深部低渗致密气躲凝析气躲开辟的难点及其对策1资料ppt课件.pptVIP

李士伦 （教授，博导） 2003年4月23～25日;摘 要; ◆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相态分析技术和某些气藏工程分析技术。;一、低渗致密气藏的地质特征和开发特征;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，是能否成功开发这类气藏的关键。;(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10—50μm，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。;2)储层特征;-孔隙结构主要特征;-渗透率特征 ;2、低渗致密气藏的开发特征; 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。;3、低渗致密气藏开发的十项配套工艺技术;3)气藏描述技术; （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。;4)气藏工程分析技术;5)低渗致密气层的压裂改造技术;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)富含凝析油型凝析气藏全部或部分回注干气保持压力技术;10）水平井技术;二、几项具体建议技术;1 深度压裂改造技术; 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234×108m3，气藏自然产能低，生产压差在24～34.3MPa之间，平均单井产量仅1×104m3/d，为典型的难采储量。 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1.0～15.7%，平均8.3%，渗透率0.05～2.5×10－3μm2，平均0.507×10－3μm2，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。; 该气藏属异常高压气藏，原始地层压力高达53.4～57.8MPa，但产能低，生产压差大，在24～34.3MPa间，平均单井自然产能仅1×104m3/d，采气指数300～400m3/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改造。 ;1) 增产作业改造简史;;2)安然公司的储层改造方案其主要技术要点;（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，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。;（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。;（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。