多层组砂岩气藏气井出砂机理及对策研究
作者简介:钟兵,详见本刊2003年第1期。地址:(610051)四川省成都市府青路一段1号。电话:(028)86015547。
多层组砂岩气藏气井出砂机理及对策研究
钟兵1 马力宁2 杨雅和1 夏崇双1 李江涛2
(1.西南油气田分公司勘探开发研究院 2.青海油田分公司勘探开发研究院)
钟兵等.多层组砂岩气藏气井出砂机理及对策研究.天然气工业,2004;24(10):89～92
摘 要 涩北气田的砂岩气层多而薄,生产过程中地层易出砂。统计表明,涩北气田在试气或试采阶段,虽然大部分气井控制产量生产,但已经有相当数量的井有出砂现象,出砂井占气田试采井总数一半以上。文章从储层特征、岩性特征、气体渗流速度、作业液浸泡等多个角度对气田地层出砂的机理进行了较为全面的分析。结果表明,气田的储层特征是地层出砂的内因,地层中天然气渗流速度是是否出砂的决定性因素,作业液浸泡和井筒内的动态响应会降低地层出砂临界速度,使地层更易出砂。在此基础上,基于降低单一气层天然气渗流速度的思路,从气藏工程角度提出了高孔密、大孔径射孔以及逐层叠加开采和多层压力平衡合采两种多层合采的开采方式和技术路线。实践表明,两种方式均能达到提高涩北气田气井产量、防止地层出砂的目的,其中,多层合采方式更能兼顾到防止出砂、提高气井产量和气田采收率,进而实现提高气田高效开发的目的。
主题词 砂岩油气藏 出砂 渗流 多层 合采 涩北气田
一、引 言
涩北气田储层岩性以粉砂岩为主,储层岩石胶结程度低,欠压实,岩性疏松,较好的岩心出筒后立即松散难取岩样,而成型较好的砂岩则普遍泥质含量偏高。储层的这些特点对生产的直接影响就是生产时气井易出砂。统计表明,涩北气田相当数量的井出现了出砂现象,出砂井占气田试采井总数一半以上。气井出砂严重妨碍气井单井产量的提高。因此,对涩北气田的出砂机理进行深入地分析,并制订相应的气田合理开采、防止地层出砂、提高气井产能的对策,对实现气田的高效开发具有重要意义。
二、地层出砂原因
1.储层特征是地层出砂的内在原因
涩北气田储层成岩性差、易松散,同时粘土矿物含量高(见表1),且多以泥质杂基的形式填充于粒间孔隙内。在孔隙介质流动摩擦力等作用下,粘土颗粒极易发生速敏或水敏,进而产生运移。当气体的流量达到一定极限,即达到出砂门限流速(对应的生产压差为门限压差)时,在储层孔隙内部首先是填隙物作为流动砂随气体运移。当气体的流量继续增加至一个新的极限,即出砂临界速度(对应的生产压差为极限压差)时,构架储层岩石孔隙的骨架颗粒因处
于松散的点式接触状态。随着作用在岩石颗粒表面摩擦力的增大,骨架颗粒将脱落变成自由砂随气流带出。
表1 涩北气田储层粘土矿物分析统计表
矿物名称
高岭石
伊/蒙混层比
伊利石
绿泥石
矿物含量10%～15%5%～43%38%～69%10%～17%
表 征易速敏易水敏易速敏、水敏易酸敏
此外,储层骨架颗粒和泥质填隙物占的比例很大。据7个井次岩心和砂样的粒度分析结果表明,泥质含量平均为23.9%,粉砂(粒径0.01～0.1mm )平均含量49.4%,细砂(粒径0.1～0.25mm )平均含量21.04%,因此储层较容易出砂。所以,在单井产能要求相对较高的条件下,气井大压差生产,储层出砂是必然的。但是应尽量使生产压差保持在极限出砂生产压差范围内,以保证储层骨架及孔隙结构的相对稳定,防止储层大量出砂。 2.气井出砂是速敏反应 从岩样气驱实验出砂情况统计结果看(见表2),不同岩性的岩样在气流作用下是否出砂总体上决定于气体在岩样中的渗流速度。如1号和2号岩样的岩性同为灰色粉砂质泥岩,两个岩样最大驱替压力相近,1号岩样的气体渗流速度仅为0.145m/s ,但2
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号岩样的气体渗流速度达0.302m/s,因而1号岩样未出砂,2号岩样出砂。
表2 干样气驱实验出砂情况统计表
岩样号岩样岩性
最大驱替
压力(MPa)
最大渗流
速度(m/s)
出砂情况
1灰色粉砂质泥岩 2.440.145未见出砂
2灰色粉砂质泥岩 2.510.302见微量出砂
3灰色含泥粉砂岩 2.040.265见少量砂粒
4灰色含泥粉砂岩 2.480.061未见出砂
根据以上分析,在储层等条件一定的情况下,地层是否出砂从根本上仅取决于地层中流体渗流速度的高低。而由渗流力学知,地层中流体渗流速度与距井眼的距离成反比,因此,控制井底射孔孔眼处流体流速的大小,使其不超过地层出砂临界速度,就能达到防止地层出砂的目的。
3.水敏效应加剧气层出砂
表3为干样、湿样气驱实验出砂情况对比表,从表中可以明显看出:岩样在含水状态下更容易出砂。如1号干岩样在最大驱替压力2.58MPa、最大渗流速度0.113m/s情况下未出砂,但2号饱和水样最大驱替压力达到5.02MPa,最大渗流速度仅为0.0011m/s时,岩样出砂量达2.8cm3。这些结果说明相对于干样,饱和水样的临界出砂气体渗流速度大大降低。因此,对作业液浸泡和地层出水的生产层位,特别应注意控制气井气体的渗流速度的大小,防止地层出砂。
表3 干样、湿样气驱实验出砂情况对比表
岩样号岩样岩性
最大驱替
压力(MPa)
最大渗流
速度(m/s)
出砂量
(cm3)
备注
1灰色含泥粉砂岩 2.580.113未见出砂干样2灰色含泥粉砂岩 5.020.0011 2.8湿样3灰黑色泥岩 2.000.037未见出砂干样4灰黑色泥岩 2.900.0006 3.6湿样
4.井筒动态响应是地层出砂的重要原因
气井生产过程中,突然开关井或改变工作制度时,会在短时间内在井底产生一个高交变附加压力。气井产气量变化越大、工作制度改变和开关井越频繁,地层受到的作用力也就越大、越频繁,当地层受到的这一高交变载荷超过岩石的强度时,岩石结构会发生破坏,胶结砂就会变成松散砂而被地层流体带出,造成气井出砂。
三、防止地层出砂对策研究
涩北气田储集层具有层多、单层厚度小、地层易出砂的特点,前面研究表明在储层等条件一定的情况下,地层是否出砂从根本上取决于地层中流体渗流速度的高低。因此,降低地层中气流的渗流速度是防止地层出砂、提高单井产量的根本途径。由于井筒附近天然气渗流速度最大,所以,控制渗流速度主要是控制地层中井筒附近天然气的渗流速度。达到此目的的唯一途径是增加气流流向井筒的泄流面积,即增加射孔孔眼的总面积或增加气井的产气厚度,以降低地层中天然气渗流速度,最终达到防止地层出砂、提高气井单井产量的目的。
1.适当增大孔径可增大气井产量、控制出砂
设气井临界出砂渗流速度为v cr,则由气井出砂时的产量可计算气井的临界出砂渗流速度:
v cr=B g Q cr/
1
4n
πd2(1)式中:B g为天然气体积系数;Q cr为气井临界出砂产量;n为射孔孔眼数;d为射孔孔眼直径。
由上式可知,为保证地层中天然气渗流速度不超过地层临界出砂流速,以达到既防止地层出砂,又提高气井产量的目的,可在保证地层渗流速度不大于v cr的前提下,增加射孔孔径和射孔密度。其中,由于天然气速度与射孔孔眼直径的平方成反比,因而增加射孔孔眼直径对提高气井临界产量的作用更为显著,因此,大孔径射孔是防止地层出砂、提高气井产能的有效途径。
S4-2井为一口采用 244.5mm大套管完井的井,三个产层中,两个产层射孔密度为40孔/m,一个产层射孔密度为36孔/m。经过一年多的试采,气井产量稳定在12×104m3/d左右,最高达12.38×104m3/d,高于气田一般井不出砂时的产气量,气井生产一直比较稳定,地层也未出砂。说明采用高孔密射孔确实能达到防止地层出砂、提高气井产能的目的。但孔密过高、孔径过大,会破坏水泥环和套管的强度,破坏地层砂体,反而加剧出砂,并导致套管早期破坏。所以合理的孔密、孔径要在对流场、套管和水泥环强度、临界出砂速度等因素进行综合研究的基础上进行设计。
2.多层合采是多层组砂岩气藏防止地层出砂、提高气井产量的最佳开采方式
涩北气田气层多而薄,各气层间彼此独立,互不相通,若采用分层单采的方式,不但需要布置多套井
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网,钻大量的井,导致经济效益降低,同时由于产层薄,气井产量过高,无法兼顾防止气井出沙和提高单井产能两个目的。另外,从提高气田采收率角度看,如果采用一口井开采一个单层的开采方式,则对于一些面积较小的含气砂体只能放弃,最终使气田采收率降低。而这些问题可以用多层合采的开采方式加以解决。但如果在较长井段内将各小层射开后立即投产,则由于各小层间地层压力差,一方面会出现层间干扰,甚至气流“倒灌”的现象。另一方面会造成地层压力高的产层产气,地层压力低的产层并不产气,这样,气井产量仅由地层压力高的小层贡献,要获得较高的气井产量就会造成这些产层出砂,要防止出砂就只有降低气井产量。因此要达到既提高气井产量,又能防止地层出砂的目的,多层合采可通过两种具体不同的方式实现,即逐层叠加开采和多层压力平衡合采。 (1)逐层叠加开采
如图1所示,将气井压力相近的若干个单层合并为一个层组,设合并后气井共有N 个气层组。所谓“逐层叠加”就是气井先射开压力高的最下面的第1层组,从一个层组以较小的产量Q g =Q g1开始生
产,当生产层组地层压力降到与相临的上一层组(第2层组)的地层压力接近时,再采用不压井射孔技术
将上一气层组射开生产,并同时逐步增加气井产量,
Q g =Q g1+Q g2。以次类推,达到多层合采、提高气田采收率、提高单井产气量、降低各小层对井产量的贡献、防止地层出砂的目的。此开采方式在全气田采用后,也将使气田的采收率得到大幅度提高
。
图1 逐层射开示意图
(2)多层压力平衡合采
本方法是根据涩北气田孔隙度和渗透率较高的特点,在较短时间内使井筒附近达到层间压力平衡。具体思路是:在一口单井中,由下至上将井筒分成若
干个射孔井段,每次射孔(不压井射孔)后关井让射
开的各层之间在井筒附近自动形成压力平衡,以次类推使全井各层间压力平衡后再开井生产,这样就形成了一个全井段的多层合采。举例来说,如图2所示,在t 0时刻,地层处于原始状态,不同气层地层压力在纵向上呈线性分布。t 1时刻作业开始后,首先射开最下面两层气层,让这两个气层通过井筒连通,在较短时间内达到平衡,层间压力梯度由原始地层压力梯度降低为静气压力梯度,而此时其它各层的压力梯度仍保持不变。以后依次在t 2、t 3、…、t N 时刻从下至上逐层射开,逐层平衡,最后达到气井所有各层间的压力平衡,地层压力梯度由原始压力梯度降为静气压力梯度,从而将互不连通的多个产层通过井筒变成相互连通的同一压力系统,简化了气田的开采,达到降低各小层对井产量的贡献、提高单井产气量、防止地层出砂的目的
。
图2 多层压力平衡合采地层不同时间压力分布图
(3)多层合采数值模拟研究 在上述研究的基础上,本文选择涩北气田4口试采井,利用单井数值模拟技术,在对此4口井的生产史拟合的基础上,对这4口井分别采用研究气井采用逐层叠加开采和多层压力平衡合采两种多层合采方式生产时的生产动态进行了预测,其中S3-2井目前产层包含3个小层,气井试气出砂时的最大产气量为5.43×104m 3。表4、5为S3-2井分别采用两种多层合采方式生产时的开发指标动态预测结果表,预测期29年。从表中可以看出,在同样的井口定压和最大产气量条件下,两种多层合采方式的稳产年限和预测结束时的产气量相差不大,但两种多层合采方式在保证气井现有产层产气量不超过该产层出砂时产气量的前提下,均使气井的最大产气量得到了大幅度的提高,说明涩北气田气井采用逐层叠加开采或多层压力平衡合采方式进行生产完全能达到防止地层出砂、提高气井单井产量的目的。
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表4 S3-2井逐层合采数值模拟预测结果数据表
气产量(104m3/d)井口定压
(MPa)
稳产年限
(a)
预测结束气产量
(104m3/d)
15.06.4
4.0
23.42
>29.0
5.20
15.00
18.06.4
4.0
18.75
>29.0
2.95
18.00
20.06.4
4.0
16.33
25.42
2.22
11.61
表5 S3-2井多层平衡合采数值模拟预测结果数据表
气产量(104m3/d)井口定压
(MPa)
稳产年限
(a)
预测结束气产量
(104m3/d)
15.06.4
4.0
23.67
>29.0
5.81
15.00
18.06.4
4.0
18.83
>29.0
3.18
18.00
20.06.4
4.0
16.42
25.42
2.42
11.87
25.06.4
4.0
12.00
19.00
1.57
6.58
四、结论和建议
(1)涩北气田储集层为第四系涩北组的一套湖相沉积地层,地层沉积速度快、埋藏深度浅、岩石疏松、成岩性差,从而决定了涩北气田的气井容易出砂。
(2)涩北气田储层成岩作用差,具有较强的速敏效应,气流速度过大会是引起地层出砂的根本原因,从而严重地制约了气井产量的提高。
(3)涩北组储层中粘土矿物含量较高,地层极易发生水敏效应。水敏作用不仅对储层渗透性能造成伤害,同时水使粘土矿物分散、膨胀,动摇岩石骨架的稳定性,加速产层出砂。因此,作业过程中应尽量减少作业液浸泡的时间,而对地层未出水、作业液浸泡不严重的气井,可适当放大压差生产。
(4)频繁改变工作制度是引起地层出砂的另一重要原因。在生产中要尽量避免突然开关井或改变工作制度,减少井底地层所受到的附加压力,防止气井出砂。
(5)在砂岩气藏产层厚度不变条件下,采用大套管完井,高密度、大孔径射孔可以达到降低井筒附近地层中气流速度、提高气井产量、防止气井除砂的目的。
(6)涩北气田具有多产层互不连通的特点,要达到提高气田最终采收率和气井产量的目的,多层合采的气井开采方式是必由之路。
(7)采用逐层迭加多层合采、多层压力平衡合采两种开采方式开发涩北气田时,一口井须进行多次射孔作业,为避免反复压井伤害地层而加速出砂,应采用空井射孔工艺,在每口井第一次射孔替喷后,不再实施压井,全部采用空井射孔。
(8)对比两种多层合采方式,已经试采的井可以采用逐层迭加方式,新井则可以采用多层压力平衡方式。逐层迭加方式需要较长的时间才能将全部产层射开,这个时间一般要5年以上,而压力平衡方法由于气层渗透性高,井筒周围达到平衡的时间不会很长。也可以采取两种方式相结合的办法,即新井先采用平衡合采方式射开下面的层组。待气井生产几年地层压力下降到与上面的层位地层压力接近时再射开上面的产层,延长气井的稳产时间。
参 考 文 献
1 王鸿勋主编.采油工艺原理.北京:石油工业出版社,1990 2 万仁溥主编.采油工程手册.北京:石油工业出版社,2000 3 张绍槐,罗平亚编著.保护储集层技术.北京:石油工业出版社,1996
(收稿日期 2004204213 编辑 韩晓渝)
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optimizing fracturing design.
SUB JECT HEADING S:Condensate gas field,Percola2 tion,Performance,Hydraulic fracturing,Simulation
Zhao Jingzhou(prof essor,inst ructor of doctoral candi2 dates)was born in1962. Add:Xindu District,Cheng2 du,Sichuan(610500),China Tel:(028)83032768
STU DY ON SAN D PR OD UCING MECHANISM OF G AS WE LLS AN D COUNTER2MEASURES FOR G AS RESERV OIRS WITH MU LTI LAYER SAN D1) Zhong Bing,Yang Yahe,Xia Chongshuang(E&D Research Institute of Southwest Branch,PCL),Ma Lining and Li Jiangtao(E&D Research Institute of Qinghai Branch,PCL).N A TU R.GA S IN D.v. 24,no.10,pp.89—92,10/25/2004.(ISSN1000 -0976;In Chinese)
ABSTRACT:Sebei gas field with multiple and thin sand beds is prone to produce sand.Statistics show quite a lot of wells produce sand even during the production test stage al2 though most wells work under production control.The sand producing wells account for more than50%.The sand produc2 ing mechanism of Sebei gas field is analyzed thoroughly with the reservoir features,the litho2logy features,the percolation veloc2 ity,and the reservoir soaked by working fluid,etc.The results show the reservoir features are the inner reasons causing sand producing.And the percolation velocity is the critical factor to govern sand producing.S oaking by working fluids and the dy2 namic response in the well bore will reduce the critical velocity of sand producing,which make the reservoir more prone to pro2 duce sand.To decrease the percolation velocity of a single bed, the2kinds of commingling production techniques are devel2 oped.One is a bed by another stacking exploitation with high density and big diameter perforating.The other is commingling production with pressure balance.The practice indicates both the techniques can reach the purpose to improve the production of gas wells and prevent sand producing.And the technique of commingling production with pressure balance is better to pre2 vent sand producing,improve production of gas wells and recov2 ery factor of the gas field,and reach the target of efficient de2 veloping the gas field.
SUB JECT HEADING S:Sand reservoir,Sand producing, Percolation,Multi2layer,Commingling production,Sebei gas field
Zhong Bin,See the issue No.1of2003). Add: No.1,Section1,Fuqing Rd.,Chengdu,Sichuan(610051), China Tel:(028)86015546
NUMERAL SIMU LATION OF STRESS FIE LD FOR LOW PERMEAB L E COAL2BE D G AS RECOVER2 ING WITH H YD RAU L IC CUTTING1)
Tang J upeng,Li Chengquan,Pan Y ishan(Me2 chanics and Engineering Science Dep.of Liaoning Technology University).N A TU R.GA S IN D.v. 24,no.10,pp.93—95,10/25/2004.(ISSN1000 -0976;In Chinese)
ABSTRACT:With the finite element software of ANSYS, the numeral simulation is conducted for low permeable coal2bed gas recovering with hydraulic cutting techniques.It is pointed out that the strata stress is an im portant factor to affect the mi2 gration of coal2bed gas.The characteristics of accumulation and migration of coal2bed gas and the affecting mechanism of strata stress on the migration of coal2bed gas are presented.The finite element method of plane strain is proposed for coal2bed gas re2 covering with hydraulic cutting.The changing law and affecting scope of strata stress field is obtained near the well bore before/ after drilling and cutting.The stress near the well bore decreas2 es60%averagely after drilling.But the stress2concentrating zone happens around the well head.The strength of the stress field decreases radiological from the well bore to the surrounding zones.The affecting scope of the stress dropping is300-450 mm.The stress field changes apparently in the zones around the well bore after hydraulic cutting.The stress reduces84.5%av2 eragely in the zones near the well bore.And the effect of stress dropping is the most obvious along the direction of connecting line between the ends of both side cutting slots.The affecting scope reaches3000mm.,and is20times of the affecting scope of drilling.Also,the stress-concentrating zone appears at the ends of cutting slots.The stress diffuses against the cutting slot direction,which produces lot of fractures along the cutting slot direction,so that the cleats and cracks are connected,the per2 colation access is shortened,and the output of coal2bed gas in2 creases.The results of numeral simulation show the hydraulic cutting techniques can reach the purpose to unload the zones near the well bore sufficiently.In practice,the method is very useful to evaluate the results of hydraulic cutting with quantita2 tive indexes.
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N A TU RA L GA S IN DUS T R Y/Oct.,2004
页岩气及其成藏条件概述
页岩气及其成藏条件概述 2010年7月，在四川川南地区中国石油集团公司第一口页岩气井（威201井）顺利完成加砂压裂施工任务，标志着中国石油集团公司进入了页岩气的实战阶段。页岩气是一种非常规天然气资源，其储量巨大，有关统计表明全球页岩气资源量约为456.24×1012m3。较早对页岩气进行研究的是美国和加拿大，这些国家在勘探和开发中都取得了丰富的成果，形成了较为完备的页岩气系统理论，进入了快速的发展阶段；而我国对页岩气的勘探开发还在初级阶段，研究相对程度相对落后，但我国页岩气资源量也十分丰富（预测为30-100×1012m3）。据有关专家介绍，随着我国经济发展对油气资源的需求，页岩气将是我国今后油气资源勘探和开发的重点。 1 页岩气及其特点 1.1 页岩气储量 从世界范围来看泥、页岩约占全部沉积岩的60%， 表1 世界较大页岩气储量地区表(×1012m3) 其资源量巨大。全球页岩气资源量为456.24×1012m3，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、太平洋地区、拉美、前苏联等地区（表1） 在我国的松辽盆地白垩系、江汉盆地的第三系、渤海湾盆地、南华北、柴达木以及酒泉盆地均具有页岩气资源的分布。其中，四川盆地的古生代海相沉积环境形成的富有机碳页岩与美国东部的页岩气盆地发育相似。仅四川川南威远、泸州等地区的页岩气资源潜力（6.8-8.4×1012m3）,相当于整个四川盆地的常规天然气资源的总量。 1.2 页岩气及特点 页岩是由固结的粘土级的颗粒物质组成，具有薄页状或薄片层状的一种广泛分布的沉积岩。页岩致密且含有大量的有机质故成暗色（如黑色、灰黑色等）。在大多数的含油气盆地中，页岩既是生成油气的烃原岩也是封存油气的盖层。在某些盆地中，如果在纵向上沉积较厚（几十米-几百米），横向上分布广泛（几百-几万平方公里）的页岩同时作为了烃原岩和储集岩，且在其内聚集了大量的天然气，那就是页岩气。 所谓页岩气是指富含有机质、成熟的暗色泥页岩，因热作用和生物作用而形成了大量储集在页岩裂缝、孔隙中的且以吸附和游离赋存形式为主的天然气。与常规储层天然气相比，页岩气具有独特的特点（表2）。表2 常规储层天然气与页岩气对比表 成因类型热成因、生物成因及石油裂解气热成因、生物成因
多层组砂岩气藏气井出砂机理及对策研究
作者简介:钟兵,详见本刊2003年第1期。地址:(610051)四川省成都市府青路一段1号。电话:(028)86015547。 多层组砂岩气藏气井出砂机理及对策研究 钟兵1 马力宁2 杨雅和1 夏崇双1 李江涛2 (1.西南油气田分公司勘探开发研究院 2.青海油田分公司勘探开发研究院) 钟兵等.多层组砂岩气藏气井出砂机理及对策研究.天然气工业,2004;24(10):89～92 摘 要 涩北气田的砂岩气层多而薄,生产过程中地层易出砂。统计表明,涩北气田在试气或试采阶段,虽然大部分气井控制产量生产,但已经有相当数量的井有出砂现象,出砂井占气田试采井总数一半以上。文章从储层特征、岩性特征、气体渗流速度、作业液浸泡等多个角度对气田地层出砂的机理进行了较为全面的分析。结果表明,气田的储层特征是地层出砂的内因,地层中天然气渗流速度是是否出砂的决定性因素,作业液浸泡和井筒内的动态响应会降低地层出砂临界速度,使地层更易出砂。在此基础上,基于降低单一气层天然气渗流速度的思路,从气藏工程角度提出了高孔密、大孔径射孔以及逐层叠加开采和多层压力平衡合采两种多层合采的开采方式和技术路线。实践表明,两种方式均能达到提高涩北气田气井产量、防止地层出砂的目的,其中,多层合采方式更能兼顾到防止出砂、提高气井产量和气田采收率,进而实现提高气田高效开发的目的。 主题词 砂岩油气藏 出砂 渗流 多层 合采 涩北气田 一、引 言 涩北气田储层岩性以粉砂岩为主,储层岩石胶结程度低,欠压实,岩性疏松,较好的岩心出筒后立即松散难取岩样,而成型较好的砂岩则普遍泥质含量偏高。储层的这些特点对生产的直接影响就是生产时气井易出砂。统计表明,涩北气田相当数量的井出现了出砂现象,出砂井占气田试采井总数一半以上。气井出砂严重妨碍气井单井产量的提高。因此,对涩北气田的出砂机理进行深入地分析,并制订相应的气田合理开采、防止地层出砂、提高气井产能的对策,对实现气田的高效开发具有重要意义。 二、地层出砂原因 1.储层特征是地层出砂的内在原因 涩北气田储层成岩性差、易松散,同时粘土矿物含量高(见表1),且多以泥质杂基的形式填充于粒间孔隙内。在孔隙介质流动摩擦力等作用下,粘土颗粒极易发生速敏或水敏,进而产生运移。当气体的流量达到一定极限,即达到出砂门限流速(对应的生产压差为门限压差)时,在储层孔隙内部首先是填隙物作为流动砂随气体运移。当气体的流量继续增加至一个新的极限,即出砂临界速度(对应的生产压差为极限压差)时,构架储层岩石孔隙的骨架颗粒因处 于松散的点式接触状态。随着作用在岩石颗粒表面摩擦力的增大,骨架颗粒将脱落变成自由砂随气流带出。 表1 涩北气田储层粘土矿物分析统计表 矿物名称 高岭石 伊/蒙混层比 伊利石 绿泥石 矿物含量10%～15%5%～43%38%～69%10%～17% 表 征易速敏易水敏易速敏、水敏易酸敏 此外,储层骨架颗粒和泥质填隙物占的比例很大。据7个井次岩心和砂样的粒度分析结果表明,泥质含量平均为23.9%,粉砂(粒径0.01～0.1mm )平均含量49.4%,细砂(粒径0.1～0.25mm )平均含量21.04%,因此储层较容易出砂。所以,在单井产能要求相对较高的条件下,气井大压差生产,储层出砂是必然的。但是应尽量使生产压差保持在极限出砂生产压差范围内,以保证储层骨架及孔隙结构的相对稳定,防止储层大量出砂。 2.气井出砂是速敏反应 从岩样气驱实验出砂情况统计结果看(见表2),不同岩性的岩样在气流作用下是否出砂总体上决定于气体在岩样中的渗流速度。如1号和2号岩样的岩性同为灰色粉砂质泥岩,两个岩样最大驱替压力相近,1号岩样的气体渗流速度仅为0.145m/s ,但2 ? 98?
页岩气特点及成藏机理
页岩气特点及成藏机理 ---陈栋、王杰页岩气作为一种重要的非常规油气资源，随着能源资源的日益匮乏，作为传统天然气的有益补充，其重要性已经日益突出。随着国家新一轮页岩气勘探开发部署的大规模展开，正确认识和掌握页岩气的成因、成藏条件等知识，对于今后从事页岩气现场录井的工作人员提高录井质量具有较好的指导意义。 1.概况 页岩气（shale gas）是赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，与“煤层气”、“致密气”同属一类。其形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布较广的页岩烃源岩地层中。 2.特点 2.1 页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于暗色泥页岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气，它可以生成于有机成因的各种阶段天然气主体上以游离相态（大约50％）存在于裂缝、孔隙及其它储集空间；以吸附状态（大约50％）存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中为天然气生成之后，在源岩层内的就近聚集表现为典型的原地
的有利目标。页岩气的资源量较大但单井产量较小，美国页岩气井的单井采气量为2800-28000m3/d。 2.5 在成藏机理上具有递变过渡的特点，盆地内构造较深部位是页岩气成藏的有利区，页岩气成藏和分布的最大范围与有效气源岩的面积相当。 2.6 原生页岩气藏以高异常压力为特征，当发生构造升降运动时，其异常压力相应升高或降低，因此页岩气藏的地层压力多变。 2.7 页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点—-大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，使得页岩气井能够长期地稳定产气。但页岩气储集层渗透率低，开采难度较大。 3.成因 通过对页岩气组分特征、成熟度特征分析，页岩气是连续生成的生物化学成因气、热成因气或两者的混合。生物成因气是有机物在低温下经厌氧微生物分解作用形成的天然气；热成因气是有机质在较高温度及持续加热期间经热降解和裂解作用形成的天然气。相对于热成因气，生物成因的页岩气分布极限，主要分布盆地边缘的泥页岩中，在美国研究比较深入的五个盆地的五套页岩中，密执安盆地和伊利诺斯盆地发现了生物成因的页岩气藏，并且是勘探目标中的主要构成(Schoell，1980；Malter 等，2000)。 3.1 生物成因
油井解堵
第三章常见气井堵塞防堵（解堵）技术 3.1 结蜡堵塞防堵（解堵）技术 目前，国内外采用抑制油井结蜡的方法有机械方法、热力方法、化学方法和物理方法。针对沙溪庙组气藏采用的经济有效的防蜡方法有热力方法和化学方法。热力方法中，在冬季采用井口加温，只需保持气流温度在22℃以上就不会发生蜡堵塞。同时还必须保证井筒清洁，防止采气管柱内出现粘附节流引起大量蜡析出和水合物产生。根据国内大多数气藏的生产特点和产出流体特征，开发出防蜡剂JD—3，其主要功能和优点有：①清蜡功能：具有使蜡质、沥青质乳化、分散、润湿、反转性能，它的非极性基团能将蜡、胶质沥青等卷离成微小的液粒而脱离附着物，极性基团伸向水，使液粒表面形成水膜，阻止液粒再聚集。②成防蜡功能：能与蜡同时乳化或共晶，破坏蜡晶的方向，致使晶体扭曲，防止蜡晶继续生长，从根本上破坏其网络结构，从而达到抑制蜡晶析出、长大、沉积的作用。 ③加注方便：对密封系统橡胶元件无损害，对油管、套管等金属无腐蚀，可用泡排车泵注[8]。 3.2 出砂堵塞防堵（解堵）技术 预测油、气井是否出砂或出砂量的多少，必须研究地层的出砂临界流速及临界压差，定量分析地层的出砂程度。不同的地层其岩石力学性质是不同的，当外界因素超出了地层固有的临界参数值，地层就会遭受破坏。因此，通过实验和计算求得地层的强度参数和临界参数值(如：泊松比、杨氏弹性模量、剪切模量、体积模量、内聚力、内摩擦角等)，就可以对油气层的出砂情况进行预测[13]。 一、出砂预测方法 1）现场观测法 (1)岩心观察：用肉眼观察、手触摸等方法来判断岩心的强度。若岩心一触即碎，或停放数日自行破裂，则表明该岩心疏松、强度低，在生产过程中易出砂。 (2) DST测试：如果DST(Dillstem test)测试期间油、气井出砂，甚至严重出砂，那么油、气井在生产初期就可能出砂。有时DST测试期间未见出砂，但仔细检验井下钻具和工具，会发现在接箍台阶处附有砂粒，或者DST测试完毕后下探面，若发现砂面上升，则表明该井肯定出砂。 (3)临井状态：在同一油气藏中，若邻近的油气、井在生产过程中出砂，则该井出砂的可能性就大。 (4)岩石胶结物：岩石胶结物可分为易溶于水的胶结物和不易溶于水的胶结物两种。泥质胶结物易溶于水，当油、气井含水量增加时，易溶于水的岩石胶结物就会溶解，这样将在很大程度上降低了岩石的强度。当岩石胶结物含量较低时，
北美地区典型页岩气盆地成藏条件解剖要点
北美地区典型页岩气盆地成藏条件解剖 1、阿巴拉契亚盆地俄亥俄页岩系统 （1）概况 阿巴拉契亚盆地（Appalachian）位于美国的东部,面积280000平方公里，包括New York西部、Pennsylvania、West Virginia、Ohio、Kentucky和Tennessee 州等，是美国发现页岩气最早的地方。俄亥俄（Ohio）页岩发育在阿巴拉契压盆地西部,分布在肯塔州东北部和俄亥俄州，是该盆地的主要页岩区（图2）。该区古生代沉积岩是个巨大的楔形体，总体上是富含有机质页岩、碎屑岩和碳酸盐岩构成的旋回沉积体。 图1 美国含页岩气盆地分布图 1953年，Hunter和Young对Ohio页岩气3400口井统计，只有6%的井具有较高自然产能（平均无阻流量为2.98万m2/d），主要原因是这些井的页岩中天然裂缝网络比较。其余94%的井平均产量为1726m3/d，经爆破或压裂改造后产量达8063m3/d，提高产量4倍多。1988年前，美国页岩气主要来自Ohio页岩气系统。截止1999年末,该盆地钻了多达21000口页岩井。年产量将近34亿m3。天然气资源量58332—566337亿m3,技术性可采收资源量4106~7787亿m3。每口井的成本$200000-$300000，完井成本$25~$50。 （2）构造及沉积特征 阿巴拉契亚盆地东临Appalachian山脉，西濒中部平原，构造上属于北美地台和阿巴拉契亚褶皱带间的山前坳陷。伴随Laurentian古陆经历了由被动边缘型
向前陆盆地的演化过程。盆地以前寒武纪结晶岩为基底，古生代沉积岩呈巨大的楔形体(最大厚度12 000 m)埋藏于不对称的、向东变深的前陆盆地中。寒武系和志留一密西西比系为碎屑岩夹碳酸盐岩，奥陶系为碳酸盐岩夹页岩，宾夕法尼亚系为碎屑岩夹石灰岩及煤层。总体上由富有机质泥页岩(主要为碳质页岩)、粉砂质页岩、粉砂岩、砂岩和碳酸盐岩等形成3～4个沉积旋回构成，每个旋回底部通常为富有机质页岩，上部为碳酸盐岩。泥盆系黑色页岩处于第3个旋回之中，分布于泥盆纪Acadian 造山运动下形成的碎屑岩楔形体内（James,2000）。该页岩层可再分成由碳质页岩和较粗粒碎屑岩互层组成的五个次级旋迥(Ettensohn ，1985)。它们是在阿卡德造山运动的动力作用下和Catskill 三角洲的向西进积中沉积下来的。 （3）页岩气成烃条件分析 ①页岩分布特征 阿巴拉契亚盆地中南部最老的泥盆纪 页岩层系属于晚泥盆世。Antrim 页岩和New Albany 大致为Chattanooga 页岩和Ohio 页 岩的横向同位层系（Matthews,1993）。在俄 亥俄东边和南边,Huron 段分岔。有的地区已 经被插入的灰色页岩和粉砂岩分成两个层。 俄亥俄页岩系统，覆盖于Java 组之上 (图3)。由三个岩性段组成：下部 Huron 段 为放射性黑色页岩，中部Three Lick 层为 灰色与黑色互层的薄单元，上部Cleveland 段为放射性黑色页岩。俄亥俄页岩矿物组成 包括：石英、粘土、白云岩、重金属矿（黄 铁矿）、有机物。 图2是西弗吉尼亚中部和西部产气区泥 盆纪页岩层的地层剖面。中上泥盆统的分布 面积约128，000mi 2(331，520km 2)，它们沿 盆地边缘出露地表。页岩埋藏深度为610～ 1520m ，页岩厚度一般在100－400ft(30— 120m),泥盆系黑色页岩最大厚度在宾夕尼亚州的中北部(图3)(deWitt 等，1993)。 ②页岩地球化学特征 图4表示Ohio 页岩下Huron 段烃源岩有机碳等值线图。从镜质体反射率特征来图2 阿巴拉契亚盆地西部中泥盆统－下密西西比系剖面 （据Moody 等，1987）
苏里格气田压裂气井产能影响因素分析
苏里格气田压裂气井产能影响因素分析 作者：黄涛 来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第13期 【摘要】气田的气井在经过压裂技术处理后，气井的产气能力受到巨大的影响变化，在相关的影响因素分析方面，笔者结合苏里格气田进行了研究，提出并分析研究了主要的三种影响因素——测试时间因素、测试回压因素以及储层渗透率非均质因素对苏里格气井的影响。根据本文的分析研究可以得出提高气田的气井产能需要再测试时间上保证适当的时长，通过降低测试回压来减小计算误差等。对气田压裂气井产能影响因素的分析对解决生产实践中的产能以及经济效益提高等问题具有现实的指导意义，所以应当加强对该问题的关注和研究。 【关键词】苏里格气田压裂气井产能影响因素 压裂技术用在提高气井产能上具有显著的效果，是目前世界各地气井所广泛应用的技术，尤其对于砂岩气藏更是最主要的提高产能的方法。本文主要研究苏里格气田的压裂气井产能因素，苏里格气田自身具有渗透率较低、渗流阻力较大、连通性差的特点，所以其气井本身就存在产能低的问题。在提高产能的技术措施采取上，该地区的气井主要应用了压裂技术工艺，针对这一技术应用，关于压裂气井产能的影响因素研究就成为了重要的研究内容。笔者正是针对这一问题进行了分析研究。压裂气井的产能受到诸多因素的影响，在以下的分析中主要对测试条件对产能的影响进行研究。 1 测试时间对压裂气井产能的影响分析 压裂气井具有独特的渗流特征，其规律表现为在不同的时间条件下流动特征不同，而气井真实的流动特征则表现在地层拟径向流。而相应的采集资料阶段都是在较早的裂缝流动阶段，由此资料数据而确定的压裂气井绝对无阻流量必将比实际情况大。 根据研究显示，理论测试时间与压裂气井绝对无阻流量在关系上呈现出随着时间的延长，压裂气井绝对无阻流量不断减小的趋势，而在测试时间接近3倍地层拟径向流后，压裂气井绝对无阻流量则趋于稳定。实践调查总结也显示该规律特征。所以，无论从理论还是实践上都可以看出，气井绝对无阻流量的获得与保证需要依靠足够时长的测试时间。 在苏里格气田压裂气井的单点试气过程中，测试时间大概为3天，经过3天长达70个小时后，流动还是无法有效的达到地层拟径向流阶段。在修正等时试井的延续期测试，流动时间能够持续一个月之久，也正是在修正等时试井的延续测试，才能更加准确的得出该地区的压裂气井的真实数据资料。经过上述两种测试比较，可以得出单点测试所得的压裂气井关于绝对无阻流量比实际情况大很多，而延续测试则更加符合真实情况。所以测试时间的保证是压裂气井产能的重要影响因素。
页岩气及其成藏机理
页岩气及其成藏机理 页岩气及其成藏机理 摘要：本文介绍了页岩气的特征、形成条件和富集机理等，认为不同阶段、不同成因类型的天然气都可能会在泥页岩中滞留形成页岩气；页岩气生气量的主要因素是有机质的成熟度、干酪根的类型和有机碳含量；吸附态的赋存状态是页岩气聚集的重要特征。我国页岩地质结构特殊复杂，需要根据我国具体的地质环境进行分析以便更加合理的进行开采。 关键词：页岩气富集资源 天然气作为一种高效、优质的清洁能源和化工原料，已成为实现低碳消费的最佳选择。全球非常规天然气资源量非常巨大，是常规油气资源的1.65倍。其中页岩气占非常规天然气量的49%约456 1012m3，巨大的储量和其优质、高效、清洁的特点，使得页岩气这一非常规油气资源成为世界能源研究的热点之一。我国页岩气可采储量丰富，约31 1012m3，与美国页岩气技术可采储量相当。通过对页岩气资源的勘探和试采开发，发现其储集机理、生产机制与常规气藏有较大的差别。 一、页岩气及其特征 页岩是一种具有纹层与页理构造由粒径小于0.004mm的细粒碎屑、黏土矿物、有机质等组成。黑色页岩及含有机质高的碳质页岩是形成页岩气的主要岩石类型。页岩气是从黑色页岩或者碳质泥岩地层中开采出来的天然气。页岩气藏的形成是天然气在烃原岩中大规模滞留的结果，由于特殊的储集条件，天然气以多种相态存在，除了少数溶解状态的天然气以外，大部分在有机质和黏土颗粒表面上吸附存在和在天然裂缝和孔隙中以游离方式存在。吸附状态的天然气的赋存与有机质含量有关，从美国的开发情况来看，吸附气在85～20%之间，范围很宽，对应的游离气在15～80%，其中部分页岩气含少量溶解气。 页岩气主体上是以吸附态和游离态同时赋存与泥页岩地层且以 自生自储为成藏特征的天然气聚集。复杂的生成机理、聚集机理、赋
页岩气气井压裂用井口
页岩气气井压裂用井口技术规格书 一、产品设计、制造、检验执行的规范和标准： 1、SY/T5127-2002《井口装置和采油树规范》 2、API 5B《石油天然气工业套管油管和管线管螺纹加工测量和检验》 3、NACE MR0175《油田设备用抗硫化物应力开裂的金属材料》 4、API Q1《石油和天然气工业质量纲要规范》 5、A193《高温用合金钢和不锈钢螺栓材料规范》 6、A194《高温高压螺栓用碳钢和合金钢螺母规范》 7、SY5308《石油钻采机械产品用涂漆通用技术条件》 二、页岩气气井压裂用井口内容： 1、页岩气气井井压裂用井口是指安装在油管头之上的采气井口装置。 2、主要技术参数： 规范级别：PSL3 性能级别：PR1 材料级别；EE级 温度级别：P.U 额定工作压力：105MPa 通径： 103.2mm 3、主要结构形式、配套和要求： ▲油管挂： 上、下部（两端）为油管长圆扣，主副密封为橡胶密封，油管挂主密封尺寸与原油管头内孔吻合，油管挂上部伸出油管头法兰160mm，外径192mm（7-5/8"）。 ▲盖板法兰： 规格为11″×105 MPa-4-1/16"×105 MPa，法兰厚度220mm ？，大端下部内径192mm，装有两道BT或P型密封，设有注脂孔及试压孔。 ▲阀门及仪表法兰： 盖板法兰之上装两只暗杆式阀门，规格4-1/2"×105 MPa。两只阀门之间安装一片仪表法兰，法兰配接头、考克、压力表。
▲异形四通： 异形四通通径103.2mm，通孔面加工法兰规格4-1/2"×105 MPa。 ▲双法兰短接： 三只双法兰短接，规格4-1/2"×105 MPa---3-1/2"×105 MPa，每只总长度400mm。 ▲盲法兰： 数量：6片，规格4-1/2"×105 MPa，配齐与双法兰短接连接螺栓、螺帽。▲“Y”型三通： 数量：3只，通径103.2mm，端部法兰规格4-1/2"×105 MPa。 三，增配转换法兰 增配盖板法兰一只： 规格为11″×70 MPa-4-1/2"×105 MPa，法兰厚度220mm ？，大端下部内径192mm，装有两道BT或P型密封，设有注脂孔及试压孔，。 四，出厂前要求： 页岩气井压裂用井口出厂前使用11″×105 MPa-4-1/2"×105 MPa 进行连接组装并做气密封试压合格后方可出厂。
深层致密砂岩气藏井筒出砂机理研究
128 深层致密砂岩埋深大，储层非常致密，以往的经验表明这类储层基本不会出砂，然而近年来这类气藏暴露出砂问题严重，研究出砂机理对气藏的开发意义重大。由于该类气藏出砂的非常规性，传统的仅基于岩石破坏的研究方法已经不足以揭示出砂的真正原因。为了更好地研究该区块的出砂机理，在充分认识单井出砂情况的基础上，确定出砂井的生产特征。利用岩石力学模拟和微粒运移模拟确定出砂机理。 1?出砂机理研究现状 出砂是一个非常复杂的过程，国内外有很多学者针对储层出砂做过大量的工作。出砂过程由4个步骤构成：力学扰动、破坏、破碎、运移，其中Morita在1989年系统地提出了出砂的所有影响因素，包括压力变化、压力梯度、垂向应力和水平应力、应力加载历史、岩石变形和破坏、射孔孔眼几何尺寸和密度、井眼斜度、毛管力、由于化学作用造成的岩石强度弱化效应等。在整个工业界出砂研究由来已久，综合而言一般包括以下几种机理：压缩破坏：由于压力衰竭或生产压差触发，多发于固结比较好的砂岩油藏；拉伸破坏：一般是由于压力梯度过大造成的，通常发生在欠固结的砂岩油藏；冲蚀破坏：由于流动的拖拽和冲击力从而对岩石造成的破坏。 由于出砂对生产造成的破坏性，所以人们也在治理出砂的过程中不断地总结各种预测出砂的办法，希望能够做到防范于未然。因此在不同的历史阶段也提出了不同的预测方法。整个工业界现在已经形成了一整套非常完整的出砂预测方法，具体包括：现场观察、经验方法、实验室分析、数值模拟、综合分析和解析法。 2?深层致密砂岩气藏出砂机理 总结我国主要深层致密砂岩气藏的出砂机理，大致可以分为以下几种： （1）气体流速。目前已观察到大量由于高速气流携砂对生产管柱的破坏，这说明携砂的高速气流有极强的破坏性。材料受到小而松散的流动粒子冲击时表面出现破坏的磨损现象叫冲蚀磨损。其定义可以描述为固体表面同含有固体粒子的流体接触做相对运动而造成其表面材料所发生的损耗。携带粒子的流体可以是高速气流，也可以是液流。冲蚀磨损是现代工业生产中常见的一种磨损形式，是造成机械设备及其零部件损坏报废的重要原因之一，在石油工业，尤其是钻完井过程也随处可见。Tiffin等人在2003 年对墨西哥湾和Trinidad油田分析得出出砂风险跟流速有明显关系。 （2）生产压差。利用Petrel近井分析模块，建立孔眼三维有限元模型，模拟由于生产压差导致的射孔孔眼破坏对出砂的影响。从采集砂样来看，孔眼存在明显的扩径，而孔眼破坏是从岩石最薄弱的部分发生，因此孔眼直径取较大值而岩石强度参数取下限值。 从出砂数据统计结果来看，对于高生产压差导致的剪切破坏，生产压差在10MPa以下时不易出砂；当生产压差大于20MPa时，随着压差增大，出砂现象开始加剧。初步认为：射孔后岩石接近屈服状态。这与井眼内局部出现井壁崩落的现象是相符合的。因此一旦井筒内压力降低，生产压差增大，孔眼内岩石发生屈服；10MPa压差下产生少量屈服，20MPa压差下屈服区扩展，沿孔眼分布角度超过90°，并向深部扩展；考虑岩体酸损伤后（强度折减10%，20%，30%），对剪切屈服结果有明显的影响，等效塑性应变最大值增加到0.002。损伤程度越大，对岩石屈服破坏的效果就越显著。 （3）固井质量。从已有的岩样来看，固井水泥是其中重要组成部分，但是从出砂井的固井质量来看，固井质量与是否出砂没有必然联系，只有少部分出砂井的固井质量较差，不出砂井也有一部分存在着固井质量问题。 （4）温度效应。温度的变化也会造成应力的变化，在钻完井过程中，泥浆、压裂液等长时间与井壁接触，会使井筒附近岩石的温度产生变化，随之应力发生变化。 （5）施工排量。很多出砂井有较高的施工排量，但是同时也发现施工排量与每米流量之间有比较好的相关性。另外，施工排量的大小与施工压力也有很好的相关性，这说明容易施工的井储层物性较好，容易压裂，同时也容易高产。所以施工排量不是出砂的主控因素，其本质还是单井流速高导致的出砂。 （6）岩石力学强度。国内外很多油气藏容易出砂的储层，往往岩石力学强度较低，岩石强度与出砂之间有一定的联系。 3?结束语 深层致密砂岩气藏井筒出砂机理与常规气藏差异明显，通过调研国内外典型气藏出砂情况，总结出深层致密砂岩气藏出砂的机理主要有6个，为该类气藏开发提供指导意义。 参考文献 [1]?朱运明.酸性环境中砂岩强度、变形性质的实验研究[D].西安：西安理工大学，2001. 深层致密砂岩气藏井筒出砂机理研究 张文茹1?王妍超1?张成2 1. 陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司采气一厂 陕西 延安 716000 2. 陕西延长石油（集团）有限责任公司油气勘探公司采气二厂 陕西 榆林 718500 摘要：深层致密砂岩气藏出砂具有非常规性，文中总结了几种常见的出砂机理，为该类气藏开发提供指导。关键词：致密砂岩?气藏?出砂机理 Sand?production?mechanism?of?deep?and?tight?sandstone?gas?reservoir Zhang?Wenru 1，Wang?Yanchao 1，Zhang?Cheng 2 Shanxi Yanchang Petroleum （Group ） Corp. Ltd.，Xi ’an 716000，China Abstract：Sand?production?in?deep?tight?sandstone?gas?reservoirs?is?unconventional.?Several?common?sand?production?mechanisms?are?summarized?in?this?paper?so?as?to?provide?guidance?for?the?development?of?such?gas?reservoirs. Keywords：tight?sandstone；?gas?reservoir；?sand?production?mechanism
桃2-20-2井试气压裂施工设计
油商秘★5年 构 造：鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 井 别：天然气开发井 井 型：定向井 桃2-20-2井压裂试气施工设计 江汉石油管理局井下测试公司 长庆试气项目部 2010年09 月08日
中国石油桃2-20-2井压裂试气施工设计设计单位：江汉石油管理局井下测试公司 设计人：田美文 日期： 2010.09.08 审核意见： 审核人： 日期： 审批意见（甲方）： 审批人（甲方）： 日期：
一、基本数据 1.1 钻井基本数据（见表1） 表1 钻井基本数据表 井号桃2-20-2 地理位置内蒙古自治区乌审旗苏力德镇苏木朝岱嘎查地面海拔(m) 1272.48 构造位置鄂尔多斯盆地伊陕斜坡 补心海拔(m) 1277.83 开钻日期2010.7.2 完钻日期2010.7.28 完井日期2010.7.31 完钻层位山西组完钻井深(m) 3577.0 套补距(m) 5.95 人工井底（m）3552.30 完井方法套管完井造斜点井深(m) 820.0 最大井斜25.64°/2075m 井底位移(m) 678.85 完井试压（MPa）30 预测地层压力 （MPa） 盒8：30.1 山1：30.5 有害气体 预测 硫化氢含量: 0-4mg/m3 套管外径(mm) 壁厚(mm) 钢级下入深度(m) 水泥返深(m) 表层套管244.5 8.94 J55 479.00 地面 气层套管139.7 9.17 N80 1077.84 2756.0 J55 3161.10 N80 3572.34 短套管位置(m) 3388.90-3391.90 气层附近接箍位置/ 分级箍位置(m) / 声幅解释结果固井质量：合格 变密度解释结果/ 钻井异常提示/ 1.2气层基本数据（见表2-1. 2.3） 表2-1 研究院解释气层电测解释数据表 层位 气层井段(m) 厚度 (m) 电阻率 (Ωm) 时差 (μs/ m) 密度 (g/cm3) 泥质 含量 (%) 孔 隙度 (%) 基质 渗透率 (10-3μm2) 含气 饱和度 (%) 解释 结果顶深底深 盒8下13454.8 3457.3 2.5 47.29 261.78 2.42 8.38 14.85 3.569 82.00 气层山113480.9 3484.6 3.8 71.30 247.24 2.48 11.06 11.23 0.593 79.58 气层 山133504.0 3507.3 3.3 87.19 220.38 2.58 12.82 6.20 0.121 67.40 气层3507.3 3510.8 3.5 183.34 221.22 2.55 9.07 6.91 0.165 80.32 气层 山213519.6 3521.8 2.1 89.79 224.11 2.56 10.82 6.30 1.752 55.16 含气层3521.8 3524.5 2.8 137.67 229.19 2.50 7.25 8.24 2.761 72.32 气层
页岩气成藏地质条件分析
页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集为典型的“原地”成藏模式，页岩气大部分吸附在有机质和粘土矿物表面，与煤层气相似，另一部分以游离状态储集在基质孔隙和裂缝孔隙中，与常规储层相似。页岩气藏按其天然气成因可分为两种主要类型：热成因型和生物成因型，此外还有上述两种类型的混合成因型。北美地区是全球唯一实现页岩气商业开发的地区。目前北美地区已发现页岩气盆地近３０个，发现Ｂａｒｎｅｔｔ等６套高产页岩。２００８年，北美地区的页岩气产量约占北美地区天然气总产量的１３％。至２００８年底，美国页岩气井超过４．２万口；页岩气年产量６００亿方以上，约占美国当年天然气总产量的１０％。目前，美国已发现页岩气可采储量约７．４７万亿方。ＦｏｒｔＷｏｒｔｈ盆地密西西比系Ｂａｒｎｅｔｔ页岩气藏的成功开采掀起了全球开采页岩气的热潮。美国涉足页岩气的油气公司已从２００５年２３家增至２００８年６０多家；欧洲石油公司纷纷介入美国的页岩气勘探开发。页岩气作为一种非常规油气藏在国内也逐步受到关注。页岩气藏形成的主体是富有机质页岩，它主要形成于盆地相、大陆斜坡、台地凹陷等水体相对稳定的海洋环境和深湖相、较深湖相以及部分浅湖相带的陆相湖盆沉积体系，如ＦｏｒｔＷｏｒｔｈ盆地Ｂａｒｎｅｔｔ组沉积于深水（１２０￣２１５ｍ）前陆盆地，具有低于风暴浪基面和低氧带（ＯＭＺ）的缺氧厌氧特征，沉积营力基本上通过浊流、泥石流、密度流等悬浮机制完成，属于静水深斜坡盆地相。生物成因气的富集环境不同于热成因型页岩气。富含有机质的浅海地带，寒冷气候下盐度较低、水深较大的极地海域，以及大陆干旱－半干旱的咸水湖泊都是生物成因气形成的有利沉积环境；而缺氧和少硫酸盐是生物气大量生成的生化环境。在陆相环境中，由于淡水湖相盐度低，缺乏硫酸盐类矿物，甲烷在靠近地表不深的地带即可形成。但由于埋得太浅，大部分散失或被氧化，不易形成气藏。只有在半咸水湖和咸水湖，特别是碱性咸水湖中，可以抑制甲烷菌过早地大量繁殖，同时也有利于有机质的保存。埋藏到一定深度后，有机质分解，使ＰＨ值降低到６．５￣７．５范围时，产甲烷的细菌才能大量繁殖。这时形成的甲烷就比较容易保存，并能在一个条件下聚集成气藏。（１）热成熟度（Ｒｏ）。美国五大页岩气系统的页岩气的类型较多，既有生物气、未熟－低熟气、热解气，又有原油、沥青裂解气据（Ｃｕｒｔｉｓ，２００２），这些类型的天然气形成的成熟度范围较宽，可以从０．４００％变化到２．０％，页岩气的生成贯穿于有机质生烃的整个过程。不同类型的有机质在不同演化阶段生气量不同，页岩中只要有烃类气体生成（Ｒ＞０．４％），就有可能在页岩中聚集起来形成气藏。 生物成因气一般形成于成熟度较差的岩层中。密执安盆地Ａｎｔｒｉｍ生物成因型页岩的Ｒ仅为０．４％￣０．６％，未进入生气窗，页岩Ｒｏ越高，ＴＯＣ越低，越不利于生物气的形成。而福特沃斯盆地Ｂａｒｎｅｔｔ页岩热成因型气藏的页岩处于成熟度大于１．１％的气窗内，Ｒｏ值越高越有利于天然气的生成。所以热成熟度不是判断页岩生烃能力的唯一标准。 （２）有机碳含量（ＴＯＣ）。有机碳含量是评价页岩气藏的一个重要指标，多数盆地研究发现页岩中有机碳的含量与页岩产气率之间有良好的线性关系，原因有两方面：①是因为有机碳是页岩生气的 物质基础，决定页岩的生烃能力，②是因为它决定了页岩的吸附气大小，并且是页岩孔隙空间增加的重要因素之一，决定页岩新增游离气的能力。如Ａｎｔｒｉｍ黑色页岩页岩气以吸附气为主（７０％以上），含气量１．４１５￣２．８３ｍ／ｔ，高低与有机碳含量呈现良好的正相关性。Ｒｏｓｓ等的实验结果表明，有机碳与甲烷吸附能力具有一定关系，但相关系数较低（Ｒ２＝０．３９）。他认为在这个地区有机碳与吸附气量关系还可能受其他多种因素的影响，如粘土成分及含量、有机质热成熟度等。（１）矿物成分。页岩中的矿物成分主要是粘土矿物、陆源碎屑（石英、长石等）以及其他矿物（碳酸盐岩、黄铁矿和硫酸盐等），由于矿物结构、力学性质的不同，所以矿物的相对含量会直接影响页岩的岩石力学性质、物性、对气体的吸附能力以及页岩气的产能。粘土矿物为层状硅酸盐，由于Ｓｉ－Ｏ四面体排列方式，决定了它电荷丰富、表面积大，因此对天然气有较强的吸附能力，并且不同的粘土矿物对天然气的吸附能力也不同，蒙皂石吸附能力最强，高岭石、绿泥石次之，伊利石最弱。石英则增强了岩石的脆性，增强了岩石的造缝能力，也是水力压裂成功的保证。Ｎｅｌｓｏｎ认为除石英之外，长石和白云石也是黑色页岩段中的易脆组分。但石英和碳酸盐矿物含量的增加，将降低页岩的孔隙，使游离气的储集空间减少，特别是方解石的胶结作用，将进一步减少孔隙，因此在判断矿物成分对页岩气藏的影响时，应综合考虑各种成分对储层的影响。 （２）储集空间。页岩气除吸附气吸附在有机质和粘土矿物表面外，游离气则主要储集在页岩基质孔隙和裂缝等空间中。虽然页岩为超致密储层，孔隙度和渗透率极低，但是在孔隙度相对较高的区带，页岩气资源潜力仍然很大，经济可采性高，特别是吸附气含量非常低的情况下。页岩中孔隙包括原生孔隙和次生孔隙。原生孔隙系统由微孔隙组成，内表面积较大。在微孔隙中拥有许多潜在的吸附地方，可储存大量气体。裂缝则沟通页岩中的孔隙，页岩层中游离态天然气体积的增加和吸附态天然气的解析，增强岩层渗透能力，扩大泄油面积，提高采收率。一般来说，裂缝较发育的气藏，其品质也较好。美国东部地区产气量高的井，都处在裂缝发育带内，而裂缝不发育地区的井，则产量低或不产气，说明天然气生产与裂缝密切相关。实际上，裂缝一方面可以为页岩中天然气的运移提供通道和储集空间，增加储层的渗透性；另一方面裂缝也可以导致天然气的散失和水窜。 （３）储集物性。页岩的物性对产量有重要影响。在常规储层研究中，孔隙度和渗透率是储层特征研究中最重要的两个参数，这对于页岩气藏同样适用。据美国含气页岩统计，页岩岩心孔隙度小于４％￣６．５％（测井孔隙度４％￣１２％），平均５．２％；渗透率一般为 （０．００１￣２）×１０μｍ，平均４０．９×１０μｍ。页岩中也可以有很大的孔隙度，并且有大量的油气储存在这些孔隙中，如阿巴拉契亚盆地的Ｏｈｉｏ页岩和密歇根盆地的Ａｎｔｒｉｍ页岩，孔隙度平均为５％￣６％，局部可高达１５％，游离气可以充满孔隙中的５０％。页岩的基质渗透率很低，但在裂缝发育带，渗透率大幅度增加，如在断裂带或裂缝发育带，页岩储层的孔隙度可达１１％，渗透率达２×１０μｍ。页岩气藏是自生自储型气藏，从某种意义来说，页气藏的形成是天然气在源岩中大规模滞留的结果，烃源岩中天然气向常规储层初次运移的通道为裂缝、断层等，所以连通烃源岩和常规［１］［２］［３］ ［４］［５］ ［６］［７］３－３２ －６２－３２１ 沉积环境 ２ 生烃条件 ３ 储集条件 ４ 保存条件 ｏｏ岩（转１２９页） 页岩气成藏地质条件分析 黄菲 王保全 ① ② （中法渤海地质服务有限公司 ②中海石油＜中国＞有限公司天津分公司渤海油田勘探开发研究院） ①摘要关键词页岩气藏为自生自储型气藏，它的生烃条件、储集条件、保存条件相互影响，息息相关，热成熟度和有机碳含量控制页岩的生气能力，而有机碳含量还影响页岩的储集性，是增加页岩孔隙空间的重要因素；页岩气藏储层致密，孔隙度和渗透率极低，裂缝的存在会提高储层的渗透率，矿物成分影响其储集性能，其中粘土矿物有利于增加微孔隙，并且增加岩石对天然气的吸附能力，而石英和白云石脆性较大，则有利于增加储层中的裂缝，并且对水力压裂造缝有利；页岩气藏对保存条件的要求较低。 页岩气有机碳含量热成熟度储集条件保存条件
气井压裂后排液工艺浅析
气井压裂后排液工艺浅析 李亚1，王东辉2，周莉3 （青海油田井下作业公司，青海茫崖817500） 摘要：压裂是目前油气井的主要增产措施，压裂后排液不彻底或不迅速，不仅加大对地层的二次伤害，而且影响气井的产量，本文通过对气井排液的影响因素及平1井第一层组气层压裂后排液实际情况，进行了分析，认为弹性能量与地层能量的利用与排液方法的合理利用是影响地层排液的重要因素。 关键词：压裂；气井排液；弹性能量；地层能量 Gas well fracturing fluid technology of back LI Ya1,WANG Dong-hui2,ZHOU Li3 (Qinghai Oilfield Downhole Operation Company,Qinghai,mangya 817500) Abstract: fracture is the major oil and gas well stimulation measures, fracturing fluid is not completely back rapidly or not, not only increase the formation of two injuries, but also influence the deliverability of gas well, the gas discharge and the influence factors of Ping 1 well group gas reservoir fracturing fluid first layer back is actual circumstance, undertook an analysis, think elastic energy and formation energy utilization and liquid discharging method is reasonable using is the important factor influencing the drainage of formation. Key words: gas well fracturing; drainage; elastic energy; energy of formation 引言 在对气层进行压裂酸化改造过程中，大量液体将进入地层，作业后如不彻底将这些液体排出，就会对地层造成二次伤害，严重影响压裂酸化效果；同时，排液速度的快慢也制约着生产的进度；此外，排液的彻底与否，对试气产量的确定、储层的评价认识都有一定的影响。气井排液根据是否采用诱喷手段可分为井筒排液和地层排液两种方式。井筒排液是指压裂酸化施工结束后，弹性能量或地层压力不足，需靠反替、气举和抽汲等井筒助排技术达到诱喷目的的排液方式。地层排液是指不需诱喷，而仅采取放喷就能将入井液体排出的排液方式。不难看出，井筒排液是能否快速顺利排液的关键，它需要借助井筒助排措施才能将液体排出。能否将井筒液体排出、排出时间长短、排液措施的经济实用与否，均有很强的技术性。因此，对天然气井的井筒排液技术进行分析、总结与研究是很有必要的。 1 井筒排液影响因素分析
页岩气成藏机理及气藏特征
页岩气成藏机理及气藏特征 页岩气是泛指赋存于富含有机质的暗色页岩或高碳泥页岩中，主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源。在埋藏温度升高或有细菌侵入时，暗色泥页岩中的有机质，甚至包括已生成的液态烃，裂解或降解成气态烃，游离于基质孔隙和裂缝中，或吸附于有机质和矿物表面，在一定地质条件下就近聚集，形成页岩气藏。 从全球范围来看，页岩气拥有巨大的资源量。据统计，全世界的页岩气资源量约为456.24×1012m3，相当于致密砂岩气和煤层气资源量的总和，具有很大的开发潜力，是一种非常重要的非常规资源[1-6]。页岩气资源量占3种非常规天然气（煤层气、致密砂岩气、页岩气）总资源量的50%左右，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、拉丁美洲、前苏联等地区，与常规天然气相当。页岩气的资源潜力甚至还可能明显大于常规天然气。 1.1 页岩气成藏机理 1.1.1 成藏气源 页岩气藏的生烃、排烃、运移、聚集和保存全部在烃源岩内部完成，页岩既是烃源岩、储层，也是盖层。研究表明，烃源岩中生成的烃类能否排出，关键在于生烃量必须大于岩石和有机体对烃类的吸附量，同时必须克服页岩微孔隙强大的毛细管吸附等因素。因此，烃源岩所生成的烃类只有部分被排出，仍有大量烃类滞留于烃源岩中。 北美地区目前发现的页岩气藏存在3种气源，即生物成因、热成因以及两者的混合成因。其中以热成因为主，生物成因及混合成因仅存在于美国东部的个别盆地中，如Michigan盆地Antrim生物成因页岩气藏及Illinois盆地New Albany混合成因页岩气藏[21]。 1.1.2 成藏特点 页岩气藏中气体的赋存形式多种多样，其中绝大部分是以吸附气的形式赋存于页岩内有机质和黏土颗粒的表面，这与煤层气相似。游离气则聚集在页岩基质孔隙或裂缝中，这与常规气藏中的天然气相似。因此，页岩气的形成机理兼具煤层吸附气和常规天然气两者特征，为不间断充注、连续聚集成藏（图1-1）。
油气井工程与油气田开发工程
油气井工程 石油大学油气井工程学科是1953年北京石油学院成立时在清华大学石油系基础上最早创建的学科之一，1961年开始招收（硕士）研究生，1986年获得工学博士学位授予权，1991年开始招收博士后，1993年被中国石油天然气总公司（简称CNPC）评选为部级重点学科，“九五”期间是国家“211工程”石油大学重点建设的六个学科之一。1997年该学科所属的油气井工程实验室通过山东省教委组织的专家组验收，挂牌“省级重点实验室”。2001年通过国家“211工程”建设验收，2002年经过国家教育部评审，被正式批准为国家重点学科。 xx石油大学（xx）油气井工程学科 经过新老几代人多年的建设与发展，特别是经过“211工程”一期建设，油气井工程学科已形成五个稳定的研究方向；造就了一支学历层次高、知识结构合理且比较年轻化的学术队伍；建成了一批具有国内一流水平的研究室和实验室；承担国家自然科学基金、“863计划”、“973计划”、国家重点攻关项目十多项；取得了一大批达到国际先进水平的科技成果，并获得了多项国家级和省部级的科研奖励；培养了近20名博士，200名硕士，发表了300余篇高水平的学术论文，出版了20部专著或教材；目前年均科研经费达到近1000万元。同时本学科也是国内该领域历史最久、规模最大的高级专门人才培养或培训基地。多年来在人才培养和科技发展方面，为我国石油工业的发展做出了重大贡献。 一、主要研究方向： 1、油气井流体力学及高压射流技术。 主要研究井筒中牛顿流体、非牛顿流体、多相流体及高压射流的流动规律。通过在油气井筒内复杂流动条件下流体流动规律的研究，丰富和发展洗井技术、射流技术、破岩技术、井控技术，提高机械钻速，减少井下事故，减低生产成本，缩短建井周期，提高油井产能。 该研究方向具有超高压射流实验系统，先进的PIV高速射流实验测试及数据采集处理系统，中围压及高温高压模拟实验井筒，磨料射流实验装置等可进行各种射流实验研究和多相流流动规律研究的装备条件。