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异常高压气藏岩石变形特征及其对开发的影响DD以克拉2气田为例

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文章编号:167221926(2003)0120060205

收稿日期:2003201207;修回日期:20032022161作者简介:朱中廉(19692),男,四川大竹人,高级工程师,现从事油气田开发和油气藏数值模拟研究1①谢兴礼,李保柱1克拉2气田覆压实验报告,20021②王振彪,朱忠谦1克拉2气田00P方案,20031

异常高压气藏岩石变形特征及其对开发的影响——以克拉2气田为例

朱中谦,王振彪,李汝勇,张　强,王开国(中国石油天然气集团公司塔里木油田分公司,新疆库尔勒　841000)

摘　要:克拉2气田是至今为止在中国陆上找到的最大整装干气气藏,也是“西气东输”的主力产气场,因此,开发好克拉2气田意义重大而深远。由于该气田地层压力高(74136MPa

)

,压力系数高达

2以上,属于异常高压气藏,故在衰竭式开采过程中,随着气藏的压力下降,该气藏的岩石骨架要承受比常规气藏大得多的净上覆压力,结果会使岩石发生显著的弹塑性形变和岩石渗透率、孔隙度和岩石压缩系数等物性参数减小,从而影响气藏的开发效果①。据此,研究气藏开发过程中岩石形变对产能的影响是一个非常重要的课题。依据岩石覆压实验研究了克拉2气田异常高压气藏岩石变形特征及其对开发的影响。关键词:异常高压;储层参数;岩石变形;气田开发;克拉2气田中图分类号:TE12212

+

3 文献标识码:A

1　问题的提出克拉2气田的压力系数高达2以上,属于异常高压气藏。在衰竭式开采过程中,随着气藏的压力下降,该异常高压气藏的岩石骨架要承受比常规气藏大得多的净上覆压力,结果会使岩石发生显著的弹塑性形变和岩石渗透率、孔隙度和岩石压缩系数等物性参数减小,从而影响气藏的开发效果。因此,研究气藏开发过程中岩石形变对产能的影响是一个非常重要的课题。异常高压气藏储层岩石形变会对气藏开发造成以下3方面的影响。(1)气藏储渗类型发生变化。在裂缝-孔隙型

或孔隙-裂缝型储层中,由于裂缝体积减小的程度远远超过孔隙体积减小的程度,部分裂缝甚至会完全闭合,因此,在开采早期阶段处于高压状态下原为双重介质渗流的储层,在地层压力降低后就会变成单一孔隙介质储层,从而改变了储层渗滤的基础。(2)缩小了储层的空隙空间。储层空隙空间的

缩小会对气藏开发带来有利和不利两种影响。释放

出的岩石弹性能量将变成驱使天然气从孔隙中流出的动力,这是气藏开发的有利影响。空隙体积的缩小,特别是裂缝和喉道的变窄、渗透性和连通性变差、流动阻力增大,可导致气井产能降低,甚至使统一的压力系统分割为多个互不连通的压力系统,使气藏开发效益变差,这是对气藏开发的不利影响。(3)降低了气藏的压力。由于各种空隙流体启

动顺序与地层压力的降低相辅相成,使得复杂气藏衰竭式开采过程具有多阶段性,同时也给气藏动态预测带来困难。在孔隙型气藏中,由于孔隙和喉道相对较均匀,孔隙流体启动所要求的压差较接近,在气藏投入开发后很快就会引起整个气藏的压降,因此,

可以利用开采早期的压降资料来预测气藏动态变化和计算动态储量。

2　克拉2气田异常高压气藏岩石变形特征②

克拉2气田在克拉2、克拉201、克拉203、克拉204和克拉205井等5口井上共采集覆压试验岩样329块,通过试验和对试验资料的分析处理,可得出

第14卷第1期2003年2月 天然气地球科学NATURAL　GAS　GEOSCIENCE Vol114No11Feb1　2003以下认识。211　气藏岩石物性参数随有效压力增加而减小岩石渗透率、孔隙度和孔隙压缩系数随着有效压力的增加而减小,并且前期减小剧烈,中期减小变缓,特别是到后期孔隙压缩系数减小更缓,逐渐趋近于一个常数(图1,表1)。这种变化表明,气藏衰竭式开采时,随着气体的不断采出、地层压力的下降、有效压力的增加和储层渗透率、孔隙度和孔隙压缩系数的变小,便出现产能降低、气水分布发生变化和弹性能量减小现象。图1　克拉2气田白垩系巴什基奇克组储层物性参数与地层压力的关系(注:1D=01987×10-3Λm2,下同)212　气藏岩石物性参数下降幅度与其渗透率变化区间有关,高渗透率区间下降幅度小,低渗透率区间下降幅度大同一渗透率变化区间的岩样,其渗透率、孔隙度和孔隙压缩系数下降幅度基本相同,而不同渗透率变化区间的岩样,其渗透率、孔隙度和孔隙压缩系数具有不同的下降幅度,高渗透率变化区间的岩样下降幅度小,低渗透率变化区间岩样下降幅度大。孔隙度与压力的关系采用两套曲线(图2)。其相关关系式为:

图2　不同渗透率变化区间ΥD-Pe关系(1)ΥDi=1106312

P

e-0102631,R2

=019999,K>

01987×10-3Λm2(2)Υ

Di=1109310Pe-0103838,R2=019996,

K

≤

01987×10-3Λm2平均ΥDi=1107155

P

e

-0102974,R2=110000

式中:ΥDi定义为ΥDi=Υ󰃗Υi,Υ为覆压下孔隙度;Υi为原始压力下孔隙度。渗透率与压力的关系采用四套曲线,见图3。

表1　克拉2气田巴什基奇克组储层物性参数随压降变化Pe

(MPa)10123551415824241582434158244415824541582464158247415824

P(MPa)741346970605040302010

KDi(f)(1)110019788019482019287019145019033018941018863

(2)110019281018289017699017287016975016725016519

(3)110018389016426015398014741014276013924013646

(4)110017652015066013869013166012698012363012109

平均110019508018685018185017833017562017345017164

ΥDi(f)

(1)110019908019772019685019620019569019527019491

(2)110019863019667019541019449019375019315019264

平均110019895019742019644019571019514019466019426

CPDi(f)(1)110019908019772019685019620019569019527019491

(2)110019863019667019541019449019375019315019264

平均110019895019742019644019571019514019466019426

CPDi(f)

(1)110017578015034013853013158012695012362012110

(2)110016426013347012185011591011235011001010836

平均110017196014428013224012546012109011804011578

16No11 朱中谦等:异常高压气藏岩石变形特征及其对开发的影响——以克拉2气田为例 其相关关系式为:

(1)KDi=1115200Pe-0106081,R2=019999,K>

21961×10-3Λm2(2)KDi=11165756Pe-0121643,R

2

=019996,

014935×10-3-3Λm2(3)KDi=3129622Pe-0151063,R

2

=019995,

010987×10-3-3Λm2(4)KDi=6135190Pe-0178974,R2=019986,K≤

010987×10-3Λm2

图3　按照渗透率级别归并后的渗透率变化率(相对地下原始条件)

将孔隙体积覆压试验数据处理后得压缩系数,

将压缩系数与有效压力的关系进行统计,结果见图4。其表达式为:

(1)CPDi=5169150Pe-0178338,R2=019508,K>

41935×10-3Λm2(2)CPDi=16133066Pe-1124937,R2=019257,K

≤41935×10

-3Λm2

平均CPDi=7192445

P

e

-0192982,R2=019441,

式中:CPDi定义为CPDi=Cp󰃗Cpi,Cp为覆压下孔隙度;

Cpi

为原始压力下孔隙度。

平均KDi=1151355

P

e

-0117348,R2=019862

式中:KDi=K󰃗Ki,其中K为覆压下渗透率,Ki为原始油藏压力下渗透率。213　克拉2气田巴什基奇克组储层岩石孔隙压缩系数与渗透率存在一定的相关性巴什基奇克组储层岩石孔隙压缩系数与渗透率的相关关系表达式为:

Cp=6113330048×10-4K-011859691,R2=018389

由上式可知,岩石孔隙压缩系数与渗透率有关,

岩石渗透率高,压缩系数低,反之,岩石渗透率低,压缩系数高。

图4　不同渗透率变化区间CPDs-Pe关系214　随着有效压力的增、减变化储层渗透率、孔隙度无法恢复到原来的数值水平通过覆压循环回路试验(图5),即对有效压力先增后减和再增再减构成的循环回路的试验,来观测岩样渗透率和孔隙度的下降和恢复情况,有助于选择开采方式和确定有效的工作制度。试验表明,当有效压力由小到大变化时,储层渗透率和孔隙度由大到小变化,其下降幅度由大到小;当有效压力由大往回变小时,储层渗透率和孔隙度由小到大变化,即向原始值的方向恢复,但无法恢复到原来的数值水平。这主要是岩石变形中包含有部分塑性变形的缘故,使得储层岩石留下了部分永久变形。当有效压力再由小向大变化时,渗透率和孔隙度的下降变化曲线顺原路返回。

图5　克拉2气田回路实验结果图3　岩石变形对气藏开发的影响由图1和表1可得以下认识。311　岩石变形对产能和气水分布影响不大当地层压力降至50MPa时,无因次渗透率降

26 天　然　气　地　球　科　学 Vol114

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苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议

苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议

天　然　气　工　业Natural Gas Industry 第41卷第2期2021年 2月· 100 ·苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议王继平1,2　张城玮3　李建阳4　李娅1,2　李小锋1,2　刘平1,2　陆佳春51.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室3.中国石油大学（北京）石油工程学院4.中国石油长庆油田公司气田开发事业部5.中国石油长庆油田公司苏里格气田开发分公司摘要：鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。

为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率，总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识，梳理了影响气田持续稳产的难点问题，提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。

研究结果表明：①苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征，并且局部气水关系复杂；②不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异，气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大；③优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重，导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大；④为了实现该气田的长期稳产，针对致密砂岩气藏强非均质性的特征，需要进一步推广“基础井组＋基础井网＋差异化加密”的井网部署策略，持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术，运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度，配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性，采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平，并且尽早推广“负压”开采技术，以恢复濒临废弃井的生产能力；⑤寻求必要的财税政策支持是实现致密气资源充分利用的重要保障。

关键词：鄂尔多斯盆地；苏里格气田；致密砂岩气藏；储集层特征；开发指标；剩余储量；挖潜对策DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2021.02.012Tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field:Development understandings and stable-production proposals WANG Jiping1,2, ZHANG Chengwei3, LI Jianyang4, LI Ya1,2, LI Xiaofeng1,2, LIU Ping1,2, LU Jiachun5(1. Exploration and Development Research Institute, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;2. Nation-al Engineering Laboratory of Low-Permeability Oil & Gas Exploration and Development, Xi'an, Shaanxi 710018, China;3. School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Beijing 100249, China;4. Development Department, PetroChina Changqing Oil-field Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China;5. Sulige Gas Field Development Branch, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi 710018, China)Natural Gas Industry, vol.41, No.2, p.100-110, 2/25/2021. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: The Sulige Gas Field in the Ordos Basin ranks the first in China in terms of reserve scale and annual gas production of tight sandstone gas reservoirs. In order to further extend the stable production time and enhance the recovery factor of tight sandstone gas reservoirs in the Sulige Gas Field, this paper summarizes the geological and gas reservoir engineering understandings obtained in the development process of tight sandstone gas in this gas field, sorts out the difficulties impacting its sustainable stable production, and pro-poses suggestions for the following development of tight sandstone gas reservoirs in this field. And the following research results were obtained. First, the effective sand body scale, reservoir physical property and gas bearing property are strongly heterogeneous and the lo-cal gas–water relationship is complex in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Second, there are obvious differences in gas well production, accumulative gas production and decline rate in different regions. The recovery factor of the gas reservoirs is af-fected more by reservoir quality and development well pattern. Third, the reserve producing degree of good-quality reservoirs is high, the tendency of poor-quality reserves is obvious and the fragmentation of remaining reserves is serious, which increases the production sta-bilization difficulty in the tight sandstone gas reservoirs of the Sulige Gas Field. Fourth, in order to realize sustainable stable production in the Sulige Gas Field, considering the strong heterogeneity characteristics of tight sandstone gas reservoirs, it is recommended to popu-larize the well pattern deployment strategy of "basic well group + basic well pattern + differential infilling" further, continuously improve fine reservoir description technology and mixed well deployment technology with combined dynamic and static analysis, apply layer reviewing and reperforating of old wells, horizontal well sidetracking and re-stimulation to improve the reserve producing degree, adopt the geology–engineering integrated stimulation technology to improve the effectiveness of reservoir stimulation, make use of intelligent and efficient drainage gas recovery technology by horizontal well to improve the fine management level of gas field, and popularize the "negative pressure" production technology as soon as possible to recover the production capacity of wells on the verge of abandonment. Fifth, seeking for the necessary fiscal and tax support is an important guarantee for the full utilization of tight gas resources. Keywords: Ordos Basin; Sulige Gas Field; Tight sandstone gas reservoir; Reservoir characteristics; Development indexes; Remaining re-serves; Potential tapping countermeasures基金项目：国家科技重大专项“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（编号：2016ZX05050）、中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“长庆气田稳产及提高采收率技术研究”（编号：2016E-0509）。

油田开发诱发地表变形

油田开发诱发地表变形

引言
油气藏的开发过程是多相流体渗流与油藏岩土变形动态耦 合的过程。
油田注采作业都将导致储层孔隙压力的变化，从而使储层 骨架承受的有效压力发生变化，进而导致储层发生变形，这 种变形传递到地表就会导致地面发生垂向变形。
威明顿油田从1926年到1966年开发40年间，由于地下流 体大量采出，油田中心地区地面下沉达9米，水平位移3米， 造成油水井成片错断，港口被海水淹没、铁道扭曲甚至断裂、 建筑物遭损、公路桥梁产生裂缝和错动，损失严重。
高耦压合注 模水型时求，解如的果总油体层策物略性是差将，变连形通和性渗不(好，就G会)u在j高,j压i注G 水过iu,程jj中形Fi成高(压区p)块,i，或0者注水在井间、层间串产生异常高压带。
注 地地面后表表垂地形 形 向表 变变形将 计与变停 算注是止 数采地继 学压下续 模力低升 型的压高的关层， 建系孔如 立隙果 收采 缩取 及降 高压 压措 层k施 孔， 隙a地 膨e表 胀x0会 的ep下 叠c(bp沉 加(。 。P)cp)
南二区大地三维形变测量
地面高程与地层压力变化
地表变形数值模拟 南一区地面隆起达m以上的km2范围内，最大隆起量为2m以上；
高压注水时，如果油层物性差，连通性不好，就会在高压注水过程中形成高压区块，或者注水在井间、层间串产生异常高压带。
油田注采作业都将导致储层孔隙压力的变化，从而使储层骨架承受的有效压力发生变化，进而导致储层发生变形，这种变形传递到地
发生较大形变。
大庆油田大部分地区储地层面隆饱起和达流80 m体m，以上多。孔介质的体积变形等于孔隙的变形；岩土体在孔隙流体作用
耦稳合油模 控型水求不解仅的能总保体证下策原遵略油是持循将续修变稳正形，和也的渗可太以沙将地基面有形效变量应控力制原到最理小。。
煤层气储层异常高压的形成机制

煤层气储层异常高压的形成机制

第 22 卷第 4 期 天 然 气 工 业 地 质 勘 探
煤气储层异常高压的形成机制 3
苏现波 3 3 张丽萍
(焦作工学院化石燃料研究所)
苏现波等. 煤层气储层异常高压的形成机制. 天然气工业 ,2002 ;22 (4) :15～18 摘 要 本文根据国内外煤矿开采 、煤层气勘探开发过程中获取的大量煤层气储层压力测试资料 ,对煤层气
压力与深度的资料分析 ,有半数以上的点处于异常 高压状态 ,基本上来自盆地中部 ; 其它处于欠压状 态 ,多数来自盆地中西部和南部 ;极少点处于正常压 力状态 (图 1) 。
异常高压的类型与形成机制
根 据 煤 层 气 储 层 自 身 的 特 征 和 所 处 的 地 质 背 景 ,煤层气储层异常高压可区分为两类 :水动力封闭 型和自封闭型 ,分述如下 。
上述两类煤层气储层异常高压及其与常规油气 异常高压的特征比较见表 1 。
异常高压的研究意义及结论
11 研究意义 煤层气储层异常高压的研究对于煤层气勘探开
发和煤矿瓦斯灾害治理具有重要意义 。对于煤层气 开发而言 ,储层裂隙发育 、连通性好 、渗透性强 、储层 压力高是高产 、稳产的有利条件 。也就是说 ,水动力 封闭型煤层气储层异常高压区是煤层气开发的最有 利地带 ,是目前煤层气开发工艺条件下优先选择的 目标 。因此 ,在盆地范围内寻找这类压力状态的储 层是勘探阶段或开发初期的主要任务 。美 国 San J uan 盆地北部的高渗 、高压区煤层气的勘探开发充 分证实了这一结论 。
图 2 圣胡安盆地第三系 、Fruitland 组和 Pictured Cliffs 砂岩地下水系统剖面图 (据王新民等修改 ,1998)
Picence 盆地 、Sand Wash 盆地的 Williams Fork 组存在类似的异常高压现象 。 根据这些盆地异常压力的研究 ,可概括出水动 力封闭型异常高压储层形成必备的 4 个条件 : ①中 煤级以上 、连续性强 、渗透性强的煤储层是前提条 件 ; ②由补给区向盆地方向的地下水运移是必备条 件 ; ③运移以盆地内部煤层非渗透性边界为终点 ,这 种边界可以是构造枢纽线 、断层 、相变等 。其展布方 向与地下水运移方向垂直 。 ④地下水运移过程中 , 沿途将携带热成因甲烷和次生生物成因甲烷运至非 渗透性边界处聚集 ,并由侧向流转化为垂向流形成 常规高压圈闭气藏与煤层气藏共存的现象 。
川东南官渡气田致密砂岩气藏水相圈闭损害潜力

川东南官渡气田致密砂岩气藏水相圈闭损害潜力


其反。当前评价水相圈闭损害的方法主要有渗透率 损害率 、 水相圈闭指数和总水体积法。对实验数据 的处理 采用多元 回归 法 Ｊ利 用灰 色 静 态 模 型 【 及 ， ６ 神经网络专家系统 等来预测水相圈闭损害 ， 但实 际上难 以推广应用。而水相圈闭损害区别 于传统意 义 上 的水锁 损害 ， 之 易 出 现水 相 圈 闭 损 害 的 致 密 加 砂岩气藏属于非常规气藏 ， 以不能用传统评价水 所 锁的方法来评价致密储层 的水相 圈闭损害。因此 ， 探索评价水相圈闭损 害的系列方 法是 十分必要 的。 以四川盆地东南部官渡气 田致密砂岩气藏为例 ， 通
水 相 圈 闭是引起 致密 砂岩 气层 发生 损 害 的最 致
析 了研究 区的水相 圈 闭 损 害潜 力 ， 以期 为 钻 井完 井 作业 及增 产改 造措 施 提供 基础 参数 。
命 因素… 。在钻井、 井过程 中， 完 一旦水基 工作液
侵入地 层 发生水 相 圈 闭 ， 可从 根本 上 改 变 气 藏 的初 始 状况 ， 产生假象 ， 重妨 碍 了气 藏 的储 量 计算 、 严 正 确 评价 和有 效开 发 。因此 ， 相 圈闭 成 为 致 密 气 层 水
微裂缝 。储层整体上物性较差 ， 渗透率主要为 ０ ０ ．２ × ０ ～ ．８×１ Ｉ 平 均值 为 ０ ０ ８×１ 。 １～ ００ ０ ｘ ， ｍ ．３ ０ Ｉ 属 于致 密砂 岩气 层 。 ． ， Ｌ ｍ
收稿 日期 ２ ０ ０ ２ ； ０ ７— ７－ ０ 改回 日期 ２ ０ ０ ７－０ ２ 。 ８— ９ 作者简介 ： 李鹏 ， ，０ ４年毕业于西南石油大学化学工程专业 ， 男 ２０ 现为该校油气 田开发 工程 专业在 读硕士研 究生 ， 主要从事储 层保护及 油 藏描述研究。联系电话（ ２ ） ３ ４ ０５， ０ ８ ８ ０ ９０ Ｅ—ｍ ｉ ｃａｌ＠ｙｈｏ ｃｒ ｃ 。 ａ ．ｌ ｐ ａ ｏ．ｏ ． ｎ ｈ ｙ ｎ 基金项 目： 四川省 青年科技基金项 目“ 致密含气砂岩水相圈闭损害机理与评价技术” ０ Ｚ ｏ ６ ０ ２ 资助 （２Ｑ ２ — ） ４