2024年, 第47卷, 第1期　
出刊日期：2024-02-25

  

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资源勘探
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  白云岩成因模式及其对碳酸盐岩优质储层发育的影响

  周刚, 阎泽昊, 雷鼎丞, 李琦, 钟原, 严威, 张亚, 乔艳萍, 豆霜

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 1-11. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.001

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  白云岩储层在全球油气勘探与开发中占有重要地位。白云岩作为一种钙镁碳酸盐矿物,无论在海相、陆相等沉积环境,还是同生、成岩、浅埋藏和深埋藏等成岩过程中均有出现,但在现代海洋沉积中却很少发育。因此,白云岩的成因一直是国内外碳酸盐岩储层研究的难点和热点。研究结果表明：①白云岩的成因可以分为原生和次生两种,巨厚的白云岩地层多由含Mg²⁺的成岩流体在特定的流体动力学条件下渗透并改造前期石灰岩地层而形成;②依据白云岩形成的环境、流体动力学条件和成岩流体中离子的浓度,将白云岩的成因归纳为7种模式：蒸发泵模式、渗透回流模式、混合水模式、海水模式、埋藏模式、热液成因模式和生物成因模式;③白云石化过程对储集空间的发育产生影响,理论模式下,Mg²⁺的离子半径小于Ca²⁺,石灰岩转变为白云岩孔隙度通常会增加,但在成岩环境、新生成白云石含量和晶体结构等复杂因素的影响下,白云岩的储集空间并不一定优于石灰岩,通常白云石化过程会提升储层颗粒的抗压能力及渗透率;④优质白云岩储层成因机理表明,原始沉积环境是基础,白云石化是必要条件,白云石化之外的成岩改造是关键因素。
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  川中地区中二叠统栖霞组优质白云岩储层特征及发育模式

  徐会林, 罗文军, 杨东凡, 兰雪梅, 杨亚男, 闫梦楠, 付蕾, 唐思哲

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 12-23. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.002

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  四川盆地中部地区（简称“川中地区”）中二叠统栖霞组白云岩储层薄、非均质性强,白云岩储层发育模式尚不完全明确,亟须准确掌握白云岩储层特征及发育模式,以期实现川中地区栖霞组强非均质性薄储层效益开发。基于川中地区栖霞组实钻井的岩心观察、薄片鉴定、阴极发光和地球化学分析等方法,对白云岩储层特征及发育模式进行研究。研究结果表明：①川中地区霞组为滩相白云岩储层,储层岩性以细—中晶残余砂屑云岩为主;②白云岩储层单层厚度薄,平均单井厚度仅5.8 m,低孔隙度、低渗透率,可划分为裂缝-孔洞型、孔洞型和孔隙型3种类型,其中裂缝-孔洞型、孔洞型为优质白云岩储层;③颗粒滩是白云岩储层发育的物质基础,滩体受到准同生期岩溶作用和准同生期白云石化作用形成白云岩储层,在埋藏期断裂系统进一步叠加改造白云岩储层从而形成更加优质的缝洞发育的白云岩储层,即“滩体控有无、白云石化控规模、断裂控品质”的“三控”优质白云岩储层发育机理。结论认为：川中地区栖霞组白云岩储层存在“高能滩相+准同生期岩溶作用和准同生期白云石化作用”“高能滩相+准同生期岩溶作用和准同生期白云石化作用+断裂叠加改造作用”两种优质白云岩储层发育模式。
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  川中古隆起北斜坡岩溶储层岩电分析及气层识别

  齐宝权, 贺洪举, 何丽, 苗清, 赵娜, 黄宏, 卢胜辉

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 24-32. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.003

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  四川盆地川中古隆起北斜坡震旦系是受岩溶控制的巨厚白云岩油气藏,气水关系十分复杂,储层呈基质孔隙度低、次生溶蚀孔洞发育特征,而且储层类型多样,致使储层岩电关系存在非Archie现象,同时储层的非均质性和地层水矿化度的差异掩盖了气水的测井响应特征,造成测井气水识别难度大。为此,通过对不同类型全直径岩电参数、声学特性实验数据和地层水资料的综合分析,优选了饱和度模型参数,建立了含水饱和度计算电阻率—实测电阻率重叠判别法、基质电阻率—实测电阻率重叠判别法、 理论计算纵横波速度比—实测纵横波速度比重叠判别法3种以声波、电阻率相结合的测井气层识别方案。应用该技术对川中古隆起北斜坡震旦系灯影组储层进行解释,符合率达到93.1%。
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  一体化质控的宽频保幅处理技术在西湖凹陷S气田的应用

  王腊梅

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 33-39. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.004

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  东海西湖凹陷S气田地震资料品质较低且地质条件复杂,储层纵向非均质性较强,利用地震数据刻画不同厚度的砂体特征难度较大,叠前反演成果与井点实钻差异较大。通过开展宽频保幅处理与储层预测一体化的研究,采取一体化的质控技术,对宽频保幅处理的干扰波压制、鬼波和多次波压制、道集优化处理等关键环节进行了精细的参数试验和科学的质控分析。应用结果表明：①地震处理成果频率信息丰富;②地震信噪比有明显提升;③远道地震信息自然真实,CRP道集的AVO特征清楚。结论认为：有效消除了地震干扰波的影响,较好地保护了地震数据的低频和高频信号,提高了对不同厚度储层的预测精度。
气田开发
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  数值模拟技术定量评价固井质量对底水气藏开发的影响

  周小涪, 鲁瑞彬, 林怡菲

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 40-45. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.005

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  为了评价固井质量对底水气藏开发的影响,以南海西部某多层底水气藏合采井为研究对象,通过应用渗流与管流相统一的原理建立等效网格定量表征固井质量的评价方法,再综合运用虚拟示踪剂、流线模型等数模技术进行复杂水窜的时变表征,结合水窜分析的结果进行开发方案优化,定量分析固井质量对底水气藏开发的影响。研究结果表明：①等效网格定量表征固井质量的评价方法不仅可以模拟管流、渗流情况下的管外窜流,还可以模拟介于这2种流动状态间的情况,更符合实际;②综合运用径向网格加密、虚拟示踪剂、流线模型等数模技术进行复杂水窜的时变表征,解决了固井质量不好对开发影响情况分析的问题。该方法对底水气藏开发方案优化以及后期的生产动态分析具有一定的指导意义。
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  川西地区超高压气井井下节流设计及投产技术

  于洋, 谢南星, 孙风景

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 46-54. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.006

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  随着天然气勘探开发进程的深入,出现越来越多的超高压气藏。四川盆地西部地区（简称“川西地区”）部分超高压气井的原始地层压力已高达130 MPa、关井井口压力达110 MPa,传统的天然气水合物防治技术措施不足以满足超高压气井的安全生产需要。而井下节流技术作为一种高效的天然气水合物防治技术,可在提高采气集输系统安全性的同时降低地面建设成本,已在国内西南油气田、长庆油田、塔里木油田等得到广泛应用。川西地区超高压气井亟须开展井下节流工艺的现场应用。为此,从关键参数的计算方法入手,结合现场参数,对超高压气井的井下节流工艺设计方法及投产技术进行研究,为现场应用奠定基础。研究结果表明：①通过DAK法、LXF法、修正LXF法计算偏差系数与实测偏差系数的对比分析,推荐修正LXF法作为超高压气藏天然气偏差系数的计算方法。②井下节流工艺设计主要针对两个参数,即节流器下入深度、节流嘴直径;通过对应公式代入相关参数后的反复试算,可确定节流器下入深度,以满足节流后温度高于对应深度处的水合物生成温度;同时,结合压力、温度、预计产量等参数,优选节流嘴直径。③超高压气井从开井到井下节流器稳定发挥作用期间,井口面临高压节流,因此,在开井瞬间避免井口针阀冰堵,是下入井下节流器的超高压气井安全投产的关键。④针对不同区块的超高压气井,可通过瞬态软件模拟不同开井制度下井口压力、温度、产气量和水合物过冷度随时间的变化趋势,从而优选开井制度,保证超高压气井顺利投产。研究结果为川西地区超高压气井井下节流工艺的现场应用奠定了基础,提供了技术方法。
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  四川盆地简阳—三台火山岩气藏出砂原因分析及防砂措施探索

  戴强, 吴军, 罗磊, 邹波

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 55-62. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.007

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  四川盆地简阳—三台火山岩气藏排液测试期间地层出砂,导致测试管柱堵塞,需要探索适宜的防砂措施。因此,通过对气藏储层特点和单井出砂情况分析来寻找地层出砂原因;借鉴疏松砂岩的地层出砂预测方法,探讨火山岩气井排液测试期间的出砂可能性;优化排液测试期间油压控制等技术参数并开展现场试验,以评价技术措施的有效性。结果表明：①岩石黏土矿物含量高、胶结较弱、岩石强度不高、裂缝欠发育,排液测试期间井底流动压差过大超过出砂临界生产压差,诱发地层垮塌出砂;②基于测井资料的声波时差法和组合模量法可以定性预测简阳—三台火山岩气藏出砂难易程度,拉伸模型和经验模型公式可以较为方便地计算不同试油井段的临界出砂生产压差;③现场施工表明,阶梯式等压差控压放喷方法在排液测试期间能够有效削减地层出砂风险,是简阳—三台火山岩气藏探井试油的主要防砂手段。
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  FT1井非标大井眼超深井钻井液技术优化及应用

  江显俊, 肖金裕, 兰太华, 傅相友, 贾兴明

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 63-72. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.008

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  四川盆地川东地区高峰场构造已钻井资料表明,钻井过程中钻井液受污染、石膏层蠕变后造成井下复杂、卡钻事故的现象频繁发生,加之该区域志留系小河坝组及以下地层完成井较少,无有效参考资料,地质复杂,可预见性较差,FT1井为该区域的第一口非标大井眼探井,故面临井壁失稳、长井段泥岩造浆及膏盐污染、环空返速低、钻井液量大等特殊情况,造成维护困难,以及石炭系采空区与下伏异常高压地层引起的防漏、防喷、防高压差卡钻等难题更加突出。为满足井下安全快速钻进要求和尽快完成超深层油气藏地质勘探开发,通过室内相关评价实验对钻井液配方和维护工艺进行分析,结合现场维护应用情况,完成了主要非标大井眼段钻井液体系和维护工艺的优化技术。结果表明：维护工艺和体系优化后的钻井液性能在护壁防塌、携砂性、抑制性、抗温、抗污染、封堵、润滑等多项性能方面较传统钻井液体系有更大的优势,有效解决了抗膏盐污染、井壁失稳、防漏、防卡等问题,现场应用效果好,提速显著,杜绝了钻进过程中复杂事故的发生。
非常规油气
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  四川盆地公山庙油田中侏罗统沙溪庙组一段致密油藏流体渗流特征

  周克明, 袁小玲, 刘婷芝, 余华洁, 缪海燕, 张琳羚, 王艳, 何家欢, 肖红林, 宋林珂, 张容

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 73-82. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.009

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  针对致密油藏岩石孔隙结构复杂、流体渗流阻力大、油气产量低、开发效益较差等问题,以四川盆地中部地区（简称“川中地区”）公山庙油田中侏罗统沙溪庙组一段低渗透、特低渗透致密砂岩油藏为例,在储层岩石润湿性实验基础上,开展了流体低速渗流实验、恒速水驱油实验和自发渗吸实验等多项研究。研究结果表明：①川中地区公山庙油田沙一段致密油藏的储层岩石总体上呈弱亲水性特征,在完全饱和地层水条件下的水相渗流曲线为一条直线,且经过坐标原点,地层水单相渗流符合达西定律且不存在启动压力或启动压力梯度。②在通过油驱水建立束缚水饱和度的条件下,岩石孔隙表面吸附的水膜降低了油相渗流通道,两相渗流存在贾敏效应,增加了油相渗流的附加阻力。油相低速渗流曲线不过坐标原点,存在启动压力或启动压力梯度;储层岩石的渗透率越低,启动压力或启动压力梯度越大。③驱替速度和岩石渗透率对水驱油效果有较大影响,在较高的驱替速度下,注入水在大孔道中发生指进和沿裂缝发生水窜是造成水驱油效率降低的主要原因。④岩石渗透率对渗吸驱油效果有显著影响,且裂缝样品的渗吸驱油效率大于基质样品的渗吸驱油效率。⑤对致密油藏实施大规模压裂改造,所形成的高渗透缝网可有效降低流体渗流的启动压力或启动压力梯度,再辅以单井吞吐（水油渗吸交换）的开采方式,这种组合是保证致密油藏长期稳产的重要技术措施。研究成果对致密油藏以及页岩油的开发具有重要的借鉴意义。
  
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  高含水致密凝析气藏稳产技术应用——以四川盆地安岳气田须家河组气藏为例

  罗炫, 张文彪, 严鸿, 杨通水, 雷一文

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 83-88. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.010

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  四川盆地安岳气田上三叠统须家河组二段气藏为低孔、低渗、有水、中含凝析油、弹性气驱、高压岩性圈闭的砂岩气藏,气藏底水能量充足。针对气井生产过程中受地层水水侵和反凝析污染影响造成稳产难度较大的情况,结合储层及气井产液特征,开展有水凝析气井稳产技术应用实践,分析并总结应用实践经验和成果,选取了应用效果较好的注气吞吐、电潜泵排水、车载压缩机气举、柱塞气举排液和自动化开关井5种稳产技术。结果表明：①针对储层反凝析液伤害,形成单井注气吞吐技术应用选井原则;②针对气藏水体赋存特征和水侵模式特征,调整气藏排水采气对策思路,采用电潜泵排水技术和车载压缩机气举技术;③针对地层压力低、举升能量不足,优化油、气、水三相流动条件下的柱塞气举排液技术;④针对低压间歇生产井采用自动化开关井技术,增加生产效率,降低人工成本。对5种主要稳产技术的应用情况进行了分析评价,认为一系列稳产技术的应用有助于安岳气田须二段气藏稳定生产,为类似高含水致密凝析气藏的稳产提供了借鉴和参考。
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  柯柯亚深层煤岩气水平井钻井实践

  赵前进, 杨立军, 李慎越, 任凯, 秦新德

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 89-96. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.011

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  吐哈盆地侏罗系煤岩天然气区块位于山前高陡构造,地层倾角大,地质条件复杂,为国内陆地埋藏最深的煤岩气气藏,煤层水平井钻探技术在该领域尚属空白,钻井过程中“斜、慢、阻、卡”矛盾突出,亟须开展煤岩气水平井钻完井技术研究。为此,针对井身结构优化、井眼轨道优化、防斜打快技术、煤层坍塌机理、水平段安全钻完井开展了深入分析研究,柯新1H先导试验结果表明：①大三层井身结构可以满足水平井安全钻进,但具有较大的优化潜力;②垂直钻井技术在2 500 m以浅的煤上地层应用效果佳,为中上部地层防斜打快提供了技术手段;③技术套管下深的确定是关键,是保障水平段能否成功实施的基本条件;④水平段通过多靶点轨道设计、随钻岩性追踪、无扶单弯螺杆+缩小底部钻具外径、双向通井工具、强抑制强封堵钻井液等手段降低卡钻风险,在煤层起伏变化大的情况下,确保了千米长水平段钻进与下套管作业顺利实施。
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  井筒漏失对桥射联作施工的影响及对策

  张秋冬, 董拥军, 马阔, 王英杰, 林鹏

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 97-103. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.012

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  煤层气桥射联作施工中井筒漏失是影响工程质量、安全的重大风险点,基于从射孔基础理论研究与应用实践形成的认识,以及山西煤层气大量施工经验的总结,针对井筒漏失问题,结合工程事故复杂案例,进行模拟计算。结果表明：① 井筒漏失速度过快导致桥塞座封时端面产生强烈的水击效应,可能导致电缆头弱点断脱,工具串落井;② 井筒严重漏失产生的空井筒现象,极易导致投球失败及次生工程复杂。结论认为：①煤层气桥射联作施工中井筒漏失过程中套管内流体流速及井筒内液面高度的变化对泵送排量、桥塞坐封及井口投放可溶球等关键环节的施工安全均可能造成严重影响;②从漏失位置和漏失程度切入进行模拟计算,确定不同井况下的安全施工边界条件,有针对性地制订应对井筒漏失的对策,可以有效保证井筒漏失井桥射联作的施工安全。
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  基于多层次灰色关联分析法的致密气田集输工艺评价

  梁裕如, 李娜, 刘亮, 韩建红, 何鹏, 艾昕宇

  天然气勘探与开发. 2024, 47(1): 104-111. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.01.013

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  致密气田地面集输工程具有建设投资高、工期长、影响因素多等特点,对气田集输工艺进行客观评价关系着气田开发建设全局。以致密气藏延气2-延128井区为例,针对高、中、低压等3套集输工艺进行优缺点分析,建立层次分析法评价指标体系,选取安全生产、工艺技术及经济效益共3项一级评价指标,细化形成井下节流器失效、管线积液、管网压损、集气半径、运行压力、征地面积、计量误差、内部收益率、投资、运行成本共10项二级评价指标,通过层次分析法确定各指标权重,运用灰色关联分析法对高、中、低压等3套集输方案进行评价优选。研究结果表明：①各评价指标权重从高到低依次为：内部收益率、投资、井下节流器失效、管网压损、运行成本、集气半径、管线积液、运行压力、征地面积、计量误差;②将层次分析法计算的指标权重引入灰色关联度分析,计算各方案的灰色关联度,最终确定中压集输工艺的关联度最高,是最优方案。研究结果可为今后国内外致密气田集输工艺的客观比选和决策提供评价手段和参考依据。