延安气田致密砂岩气藏高效开发关键配套技术与规模应用

科技成果来源：延安科技成果库;
地区：陕西-延安;
成果名称: 延安气田致密砂岩气藏高效开发关键配套技术与规模应用
成果登记号: 9612024Y1488
第一完成单位: 陕西延长石油（集团）有限责任公司气田公司
联 系 人: 马骋
成果类型: 应用技术
成果体现形式 : 新技术
技术领域: 地球、空间与海洋
应用行业: 采矿业
学科分类: 油气田井开发工程(440.50)
应用状态: 产业化应用
完成人: 高小平,吴小斌,封建树,雷开宇,李云,吕敏,刘洋洋
成果简介:
致密气已成为我国重要的非常规油气接替资源，鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气在国内致密气勘探开发中占据重要地位。盆地东南部延安气田2023年天然气产量达到80.22亿方，截至2023年底累计生产天然气450.63亿方。致密砂岩气藏具有储层非均质性强、单井控制范围小、产量递减快、稳产难度大等突出问题，为加快陕北地区天然气产业发展，延安气田亟待创新开发配套关键技术确保气田高效开发。本研究团队近年来攻关形成了多项理论认识和技术方法，形成了以高效储层评价及改造技术、气藏开发动态精细表征及调控技术、差异化智能化排水采气技术为核心的开发关键配套技术，有力支撑了陕北地区致密气高效开发，生产应用取得了突出的经济社会效益，具体创新成果如下：
一、创新建立了上古高效储层有利区评价技术，并基于储层差异特征优化试气压裂工艺，产建效果显著。
1.1 建立基于致密储层可动流体—孔隙结构的优质储层评价及预测技术
针对延安气田上古砂岩气藏整体致密，尤其是盒8山1难动用储层试气效果较差的问题，通过致密储层特征及成因机理研究，建立基于可动流体、孔隙结构的优质储层有利区评价及预测方法。
1.2 山1盒8难动用储层改造工艺优化技术
基于山1盒8层储层低压力、低致密的特点，提高单层加砂量，扩大渗流通道,增大储层改造面积，增产增效。根据山1盒8层高水敏、低富集、强非均质性的特点，积极引入新型压裂液体系和高导流通道压裂技术，降低储层伤害。通过上述储层差异特征采用新型压裂液、高导流通道技术等方式优化试气压裂工艺，有效提高了单井产能。
1.3 山2富水区高效开发技术
延安气田子长东区域山23段水体能量强、地层水矿化度高、日产水量大，气水层分布规律复杂，天然气成藏主控因素不明确，天然气富集区优选困难。基于上述储层有利区评价方法，明确了区域气水分布及富集规律。通过上述技术的现场应用,建成了子长东一期6亿方产能，单井平均无阻流量17.96万方/天，提升效果显著。可为同类型山2致密气藏富水区开发提供借鉴。
1.4 本溪障壁海岸沉积储层追踪技术
鄂尔多斯盆地本溪层障壁海岸沉积储层普遍存在追踪难度大的问题，项目团队通过多方法物源综合分析、沉积微相分析、古地貌研究等，明确了延安气田本溪组沉积物源。在此基础上，对本溪组气藏控制因素和有利成藏区进行预测，有效指导了本溪高效储层追踪和井位部署，为延安气田东部延气2-延128井区及中区南部甘泉-富县区域本溪主力气层产能建设奠定了坚实基础，本溪组累产气贡献达到延安气田全区上古致密砂岩气藏的26%，为延安气田高效稳产提供了坚强支撑。

二、形成了致密砂岩气藏开发动态精细表征及均衡开发调控技术，差异化制定不同气藏单元开发对策，保障气田平稳运行
2.1 形成致密砂岩气藏开发动态精细表征技术，为开发调整提供决策依据
（1）创建延安气田分区分阶段气井差异化产能评价技术
针对未试气求产井产能预测难度大的问题，基于试气求产前地质-工程潜在产能影响参数相关性分析基础上，采用GA-BP神经网络方法，通过自学习方法形成求解复杂非线性问题的产能预测模型。该模型预测结果与实际求产结果吻合度较高，可作为求产前快速预测产能的有效方法。
针对已试气求产新井，主要存在部分气井试气无阻与生产实际匹配程度低的问题，通过详细分析气田历年产能试井实测数据，分区域建立无阻流量一点法计算新模型。新建一点法公式与实测结果吻合度更高，更加符合延安气田气井生产实际。
上述气井差异化产能评价技术丰富了产能评价方法，为快速预测产能、提高试气求产精度提供了技术支持。
（2）形成了基于动静态数据精细质控的气井控制规模评价技术
针对井控规模评价过程中储层静态参数取值不系统的问题，建立了建立了有效储层范围内单井储层参数合理取值方法：①基于测井二次解释数据，自主编写程序实现射孔段与上下压裂可沟通砂体的关联判断，确定了有效储层范围。②进行动用层段各小层储能系数评价，基于储能系数得到各小层产量贡献占比；③根据各层产量贡献加权得到单井有效厚度及物性参数。
针对新投产井渗流未达拟稳态，无法准确求取井控动态储量及泄流范围的问题，优选生产年限大于5年气井，评价不同阶段气井动储量，建立不同类型气井动储量快速预测图版，实现了新投产井利用短期生产数据对最终动储量的准确评价。
（3）建立了基于试井二次解释、数值试井的储层精细表征技术
针对开发过程中储层特征表征缺乏动静态相互验证的问题，在现有地质认识基础上，充分结合动态监测数据对储层展布特征进行修正、对井间干扰程度进行定量评价，进一步指导开发技术政策优化。开展延安气田上古试井资料精细二次解释，明确了上古气藏典型解释模型。基于单层测试气井压恢试井资料解释结果，建立试井解释知识库，明确不同层位试井渗透率、表皮系数、裂缝半长、裂缝导流能力等参数分布特征。利用井间干扰数值试井，定量评价不同储层物性不同井距下干扰程度，为井网井距优化提供依据。利用试井解释结果，落实储层污染状况，针对性制定储层解堵措施。
2.2 形成动静态多级约束的致密砂岩气藏开发单元划分方法，差异化制定不同气藏单元开发对策，实现气藏均衡开发。
在单砂体及内部流动单元划分的基础上，系统评价气井地层压力、泄气范围、试井解释渗流边界、生产压力产量变化趋势、气体组分变化，进而利用多项动态参数对地质连通体进行综合约束并圈定气藏连通单元。在此基础上，进一步结合地层压力、储采比、单位压降采气量等开发核心指标将连通单元分类为不同开发单元，并制定其对应的开发调整措施。
针对气田非均衡开发实际现状，对各类开发单元管理对策为：I类单元供气低谷期保护性开采，高峰期放压生产；II类单元相对稳定生产，保持气井开井时率；III类单元局部加密，低配长稳。
项目通过上述开发动态精细评价、均衡开发调控，实现了气藏均衡开发，保障了气田持续稳产。
三、形成气井差异化综合治理、智能化排水采气技术，为产能维护、降低开采成本做出重要贡献
3.1 气井差异化综合治理技术
对低产低效井成因类型（气井积液、气井堵塞、产能衰减）进行系统分析，在此基础上差异化开展复产类、稳产类、增产类措施，实现挖潜低产井、激活停躺井、治理积液井的目标，助力老区持续稳产。复产类措施主要包括：气井密闭抽汲排液技术、油管打孔复产工艺技术、储层解水锁技术、井筒及近井地带解堵技术、节流器打捞技术；稳产类措施主要包括：柱塞排水、气举排水、速度管柱排水、射流泵排水、泡沫排水；增产类措施主要包括：查层补孔、酸压酸洗、重复压裂等储层挖潜技术。
3.2 智能化排水采气技术
引入智能化技术，通过井下积液高度和压力大小两个变量对投放过程进行控制，在单片机使用下避免人工操作对于投放准确度的影响，实现了泡排剂的精准投放，提高了泡排剂的使用效率，减少了泡排剂投放的工作量，进而降低了成本。研究团队全力推进了排水采气由单一措施向复合措施、被动措施向进攻性措施、人工措施向智能化措施转变。
综上所述，本项目授权多实用新型及发明专利，发表多篇核心论文。项目成果为致密气高效开发提出了有效途径，已在延安气田推广应用，保障了陕北地区致密砂岩气藏的持续稳产，经济和社会效益显著。同时，本成果对于我国非常规油气资源高效开发具有广阔的推广前景。



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