2)水锁伤害主要发生在含水上升的初期阶段,且随含水饱和度的增加先是急剧增加,而后增加的幅度逐渐减缓;当岩心中的含水饱和度降低时,渗透率逐渐得到部分恢复。

致密砂岩气藏篇4

关键词：致密砂岩气藏,有效储层,识别

1 致密砂岩气藏储层特征

一般情况下, 致密砂岩气藏储层是指储层渗透率比较低的砂岩储层。其中主要根据储层所含流体的不同, 对于渗透率以及孔隙度的要求也不同。对于不同致密砂岩气藏有不同的组织, 其中规定只有砂岩储层对石油天然气的渗透率等于气藏的时候才可以被定义为致密砂岩气藏。在致密砂岩气藏中, 对于气体的产量影响比较大的原因出了低渗透、以及深度之外, 还包括了产层、压力、井筒半径、气藏以及地表温度等。因为致密砂岩气藏储层低渗透的特点, 可以导致该类型的气藏具体分布如图1:

致密砂岩气藏储层有很多特征, 具体如下:气场构造平缓、岩性致密、高含水饱和度、电阻率较低、高毛细管压力、常具异常压力、产量较低、电阻率较低、地质储量可观等扥特征。另外, 致密砂岩气藏的自然产能比较低, 需要采取一种增产的特殊钻井以及完井方法。致密砂岩气藏在储存背景下寻找气藏中相对中、高产富集区块, 并且采用比较常规的方法对有效储层进行识别。但是在致密砂岩气藏中, 石英的含量为50%, 长石的含量为40%, 并且胶结物主要以方解石为主, 有少量泥质硅质。在一定程度上, 形成了目前致密砂岩气藏的特征:致密砂岩气藏的储层非均质现场非常严重, 孔喉比比较差, 同时具有大孔小喉的配置特点。而且致密砂岩气藏的储层物质以及孔隙结构条件都属于典型的致密储层范围。本文主要通过测井技术对有效储层的识别进行探讨, 从而指导气田的开发。只有这样, 才能有效达到工业开采的要求。

2 有效储层的识别

针对致密砂岩气藏识别有效储层, 可以运用地震、测井等多种技术手段的基础之上, 运用致密砂岩气藏的动态特征相互结合, 从而形成识别致密砂岩气藏中有效储层的方法技术。其中, 识别有效储层技术具体如下:

(1) 致密砂岩气藏储层的有效性主要取决于孔、缝、洞的发育程度。在钻井过程中, 工作人员必须及时发现并识别有效储层已经成为井筒勘探的关键技术之一。应用储层缝录井识别技术, 及时发现并精细识别有效储层, 制定完井方案提供可靠的依据。只有这样, 才能提高油田勘探开发效果以及降低勘探开发的费用, 才能充分发挥出识别技术在油气勘探中的关键性作用。项目研究通过大量的录井数据资料进行统计, 从而形成为致密储层录井判别的方法, 实现了在钻井过程中对有效储层的识别。然后在此基础上, 形成为储层裂缝发育程度识别模型。这样就尅通过钻井液参数、钻井参数来引起钻时波动, 从而生成了选择钻井中地层的可钻性以及输送程度。并且在此基础上还可以有效识别有效储层。该识别技术在油气田勘探开发过程中起着关键性作用。

(2) 因为储层物性以及填充在其中的流体性质的空间变化, 造成了地震反射振幅、频率、速度等相应的变化。因此可以利用地震分析技术来识别有效储层。当渗透体的变化参数达到了相应的限度之后就可以在地震剖面表现出来。因此可以在确定标定的基础时尚, 对各种砂体的测井相应特征以及产能状况与地震分析资料进行结合, 从而识别致密砂岩气藏的有效储层。如果发现有效储层时候, 可以通过频率、振幅等几种参数把各种已知井的地质模型充分表现出来。通过地震剖面以及其他参数的相互结合, 判断与识别致密砂岩气藏的有效储层。

(3) 在油气藏勘探开发过程中, 通过致密砂岩气藏与试井进行分析, 可以清楚将有效储层分为三个数量的渗透性进行控制。同时致密砂岩气藏储层特征还可以由平面向复合渗流模模型特征, 并可以通过试井分析, 并根据渗透体渗流特征的储量以及产状进行识别出有效储层。

总之, 在致密砂岩气藏识别有效储层中, 充分运用地震、测井等多种技术来识别有效储层手段, 同时以致密砂岩气藏的动态特征为线索, 将实验分析以及测试手段相互结合, 把致密砂岩气藏储层的地质模型为重点, 建立有效的物理地质模型, 从而形成可以识别致密砂岩气藏中有效储层的方法技术。只有这样, 在油气田安勘探开发过程中, 才可以高效识别致密砂岩气藏中的有效储层, 使油气藏实现经济效益和社会效益的最大化。

3 结语

随着世界石油资源供需矛盾逐渐加大, 致密砂岩气藏的储层研究重要性越来越凸显。对于致密砂岩储层特征以及有效储层的识别可以帮助寻找更多的天然气储量, 并且还可以通过选择适当的射孔井段来改善完井设计。在有效储层的开发过程中, 采取的有效储层保护措施以及有效储层识别技术, 可以有效减少对储层的伤害, 从而降低了致密砂岩气藏的成本。总之, 致密砂岩气藏有效储层的识别技术可以使石油企业实现经济效益和社会效益最大化。

参考文献

[1]操应长, 王艳忠, 徐涛玉, 刘惠民, 高永进, 夏吉文, 吴昌龙, 李凌, 刘宏.东营凹陷西部沙四上亚段滩坝砂体有效储层的物性下限及控制因素[J].沉积学报, 2009, (02)

致密砂岩气藏篇5

作为非常规天然气的致密气藏, 指的是圈闭于地下非常致密、低孔隙度与低渗透率储层中的天然气气藏, 是常规天然气资源最重要的后备资源之一。致密砂岩气藏的开发在过去很长一段时间没有什么进展, 1996英国阿科公司在北海海域的波凯尔油田的A3井侧钻了2个水平分支井眼, 增加了可采天然气储量28亿m3。

1 水平井的发展历史和发展潜力

水平井首先是从美国发展起来的, 早在1895年美国就使用了特殊的工具和技术达到了这一目的。有记录定向井实例是美国在二十世纪三十年代初在加利福尼亚油田钻成的。第一口救援井是1934年在东德克萨斯康罗油田钻成的。目前最深的定向井由BP勘探公司钻成, 井深达10654米;

从水平井发展历史过程来看, 在时间上发展是有起伏的, 在地区上发展是不平衡的, 但总的趋势是不断向石油科技新领域的深度和广度进军。水平井最大的发展潜力就是发挥其多功能作用, 提高油气藏采收率和经济效益, 已引起石油界广泛关注。要调动水平井的发展潜力, 就必须搞好现代多学科协作, 优化地质、钻井和采油配套系统工程, 进一步提高油气田开发效果。

2 水平井开发致密砂岩气藏的有利因素

2.1 利用水平井提高致密砂岩气藏开发效果的15项有利因素

(1) 提高单井产能, 减缓底水推进;

(2) 横向穿越, 动态连通功能;

(3) 扩大采气截面, 三维供气功能;

(4) 远距离探采, 增储上产功能;

(5) 减少水锥、气锥的推进速度延长气井寿命;

(6) 一井多向, 扇形联网功能;

(7) 老井加密, 不破坏井网;

(8) 定向钻进, 平面调整功能;

(9) 能适应致密砂岩气藏地质条件, 不受气藏类型和地面环境限制;

(10) 一口井可以起到几口井的作用, 减少开发试验井数;

(11) 水平井经济效益高于直井;

(12) 与常规提高采收率方法比较, 不用注入剂, 也不需要购置昂贵的专用注入设备;

(13) 从本井直接可以了解增储上产效果, 不需要等待对应井长期间接观察, 可避免不确定性;

(14) 一口水平片可以替代一口到几口直井, 大最减少钻井过程中的排污量;

(15) 加强气井科学管理, 延长免修期, 从而节省增产措施和维修费用。

3 借助水平井提高致密砂岩气藏开发效果成功实例——苏里格气田

3.1 苏里格气田概况

苏里格气田位于长庆靖边气田西北侧的苏里格庙地区, 区域构造为鄂尔多斯盆地陕北斜坡北部中带, 是一个低渗、低压、低丰度、大面积分布的岩性气藏。储层沉积类型为辫状河和曲流河。储层岩性主要为岩屑砂岩, 少量石英砂岩、岩屑石英砂岩。有效储层为深灰色、灰白色中粗砂岩、粗砂岩和含砾粗砂岩。储集砂体非均质性强, 连续性较差, 属溶孔、晶间孔隙型储层, 裂缝不发育, 储层物性差。苏里格气田水平井在2009年规模试验阶段。完钻水平井10口, 气层鉆遇率提高到60%左右, 特别是多段压裂改造技术的应用, 水平井产量大幅度提高, 水平井试验取得重大进展。

3.2 水平井部署条件与原则

3.2.1 苏里格格气田水平井开发的地质条件为:

(1) 邻井产量较高, 稳产能力较强;

(2) 气层相对集中, 有效气层厚度大于5m;

(3) 井控程度较高, 地震预测储层好, 横向展布相对稳定;

(4) 目的层气层顶面起伏相对平缓;

(5) 水平段延伸方向及长度满足目前井网井距。

按照苏里格气田水平井开发的地质条件, 根据目前认识, 在相对富集区筛选水平井开发区, 共筛选水平井开发区面积1892km2。

3.2.2 苏里格格气田部署水平井原则:

(1) 坚持在水平井地质条件满足的有利区进行水平井部署;

(2) 已开发区采用水平井稳产, 新区大力推广水平井开发;

(3) 坚持地震与地质相结合优选井位, 确保水平井成功率;

(4) 坚持效益优先的原则进行水平井部署;

(5) 开辟水平井开发试验区。

3.3 典型井——苏10-S井水平井生产效果评价

该井于2008年11月1日开钻, 2009年5月23日完钻, 钻井周期155天, 目的层位盒8, 完钻井深4268.0m, 水平段长805.0m, 有效储层334.9m, 钻遇率41.6%。该井裸眼封隔四段压裂改造, 2009年6月14日投产, 初期日产气10.8×104m3/d, 目前日产气10.3×104m3/d, 油压4.8MPa, 累计产气2131.43×104m3。该井产量为直井的3-6倍。

3.4 水平井与直井经济指标对比分析

从表1对比结果可以看出:

(1) 水平井平均单井投资是直井的3.75倍。

(2) 水平井平均单井产量是直井的4.4倍。

(3) 水平井平均单井年操作成本是与直井相当。

上述苏里格气田水平井高效开发气田成功实例证明, 水平井开发致密砂岩气藏具有一定优势, 对此类气藏的开发给予启迪。

摘要：致密砂岩气藏有效砂体规模小、储集砂体非均质性强, 连续性较差, 具有单井控制储量低, 产量递减快的特点且随着开采时间的延长, 低压低产井逐渐增多, 单井产量低因而开发难度大。随着水平井钻井、完井、测井技术的不断完善, 水平井技术应用越来越广泛, 已成为提高特殊油气藏油气井产量和采收率的重要手段之一。本文从致密砂岩气藏的地质特点和开发难点入手, 分析了水平井开发致密气藏的有利因素, 以典型致密砂岩气藏—苏里格气藏水平井开发取得的较好的开发效果为例, 证明了水平井开发致密砂岩气藏具有一定的优势, 为此类气藏的开发给予启迪。

关键词：致密砂岩气藏,水平井,井位部署,经济指标,苏里格

参考文献

[1李德言.国内水平井钻井技术发展方向及提高采收率的优点.中国新技术新产品, 2009N0.10:131.

[2]姜振学等.致密砂岩气藏成藏新视角.非常规油气开发专刊:43-45.

[3]赵国英.水平井技术在苏里格低渗岩性气藏开发中的应用.石油地质与工程, 特种油气藏编辑部出版, 2010年5月24卷第3期:98-100.

致密砂岩气藏篇6

1 井间干扰概率评价模型及流程

为了衡量干扰程度大小,提出了干扰井数比例和干扰储量比例两个指标。其中干扰井数比例指评价区中发生井间干扰的气井个数占全部气井的比重,干扰储量比例指因井间干扰而重复开发的储量占评价区总储量的比重,是造成投入和产出不匹配的主要原因之一。

干扰井数比例=发生井间干扰的气井数/总气井数;

干扰储量比例=气井共同开采储量/评价区总储量。

1.1 两口气井井间干扰程度

为评估干扰程度大小,结合矿场经验做出如下假设和简化:(1)单口气井泄气面积随机性强,但大量气井统计的单井泄气面积符合一定概率分布;(2)单井动态储量与泄气面积之间线性正相关;(3)为提高储层纵向动用程度和单井产量,气井常采取分层压裂合层开采工艺,因而泄气面积简化为单井多层的综合平均泄气面积,不再分层测算;(4)均匀井网。

井间干扰评价的关键问题是确定泄气面积干扰程度以及泄气面积内气井动态储量干扰程度。设两口气井泄气半径为r和R,井距为L,则井间干扰存在以下两种可能性(图1)。第一种可能性,井网较稀疏,井距大于气井泄气半径之和(L>r+R),井间无干扰;第二种可能性,井网较密(R-r<L<R+r),井间存在干扰。此外,生产中一口气井泄气范围不可能覆盖临井,因此理论上不存在R>L+r的可能性。井间干扰面积可根据两口气井的泄气半径和井距确定[16]。

井控动态储量Re和泄气面积S具有一定的线性相关性:Re=ρ×S,其中两者斜率为井控动态储量丰度ρ。基于井控动态储量和泄气面积之间的统计规律可以得到干扰储量大小。井间干扰储量为:

式(1)中ρr和ρR分别为两口井的井控动态储量丰度,θr和θR分别为两个弧的角度。

1.2 井区井间干扰程度

针对特定评价区域(图2),井间干扰程度评价过程如下:首先,对所有气井Nt的井控动态储量求和的R1;其次,消除内部干扰井N干扰的井间干扰储量R2对井网加密效果的影响;再次,评价区域外储量R3在界定计算单元之外需要劈分出去,基于R3对井控储量进行修正;最后,根据评估井区总储量Rt测算储量控制程度、干扰井数比例和干扰储量比例大小。其中,储量控制程度

干扰井数比例

干扰储量比例

1.3 井间干扰概率模拟流程

气井泄气面积和井控动态储量不确定性大、随机性强,为了模拟加密后井间干扰程度的所有可能结果,引入了蒙特卡洛随机模拟方法。蒙特卡洛基本原理如下:通过对气井泄气面积和井控动态储量按其概率分布进行Num次随机抽样,并且对每一次抽样结果都按上述关系式进行一次井间干扰的运算处理,当模拟次数趋于无穷大时,这Num次运算的结果就构成了井间干扰的概率分布[16]。

井间干扰概率模拟流程如下:

(1)选择代表性区块,要求该区块各项参数随机分布规律与全气田相似,而且生产历史较长,气井泄气面积和井控动态储量基本稳定。

(2)结合地质认识和生产动态分析方法,分析确定代表性区块内各气井的泄气面积和井控动态储量大小。

(3)绘制气井泄气面积和井控动态储量概率分布图,绘制单井泄气面积与井控动态储量关系图。

(4)确定某一井网密度大小,根据单井泄气面积与井控动态储量概率分布规律,随机多次抽值,测算储量控制程度、干扰井数比例和干扰储量比例大小。

(5)变换不同井网密度,重复步骤(4)。

(6)整理随机模拟结果,统计分析不同井网密度时储量控制程度、干扰井数比例和干扰储量比例的随机概率分布和期望值,优化井网密度。

2 井间干扰概率规律分析—以苏×井区为例

苏里格气田苏×井区,自2002年先后开展了老井试采、加密钻井、干扰试验等多项试验研究工作。对全区82口气井进行分析预测,平均泄流面积0.27 km2,中值0.21 km2,远低于骨架井网600 m×1 200 m的井控面积0.72 km2,骨架井网不能充分动用地质储量,仍有加密潜力。

苏×加密区位于苏×井区中部,面积12 km2,天然气地质储量丰度1.348×108m3/km2,加密区气井泄气面积和井控动态储量分布规律与苏×井区基本一致(图4),符合统计规律,因此可以利用加密区有限单井样本预测整个区块的加密潜力。为此,模拟评价了井网密度从1口/km2不断加密到8口/km2时井间干扰程度变化规律,其中每一井网密度随机模拟500次。模拟结果如下:

2.1 储量控制程度概率

初始井网较稀疏时,加密能显著提高储量控制程度。随着井网逐渐加密,井间干扰增强,井控储量增量趋于平缓,井网密度达到4井/km2后趋于平稳(图5)。

2.2 干扰井数比例概率

干扰井数随井网加密而快速增加。1井/km2时,井间几乎无干扰,加密至2井/km2时干扰井数比例P50=24%左右,加密至4井/km2时干扰井数P50=92%,加密至8井/km2时干扰井数比例约为100%(图6)。

2.3 干扰储量比例概率

干扰储量随井网加密而逐渐增加,但相较干扰井数“慢热”。1井/km2时,几乎无干扰储量;加密至2井/km2时,干扰储量仍然较少,P50=0.6%;加密至4井/km2时干扰储量P50=17%,加密至8井/km2时干扰储量P50=94%(图7)。与干扰井数比例相比,井网加密后干扰储量比例增长速度更慢,同一井网密度干扰储量比例小于干扰井数比例,例如井网密度4井/km2时,干扰井数比例中值92%,干扰储量比例17%,此时虽然大部分气井发生井间干扰,但是彼此之间相互干扰储量规模有限。由于干扰储量更加直观反映井网控制储量和最终采出量,是决定井网经济收益的本质因素,因此合理井网优化应更加重视对干扰储量比例这一指标的考量。

2.4 动态分析与综合评价

苏×加密区评价面积12 km2,骨架井网11口井,加密20口气井后井网密度达到2.6口/km2。干扰概率模拟结果表明,井网加密至2.6井/km2时,干扰井数比例P50=64.2%,干扰储量比例P50=4.5%,井控储量P50=56%,区块采收率46%。

加密后,有7口加密井在投产前地层压力低于区块原始压力,表明至少14口井(45%)存在井间干扰。加密区气井动态分析表明,加密使得储量控制程度达到51%,采收率达到44%,动态评价结果与井间干扰概率模拟结果基本一致,表明井间干扰模拟方法具有一定的实用性。

3 结论

(1)低渗致密砂岩气藏开发具有较大的不确定性,井网加密风险大,基于地质统计原理和蒙特卡洛方法建立了储量控制程度概率、干扰井数比例概率和干扰储量比例概率模拟方法,并形成了井间干扰概率评价流程。

(2)井网加密后干扰井数比例和干扰储量比例均增加,但同一井网密度干扰储量比例小于干扰井数比例,合理井网取值应更加侧重于对干扰储量比例的考量。

致密气藏试井篇7

试井的主要目的之一是获得原始气藏压力, 对大多数油气藏工程的研究来说, 这是需要精确了解的一个重要参数。根据传统方法, 原始压力在流动和恢复试井中通过外推关井数据来确定。

现在, 出于对经济和环境的考虑, 多采用短时测试。而且, 正在开发的许多储量都属于低渗透和致密气藏储量。上述两方面因素可能导致原始储藏压力的错误评估。

本文主要研究“致密气藏”的初始试井。石油工业定义“致密气藏”的依据是渗透率小于0.1×10-3 μm2。这是一个非常有用的定义, 然而它没有为试井提供一个清楚的界定, 因为试井分析除了取决于渗透率外, 还取决于许多因素。例如:

◇ 产能不仅是渗透率的函数, 而且是渗透率与厚度乘积kh的函数;

◇ 许多致密气井在测试前就进行了水力压裂, 因此, 测试可能受到裂缝尺寸、裂缝清洗度、流动时间、恢复时间的影响。

我们将研究这些影响因素, 并且讨论获得可靠原始气藏压力的方法。

2 加拿大阿尔伯塔生产实践

对致密气藏来说, 在阿尔伯塔常进行的工业生产就是水力压裂井, 清洗2～4天, 关井3～72 h, 然后测试。测试时开井流动4～48 h, 然后关井16 h以上。下面是典型的测试例子, 并且阐述了可能存在的结果。

2.1 例1

气藏的渗透率为0.1×10-3 μm2。此井的气藏压力为31 500 kPa。注意关井时间是140 h;但是同样的结果也可通过24 h的短时关井得到, 因为从导数曲线上可以看出, 径向流在几小时 (5) 内就能获得。此井进行过压裂, 但是导数曲线没有显示有线性流。也注意到, 在压裂清洗后有一个很长的关井时间, 实际上, 测试的流动时间开始于近稳态气藏压力。最后的流动时间只有7.5 h。

2.2 例2

进行测试的是与例1同一气藏的一口井。通过分析得到渗透率为0.07×10-3 μm2, 相应的气藏压力为29 000 kPa, 该值明显偏低 (较例1低了2 500 kPa) 。因为测试的主要目的之一是为确定原始气藏压力, 数值误差将直接导致相应气藏地质储量计算的错误。

2.3 例2的再分析

设置与例2一样的数据, 但是分析方式不同。

通过油藏参数转换得到真实的气藏压力 (31 500 kPa) , 相应的渗透率是0.048×10-3 μm2。历史拟合值与例2中的一样。

2.4 例3

此井和例1、例2一样, 是同一致密地层中的井。测试方法也相同, 但是恢复时间与例2一样很短 (18 h) 。外推霍纳曲线得到气藏压力为28 700 kPa, 明显地比真实压力31 500 kPa低。导数曲线表明恢复期间未获得径向流, 后期对数呈现线性流 (此井像其他井一样进行过水力压裂) 。从外推直线得到油气藏压力为37 900 kPa, 明显比31 500 kPa高。用九种不同的油气藏模型恢复历史拟合得到合理的数据拟合 (渗透率为0.1×10-3 μm2) 。

2.5 例4

此井位于不同的气藏。气藏压力是19 000 kPa, 恢复时间实际上是382 h, 这是特别长的关井时间, 从以上三个例子可看出, 典型的关井时间小于24 h。如果在24 h时停止记录数据, 合理的分析模拟可能得到气藏压力为17 200～20 000 kPa, 而非19 000 kPa。

3 讨论 (真实数据实例)

在分析了致密气藏试井的100个实例后, 我们认识到:

(1) 地层低渗透率使传统测试和分析方法不适应。

(2) 在测试过程中观察到有效压裂长度对流动体系的影响。但是, 有效压裂长度不仅取决于压裂尺寸, 还取决于在测试时间内达到的清洗度。

(3) 当观察到径向流时 (由于不充分的清洗) , 分析和模拟会得到一个合理的原始气藏压力值。

(4) 当未获得径向流时, 估算的气藏压力可能会严重偏低 (由霍纳曲线或模拟得到) 。

(5) 如果压力恢复后仍是稳定线性流, 外推线性叠加直线, 或者用水力压裂模型模拟, 有时能合理估算气藏压力, 但是也可能过高预测气藏压力。我们观察到, 如果流动时间很短, 线性叠加曲线得到的p*非常接近于原始气藏压力pi, 但是, 如果流动时间很长, 那么p* (线性) 可能太高或太低。

(6) 对于致密气藏, 如果事先不知道气藏压力 (从同一气藏的其他井得到或在流动及清洗前测量稳定原始压力) , 并且压力恢复时间较短, 那么压力恢复试井不具有特征性, 气藏压力的确定也可能出现严重错误。

(7) 当气藏压力估算错误, 由分析和模拟得到的气藏参数也是错误的。更重要的是, 任何的气藏估算都会产生错误。

(8) 相反地, 如果气藏压力已知 (从同一气藏的其他井得到或在流动及清洗前测量稳定气藏参数) , 即使压力恢复时间很短, 气藏参数的正确解释也是可能的, 在这种情况下, 气藏的估算错误就不可能归于pi的错误估算。

(9) 对同时期进行的压力恢复试井来说, 从短期流动进行的压力恢复试井中可得到更可靠的气藏压力。而从长期流动进行的压力恢复试井中 (测试或清洗期间) 得到的结果可能是合理的, 但也可能是错误的 (从其他资料得知) 。

4 流动时间的影响

以上论述表明, 当压力恢复时间很短时, 流动时间对解释有很大的影响。对无限大均质气藏中的一口水力压裂井进行分析模拟, 我们得到16 h的恢复试井拟合曲线。我们模拟几个流动时间, 来表明不同的压裂清洗时间, 并且测试了在现场观察到的流动时间。

4.1 例5——拟合, 长时间流动, 大井筒

洗井5天, 关井2 h (安上井底压力表) , 流动4 h, 恢复16 h以确定气藏压力、渗透率和表皮系数。

无因次井筒储集常数=5000

原始气藏压力=30 000 kPa

渗透率=0.03×10-3 μm2

压裂半长=50 m

压裂阻流系数=1

4.2 例6——拟合, 长时间流动, 小井筒

气藏模拟与例5相同, 没有井筒储集常数。对这个例子来说, 井筒储集常数减小, 表明井底关井, 这样压裂流动将更明显。无因次井筒储集常数为200。

4.3 例7——拟合, 短期流动, 小井筒

气藏模拟与例6相同。但是, 关井前的流动时间更短, 清洗时间从5天减少到只有2 h。

5 讨论 (拟合实例)

对一口水力压裂井来说, 流动时间进行的实验表明:

◇ 流动时间越短, 外推“线性叠加”曲线越准确;

◇ 流动时间越短, 外推“径向叠加” (霍纳) 曲线越准确;

◇ 对长时间流动来说, 外推线性叠加 (霍纳) 曲线可能 (但不总是) 太高;

◇ 对长时间流动来说, 外推径向叠加 (霍纳) 曲线总是太低;

◇ 如果压力恢复时间不够, 模拟 (历史拟合) 不利于确定气藏压力。可能获得几个不具有特征性的拟合, 每一个都有极不同的渗透率、压裂长度和气藏压力。

以上结论和由真实数据得到的经验表明, 对于压裂的致密气井, 假如线性流期未被井筒储集屏蔽, 那么短的生产时间有利于估算原始压力 (通过外推“线性叠加”曲线得到) 。这并不奇怪, 因为非常小的气藏产量, 距离非常短的调查和压裂井流动像无限大线性流系统。考虑到正确清洗压裂的问题, 通常需要一个长时间的流动时期。这两个标准——长时间清洗和为了获得原始压力的短时流动, 是相互矛盾的。一个明显的解决办法是压裂井, 清洗足够的时间, 然后关井直到气藏压力几乎稳定, 进行短时流动和压力恢复试井以估算气藏特征参数。这个方法在工业上不适用, 因为它推迟了生产和现金回收。

6 对致密气藏进行的另一种试井

由于经济和环境的原因 (绿色试井) , 任何推荐的试井方法必须在短时间内获得实际价值。显然, 候选者是预压裂、短时间、小体积、低排量, 具有实时读出功能的封闭试井, 这种试井有许多种型式。它们下井可通过以下几种方式:①裸眼;②下套管井;③钻柱传输;④电缆传输。

裸眼DST (钻杆测试) :钻井时进行的短时间流动和压力恢复试井, 特别是陆上井 (通常是0.5 h流动, 1 h恢复) 。

电缆底层测试:和裸眼DST试井一样但使用电缆而非钻柱, 并且试井时间非常短 (典型的几分钟) 。

下套管井DST:是完井后进行的流动和压力恢复试井, 典型的是海上井 (几小时流动和压力恢复) 。

下套管井底层测试:和电缆地层测试一样, 但是在套管内进行 (多极流量和关井, 设备控制压降) 。

DST可能是“密闭”测试 (和常规的DST一样, 但是在钻柱内获得流量) 。

以上所有测试的分析与常规的径向流和球形流/压力恢复测试一样。

最近, 正在评估致密气藏使用的两种测试方式, 即射孔流入测试和关井分析后的微裂缝测试。

在进行射孔流入测试时, 地层被射穿 (有几个或根本无缓冲器) , 井筒内有连续流流动。数据看起来像压力恢复试井, 但是分析 (PITA) 是连续减少流量的分析, 并且可以得到渗透率和原始压力。

关井分析后 (ACA) 的微压裂测试:许多致密气井不会流动除非进行增产措施。微压裂测试是小体积水力压裂测试 (无支撑剂) 。通常在确定气藏特征参数和优化主要压裂之前进行微压裂测试。微压裂压力下降特征分析可确定原始气藏压力和渗透率。

当后两类测试得到广泛应用时, 我们还没有与传统试井得到的解释进行对比来对这两种测试进行评估。它们有其局限性, 是由于它们从油藏产出 (或向油藏注入) 如此少量的流体, 因而不能正确地模拟气藏。对PITA和ACA来说, 具体的流动型式 (径向流、线性流) 必须在测量的压力曲线上观察到, 否则分析可能出现严重失误。测量压力可能受到某些因素的影响, 这些因素可能在建立分析方程时完全被忽视。

7 增压

测试操作通常要求短时测试要在钻井时或钻井刚结束时进行, 这时近井筒地层被增压。这种情况常发生在泥质地层, 但也可能发生在致密气层。过平衡钻井时的滤液侵入状态如注入/产出一样, 但渗透率太低过压力需要很长时间消散。增压效应可能导致错误的高气藏压力。

图1清楚地展示了试井增压曲线图 (这不是衰竭, 因为此井是大气藏的一部分) 。测试由一系列的短时流动组成并在射孔后立即进行压力恢复。外推这5个压力恢复曲线得到:

1st BU:pi=12 726 kPa

2nd BU:pi=12 089 kPa

3rd BU:pi=11 656 kPa

4th BU:pi=11 893 kPa

5th BU:pi=11 674 kPa

从以上结果明显看出, 前两个压力恢复试井将产生错误的气藏压力, 并且只有在三个短时流动和压力恢复试井后才能得到真实的气藏压力 (11 656～11 674 kPa) 。

8 结论

对于致密气藏的初始试井:

(1) 如果压力恢复时间较短, 那么试井解释通常不是很好, 油藏压力会出现极大的不准。如果油藏压力不准, 那么通过分析和模拟获得的油藏参数也会产生错误, 更严重的是, 计算的储量也是错误的。

(2) 如果压力恢复获得了径向流, 那么分析和外推压力恢复曲线可以得到可靠的油藏压力。如果没有获得径向流, 那么使用径向流分析油藏压力就会偏低。

(3) 如果压力恢复在线性流阶段, 那么外推“线性迭加”直线, 有时会得到合理的油藏压力, 但是有时也会过高估计油藏压力。

(4) 如果压力恢复过程不是很长, 模拟就不能够确定油藏压力。在不同的渗透率、裂缝长度和油藏压力下就得不到很好的拟合。

(5) 射孔试井和最小裂缝流可能得到可靠的原始压力和渗透率, 但是它们也有自身的缺陷, 还没有将其与其他试井进行对比。

(6) 当需要较长的时间克服增压时, 根据持续的流动时间来设计关井时间是不充分的, 但是整个流动时期需要当作部分流动时间来考虑。

摘要：随着技术的进步、能源价格的提高以及常规气藏储量的下降, 油气公司开始开发致密 (低渗透) 气藏中大储量圈闭的可行性。对这些低渗透气层进行常规试井所获得的重要油藏参数通常都会有偏差, 例如原始油藏压力、渗透率、有效裂缝长度、裂缝导流能力和产能。本文的目的是评价应用于不同类型致密气层的特殊测试方法, 讨论传统的测试方法很少成功的原因, 并找到适合于致密气藏的测试和分析方法。我们将考虑短时测试, 主要是为了获得原始气藏压力, 其次是确定渗透率和表皮系数。将考虑流入动态测试、裂缝校正测试和地层流动测试, 并通过实验和现场实例对这些测试的应用性进行了展示。

致密砂岩微观孔隙特征及分类篇8

1 储层孔隙类型及组合类型

研究区致密砂岩孔隙类型以岩屑溶孔和晶间孔为主,其次为粒间孔、粒间溶孔和杂基溶孔,另外,在研究区也发育少量的长石溶孔。根据铸体薄片及扫描电镜的观察,孔隙类型中原生粒间孔少,主要有残余原生粒间孔(粒间孔)及粒间溶孔、粒内溶孔、高岭石晶间孔等次生孔隙,还有少量微裂缝及粒内破裂缝。

致密砂岩除单一粒间孔、溶孔、晶间孔孔隙类型外,还呈现不同孔隙组合类型,主要有:残余粒间孔-晶间孔-溶孔型,晶间孔-溶孔型,残余粒间孔-溶孔型等。其中残余粒间孔或原生粒间孔-晶间孔-溶孔型的孔隙组合类型储集物性较好。

2 储层的微观孔隙特征

通过常规压汞对岩石的微观孔隙结构进行研究,将得到的参数与岩心孔渗关系进行分析[3,4]。

2.1 排驱压力

排驱压力对应的是最大连通半径,研究发现:渗透率大于1×10-3μm2的岩心,排驱压力均小于0.5MPa;渗透率小于1×10-3μm2的岩心,排驱压力均大于0.5MPa。渗透率与排驱压力的相关性很好。统计结果表明:排驱压力小于0.5MPa的占15%,大于0.5MPa的占85%。因此,研究区内超低渗透岩心(渗透率小于1×10-3μm2的岩心)占据了绝大部分。

2.2歪度

歪度指孔喉分布偏于粗孔喉或细孔喉。研究表明:渗透率与歪度的相关性很差,歪度主要分布在-1~1之间,细歪度,即大部分孔喉都很细。统计结果表明,粗歪度岩心的渗透率都大于0.1×10-3μm2,所占比例很小。

2.3 分选系数

分选系数值越小,孔隙分布越均匀。研究表明:渗透率与分选系数的相关性不好,分选系数主要分布在3~5之间,分选性较差。

2.4 退汞效率

退汞效率指压力下降后退出的汞体积与进入岩样的汞的体积之比,比值愈大,反映储集性能愈好,水驱油效率愈高,它是研究储集层采收率的重要参数。研究表明:退汞效率与渗透率的相关性很差。退汞效率主要分布在20%~40%之间。

2.5 主流孔喉半径平均值

主流孔喉半径平均值指累计渗透率贡献值达95%以上的孔喉半径平均值[5]。主流孔喉半径越大,储层物性越好。研究发现,渗透率与主流孔喉半径平均值的相关性较好。主流孔喉半径平均值主要分布在1μm以下(占80%以上),渗透率也主要分布在1×10-3μm2以下。

2.6 中值半径R50

中值半径:汞饱和度为50%时相应的注入曲线的毛管压力所对应的半径值。中值半径越大则中值压力越小,中值半径与渗透率的相关性很好,具体情况为:中值半径大部分都小于0.4μm。

通过计算表征孔隙结构的参数得出:渗透率与排驱压力、主流喉道半径、最大孔喉半径的相关性较好;渗透率与歪度、分选系数、退汞效率的相关性不好。

3 储层岩心分类