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2022年, 第45卷, 第1期 
出刊日期:2022-03-25
  

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    资源勘探
  • 余果, 李海涛, 陈艳茹, 郑姝, 刘鑫
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 1-7. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.001
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    科学预测油气产量变化趋势对制定能源开采计划及调整发展战略具有重要意义。四川盆地中部古隆起震旦系气藏勘探开发潜力巨大,目前已成为四川盆地继磨溪地区下寒武统龙王庙组气藏后又一重要上产领域,成为盆地常规天然气产量增长的主体和天然气上游业务效益贡献的关键,合理的产量规模预测对实现其高质量开发意义重大。因此,从四川盆地中部古隆起震旦系气藏天然气资源地质与开发特点出发,将最终可采储量作为影响产量增长趋势的边界条件,引入到峰值预测产量增长趋势理论的Hubbert与Gauss两种非线性时间序列峰值预测模型中,开展不同探明率条件下的四川盆地中部古隆起震旦系气藏产量预测研究,进一步明确未来勘探开发潜力。模型预测结果表明: ①2种预测模型对四川盆地中部古隆起震旦系气藏产量发展趋势都有着较乐观的预测结果,预测结果较为接近;②产量预测结果表明,Gauss模型的预测结果相关性更高;③四川盆地中部古隆起震旦系气藏将在未来20年继续保持产量快速增长趋势,将于2036年达到(140~285)×108 m3/a峰值产量,并在2032—2040年处于相对稳产期,稳产阶段结束时最终可采储量采出程度将超过60%。
  • 战薇芸, 易海永, 李海涛, 吴雪峰, 陈尘, 刘辉, 刘鑫
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 8-14. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.002
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    四川盆地碳酸盐岩气藏控制及预测储量升级潜力评价方法大多以定性描述为主,实际应用中具有一定局限性。为此,以优选可升级控制、预测储量区块为目的,从储量升级特点入手,筛选影响储量升级的关键因素,建立升级评价体系,引入升级系数定量评价储量区块的升级潜力,建立了一套具有较高适用性和较强可操作性的储量升级潜力定量评价方法。应用结果表明:①储量规模、储量品质、储层物性以及勘探投入等因素对储量升级具有直接影响,储量规模、千米井深稳定产量、储量丰度等指标对储量升级影响程度较高;②分类指标升级系数表明,升级系数与储量品质、储量规模、储层物性、勘探投入呈正相关关系,升级系数越高,升级潜力越大;③同一地区不同层系,由于含油气地质条件不同,升级标准也有所差异,应当分层系开展评价。
  • 徐诗雨, 林怡, 贾松, 杨京, 杨帆
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 15-21. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.003
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    在应用容积法估算石油天然气地质储量的时候,油气层有效厚度是计算过程中的重要参数之一。该参数的准确性对最终计算得出的油气地质储量的可靠性影响极大。尤其是在类似于四川盆地东部地区的高陡构造背景下实施的定向井,测井解释的垂厚在井眼轨迹和构造倾角的影响下与铅垂厚度差异较大,如果此时直接将测井解释的垂厚作为容积法的油气层有效厚度参数代入地质储量计算公式中,往往会出现最终的地质储量估算结果与实际的储量数据误差较大的问题。本次工作根据容积法地质储量估算原理,结合实际地质情况建立数学模型,运用地球物理的解释成果,推导出可直接代入容积法估算地质储量公式中的油气层有效厚度参数。研究结果表明:①井眼轨迹与油气层产状的关系可简化成2种数学模型,基于实际钻井地质情况采用不同的数学模型可确定容积法中的油气层有效厚度参数;②应用该方法得出的油气层有效厚度参数代入地质储量计算公式中可有效消除井眼轨迹、构造倾角等参数对计算结果的影响,简单易行,可大幅提高地质储量估算的工作效率和最终结果的准确性;③该方法根据具体的地质情况综合建立数学模型,应用于四川盆地东部地区的多个高陡构造气藏的储量估算中,其应用效果良好,适用性强。
  • 刘辉, 刘鑫, 吴雪峰, 战薇芸, 叶茂, 李龙, 谢正龙, 陈尘, 张竞月, 张歆妍
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 22-32. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.004
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    钻探证实四川盆地梓潼—平昌地区中三叠统雷口坡组四段3亚段在区内的东、西部成藏地质条件存在较大差异。因此,有必要开展差异性的对比分析,为下步勘探提供参考。为此,借助分析化验、钻探资料和地震预测手段,通过剖析雷四段的沉积演化及特征,研究受多种因素控制下的储层分布特征、烃源条件,结合构造演化分析成果,由此探讨该区东、西部地区雷口坡组四段3亚段成藏模式的差异。研究结果表明:①目标区域东部地区优势沉积相为内颗(鲕)粒滩微相,其次为云坪微相,西部地区优势沉积相为云坪沉积微相。②受颗粒滩体、岩溶和裂缝的发育程度控制,东部地区储层发育在a小层,为滩相叠加岩溶型云岩储层和角砾云岩储层,储集条件好;西部地区储层主要发育在b小层细—粉晶云岩中,储集条件变差。③西部地区烃源来自于须家河组,雷口坡组四段3亚段储层与烃源通过不整合面、小型断层,形成“上生下储”“旁生侧储”的源储匹配关系;东部地区烃源来自于须家河组和二叠系,雷口坡组四段3亚段储层与烃源通过大型断裂、不整合面沟通,形成“上生下储”“下生上储”和“旁生侧储”的3种源储匹配关系。④在大型斜坡和地层尖灭的背景下,推测西部地区发育岩性、构造岩性圈闭气藏。此外,东部地区在局部构造高部位、滩体残存区还发育构造—地层、构造圈闭气藏,气水关系复杂。结论认为,东部地区成藏地质条件优于西部,东部地区是深化挖潜的有利区,西部地区适当开展预探工作,是寻找突破的区域。
  • 付晓燕, 王华, 冯炎松, 时卓, 张保国
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 33-39. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.005
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    气田目的层段储层特征及其物性下限是储量评价中识别储层、确定有效厚度的关键因素,同时也是一个气田后期能否规模有效开发的前提条件。鄂尔多斯盆地东部米脂地区上古生界二叠系中统石盒子组8段、山西组1、2段以及太原组不同程度含气,属于典型的多层段含气致密砂岩气藏。石盒子组8段在几个主力层中产气贡献能力达到25%,该段储层在研究区占有重要的地位。本次研究以石盒子组8段致密砂岩储集层为主要研究对象,充分利用各类分析测试、测井解释、试气成果等资料,分析储层基本特征,采用经验统计法、测试法、压汞法及泥质含量法等4种方法综合确定有效储集层物性下限。研究结果表明:①米脂地区石盒子组8段属于典型的特低孔、低—特低渗致密砂岩储集层,其孔隙度下限为3.8%,渗透率下限为0.09 mD;②石盒子组8段层单试气资料验证结果显示,物性下限标准与实际资料吻合程度高,准确率达到95%;③本次综合确定的物性下限标准科学有效,后期可为米脂地区石盒子组8段天然气开发有利目标区预测及资源评价提供可靠的依据。
  • 刘飞, 秦俐, 李敬益, 马路, 谭兴
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 40-46. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.006
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    电火花是一种低能叠加激发震源,相对炸药震源,具有环境危害小、能量可扩充、操作安全等优势,此前在四川盆地VSP作业中还未开展应用。为了试验电火花震源在VSP资料采集中的适应性,在四川盆地泸州区块北部开展了电火花震源与炸药震源的对比性现场试验。从资料采集及其处理分析结果可以看出:①电火花震源的总能量较弱,其分辨率和信噪比都略低于炸药震源;②电火花震源子波的稳定性容易受到现场激发条件的影响而变差;③电火花震源激发获得的VSP数据的Z分量初至波起跳干脆、清晰,上行波和下行波关系清楚;④处理后获得的走廊叠加剖面与合成地震记录和地震剖面上主要地质层位波组特征一致性较好。通过现场试验,结论认为:相比炸药震源,电火花震源在四川盆地中浅层VSP勘探中可以起到很好的补充作用,当储层分布深度大于3 500 m时,建议采用炸药震源或更高功率的电火花震源。
  • 气田开发
  • 薛洋
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 47-52. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.007
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    莺歌海盆地B区块高温高压气田采用丛式井开发,表层槽口密集、井眼尺寸大,导致井眼防碰问题突出。该区块主要目的层黄流组的地层最高温度接近190℃,压力系数达到2.0,对井下导向工具的耐高温性能构成考验。同时高温高压条件下的钻井液具有高相对密度、高固相等特点,造成钻进期间不仅摩阻扭矩大而且机械钻速低、轨迹控制困难。为此,针对性采取了表层小井眼扩眼技术,使用耐高温旋转导向钻具配合扭冲提速工具,优化井眼轨迹,采取有效降温措施,形成了适应该区域高温高压气田定向钻井关键技术,现场应用表明:①表层Ø660.4 mm井段利用小井眼扩眼技术,降低了高温高压丛式井表层槽口密集、井眼尺寸大引起的防碰风险;②对目的层使用高温旋转导向钻具配合提速工具,解决了钻进中的“拖压”现象,提高了钻井时效;③优化井眼轨迹、采取有效降温措施,降低了钻进过程中的摩阻扭矩,提升了工具稳定性。结论认为该套相关技术不仅有效降低了表层防碰风险,也同时将该区域高温高压目的层的钻井时效提升至30%以上。
  • 郑果, 王会强, 赵益, 张楷, 郝煦, 尹小红, 魏星, 马骥
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 53-61. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.008
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    有水气藏高效开发不仅涉及地质与气藏工程,同时与排水采气工艺、地层水回注工程等环节密切相关,其核心在于能否正确评价有水气藏水体活跃性,从而有针对性地制定相应措施,提升有水气藏开发效果。为准确评价有水气藏水体活跃程度,首先通过大量调研工作得到可评价气藏水体活跃程度的8个指标,利用模糊分类法优选出其中6个作为关键指标。再以关键指标为基础,结合判别分析理论,将四川盆地典型有水气藏中101个出水井区作为学习样本进行建模训练,由此建立有水气藏水体活跃程度判别分析模型。将所建模型应用于SPC石炭系气藏典型出水井区,实例分析表明利用判别分析法建立的水体活跃程度评价模型与传统油藏工程类方法相比,该方法可避免较为复杂的水侵量计算环节,并且比单一生产类指标的评价精度更高,对于生产数据实时更新的矿场来说更为实用。
  • 孙建伟, 赖雅庭, 鲁莎, 赵当妮, 陈江萌, 袁丹, 邓宝康
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 62-66. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.009
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    在天然气开发过程中,多层合采气井的产量劈分一直是制约产能评价与动态分析的难题。目前已有的劈分方法考虑因素多、误差大,且劈分结果固定,无法描述气井生产过程中小层产量贡献率变化特征,导致小层储量动用情况不清,无法适时制定多层合采气藏高效开发调整对策。结合气井产能方程以及定容气驱气藏物质平衡方程,利用测井解释静态参数计算分层产能系数及控制储量初值,通过迭代拟合多层合采井井口产量与产气剖面测试单层产量贡献率,求取小层动态产能指数以及动态控制储量,在此基础上预测气井实时动态分层产量贡献。研究结果表明:①计算方法与实际测试结果吻合程度较高;②该方法实现了合采井分层产量贡献及其变化规律评价;③动、静态分层产能指数及控制储量倍比关系可应用于地质特征相近但无产气剖面测试邻区,具有较强的推广意义。
  • 甘笑非, 周莲莲, 赵玄之, 淦文杰, 周旻昊, 高晨轩
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 67-73. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.010
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    安岳气田高石梯—磨溪地区上震旦统灯影组第四段气藏属于深层海相碳酸盐岩气藏,埋深超过5 000 m,已探明地质储量超过5 900×108 m3。受到多期岩溶作用的影响,储层具有强非均质性特征,储层流体渗流规律复杂,需要较长时间才能达到拟稳态流动,因此测试成本高,难于大规模长时间开展正规产能测试工作。而气井产能评价对于制定单井配产方案、建设集输处理设施又至关重要。现场目前主要是依靠单点产能测试结果,利用陈元千常规一点法公式进行无阻流量计算,粗略评价单井产能。经过实际验证,常规一点法所得产能结果与正规产能测试结果相比,具有较大误差。针对这一问题,展开深入研究,建立了适用于该气藏的3种新方法:修正一点法、回归一点法、求取二项式产能方程系数AB的新方法。以高磨地区碳酸盐岩气藏作为实例进行了计算验证,研究结果表明:①在不能全面开展正规产能测试的情况下,修正一点法、回归一点法均能减小常规一点法的计算误差,能够快速、更准确地评价气井产能;②回归一点法比修正一点法的计算结果误差更小;③求取二项式产能方程系数AB的新方法,引入了地层压力作为未知量,在准确获取气井产能的同时也确定了地层压力,适用于产能测试时有3次以上变产量测试数据的气井;④通过求取二项式产能方程系数AB的新方法,计算得到的气井产能结果,比修正一点法、回归一点法的计算结果误差更小。
  • 孙一丹, 刘凡, 周文胜
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 74-79. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.011
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    对于应用水平井开发的无夹层底水稠油油藏,波及系数是评价开发效果、进行开发调整的基础参数,也是指导进一步挖潜、从而提高采收率的重要依据。而目前常用的波及系数计算方法,未考虑水平井开发时水脊的动态变化,计算结果误差较大,不适用于水平井开发的无夹层底水稠油油藏。针对这一现状,研究寻求波及系数计算新方法。①利用地质建模与数值模拟技术,分析底水稠油油藏水平井水脊的三维形态,并推导建立了水脊体积计算模型;②采用灰色系统关联分析法,从单井和油组两个层面的实际生产动态开展研究,确定了波及系数的主控影响因素,综合考虑水脊体积计算公式后最终选择井距、平均渗透率、避水高度、产液能力和含水率这5个参数为影响水脊形态特征参数的显著因素;③将上述5个参数作为试验因素,应用Box-Behnken响应面法设计数值模拟的试验模型,并对数值模拟的试验结果进行回归,通过多元非线性回归法得到水脊体积计算公式中3个水脊形态几何特征参数的表达式,即建立了水脊形态参数与气藏静、动态参数的关系式;④在上述研究基础上,推导得出波及系数的计算公式,即建立了适用于水平井开发的无夹层底水稠油油藏波及系数计算方法。实际油藏的应用表明,新方法的计算结果比常规方法更为准确合理,更能反映水平井开发过程中底水的波及状况,可为无夹层底水稠油油藏的挖潜对策提供技术支持。
  • 刘研言, 尹俊禄, 慕鑫, 王宝宏
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 80-86. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.012
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    近年来,连续管在油气田水平井中的应用越来越广泛,但由于连续管的挠度大、材质刚性低于常规接箍油管,在水平井筒内会形成比较严重的螺旋屈曲现象并产生自锁,无法达到作业深度。因此,通过对超长水平井连续管下入影响因素分析和筛选,利用经典管柱力学进行影响因素定量计算分析,提出相应的优化方案。分析、应用结果表明:①影响连续管下入的主要因素为连续管在入井前残余弯曲应力,在井筒的限制和轴向力的作用下,在井筒内发生屈曲变形,产生自锁;②选择相对大尺寸、小壁厚的连续管可以延长一定的下入深度,但要大幅增加连续管的下入深度还要采用增加管端牵引力以及降低摩擦系数的方法;③通过加入水力振荡器和添加金属减阻剂来降低摩擦系数,能够有效提高连续管的下放深度。
  • 非常规油气
  • 金涛, 张文济, 白蓉, 李世临, 张芮, 贾敏
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 87-97. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.013
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    四川盆地侏罗系下统自流井组主要为淡水湖相沉积,盆地东部地区为沉积次中心。东部地区自流井组富有机质页岩主要分布在大安寨段和东岳庙段,过去主要作为烃源层进行研究,作为湖相页岩储层研究较少。本次研究利用野外剖面、岩心、薄片、X衍射、场发射、扫描电镜、N2吸附等方法,开展大安寨段和东岳庙段页岩储层岩石学特征、物性特征及孔隙空间特征的研究。研究结果表明:①东部地区湖相页岩矿物组分主要包括黏土矿物、碳酸盐岩类、粉砂质及有机质4大类,其中黏土含量最高,平均为38.5%,石英平均含量为35.3%,方解石平均含量为16.9%,脆性指数较好。②页岩孔隙度平均为3.5%,渗透率平均为3.722 mD,孔渗相关性较好,裂缝较发育。③湖相页岩的黏土矿物孔比率最高,占74%,其次为有机孔,占25%,脆性矿物孔只占1%。④湖相页岩小孔孔表面积和孔体积占比最大,分别为96.8%、68.0%,其次为中孔,占比分别为2.9%、16.1%,大孔孔表面积和孔体积占比分别为0.3%、15.9%。随着孔径增大,孔表面积占比逐渐降低,而孔体积占比逐渐升高,当页岩孔隙度大于5.5%时,孔隙结构最优,孔体积主要由大孔贡献。⑤孔径大小对储集能力影响最大,其次为有机碳含量、类型和成熟度。
  • 陈劲松, 郭莉, 韩洪宝, 年静波
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 98-104. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.014
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    依据我国能源行业标准《页岩气产量预测技术规范》NB/T 14024-2017,对于未投产井或开发时间较短的井(区块),进行产量预测时不确定性较强,宜进行不确定性分析。为了搞清如何定量描述该不确定性,将广义双曲线递减分析与概率统计分析相结合,应用蒙特卡洛随机模拟技术,在Microsoft Excel电子表格中建立了页岩气(区块)产量预测不确定性分析模型,并将该模型分别应用于处于开发初期和开发中期的实际页岩气区块。应用结果表明:①对于生产时间较短的页岩气井,合理假设递减指数的概率分布,分析产量预测的不确定性,可以定量描述早期页岩气生产井产量预测的不确定性;②对于未投产井,根据该区块生产井的递减分析结果,在拟合初始产量、初始递减率和递减指数的概率分布的基础上建立典型生产曲线,可以定量分析未来新井产量预测的不确定性,提高其产量预测的合理性。结论认为:基于随机模拟建立的分析模型,从参数的概率分布定义到模拟结果的输出,整个计算过程完全使用不确定性方法,方便快捷地输出了生产井和未投产井不同概率下的可采量及其对应的产量预测剖面,为定量描述页岩气产量预测的不确定性提供了易于操作的计算平台。
  • 余帆, 陈家晓, 叶长青, 向建华, 杨智, 蒋密, 王庆蓉, 陈珂
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 105-110. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.015
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    长宁页岩气井初期压力高,产气量大,能够自喷带液生产,但递减较快,进入低压小产量阶段后,自身能量无法将井筒内液体带到地面,气井估算最终采出量的40%需要靠人工举升采出。柱塞工艺作为主要的排水采气技术措施,在页岩气水平井的应用中存在一些难点,如井下限位器的设计、工艺介入时机的选择、水平井钢丝的作业难度等。针对这些问题,通过建立一套可视化井筒气液两相流实验模拟装置,设置不同的液量、气量、井斜角度及流速,观察气液两相的井筒流动规律,同时综合考虑其他因素得出结论,从而指导工艺实施目标井段与工艺介入时机,并在此基础上进行钢丝作业工具的配套、柱塞工具的选型,形成了适用于长宁页岩气区块的一套柱塞工艺技术。实验结合现场的研究结果表明:①井斜60°~70°附近为柱塞工艺实施的最佳目标井段;②日产气量降到1.2倍临界携液流量之前,为柱塞工艺的最佳介入时机;③引入滚珠扶正器、井下飞轮以及研制滚轮柔性短节等低摩阻工具,解决了工具串在水平井大井斜角施工时的摩阻问题;④优选出柱状柱塞、旋转柱塞作为长宁区块主体柱塞。经现场应用,这一套柱塞工艺技术的施工及运行效果良好。2020年在长宁页岩气井中成功实施柱塞工艺87口井,工艺后平均单井日增产气量0.5×104 m3,年增产气量1.02×108 m3
  • 李仕钊, 陈贞龙
    天然气勘探与开发. 2022, 45(1): 111-117. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2022.01.016
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    针对页岩气井的压裂效果受众多地质及工程影响因素联合作用的特点,为探究各影响因素的权重大小,分析影响压裂效果的主控因素,以四川盆地东部平桥南区页岩气井为研究对象,在常规单影响因素分析的基础上,使用多元线性回归方法对压裂效果影响因素进行权重分析,引入模糊综合评判法对压裂主控因素排序,建立一套新的压裂效果评价体系。应用结果表明:①压裂施工效果的影响因素权重由大到小依次为每米砂量、每米液量、埋深、曲率、应力夹角;②压后试气试采效果的影响因素权重由大到小依次为游离气、总含气、压裂效果、渗透率、试气段长、气测全烃;③通过模糊数学评判法建立的区块压裂改造评价体系与现有的压裂改造系数法以及单井EUR等评价结果较吻合。结论认为:模糊综合评判压裂改造评价体系对后续重复压裂施工具有重要参考意义,其中压裂施工效果对压后试气试采效果起着关键作用。
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