2024年, 第47卷, 第6期　
出刊日期：2024-12-25

  

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非常规油气
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  琼东南盆地第四系乐东组沉积体系演化特征

  李文龙, 毛雪莲, 刘平, 廖键, 杨振建

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 1-7. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.001

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  随着油气勘探和天然气水合物研究的不断推进,已证实琼东南盆地第四系乐东组浅部地层不仅是天然气水合物的发育层系,也是浅层油气活跃层系。为此,利用三维地震资料、钻井资料,结合区域海平面变化特征,建立了乐东组高精度层序地层格架,厘清了沉积体系演化及展布规律,为该区浅层气和天然气水合物勘探目标选择提供理论支撑。研究结果表明：①琼东南盆地乐东组存在5个三级层序,而S₁₄界面是进积型陆坡向加积型陆坡的转换面,控制着海底扇的发育层系;②乐东组沉积充填划分为3个演化阶段, S₂₀—S₁₄以西部物源供给的中央峡谷体系水道化海底扇充填为主,S₁₄—S₁₂以北部物源供给的海底扇和块体流沉积充填为主,S₁₂—今以块体流—席状砂复合沉积充填为主;③乐东组下段西物源大型水道化海底扇分布范围广,沉积厚度大,砂岩储层厚度较大、粒度较粗;乐东组上段北物源峡谷体系外的规模较小的海底扇,砂岩储层厚度较薄、粒度偏细。结论认为：陵水凹陷南斜坡带隆起区乐东组下段大型海底扇具有较大的油气资源潜力,是浅层天然气和水合物勘探的有利地区。
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  基于地震相分析的四川盆地侏罗系凉高山组湖盆演化及页岩发育区预测

  白桦, 洪海涛, 邱玉超, 张少敏, 秦春雨, 周红飞, 韩璐媛, 余凯

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 8-17. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.002

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  目前针对四川盆地侏罗系凉高山组沉积演化以及页岩发育区的研究较少,缺乏盆地级尺度的湖盆演化及页岩分布的成果认识,难以从盆地角度出发,明确页岩油气勘探方向。为了明确凉高山组湖盆迁移,预测页岩油气勘探方向,立足地震资料,综合录井、测井等分析结果,识别并厘清凉高山组各亚段地震相特征。研究成果表明：①凉高山组具有西薄东厚特征,凉一段沉积中心位于川东以及川中东部地区,凉二段沉积中心位于川东以及川东北部地区,凉三段在川东沉积厚度最大;②凉高山组识别出4类地震相,其中,Ⅲ类地震相为厚层、连续、强反射地震响应特征,对应于深湖—半深湖沉积页岩发育区;③四川盆地凉高山组经历3次湖泛以及对应的湖盆迁移,凉一段深湖—半深湖发育于盆地东部,凉二段时期迁移至盆地中部,凉三段时期发育于盆地中北部;④凉一段和凉二段是凉高山组深湖—半深湖页岩主要发育层段,页岩叠合发育区位于平昌—渠县—垫江一带,面积达2.2×10⁴ km²,页岩油气勘探潜力大。
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  页岩气水平井全井段临界携液流量计算模型

  胡之牮, 金子一, 张小涛, 孔凡伟, 王佳鑫, 罗雨阳

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 18-24. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.003

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  全生命周期气液同产是页岩气井重要的生产特征,井筒积液是影响气井中后期正常生产的重要因素。传统临界携液流量计算模型未全面考虑气芯中液滴、液膜流速、返排液量动态变化和页岩气水平井复杂井身结构。为此,基于井筒内两相环雾流理论,运用液膜模型,考虑气芯中液滴、液膜流速以及液膜厚度不均匀分布,建立了页岩气水平井全井段临界携液流量计算模型,运用牛顿—拉夫森迭代法求得临界携液流量数值解,并分析了临界携液流量的影响因素。研究结果表明：①相较于传统临界携液流量计算模型,新模型井筒积液的预测符合率最高,达到88.2%。②临界携液流量随井斜角的增加先升高后降低,36°达到最大值。③临界携液流量随油管内径的增加而升高,随温度的增加而降低,随压力的增加而升高,随产液量的增加而降低。研究模型为页岩气水平井的井筒积液预测提供了指导。
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  川中地区侏罗系致密性油藏合理生产压差模拟实验分析

  丰妍, 李秀清, 李雪松, 白蓉, 余凯, 李兰, 韩璐媛

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 25-34. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.004

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  川中地区侏罗系致密性油藏储层属于特低孔隙度特低渗透率,生产过程中表现出启动压力梯度高、应力敏感性强、基质-裂缝双重介质流动的渗流特征,裂缝系统和原油的弹性能是气井生产初期主要驱动能量。合理控制生产压差、降低储层应力敏感伤害、最大程度利用地层综合能量是该类油藏开发的关键。为此,以室内实验为手段,采用致密岩心和含气原油样品,将裂缝岩心和基质岩心串联,模拟压裂改造后井筒近井区和远井区储层环境,开展致密性油藏合理生产压差实验研究。研究结果表明：①不稳定流测试阶段主要是裂缝岩块流动,驱替压力小,基质岩块供给滞后,油气产量迅速下降;稳定流测试阶段随实验驱替压差逐渐增大,基质岩心的流体开始向裂缝岩心流动,流量随驱替压差增大会产生一个明显拐点,即产量最大值。②当出口端压力低于泡点压力时,地层原油在岩心中脱气,裂缝岩心渗透率越大,渗流能力越强,克服两相渗流阻力的能力越强,油相相对渗透率下降幅度减缓,产出流体气油比上升幅度变缓;油量呈先上升再下降的趋势。③随实验驱替压差的增大,单位面积油相渗流速度将开始降低,产量对应的生产压差即为最大合理生产压差。室内实验充分考虑了致密性储层混合润湿和非线性渗流效应,测试结果更加符合现场实际,能有效提高致密性油藏衰竭开采合理生产压差的确定性,为致密性油藏早期单井合理配产提供基础参数和理论依据。
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  天府气田致密气水平井二开一趟钻钻井关键技术

  余文帅, 苏强, 孟鐾桥, 夏连彬, 李亚天, 谭天一

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 35-44. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.005

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  四川盆地天府气田致密气资源丰富,多用水平井开采,钻井过程中存在机械钻速低、二开趟钻数高、施工摩阻扭矩大、卡钻等复杂事故频发等难题。为此,针对天府气田侏罗系沙溪庙组致密气藏,从钻头型号、旋转导向工具、旋转导向配套工具、钻具组合、钻井参数以及钻井液性能等方面开展优化研究与技术攻关,制定关键技术措施,改善与升级了以“二开井身结构+三维轨迹剖面+高效PDC钻头+油基钻井液+旋转导向”为主的水平井优快钻井技术。研究结果表明：①通过优化PDC钻头布齿与强化钻头攻击性,可有效提高钻头对非均质地层的适应性,从而提高机械钻速;②通过优化钻具组合及强化钻井参数,形成一套适用于CG STEER国产旋转导向系统的钻具组合,进一步确保了破岩能力,减少了卡钻风险;③基于摩尔-库伦准则的井壁稳定性评价,优化油基钻井液性能与密度设计,再度降低了卡钻风险。该项钻井关键技术成功应用于现场8口井,实现二开Ø215.9 mm井眼的“一趟钻”优快钻井,应用结果表明：①较之未应用该项技术的井,8口应用井的二开平均机械钻速由17.75 m/h提升至23.20 m/h（提高30.7%）,二开平均钻井周期由12.00 d降至9.19 d（缩短23.4%）,全井平均钻井周期由16.10 d降至11.19 d（缩短30.5%）,应用效果良好;②8口井中效果最好的JQ12-8-H2井,机械钻速高达40.62 m/h,二开钻井周期仅为6.15 d,刷新了天府气田致密气水平井的最快机械钻速与最短钻井周期纪录,钻井提速效果显著。该项钻井关键技术的研究与应用,有力支撑了四川盆地致密气快速上产的需求。
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  鄂尔多斯盆地苏里格气田深层煤层气直井压裂实践与认识

  谢宾, 曾凌翔, 李彬, 陈星宇

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 45-52. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.006

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  目前深层（埋深3 000 m以深）煤层气勘探开发处于起步阶段,深层煤物性特征认识、储层改造工艺匹配等问题制约了深层煤层气的规模勘探开发。针对其储层埋深大、压力高、温度高、游离气高、滤失量大、压后单一水力裂缝等特点,提炼前期改造工艺优势,优化压裂参数,升级压裂液性能,支撑三级裂缝,增能低压储层,达到“打碎储层、沟通割理、控制滤失、高效支撑、提高改造体积”的目的。优选勘探A井区作为先导试验现场,初步建立一套适用于本区域大排量大规模煤层气压裂改造工艺。应用结果表明：①运用“前置高黏压裂液建主缝+低黏压裂液建缝网+支撑三级裂缝+液氮增能”改造工艺,压后返排率达到86.2%;②大排量、极限加砂、短射孔段+少簇数、多粒径组合支撑剂沟通主缝+分支缝+割理微裂隙,多手段构建有效长支撑缝网;③压后水力裂缝延伸较好,呈现双向展布裂缝,水力裂缝长度约380 m,与最大主应力走向基本一致,改造面积约7.2×10⁴ m²。研究成果对深层煤层气压裂现场应用具有借鉴意义。
资源勘探
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  川东高陡复杂构造带上二叠统油气保存条件评价

  范洪缘, 连承波, 袁倩, 徐姁, 范存辉, 庹聪, 刘竞

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 53-61. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.007

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  川东地区构造高陡,形成机制复杂,油气勘探难度大,为了揭示复杂构造背景下上二叠统长兴组油气保存条件的主要影响因素,在川东高陡区构造演化分析的基础上,通过平面、剖面构造解释、相关井地层水矿化度分析、地层剥蚀程度分析、区域盖层发育分析,并结合相带展布特征及相关井油气测试情况,建立川东高陡复杂构造带油气保存条件评判体系,在此体系下对该区油气保存条件进行综合分析和等级划分。研究结果表明：①川东高陡构造区油气保存主要受构造制约,断裂及由断裂引起的流体响应特征是影响保存条件的主要因素;②川东高陡区虽遭受多期构造作用,但盖层大部分仍保存较完整,礁滩体储层大面积展布,区域内构造圈闭发育,具有极大勘探潜力;③部分高陡背斜核部因剥蚀较严重、断裂发育密集而成为油气保存条件一般区,而各构造带之间的宽缓向斜区保存条件良好,在其他成藏要素匹配的情况下具有较大勘探潜力。
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  基于储层发育主控因素的碳酸盐岩储层定量分类评价——以四川盆地安岳气田台内带灯影组四段气藏为例

  徐睿, 张飞, 蔡珺君, 毛正林, 李文, 周芳芳, 胡怡, 田野

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 62-69. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.008

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  储层分类评价是井位论证、储量申报等方面的重要研究内容,对于储层品质判断及类型划分具有指示意义。碳酸盐岩储层由于受岩溶作用、裂缝发育、酸化改造等多因素影响,表现出较强非均质性,并且各因素之间往往独立性较强、优先级不清楚、影响程度不明确,造成碳酸盐岩储层定量评价更为复杂,评价结果具有不确定性,需要开展主控因素下的储层定量评价研究。以四川盆地安岳气田台内带上震旦统灯影组四段碳酸盐岩储层为研究对象,利用岩心、测井、示踪剂、测试等静动态资料明确储层发育主控因素,优选出储层厚度、丘地比、声波、孔隙度、裂缝密度、用酸强度等6个评价参数来表征储层特征,利用灰色关联分析法计算各参数权重,确定储层综合评价指标。研究结果表明：①依据储层综合评价指标（I_REI）可划分为4类储层,I、II、III、IV类储层划分标准分别为I_REI≥36、30≤I_REI<36、24≤I_REI<30、I_REI<24,其中I、II类储层占比达57.1%,属于优质储层,III类储层占比为28.6%;②运用该储层定量评价方法对单井储层类型划分进行验证,分类结果与各储层段实测产气量吻合率高达90%。评价结果具有一定可靠性,可为下步勘探开发决策提供依据。
油气田开发
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  气井精细排采智能管理系统的研发与应用

  胡航, 魏伟, 唐兴波, 陈智勇, 朱英杰, 刘浩琦, 余致理, 李鲲, 刘伏俊, 曾嗣清, 郑天力

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 70-79. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.009

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  中国石油西南油气田公司重庆气矿所辖气田多处于开发生产后期,产水气井占比大,尤其是在“大中心站”管理模式和“油公司”改革模式下,依靠单一常规泡排（泡沫排水采气）和人工间歇开关井的生产方式,已无法满足气井精细排采的需求,老井精细管理面临巨大挑战。为此,通过开展井筒压力损失最小化及智能管理相关研究,依托现有物联网基础,研发了一套智能管理系统,集成“智能泡排+智能针阀+泡排大数据分析”的功能,实现低压低产泡排井稳定带液生产,间歇生产井采气时率最大化,充分发挥气井产能。研究及应用结果表明：①该系统能够根据气井实时生产数据进行智能分析和决策,合理确定开井、关井时机。②结合井筒压力损失和井筒积液量计算,该系统能够智能推送起泡剂加注量与加注时机,并自主调整针阀开度及优化井筒流态,提升低压产水气井的携液能力,实现气井“三稳定”（井口压力、日产气量和水气比三项指标的相对稳定）生产。③该系统在五百梯气田天东11井现场获得成功应用,降本增效显著。气井精细排采智能管理系统的研发与应用,为老井挖潜增产开辟了新的技术途径。
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  黄草峡储气库钻井难点及对策

  黄兵, 汪勇, 王明华, 陈涛, 卓云, 王成学, 杜江

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 80-86. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.010

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  黄草峡储气库在实钻中存在浅表层震动大、三叠系须家河组机械钻速慢、嘉陵江组膏盐层定向困难、井漏复杂处理时间长、含硫目的层井漏转溢流速度快等钻井难点,制约了钻井提速。基于第1轮钻井资料分析了地层特征对钻井的要求,对钻具组合优化、井漏快速处理、目的层安全钻完井进行归纳总结。采用了如下对策：①表层须家河组钻进Ø660.4 mm井眼采用“牙轮钻头+钻铤”钻具组合,Ø406.4 mm井眼采用“复合钻头+螺杆” 钻具组合能够实现快速安全钻进;②嘉陵江组大井眼采用“欠尺寸螺杆扶正器+Ø203.2 mm钻铤+加重”定向组合钻具,有效缓解了定向托压;③须家河组井漏采用清水强钻,嘉陵江组井漏采用“刚性粒子+桥塞”堵漏,能够快速处理井漏复杂;④含硫低压目的层在钻遇井漏失返后,采取关井反推配合压裂车连续吊灌方式,能够保障H₂S不溢出至地面从而进行安全钻完井作业。应用结果证实：通过集成应用系列钻井技术,第2轮单井最快钻井周期缩短至38.26d,周期同比降低36%,故障时率同比降低39%。
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  超深井中带伸缩节测试管柱校核方法

  陈科

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 87-94. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.011

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  四川盆地东北部地区中二叠统茅口组是中国石化超深层气藏勘探开发的重要层位,具有埋藏深、高温、超高压、硫化氢含量高的“四高”特点,原有的深层测试管柱性能、结构等难以满足茅口组超深、超高压储层测试需求,管柱面临性能差及安全系数低的难题,测试管柱设计难,测试风险大。针对上述难题,根据川东北地区茅口组勘探评价的实际需要,通过伸缩节受力分析、管柱力学行为分析和管柱强度校核,对伸缩节数量和位置进行优化,形成了一套适用于超深井、超高压测试管柱的校核方法。现场应用表明：①考虑活塞效应、屈曲效应、鼓胀效应和温度效应及伸缩节对井下测试管柱受力和变形的影响,建立了高温、高压、超深井、带伸缩节测试管柱的力学模型;②通过优化设计的测试管柱在高温、高压井中,成功完成了酸压施工和压力温度资料的获取,验证了管柱强度校核方法的可靠性。研究成果为保障川东北地区茅口组超深气藏的安全高效勘探开发提供了有力支撑,对于推动深层油气资源的勘探开发具有重要意义。
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  低渗含硫气藏开发后期井筒化学解堵工艺——以磨溪雷一¹亚段气藏为例

  罗诉舟, 冯兆阳, 郑丽, 胡秀银, 唐陌泽, 梁从军

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 95-104. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.012

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  磨溪雷一¹亚段气藏（简称“磨溪雷一¹气藏”）属低渗透碳酸盐岩中高含硫气藏,为了解决气藏开发后期地层压力低、井筒堵塞严重导致气井低产甚至停产的难题,进行了井筒化学解堵工艺措施的研究。在分类统计低压气井井筒堵塞现状的基础上,分析堵塞机理,优选解堵剂,并选择磨溪雷一¹气藏的典型堵塞气井,开展化学解堵现场试验。针对气井低压特征,优化关键工艺参数,最终形成井口泵注解堵剂、连续油管解堵剂冲洗两套化学解堵工艺措施,适用于堵塞程度不同的气井。研究结果表明：①磨溪雷一¹气藏井筒堵塞物主要由烃类、酯类组成的有机物和由FeS、Fe₃O₄等组成的无机物构成,大部分堵塞物来源于井下工具及管材的腐蚀产物;仅无机解堵剂对堵塞物有溶解分散作用,其中CT4-12B性能最优。②井口泵注解堵剂工艺,适用于井筒内有一定流动通道的中、轻度堵塞井以及堵塞井段较短的重度堵塞井;解堵剂加注量0.5 m³、浸泡时间24 h时,效果最佳。③连续油管解堵剂冲洗工艺,能够有效解除井筒重度堵塞,但井筒造斜点以下施工难度增大;解堵剂加注量1 m³、直井段浸泡时间3 h、斜井段浸泡时间24 h时,效果最佳。两种井筒化学解堵工艺在磨溪雷一¹气藏的现场应用试验结果,4口中度堵塞井、8口重度堵塞井共计12口气井实现解堵,日增产气量共计24.1×10⁴ m³,取得较好效果,表明两种井筒化学解堵工艺切实可行,对同类气藏具有一定借鉴意义。
新能源新技术
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  准噶尔盆地深部咸水层CO₂地质封存适宜条件分析

  杨皝, 杨镱婷, 陈磊, 肖贝, 芦慧, 张译丹

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 105-115. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.013

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  深部咸水层CO₂地质封存是实现碳中和目标潜力最大的碳减排技术。为全面评估准噶尔盆地深部咸水层CO₂封存潜力,综合利用盆地断裂、历史地震、单井钻试及地层水等资料,从区域地质、构造演化、断裂与地震活动、地温、地层水、封存储盖组合6个方面,开展了分区分层系的封存条件评估。研究结果表明：①准噶尔盆地适宜地质封存的主要层位为中生界的白垩—侏罗系;②东部和腹部地区的断裂和地震活动趋势较弱,能够保障地质封存的安全性;③盆地整体地温条件适宜开展地质封存;④白垩系和东部、腹部地区的咸水层条件最适宜开展地质封存;⑤白垩系清水河组、侏罗系三工河组和八道湾组的储集层与其上盖层是最适宜开展地质封存的储盖组合。结论认为3套封存储、盖层的埋深条件适中、储盖层岩性适宜、储集层厚度条件适中、盖层封盖性良好,盆地具有开展地质封存的长远发展潜力。
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  南海典型枯竭气藏CO₂封存潜力评估与展望

  李保振, 田虓丰, 唐恩高, 苏彦春, 张健, 周文胜

  天然气勘探与开发. 2024, 47(6): 116-121. https://doi.org/10.12055/gaskk.issn.1673-3177.2024.06.014

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  我国东南近海地区工农业发达,是主要的温室气体排放区域,减排压力日益严峻,但是陆上埋存潜力有限;同时我国南海勘探开发了大量的富含CO₂气藏,在天然气外输和终端处理过程中存在较大的减排压力。为此,针对近海大型近枯竭气田实施 CO₂封存的可行性进行研究：①分析了枯竭气田 CO₂封存的机理与优缺点;②通过国内外典型枯竭气藏 CO₂ 驱油与封存的实例的剖析,总结了其在实施策略、关键技术、实施效果方面的经验;③基于南海富含CO₂气藏减排需求与陆上排放源情况,评估了在海上近枯竭的 Y气田实施 CO₂ 封存的潜力。研究结果表明：近海接近枯竭的Y气田封存条件及源汇匹配条件较好,比较适宜开展陆上CO₂海洋封存先导实践探索,其理论埋存量可达3×10⁸ t,能够满足邻近或联网高含CO₂油气藏的排放量的埋存需求。