鄂尔多斯盆地致密气提高单井产量

致密气藏气井产水主控因素研究摘要:天然气开采过程中不可避免会出现产水这一情况,产水是导致气井低产低效的主要因素,由于缺少对产水主控因素的准确认识,采用常规排水采气方法复产的效率较低｡为了能够全面地研究产水的主控因素,引入大数据剥茧寻优算法,对可能影响产水的地质因素､工程因素､排采因素等资料建立大数据分析的样本库｡然后进行数据清洗,淘汰无效数据,在此基础上开展单多因素分析,明确各个因素对产水量的影响程度｡研究表明:对产水量影响较大的主控因素为测井可动孔隙度和总孔隙度､试气和生产套压､泥质含量等｡为了避免后期产水影响产气量,压裂段尽量优选可动孔隙度和总孔隙度较高､泥质含量低的储层,且在生产过程中要控制生产制度,防止压差过大加剧地层产水,为后期产水气井采取有效的治理措施提供依据｡关键词:主控因素;大数据;数据清洗;产水;消元法;多因素分析1研究区概况研究区A位于鄂尔多斯盆地东缘,主力层位为石盒子组,深度为1600~1900m,地层压力系数0.98MPa/100m,单层有效厚度3~8m,平均渗透率1.1mD,平均孔隙度9.2%｡构造是区块产水分布的一项重要影响因素,研究区块位于鄂尔多斯盆地东缘,气田的整体构造相对比较低的部位,对于整个气田来说,处于气藏的东缘边界区域｡反映出了气田整体上的气水过渡带的特点,因此气水同层为主要地层水分布特点,纯气层的储层仅有局部区域存在,因此很难确定天然气的富集区｡另外,在地层水纵向分布上,水层常常由于储层岩性及物性的影响,并没有明显的气水界面,往往是以透镜体的形式与气层交叉分布｡2产水类型通常来讲,气藏储层中的气和水的分布是相互影响的｡气藏中水,根据产出的来源,可以划分为以下三种产水类型:①可动水,②毛管束缚水,③泥质束缚水｡这三种产水类型,可动水最容易产出,指的是在气田开发过程中的气井的生产压差下就能够流动到井筒内的地层水;毛细管束缚水和泥质束缚水在正常的生产过程中的生产压差下,通常认为是不会产出的,但是如果通过人工压裂改造,就可以利用人工微裂缝沟通储层的毛细管束缚水,苏里格气田由于储层的低渗透性,气井在进行开发过程中,进行压裂改造施工是一种常见的措施,因此孔隙的毛细管束缚术很大程度上都会被人工改造裂缝范围内连通,在气井生产过程中,由于生产压差的作用,毛细管舒服水也会随天然气产出｡3分析过程3.1数据收集以单井日产水量为研究目标,收集研究区A气田生产井在整个开发过程中产生的地质资料､钻完井资料､储层改造资料､流体资料､生产资料等｡项目收集了284井次现场资料,其中含生产井92口,共整理出162个样表,2965个数据点资料｡在42类数据中,地质资料表格数据较多,共14类;试气资料次之,共12类;生产资料最少,共1类｡因此用常规的方法很难全面地判断各个因素对产水量的影响｡3.2数据整理计算数据的真实､有效性直接影响着输出结果的准确性,所以要开展数据整理｡所收集研究区电子数据中存在失值､重复､缺项等情况,为提高计算的准确性,需对原始数据进行数据清洗处理,包括数据标准化､缺失值处理､数据去重和野值剔除,为数据挖掘打下基础｡经过5轮数据清洗,将1979项因素淘汰了1857项,数据淘汰率93.84%｡通过数据清洗最终得到了122项参数,涉及储层参数､完井参数､测井参数､压裂参数以及生产动态数据等｡这93.84%的数据淘汰率说明研究区现场收集数据的杂音､无效数据多｡3.3单因素相关性分析研究区致密气井日产水量是多因素相互作用的结果｡多因素间的相互作用会掩盖单因素对目标函数的作用相关性｡单因素相关性分析即通过目标函数对每一个单因素拟合,获得目标函数与单因素间的正负相关性,为多因素相关性分析提供指导｡以日产水量为目标函数,分别对122项影响因素进行了单因素线性拟合｡获得了122项影响因素与目标函数间的正负相关性关系｡拟合结果得出,日产水量对122项影响因素拟合方程的系数值分布在-14353至37826之间,分布范围广｡这说明单因素相关性分析,方程系数受参数本身的绝对值大小影响显著｡在不考虑多因素间相互作用的情况下,单因素相关性分析中方程系数的大小不具有参考意义｡但方程系数的正负性表征了各个单因素对日产水量的影响方向,具有一定的参考意义,可为多因素拟合提供指导｡3.4多因素相关性分析本步骤需要将日产水量和日产气量对122项因素进行多因素拟合｡为提高拟合精确度,需要对122项因素进行正负性和数值范围的限定｡(1)正负性限定:根据单因素相关性分析结果,对122项影响因素进行正负性限定｡(2)数值范围限定:根据各个因素的现场取值范围或理论取值范围,对每一项因素的取值范围进行限定｡在正负性限定和数值范围限定的基础上,将日产水量对122项因素进行多因素线性回归拟合,得到日产水量与122项因素间的数学关系式｡在此列出相关性比较紧密的部分因素与日产水量多元回归拟合结果｡通过对比可以看出:各个因素在单因素相关性分析和多因素相关性分析中的相关性系数差别较大｡说明单因素分析中,只考虑单因素对于日产水量的影响是不准确的｡同时说明各个因素之间的相互作用会影响相关性系数的大小,能够更好地反应各个因素对日产水量共同作用的效果｡3.5产水主控因素分析采用剥茧寻优算法对日产水量和日产气量的122项影响因素进行消元,得到49项主控因素｡然后利用主成份分析法分析每个主控因素的贡献率｡参照SPSS分析中贡献率要求,以主控因素对于日产水量和日产气量贡献率95%为指标进行筛选,共获得主控因素39项｡39项主控因素相关性系数､贡献率等信息见表1｡表1日产水量主控因素列表从建立的产水主控因素方程可以看出,对产水量影响较大的因素为测井的可动孔隙度和总孔隙度､试气和生产套压､泥质含量等｡因此,为了避免后期产水影响产气量,压裂段尽量优选可动孔隙度和总孔隙度较高､泥质含量低的储层,在生产过程中要控制生产制度,防止压差过大,地层产水｡4结论(1)现场收集的已作业气井数据呈现杂音大､有效与无效数据参杂等特征｡通过对原始数据进行诸如删除重复值､补充缺失值､统一单位等累计5轮次清洗处理后,筛选后的气井产气､产水潜在影响有效数据占比6.16%,保证后续大数据分析的准确性和可靠性｡(2)剥茧寻优算法筛选出影响研究区气井产水主控因素共39项,涵盖范围包括地层地质､气井开发工程､产气工艺等所有环节,这表明致密气藏气井产水特征是地层地质(内因)与工程工艺技术(外因)相互作用的结果｡(3)从建立的产水主控因素方程可以看出,对产水量起决定作用的主要是可动孔隙度和总孔隙度､试气和生产套压､泥质含量等,因此压裂井段尽量优选可动孔隙度高､泥质含量低的储层,同时生产过程中尽量控制生产压差｡参考文献[1]高树生,侯吉瑞,杨洪志,等.川中地区须家河组低渗透砂岩气藏产水机理[J].天然气工业,2012,32(11):40-42.[2]叶礼友,高树生,杨洪志,等.致密砂岩气藏产水机理与开发对策[J].天然气工业,2015,35(2):41-46.[3]张伟,韩兴刚,徐文,等.苏东气井产水原因分析及控水生产研究[J].特种油气藏,2016,23(5):103-105.。

•22•录井工程2020年12月元素录井技术在鄂尔多斯盆地致密砂岩水平井地质导向中的研究与应用阎荣辉①田伟志②鲍永海②武星②杨森② 沈柏坪②(①中国石油长庆油田公司工程技术管理部；②中国石油长城钻探工程有限公司录井公司)摘要鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩发育于不同类型的河流一三角洲沉积体系，由于河流一三角洲相砂体迁移摆动及纵向多期叠置，导致地层垂向序列复杂，加之局部地区微幅构造发育，水平井往往钻遇泥岩，给常规水平井地质导向增加了很大的难度。

为达到快速钻进、提高砂体钻遇率的目的，运用元素录井参数、元素比值对目的层及顶、底板泥岩进行精细刻画，建立小层元素响应特征标准模型，并在水平段施工过程中根据实钻元素参数与标准模型进行分析对比，可以快速判断钻头的相对位置，进而及时进行轨迹调整。

该方法在研究区S59井进行现场应用，钻遇率达到了90.26%。

在鄂尔多斯盆地东部上古生界致密砂岩水平井导向中的应用结果表明，元素录井技术能够有效地弥补现有地质导向方法存在的欠缺，满足井场生产需求。

关键词元素录井技术致密砂岩水平井地质导向钻遇率中图分类号:TE132.1文献标识码:A DOI：10.3969/j.issn.1672-9803.2020.04.004Research and application of element logging in horizontal well geosteering of tight sandstonein Ordos BasinYAN Ronghui①，TIAN Weizhi②，BAO Yonghai②，WU Xing②，YANG Sen②，SHEN Boping②(^Engineering Technology Management Department of PetroChina Changqing Oilfield Company,Xi'an, Shaanxi710018,China；②GWDC Mud Logging Company,CN P C,Panjin,Liaoning124011China Abstract：Tight sandstones of the Upper Paleozoic in Ordos Basin are developed in different types of fluvial-delta sedimentarysystems Duetothemigrationoffluvial-deltafaciessandbodyandverticalmulti-stagesuperimposition，the verticalsequenceofstrataiscomplicated Micro-structuresaredevelopedinsomeareas，andhorizontalwe l softendri l mudstones，whichaddsgreatdi f icultytoconventionalhorizontalwe l geosteering Torealizerapiddri l ingandincrease thedri l ingrateofsandbody，elementloggingparametersandelementratioareusedtofinelydescribethetargetlayerand thetopandbo t om mudstones A standard modelforelementrespondingcharacteristicsofsinglelayersisestablished，andcomparisonwithstandard modelonthebasisofelementparametersinactualdri l ingismadeduringtheconstruction ofhorizontalsegment，whichcanquicklydeterminetherelativepositionofdri l bits，andadjustthetrajectoryintime This method wasappliedinthefieldofwe l S59inthestudyarea，andthedri l ingratereached9026%Theapplicationinthe horizontalwe l geosteeringinthetightsandstoneofthe UpperPaleozoicin Eastern OrdosBasinshowedthatelement logging can effectively make up for the shortcomings of existing geosteering methods and meet the production needs on we l siteKey words：element logging technology,tight sandstone,horizontal well geosteering,drilling rate引用：阎荣辉，田伟志，鲍永海，等.元素录井技术在鄂尔多斯盆地致密砂岩水平井地质导向中的研究与应用[].录井工程，2020,31(4)2228YAN Ronghui,TIAN Weizhi,BAO Yonghai,et al.Research and application of element logging in horizontal we ll geos­teering of tight sandstone in Ordos Basin[J]Mud Logging Engineering202031(4):22-28阎荣辉高级工程师,1975年生,2003年毕业于西南石油学院矿物学、岩石学、矿床学专业，硕士学位，现在中国石油天然气集团有限公司长庆油田分公司工程技术管理部工作。

提高胡尖山油田元149区延101油藏单井产量摘要：元149区块地处陕西省榆林市定边县境内，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡带，主力油藏延101层属构造-岩性油藏。

本文在区域地质构造背景的基础上，本文通过研究该区目前开发现状、地层能量、注水见效、水驱状况，结合生产动态数据，从完善井网、注采调整、合理生产压差、控制采液强度、系统试井、油井措施等方面进行综合分析，探索并提出该区提高单井产量的方式方法。

关键词：元149区延101油藏提高产量方式方法一、油藏特征1.地质概况胡尖山油田元149区地处陕西省定边县新安边乡，位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中段西部，紧邻天环坳陷，构造简单，总体上呈向西倾斜的单斜构造，坡度较缓，地层倾角不足1度，局部发育鼻状构造，这些鼻状构造对油气富集具有决定性作用，故属于构造-岩性油藏。

2.储层特征该区延10油藏为曲流河沉积，由于水域逐渐加宽，沉积范围扩大，沉积厚度约30m，砂体较宽，平面上呈条带状展布。

储层以岩屑长石砂岩为主，晶间孔—长石溶孔—粒间孔组合，属弱速敏、改善酸敏、中等偏弱水敏、中等偏弱盐敏。

3.物性及流体性质元149区延101油藏为边底水发育油藏，油藏埋深1590m，油层中深1480m，完钻65口井平均钻遇砂层14.8m，电测解释油层6.9m，声波时差248.6μs/m，视孔隙度16.48%，视渗透率14.03×10-3μm2，含油饱和度44.7%。

地层原油粘度5.47mpa.s，原始油气比15.7m3/t，地面原油比重0.8750g/cm3，地面原油粘度8.94mpa.s，地层水总矿化度12.63-36.03g/l，属于nahco3水型，凝固点12.0℃。

二、开发现状1.整体开发现状元149区采用250×250m三角形井网投入开发，动用含油面积4.1km2，动用地质储量238×104t；于2011年开始滚动建产，共完钻油水井65口，其中油井53口，注水井12口，累计建产4.5万吨。

23821世纪以来，全球范围内非常规油气藏勘探开发发展迅速，并已经成为油气供应体系的重要组成部分。

随着油气需求量的不断增加及常规油气占比的逐渐降低，非常规油气的有效动用对于缓解油气供需矛盾、保障我国能源安全、促进能源结构低碳转型、推动碳埋存具有十分关键的战略意义非常规油气是未来社会油田开采工作的主要发展方向，这为整个石油行业的发展带来新的发展机遇与挑战。

油气能源作为推动社会经济发展的重要能源，该能源的勘探水平与开采水平直接影响都社会经济发展速度。

盆地内丰富的非常规油气资源，将成为下一步油气接替开发的重要领域，接下来仍需持续加强勘探开发技术攻关，不断提高单井产量及采收率，为保障国家能源安全、实现油田持续稳产上产提供资源和技术保障我国拥有丰富的非常规油气能源，非常规油气能源的勘探与开发成为我国油气产业的重要发展方向。

1 非常规油气开发关键技术1.1 油田侧钻定向井技术为提高剩余油挖潜效果，开展侧钻短水平井+31/2〞套管固井+小直径桥塞分段压裂技术试验，在AS油田试验27口，初期单井产量3.0吨，达到周围老井的3倍。

攻关形成油田侧钻短水平井技术，剩余油挖潜动用效果显著，攻关形成侏罗系底水锥进、三叠系水线两侧剩余油判识及布井技术，成功率90%以上，形成侧钻装备和钻完井技术，建立了提速模板，“一趟钻”全面应用，小直径深穿透射孔、多短簇细分层压裂等特色改造技术，初期单产达2.0吨。

LD部分超低渗油藏侧钻定向井单井产量低，将侧钻水平井技术由AS油田扩展至XF、JY油田。

通过优化水平段长度和储层改造工艺，试验回接重造井筒实现大排量体积改造。

1.2 气田侧钻裸眼水平井技术持续优化钻井参数，形成侧钻水平井轨迹精细控制技术，钻井周期由35下降至27.5天，研发小直径裸眼封隔器和低伤害压裂液，形成裸眼分段压裂技术，初产2.5万方。

探索研究气田侧钻水平井固井完井技术，单井产量大幅提升，针对裸眼完井分段压裂封隔有效性差的问题，将完井方式由裸眼向小套固井完井转变，攻关形成600m以上水平井窄间隙固井和31/2″小直径桥射联作分段压裂技术，试验5口井，初期单井日产气3.2万方，较裸眼完井提高28%。

致密气藏产水影响及开发措施为认清致密砂岩气藏的储层产水机理，以及对开发的影响，寻求有效的开发对策，本文开展了理论研究并结合现场情况进行系统分析。

利用水样化验、物质平衡方程和产水动态特征相结合可以判断大部分井层的产水来源于本层；积液会造成贾敏效应、气体的启动压力梯度升高以及水敏伤害；速度管、泡排措施是治理高产水井的有效措施。

标签：贾敏效应水敏伤害开发措施一、引言鄂尔多斯盆地东部临兴地区横跨伊陕斜坡与晋西挠褶带两个构造单元，归属于吕梁地区。

区块内部构造相对简单，地层平缓（倾角一般不足1°），主要发育有幅度较小的鼻状构造[10]。

主要储层为上古生界本溪组、太原组、山西组、石盒子组及石千峰组。

区内的先导试验区2015年11月开始投产，其采气曲线如图1所示。

区块投产初期即见水，但由于生产井数较少（5口井），初期产水量较少。

2016年11月后，随着区块大量井投产，投产井数增加到18口，产水量随之迅速上升，并随区块产气量变化而变化。

区块总体产水量较小，日产水量约50m3/d。

水气比变化情况如图2所示，从该图可看出，区块大规模上产后水气比呈现总体稳定的趋势，水气比约3 m3/104m3。

二、产水规律统计先导试验区产水资料，盒8段单采，且进行了产水计量的井共5口。

生产过程中5口井产水量都逐渐递减，其具备明显的两段式特征：I阶段：产水量较高，但很快递减到低值，这是因为本层可动水较多，先采出的是大孔喉通道的地层水；II阶段：产水量保持在较低产量，这是因为后期主要是小孔隙的地层水[1]。

三、积液对气井的影响先导试验区气井积液后出现如下特征：积液之后产量迅速下降，递减速度加快，即使排采井筒积液后，产量损失仍难以恢复[2]。

以1井为例，采气曲线如图4所示，该井2016年11月20日投产，投产初期产量约2.0×104m3/d，稳定2.5月后产量降低，气井携液困难，导致井筒积液，积液2月后，该井采用速度管排液，措施后气井可稳定生产，但与积液前产量降低3/5。