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异常高压气藏开发若干问题

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异常 压气 开发 若干问题
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异常高压气藏开发若干问题李士伦 教授西南石油大学1 简况1) 封闭的地质环境反映了流体在其中的停滞与隔绝 。 由于这种封闭性 , 上覆地层的负荷得以施加于流体之上 , 实现动态平衡 。 在漫长地质历史时期中形成和发展成异常高压带 。2) 全球异常高压带存在于三类地质环境中:( 1) 快速沉积型毗邻大陆边缘的中 、 新生代以细碎粒屑物质快速沉积为特征的含油气盆地 。北美墨西哥湾盆地 , 中国南海 、 渤海湾盆地这类研究显得比较成熟 。( 2) 构造挤压型与地壳板块运动或造山运动相联系的活动性构造带美国加利福尼亚州海岸山脉带 , 新疆和四川盆地( 3) 碳酸盐岩型异常高压带在蒸发岩沉积系列之中或下方 , 并以碳酸盐岩为主 , 地质年代可以从早古生代到晚中生代 。意大利波河盆地 , 四川盆地此类研究较少 , 有待深入 。3) 几个概念( 1) 压力系数地层流体压力在正常条件下应与上覆岩柱重量相当 。地层压力系数=实测地层压力 ( × 油气藏相应深度 ( m)其值为 正常压力 , 异常高压 ( 超高压 ) 上限 。纯水密度 1g/下液柱压力梯度 m( 水密度 下液柱压力梯度 m( 油密度 下液柱压力梯度 m( 然气密度 下液柱压力梯度 m( 和 水 的 沉 积 岩 石 密 度 为 墨 西 哥 湾 ) 岩 层 压 力 梯 度 m( 1气藏工程计算中 , 压力梯度小于 m( 可忽略异常高压影响 。( 2) 异常高压发生区间 m( t= P+ б岩层压力 , 又称正应力 , 由上覆总的岩石和流体柱产生的压力P-地层流体压力бe-有效应力 , 又称净上覆压力 , 它是通过沉积物颗粒与颗粒间接触作用产生的力 , 帮助支撑岩层静压力 ( 正应力 ) , бe、 б4) 分类我国标准m) 气藏分类< m) 气藏分类< 构造应力异常高压是在相对新的 、 由水平主应力 ( 区域性压缩力 ) 引起的构造活动区首先开始报道的 。流体压力升高可由局部或区域性断裂 、 褶皱 、 侧向滑动 、 泥岩或碳酸岩底辟 、 刺穿以及地震等多种因素引起的 , 这些作用使深部高压流体侵入被封闭的浅部储层 , 从而引起局部异常高压 。这种高压带在横向上可能连绵很远 , 形成规模宏大 、 具显著特征的 、受控于板块运动或造山运动的具油气勘探潜力的异常高压连续带 。如美国加利福尼亚海岸山脉带侏罗系-白垩系的巨厚层系 , 连绵长640- 800宽 40- 130 异常高压的起因主要起因还可能有以下因素:( 1) 一个异常高压的区域性侧压水头面作用 , 其含水层属高供水区 。( 2) 在封闭储层中 ( 如透镜体 、 倾斜储层和背斜圈闭中 ) 最深部分为正常地层压力 , 但它会传递到较浅一端 ,即为异常高压 。如卡拉达克凝析气田 , 构造倾角在顶部 45- 50° ,而中部为 25- 30° , 含气高度达 1850m, 顶部地压系数为 油气界面处为 油水界面处为 3) 储层重新加压较浅的产气层段与较深 、 较高压力的地层有水动力联系 。( 4) 碳酸盐岩异常高压形成的机理受两个改变控制① 流体储集空间改变受两个作用控制: 充填 、 胶结和重结晶为主的成岩作用② 流体本身体积改变的控制因素:不排水的压实( 1) 粘土地层的压实作用和欠压实机理 , 对沉积型异常高压带形成有成因上的联系 。 它是评价和预测的理论基础 。泥质沉积物欠压实现象形成异常高压的主要原因是:① 渗透层较少② 泥质物快速堆积③ 巨厚的沉积物( 2) 在相邻的砂层和粘土中产生压差 , 它使粘土层中的流体向砂层流动 。被欠压实泥岩所包围的储层 , 与周围流体的压力平衡可造成异常高压 。( 3) 有块状的区域盐岩沉积的存在盐岩对流体使不渗透的 , 使下伏的地层没有流体逸散的可能性 , 造成异常高压 。在许多地区 , 异常高压带常见于盐岩剖面下面的泥岩或粉砂岩地层中 。3) 粘土转化蒙脱石极易水化膨胀 , 其体积可扩大 20- 25倍 , 它是伤害储层最严重的水敏性矿物 。伊利石 ( 水云母 ) 是油气层中含量普遍较高的粘土矿物 ,它与蒙脱石损害储层的机理不同 , 具片状 、 丝状的微晶把孔隙分割成若干微孔 , 丝缕状的晶体则易被水冲刷而堵塞喉道 。伊蒙混层矿物是蒙脱石向伊利石转化的过渡性矿物 。 在较浅 、 较低温度处 , 该混层矿物中常含大量层间水的蒙脱石 , 当温度增加时 , 则排出层间水 , 层间的空间结构缩小到伊利石结构 。这种情况大致在 ( 相当于 3050 时发生 。若 蒙 脱 石 到 伊 利石变化是异常高压的主要原因 , 那么就会发现那里的伊利石含量会突然增加 。 那里温度的变化也是间接证据 , 见图 1 。4) 水热增压随温度增加而使孔隙水膨胀 , 水体积也增加 , 它比泥岩矿物的膨胀要大得多 。若渗透率高到足以让水流发生 , 膨胀水就会从泥岩中流出 , 反之 ,则膨胀水保存下来 , 就会使压力升高 。5) 油气的生成固态有机物之或干酪根转化成液态或气体汽油时 , 也会使体积增加 ,又因体积膨胀而承压 。气体的生成比原油具有更大膨胀力 , 它更易形成异常高压 。只要能转化 25- 20% 原始含油饱和度 , 就可使压力升到该处的破裂压力水平 。若岩石以不渗透屏障作用着 , 那么这样的作用与水热增压相似 。6) 渗透压力通过从含盐量高处的向相对较低含盐量处的水离子流会产生渗透压力 , 它也会造成异常高压 。104的 但它不会超过 所以渗透压力不会影响高水平的异常高压 。 下部沉积物在上覆沉积物负荷的作用下 , 不断压实 , 在压实过程中沉积物孔隙度不断减小 , 若孔隙中流体 ( 主要是水 ) 不断被排出 , 则其中的流体压力基本上保持在静水柱压力水平 。此时 , 称正常压实 , 压力也属正常压力 。如果盆地的快速沉降 、 岩石的低渗透 、 地下的水热作用 、 成岩过程中粘土矿物的脱水作用 、 烃类气体的生成 、自生矿物的形成和沉积物胶结作用等使孔隙流体排出受到障碍 , 孔隙度随上覆沉积物增加而相应减小 , 此时 , 排不出的孔隙流体就要受一部分本应由岩石颗粒支撑的有效应力 , 从而使孔隙流体具有异常高压 。这样的地层称欠压实地层 , 地层压力属欠压实型异常高压 。 由于构造运动和断裂作用 , 使地层受到挤压和整体抬升 , 当地层压力尚未调整平衡 ,仍保持原来的压力时即固结成岩 , 就会使地层压力高于静水柱压力 。3 异常高压气藏开发特征异常高压气藏占气藏总数 1/3, 而在这 1/3中 , 碳酸盐岩高压气藏又占 58% 。1) 能量大 , 储量大驱动力源多 , 除气体本身膨胀能 、 边底水膨胀能外有:( 1) 储层岩石和束缚水膨胀所引起的驱动力和能量;( 2) 储层内岩石的挤压和破碎所引起的驱动力和能量;( 3) 从邻层泥岩向气藏发生水侵所引起的驱动力和能量 。2) 岩石具有明显的形变( 1) 它会影响用物质平衡方程计算的储量和气藏开发动态特征;( 2) 它会影响气层孔隙度和渗透率变化 , 从而影响产能;( 3) 它会在气藏开发后期的低压阶段出现气藏压力系统分割的现象 。( 1) 在压降曲线上 , 在 P/z- 常会出现两条斜率不同的直线段 , 若用第一直线段 ( 早期开发动态 ) 外推所得出的储量 ( 称视地质储量 ) 要比实际储量大很多 。① 美国北奥萨姆 ( 4× 108按压降法第一直线段外推储量 62× 108容积法储量的 ② 美国凯詹 ( 气藏容积法算储量 133× 108按压降法第一直线段外推储量 192× 108容积法储量的 ③ 美国安德逊 ( “ L”气藏容积法计算储量 108108为容积法储量的 ④ 美国米奥珊 ( 气藏容积法计算储量 108108为容积法储量的 在中 、 低压气藏中 , 气体压缩系数很大 , 在常压下177× 10- 41 ( 250× 10- 61)此时 , 其它岩石孔隙体积和液体的压缩系数可以忽略不计 。在压力> 6000后10- 41 ( 3× 10- 61)10- 41 ( 15× 10- 61)10- 41 ( 26× 10- 61)水和地层岩石压缩系数在压力> 8000后 , 会对气藏开发动态中起重要作用 。( 2) 当地层有效应力 ( 总正应力与流体压力之差 ) 变化时 ,储层孔隙度 、 渗透率将发生变化 , 且渗透率变化要比孔隙度大得多 , 而且其形变基本是不可逆的 。实验证明 :① 高渗透率纯砂岩原始渗透率约有 4% 不能恢复 , 低渗透泥质砂岩原始渗透率约有 60% 不能恢复;② 胶结物和碎屑含量小 ( < 10% ) 、 颗粒分选好的光滑砂岩 , 其渗透率会发生可逆变化 。 石灰岩 、 白云岩及碎屑 、 胶结物含量多 、 颗粒分选差的砂岩 , 其渗透率易发生不可逆变化;③ 高渗透层形变在地层压力变化后 10- 40分钟内就停止 , 低渗透岩石中 ( 泥岩 、 致密灰岩 、 致密砂岩 ) , 地层压力变化后形变持续时间很长 ,20- 40小时 。④ 方解石胶结 ( 不是泥质胶结 ) 只产生弹性变形 , 而弹塑性岩石( 如白云岩 、 石灰岩 、泥质胶结物的岩石等 ) ,负荷变化后不能恢复本身原始性质 。参见图 2。( 3) 地层压力处于中 、 低压时 , 气藏储层压缩性最大 , 纵横方向分布不均的孔隙 、 裂缝系统 , 就会呈不同程度的压缩状态 , 有的层段和部位裂缝系统甚至会完全闭合 , 这样气藏的连通性就会遭到破坏 ,从而处于分割状态 。3) 异常高压使天然气形成 、 聚集和分散除克拉 2大型异常高压气藏外 , 我国也有大量中 、 小型异常高压气藏 , 如四川自生自储的碳酸盐岩异常高压气藏 。成烃期早于构造圈闭形成期和烃类聚集期 , 长期存于储层内的异常高压烃类和水 , 在形成圈闭和聚集条件时 ,就会向聚集场所运移 , 圈闭愈小 , 充气压力愈高 , 形成了异常高压小气藏 。4) 钻井完井难度增加( 1) 钻井装备 、 工具 、 井身结构和固井等 , 耐压和气密封要求高 。( 2) 储层形变大 , 易使井下油 、 套管挤毁 , 在管材选择上要特别注意;( 3) 孔隙压力和地层破裂压力差值小 ;钻井范围或窗口极小 , 稍有偏差 ,就会造成钻井液漏失 。( 4) 在异常高温 、 高压下 , 钻井液密度不是一个常数 , 只会随 P、 稳定性和流变性变差 , 常导致钻井液的凝结作用和重晶石沉淀 。5) 气藏投入开发前 , 要正确取地层岩样和开展应力敏感性实验在地层条件下 , 岩石有效覆盖压力增加或降低或多次交替变化对开发效果的影响 。4 特大型异常高压气藏该气田构造相对完整 、 中孔中渗 、 厚砂岩储层 、常温异常高压 、 干气 、 气质相对优良 、 高丰度 、 弱水驱 、 整装天然气气田 , 是目前 “ 西气东输 ” 工程主力气田 , 发现两年后投产 。1) 基本情况( 1) 位于阿克苏地区拜城县境内;( 2) 构造位于塔北库车坳陷克拉苏构造带东段;( 3) 储层为下第三系和白垩系 , 平均孔隙度 , 平均渗透率 性好;( 4) 含气面积 气层厚度 525m( 三维地震资料 ) ;( 5) 探明地质储量 2800× 108储量丰度最高 108m3/ 6) 单井产量高 200× 104m3/ 7) 原始地层压力 压力系数 充足能量延迟地面增压 , 提高单井产能及采出程度 , 压力高储量大;( 8) 夹层多 , 底水能量弱 , 边水能量知之甚少 , 根据地质估计水体体积为气藏体积 5~ 8倍 。据公开发表资料简要介绍一下开发前期评价工作 。2) 勘探开发紧密结合 , 强化资料录取工作( 1) 优化评价井井位设计 , 增加取芯井段在对 204井井位设计时兼顾开发探边底水要求 ,尽量布在构造边部 。在白垩系巴什基奇克组为开发增加取芯段 。( 2) 共同编制地层测试设计 , 增加取样和流体性质分析化验资料3) 三维地震采集处理与解释根据 1× 气田 2500× 108 为进一步搞清构造形态 、 断裂情况 , 对储层作横向预测 , 山地三维地震国内首创 , 世界少有 。三维落实的构造形态变化不大 , 但气藏面积 、 高点 、 幅度 、 断裂及控制因素变化较大 。( 1) 断裂发育 , 二维解释 16条 , 现 96条;( 2) 含气层厚 , 二维解释 460m, 现 525m;( 3) 面积 48二维 ) , 三维 ) ;( 4) 均解释为一个背斜 , 两个高点 , 轴向近东西 , 两翼基本对称 ( 北翼倾角 16- 20° , 南翼倾角 19- 23° ) 的长轴背斜 。4) 沉积储层特征研究储集层为下第三系和白垩系 , 分三套层系:① 下第三系砂质白云岩 ( 下第三系底砂岩+白垩系巴什基奇克组 ( , 主力层为 又可分 Ⅰ 、 Ⅱ 、 Ⅲ 、 Ⅳ 段③ 白垩系巴西盖组 ( 隙类型和孔隙结构 , 白垩系巴什基奇克组褐色中细岩屑砂岩 , 以剩余原生粒间孔为主 , 次为各类溶孔 。孔隙度主要在 8- 20% , 平均 , 下第三系砂砾岩段和巴什基奇克组渗透率 1000平均 中孔中渗储层 , 内部纵向上非均质性强 。 巴什基奇克组 Ⅳ 段顶有两个单层厚度 ( 4~ 5m) ~ ( 7~ 9m) 的夹层 , 分布广泛 , 对底水上升有分隔 、 抑制作用 。5) 地质建模用 软件建模6) 气藏特征研究( 1) 温度 、 压力系统( 2) 流体性质与分布地层水为 总矿化度 104( 3) 气藏类型分两类:① 下第三系砂 、 砾岩和白垩系巴什基奇组边水层状背斜气藏;② 巴西盖组底水块状背斜气藏 。( 4) 边水 、 底水能量分析测井解释底水层渗透率低 ( , 9个水层射开程度 15- 63% , 单位厚度米采水指数 d·m。由于 2气田构造两翼陡 , 储层翼部高渗透段 ( Ⅲ 段 ) 出露在气水界面以下 , 构成边水区域重要部分 , 有可能造成边水活跃局面 。7) 产能评价( 1) 203分层段和长井段修正等时试井 , ( 2) 产能特点① 实测产量高 , 打开程度 22%100× 104m3/层 , 占 50%② 主力层由东向西变差 , 纵向上产能变化大白垩系内部 Ⅲ 段 333× 104m3/d; Ⅰ 段为 174× 104m3/d;Ⅱ 、 Ⅲ 段为 19× 104m3/d。8) 开采机理研究( 1) 岩石形变对产能影响182块岩样覆压实验地层压力由 10 主要储层孔隙度 由 1 ↓ 1 ↓ 主要储层渗透率 由 1 ↓ 1 ↓ 地层压力由 能降低 层压力由 10 能降低 2) 打开程度对底水锥进的影响( 3) 巨厚储层内垂向连通性分析( 4) Ⅲ 段顶部厚夹层对开发效果影响( 5) 水体大小对开发效果影响( 6) 天然气中水蒸气含量大小及水合物形成100℃ ,饱和水蒸气 查图 )地层条件下水合物生成温度 32℃9) 采收率标定用数模法 、 类比法标定 75%10) 开发方案设计实施的方案:总井数 18口 ( 利用老井 4口 )沿构造高部位轴线布井 , 井距 1000- 120060- 420× 104m3/d, 平均 327× 104m3/% , 年采气规模 108- 15年 , 稳产期 10- 17年 , 采收率 85%卫气田安德逊 “ L”气藏位于美国德克萨斯盆地 , 为第三系渐新统的复杂断层背斜构造 , 长 8宽 弹性水驱凝析气藏 。埋深 3700- 4000m, 有效厚度 25m, 储层为细砂岩 , 平均渗透率 8原始地层压力为 地层压力系数 气藏温度 130℃ , 含量 75906上露点压力 积法计算储量 108用压降法初始直线段得储量31× 108要大 在采出程度 25% , 压降线呈下降趋势 。主要生产特征:1) 该气藏系与地层沉积和欠压实有关得异常高压气藏 , 在衰竭开发过程中 , 能在较长时间内保持地层压力基本不变 。 压力保持程度与产气量 、 水排出量和断块大小都有关 。2) 气井一旦产水 , 其产能就降低了 。 当孔隙空间中液体 ( 水 、凝析油 ) 含量增加 10% 时 , 气体相对渗透率可能降低 60% 。相态研究表明 , 井底压力为 。3) 恰当控制生产压差 。 气井投产后 , 其产量一般都能维持在15% 地层压力降范围内生产 。 在该地区 , 凡是井底压力降超过 25% 地层压力生产的气井 , 都已过早地停了产 。4) 砂层中含微晶高岭土 , 关井时水退回近井带去 , 它也会使粘土逐渐达到饱和水状态 , 试井关井后再生产 , 有时气井就不能恢复生产了 。5) 鉴于面积小 , 注入压力高 ( > , 放弃了循环注气设想 。
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