深部低渗致密气藏凝析气藏开发的难点及其对策1_精品文档.ppt

1、总57页第1页,李士伦（教授，博导）2003年4月2325日,深部低渗致密气藏凝析气藏开发的难点及其对策,总57页第2页,摘 要,我国低渗致密气藏和凝析气藏的储量占相当大的比例。随着深部油气勘探的发展，发现这类气藏的可能性也更大。认识和掌握这类气藏的特殊规律（地质、开发特征）是开发好低渗致密气藏的前提;确定合理的开发方式、层系井网和气井生产制度是开发好这类气藏的基础;采用先进实用配套的工艺技术，是开发好这类气藏的保证。,总57页第3页,重点介绍五项建议技术措施，即：深度压裂改造技术，凝析气井井筒和近井地带积液的处理技术，开发后期低于最大凝析压力条件下的注气技术，低渗致密凝析气藏多孔介质油气体系

2、相态分析技术和某些气藏工程分析技术。,总57页第4页,一、低渗致密气藏的地质特征和开发特征,根据我国标准，有效渗透率0.1103m2（绝对渗透率120103m2）、孔隙度15%为低渗气藏，有效渗透率3500m）天然气资源量为21.661012m3，占全国天然气总资源量的57%，陆上主要集中在西部。对已开发的这类气藏，如何改善开发效果，发展先进实用配套的技术，对我国天然气工业持续稳定发展，有着十分重要的意义。,总57页第5页,1)构造特征(1)断层 断裂活动引起一系列构造、地层的变化，改变储层埋藏条件，引起流体性质和压力系统的变异。(2)透镜体 准确确定透镜状砂层的大小、形态、方位和分布，是能否

3、成功开发这类气藏的关键。,1、低渗致密气藏的地质特征,总57页第6页,(3)裂缝 低渗致密储层只要能与裂缝搭配，就能形成相对高产的储层，对裂缝的系统研究是开发这类气藏的重要课题。裂缝主要对油气渗流作贡献，裂缝孔隙度一般不会超过2%。根据国内外大量资料表明，在一定埋藏深度下，天然裂缝在地下一般呈闭合状态，缝宽多为1050m，基本上表现为孔隙渗透特征，这些层不压裂往往无自然产能。,总57页第7页,2)储层特征,低渗致密砂岩主要特征是：非均质性强，低孔低渗和高含水饱和度。（1）非均质性强 低渗致密砂岩储层一般具有严重的非均质性，储层物性在纵横向的各向异性非常明显，产层厚度和岩性都不稳定，在很短距离内

4、就会出现岩性、岩相变化甚至岩性尖灭，以至在井间无法进行小层对比。（2）低孔低渗 孔隙结构研究能揭示储层内部的结构，它是微观物理研究的核心，这类储层的孔隙结构主要特征是孔隙类型的多样、孔喉半径小和泥质成分多。,总57页第8页,-孔隙结构主要特征,一般这类储层孔隙有粒间孔隙、次生孔隙、微孔隙和裂缝四种基本类型。粒间孔隙愈少，微孔隙所占比例愈大，渗透率就愈低。低渗致密砂岩受后生成岩作用影响明显，它以次生孔隙（包括成因岩作用新生的孔隙和经改造后的原生孔隙两部分），并且往往伴随着大量的微孔隙。不论何种成因，不论其性质有何差异，这类砂岩都具有孔隙连通但喉道细小的特征，一般喉道小于2m。泥质含量高，并伴生大

5、量自生粘土，这是低渗致密砂岩的又一明显特征。,总57页第9页,-渗透率特征,渗透率是储层渗流能力的决定因素，由于孔喉小，微孔隙比重大，故渗透率很低。常规实验室测定的气体渗透率与实际储层条件下的渗透率差别很大，这对低渗致密气藏尤为突出，因此要尽量模拟地层条件测定储层渗透率，地层条件下的渗透率不仅与上覆岩层压力有关，还与地层水饱和度及其含盐量有关。埋藏愈深，压实、胶结和成因作用愈强烈，所以，渗透率随埋深的加大、压力的增高而急剧地减小。这类储层岩石具有强烈的应力敏感特性，并且压力卸载后，渗透率恢复不到原值。,总57页第10页,2、低渗致密气藏的开发特征,1)单井控制储量和可采储量小，产量低，递减快，

6、气井稳产条件差。2）大多数气井需经加砂压裂和酸化才能获得较高的产量或接近工业气井的标准。但随之而来的是投产后的递减率高。3）主力气层储量动用充分，而非主力气层，储量基本未动用，多为长井段多层合采，因此层间矛盾更加突出。,总57页第11页,4）一般不出现分离的气水接触面，大多产水不大，但储层的含水饱和度很高，一般为30 70%，通常以40%作为估算储量的下限。因此井筒积液严重，常给生产带来影响。5）气井生产压差大，气藏单位地层压降产气量小。由于生产压降大，井口压力就较低，所以，可供利用的压力资源就有限。6）孔隙结构特征差异大，毛管压力曲线都为细歪度型，细喉峰非常突出，喉道半径均值很小，排驱压力很

7、高，这些特征对于气体渗流规律产生很大的影响。而在低渗致密储层中气体渗流特征与油藏油的渗流特征有相似之处，存在着“启动压力”现象。,总57页第12页,3、低渗致密气藏开发的十项配套工艺技术,1)钻井、完井和气层保护技术 如采用“特低固相”钻井液，达到低固相、低密度、低粘度和防塌、携砂能力强的要求。要防止在压裂改造过程中对气层的污染。2)优化射孔技术 如采用负压射孔、深穿透射孔。,总57页第13页,3)气藏描述技术,其核心是寻找有经济价值的高产富集区，优先投入开发。其它的措施可列举以下方面：（1）用岩矿分析、扫描电镜和X衍射等方法和手段确定岩土矿物成分、含量和产状。（2）开展沉积相研究，寻找有利相

8、带。（3）开展成岩作用与成岩史研究，确定次生孔隙在平面上和纵向上发育带。（4）开展气藏类型的研究，对储层不稳定的岩性气藏进行井间砂体的预测。（5）开展地应力测定及裂缝系统的早期识别研究。,总57页第14页,（6）气藏构造、物性、含油气性和油气水分布的三维显示。（7）开展测井系统的适应性试验，提高测井解释水平及解释模型的建立。（8）通过露头观察、定向岩心、应力大小及方向分析，来预测水力压裂裂缝方位。（9）用三维地震、垂直地震剖面和井间地震等方法进行砂体的预测。（10）综合评价这类气藏开发的可行性。,总57页第15页,4)气藏工程分析技术,渗流机理这个重大理论问题（非达西流，气体滑脱，“启动压力”

9、和临界流动压力梯度等），仍需开展深入的研究和系统的实验。试井方法也仍待完善和发展。,总57页第16页,5)低渗致密气层的压裂改造技术,以美国为例，自1981年以来所钻的井有35 40%都必须实行大型的水力压裂，使气井增产气量达到40 57%。1978年休斯顿米切尔能源公司在德克萨斯州贝克奥恩一号井进行巨型压裂，泵入1150t砂子和4600m3压裂液。美国前安然公司在四川八角场香四气藏的加砂压裂和长庆气田压裂改造的经验都值得引起我们的重视。,总57页第17页,6)低压低产气藏气井井筒举升技术 四川、中原、大港等都有很好的经验。7)气井动态监测技术8)降低建设成本，采用科学、合理的地面流程9)富含

10、凝析油型凝析气藏全部或部分回注干气保持压力技术,总57页第18页,10）水平井技术,水平井适用于这类气藏的一些特定地区。如由于构造应力而产生各种裂缝，若水平井能很好地与垂向裂缝相交，则渗流状况会有很大的改善。美国莫比尔公司在1982年开发（Sochlingen）索奇林乾气藏，钻了3口直井，并采用了常规压裂技术，效果均不理想。后来，钻成了世界上现今最深的水平井（垂直井深达4784.5m），水平段长628m，还对水平井进行多次压裂，井下形成了四条水力压裂缝，获得了比直井高3 5倍的产量，气井达到了36.8104m3/d的稳定产量。,总57页第19页,二、几项具体建议技术,总57页第20页,1 深度

11、压裂改造技术,没有压裂改造，绝大部分低渗气井就没有工业产量，它是开发低渗气藏凝析气藏的关键性技术。美国前安然公司虽已爆发丑闻而倒闭，但在四川八角场气田低渗致密香四气藏的深度压裂改造仍给我们很多的启示，它帮助我们开阔思路，增强我们对低渗致密气藏开发的信心。（参见中国石油对外合作经理部四川潘正富文章，2000.7）。,总57页第21页,概况：位于四川省中部，1974年2月开始勘探，1981年4月投入开发，香四气藏为其主力气藏。低渗致密气藏，1993年在中部30km2范围计算的天然气控制储量为234108m3，气藏自然产能低，生产压差在2434.3MPa之间，平均单井产量仅1104m3/d，为典型的

12、难采储量。构造平缓、完整、形态简单，闭合高度155m，闭合面积181.5km2。储层孔渗物性差，孔隙度1.015.7%，平均8.3%，渗透率0.052.5103m2，平均0.507103m2，储层含水饱和度高，平均59.2%。储层内分布少量微细裂缝，为油气运移主要通道。该储层属强水敏性储层。,-四川八角场气田香四气藏压裂情况,总57页第22页,该气藏属异常高压气藏，原始地层压力高达53.457.8MPa，但产能低，生产压差大，在2434.3MPa间，平均单井自然产能仅1104m3/d，采气指数300400m3/dMPa。试采结论是香四气藏储量大，而自然产能低，要提高单井产量，必须对气藏进行深度

13、改造。,总57页第23页,1)增产作业改造简史,第一阶段酸化解堵（1986年以前）每井注入酸量318.7m3，浓度1115.1%，平均泵压40MPa，排量150L/min，效果不明显。第二阶段加砂压裂（19861990）1987年相继在角46井、角13井进行大型加砂压裂，当时受井身条件和施工装备限制，最大注液排量仅达到2.53m3/min。,总57页第24页,第三阶段引进NOWSC和哈里伯顿公司技术（19911995）三口井均施工成功，但未能大幅度提高单井产量。与此同时，四川石油管理局也开展了系列研究和评价。1998年四川石油管理局引进了14台压裂装备，并进行国内配套工作，储、运、配、供、注及

14、施工控制能力有了大幅度提高。1997年美国安然公司总承包了川中合作区块的储层改造工作。,总57页第25页,2)安然公司的储层改造方案其主要技术要点,（1）气层保护及井的工程条件准备 该公司在这方面做得很出色，从钻井液、完井液的优选、作业用水水质的控制到钻井、完井全过程的监控，无不贯穿着气层保护这一宗旨。对压裂用水最后确定高价购买生活用水作为施工用水。在三口施工井都选了大通径管汇注液，采用井口保护器对井口装置实施保护，这样为大型加砂压裂创造了良好的井筒和井口工程条件。,总57页第26页,（2）压裂液及支撑剂的优选 由于储层敏感，所以对液体配方、药品采购、配液用水及配液过程严格把关。经反复筛选评价

15、，选定万庄分院的瓜尔胶压裂液配方，压裂液添加剂均在国内选购，严把采购质量关。适当降低粉剂浓度，进一步降低液体对储层的伤害。最后选定美国Carbo公司的高强度陶粒作支撑剂。,总57页第27页,（3）施工参数优选 进行单井模拟和用压裂模拟器确定有效裂缝长度与施工规模的关系，进而与压后产量变化关系，此外，还优化注液排量、注液程序，用最少注入量和最小投入获得有效裂缝长度。（4）测试压裂及其对施工方案的校正 破裂压力、闭合压力、液体在地层中的滤失系数是施工优化的关键参数。为降低施工风险，尽可能减少前置液用量，在每口井加砂压裂前都进行测试压裂，根据这些资料处理结果来修正加砂压裂施工方案。,总57页第28页

16、,（5）建立施工保证体系 施工保证体系包括：优质施工装备配置，施工用水水质控制，压裂液罐及其清洁处理，压裂液添加剂质量控制及压裂液配置全过程质量控制，供液、供砂、泵注和施工监控。采用新引进的压裂设备HQ2000型压裂泵车10台，总功率2104HHP，FBRC 100ARC混砂车1台，FRACVAN仪表车1台，装备额定压力107MPa，注液排量10m3/min，装备可对注液排量、支撑剂浓度及各种添加剂加入浓度实行自动控制。改善压裂液供液管汇，采用12”总管和6”支管，保证供液能力达到10m3/min，并保持供液压力恒定。200m3立式砂罐供支撑剂，保证连续供砂能力大于10t/min。使用TSI公司井口保护器，泵注时采用3根3高压管汇进井口。施工监控主要依赖于FRACVAN仪表车。,总57页第29页,（6）压后排液技术 由于香四储层的特殊性，容易受到伤害，所以尽量减少液体在地层中停留时间，有利于降低储层伤害，因此采取强制裂缝闭合、快速排液的技术措施，改善施工效率，为此安装了EXPRO公司的放喷测试装置，并辅助安装了快速排液管线，可做到停泵后立即排液。,总57页第30页,表1 三口作业井的增