CN113738352B - 一种非均质气藏识别方法 - Google Patents
一种非均质气藏识别方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113738352B CN113738352B CN202111138150.5A CN202111138150A CN113738352B CN 113738352 B CN113738352 B CN 113738352B CN 202111138150 A CN202111138150 A CN 202111138150A CN 113738352 B CN113738352 B CN 113738352B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- exploration
- acid
- well
- liquid
- gas
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 183
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 104
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 69
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 138
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 82
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 63
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 18
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 13
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 8
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 17
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 17
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 16
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 16
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 15
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 15
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 15
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 15
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 14
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 14
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 13
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 13
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 12
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 12
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 9
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 9
- -1 iron ion Chemical class 0.000 description 9
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 8
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 6
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 6
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 6
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 5
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 4
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 4
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 238000012669 compression test Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 2
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 2
- 229910052656 albite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 2
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YGANSGVIUGARFR-UHFFFAOYSA-N dipotassium dioxosilane oxo(oxoalumanyloxy)alumane oxygen(2-) Chemical compound [O--].[K+].[K+].O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O YGANSGVIUGARFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052627 muscovite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011028 pyrite Substances 0.000 description 2
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 2
- NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N pyrite Chemical compound [Fe+2].[S-][S-] NIFIFKQPDTWWGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011158 quantitative evaluation Methods 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000000889 atomisation Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910021386 carbon form Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000011234 economic evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000011164 primary particle Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
本发明属于气藏勘探技术领域，具体涉及一种非均质气藏识别方法。在未勘探打井的地区内，在满足条件的情况下依次布置三口勘探井，并对其进行压裂改造并生产天然气，最终根据三口勘探井的总累计产气量进行判断，在大于总累计产气量阈值的情况下将第一口勘探井、第二口勘探井和第三口勘探井围成的区域识别为含气区域。本发明根据非均质性的窄河道气藏储层岩石特性针对性的采取酸压改造方式并配合经济产能评价，在未勘探打井的地区内对地下可采气量进行评价，提高了气藏勘探开发评价选区准确性；并通过定量评价单井产量，为气藏勘探开发评价选区提供数据基础，提高勘探效率和产能并降低勘探成本。
Description
技术领域
本发明属于气藏勘探技术领域，具体涉及一种非均质气藏识别方法。
背景技术
旬宜探区位于鄂尔多斯盆地南部，烃源岩条件较好，上古生界水下分支河道发育，下古生界岩溶储层发育，周缘探井已取得突破，区内旬宜1井试获少量天然气，该区展现较大的勘探潜力。鄂南古生界以南部物源为主，目前中石化区块上古生界取得突破的主要是来自北部物源的气藏(以富县区块为主)，该区域上古生界整体属于三角洲沉积体系，处于陆相淡水—半咸水环境，发育水下分流河道和河口坝储集砂体，砂岩中少长石、多岩屑，填隙物含量高，指示其成熟度低，加之碎屑间线接触，各类孔隙度普遍在1％左右，造成物性整体偏低，形成低孔、低渗致密型储集层。但因储层砂岩少泥质充填物，原生粒间孔相对发育，非均质性最弱，且气藏连续性好，在研究区上古生界致密砂岩气藏中地质储量最丰富，超过5×1010m3，60％的气井能达到中高产，为区域求产的重要层位。该风险井区的钻探对认识整个南部物源的上古生界勘探潜力具有较大引领意义，一旦突破将带动整个探区的天然气勘探，将形成河南油田新的产能接替区。
授权公告号为CN106295210B的中国发明专利公开了一种开展储量空白带勘探潜力的定量评价方法及系统，该方法基于最真实可靠的井筒资料来进行数据计算与处理，最终计算得到储量空白带勘探潜力值，能够量化评价不同层系、不同油藏组合体储量空白带的勘探潜力。
授权公告号为CN105134159B的中国发明专利公开了一种适用于缝洞型碳酸盐岩储层的高效酸压方法，该方法针对不同类型的缝洞型碳酸盐岩储层计算其酸液用量，在保证酸压效果的前提下，首先泵注高浓度酸液，然后泵注非反应液体，为提高酸液利用效率，采用等时段四阶梯降排量的泵注方法，同时考虑储层中的残酸尽量返排回地面。该方法能有效减少酸液用量、提高裂缝远端的导流能力，降低缝洞型碳酸盐岩储层的酸压成本。
授权公告号为CN107060704B的中国发明专利公开了一种超临界CO2雾化深穿透酸压方法，该方法利用在酸压泵注过程中温度压力变化，由液态二氧化碳相变为超临界二氧化碳并与特种酸液形成雾化酸，形成酸蚀裂缝体系，采用深穿透酸液和高导流酸液分别进行中远井地带主干裂缝和近井地带主裂缝通道的酸蚀，建立高导流主干裂缝系统，从而形成复杂酸压裂缝体系，以增加酸液有效波及范围和酸蚀裂缝沟通地下裂缝或溶洞储集体的几率。
上述这些方法，分别对单独采用数学统计的方法描述勘探情况，或者对某种岩性的岩石采用酸压的施工方法进行了方法描述，但是目前缺少在未勘探打井地区内对气藏进行识别的方法。
发明内容
本发明提供了一种非均质气藏识别方法，用以提供一种在未勘探打井的地区内对地下气藏进行识别的方法。
为解决上述技术问题，本发明所包括的技术方案以及技术方案对应的有益效果如下：
本发明提供了一种非均质气藏识别方法，包括如下步骤：
1)在未勘探地区布置第一口勘探井，获取第一口勘探井储层的岩石理化参数，以从中挑选出第一优势层位；
2)对第一口勘探井的第一优势层位进行压裂改造，并下入生产管柱生产天然气；统计所述第一口勘探井在第一设定时间内的累计产气量：若第一口勘探井在第一设定时间内的累计产气量大于累计产气量阈值，则在第一口勘探井周围第一设定范围内布置第二口勘探井；
3)获取第二口勘探井储层的岩石理化参数，以从中挑选出第二优势层位；
4)对第二口勘探井的第二优势层位进行压裂改造，并下入生产管柱生产天然气；统计所述第二口勘探井在第二设定时间内的累计产气量：若第二口勘探井在第二设定时间内的累计产气量大于累计产气量阈值，则在第二口勘探井周围第二设定范围内布置第三口勘探井；
5)获取第三口勘探井储层的岩石理化参数，以从中挑选出第三优势层位；
6)对第三口勘探井的第三优势层位进行压裂改造，并下入生产管柱生产天然气；统计所述第一口勘探井、第二口勘探井、第三口勘探井在第三设定时间内的总累计产气量：若总累计产气量大于总累计产气量阈值，则将所述第一口勘探井、第二口勘探井和第三口勘探井围成的区域识别为含气区域。
上述技术方案的有益效果为：本发明在未勘探打井的地区内，在满足条件的情况下依次布置三口勘探井，并对其进行压裂改造并生产天然气，最终根据三口勘探井的总累计产气量进行判断，在大于总累计产气量阈值的情况下将第一口勘探井、第二口勘探井和第三口勘探井围成的区域识别为含气区域。该方法根据非均质性的窄河道气藏储层岩石特性针对性的采取酸压改造方式并配合经济产能评价，在未勘探打井的地区内对地下可采气量进行评价，提高了气藏勘探开发评价选区准确性；并通过定量评价单井产量，为气藏勘探开发评价选区提供数据基础，提高勘探效率和产能并降低勘探成本。实践可证实其勘探结果与预测结果相比，符合率达到85％以上，提高了储层内天然气动用程度，保障了勘探结果达到预测结果的符合率，具有较高的预测精度，节约了成本投资。
进一步的，为了准确确定优势层位以提高识别精度，所述岩石理化参数包括：裂缝发育程度、渗透率、孔隙度、可动流体饱和度、束缚流体饱和度、岩石的组分和岩石力学参数，所述岩石力学参数包括泊松比、杨氏模量、最大水平主应力、最小主应力、垂直主应力和最大主应力方向。
进一步的，步骤1)中挑选出的第一优势层位、步骤3)中挑选出的第二优势层位、以及步骤5)中挑选出的第三优势层位所满足的条件包括：岩石符合含有白色或灰色填充物的天然裂缝；渗透率满足0.1—0.5mD，孔隙度满足5—10％；可动流体饱和度满足10—20％，束缚流体饱和度满足80—90％；泊松比满足0.22—0.30，杨氏模量满足9×104—9.8×104MPa，最大水平主应力为0.022MPa/m，最小水平主应力为0.015MPa/m，垂直主应力为0.018MPa/m，最大水平主应力方向NE92°—100°。
进一步的，步骤2)中对第一口勘探井的第一优势层位进行压裂改造包括：依次泵注常规酸、前置液、多级酸压、闭合酸、顶替液；泵注所述前置液为依次泵注交联液、低粘原胶液、交联液、交联液、交联液、交联液；泵注所述多级酸压为依次泵注胶凝酸、交联液、交联液、胶凝酸、交联液、胶凝酸。其有益效果为：泵注预处理酸的目的，一方面可有效降低破裂压力及解除近井地带的污染物及堵塞；另一方面还具有控制初始裂缝高度的作用，可以防止因破裂压力过高致使裂缝造缝初期缝高在纵向过度延伸甚至失控。为了提高胶凝酸的酸蚀缝长，采用胶凝酸和交联液交替注入工艺，来提高酸液的酸蚀作用距离。
进一步的，步骤4)中对第二口勘探井的第二优势层位进行压裂改造包括：依次泵注常规酸、前置液、多级酸压、闭合酸、顶替液；泵注所述前置液为依次泵注交联液、交联液；泵注所述多级酸压为依次泵注胶凝酸、交联液、交联液、胶凝酸、交联液、胶凝酸。其有益效果为：泵注预处理酸的目的，一方面可有效降低破裂压力及解除近井地带的污染物及堵塞；另一方面还具有控制初始裂缝高度的作用，可以防止因破裂压力过高致使裂缝造缝初期缝高在纵向过度延伸甚至失控。为了提高胶凝酸的酸蚀缝长，采用胶凝酸和交联液交替注入工艺，来提高酸液的酸蚀作用距离。
进一步的，步骤6)中对第三口勘探井的第三优势层位进行压裂改造包括：依次泵注常规酸、前置液、多级酸压、闭合酸、顶替液；泵注所述前置液为依次泵注交联液、交联液；泵注所述多级酸压为依次泵注胶凝酸、交联液、胶凝酸、交联液、胶凝酸。
进一步的，步骤2)中，所述第一口勘探井周围第一设定范围为：在平面上，以第一口勘探井的井口为原点，以水平最大主应力方向为延长线，倾斜于最大主应力方向呈60度到30度，距离第一口勘探井井口1—5km内布置第二口勘探井井口；在纵向上，钻井深度范围选取钻深2700—4200m内，选取有连续油气显示的层位深度在2—12m范围内，间断油气显示的层位深度在12—22m范围内。
进一步的，步骤4)中，所述第二口勘探井周围第二设定范围为：在平面上，以第二口勘探井的井口为原点，以气层岩石的水平最大主应力方向为延长线，倾斜于最大主应力方向呈正负120度到90度，距离第二口勘探井井口5—10km内布置第三口勘探井井口；在纵向上，钻井深度范围选取钻深2900—4500m内，选取有连续油气显示的层位深度在2—12m内，间断油气显示的层位深度在12—22m内。
进一步的，为了提高返排率，减少酸压后残渣附着在岩石表面对裂缝导流能力的影响，在泵注前置液阶段，还拌注液氮。
附图说明
图1是本发明的非均质气藏识别方法的流程图；
图2是本发明的实例3中在不同排量下高低粘度前置液液体裂缝缝高对比图；
图3是本发明的实例3中泵注1—4级胶凝酸时气层裂缝缝长图；
图4是本发明的实例3中泵注1—4级胶凝酸时气层裂缝缝长压裂施工图。
具体实施方式
本发明提供了一种在未勘探打井的地区内，对地下可采气量进行评价。其勘探结果与预测结果相比，符合率达到85％以上，具有较高的预测精度，节约了成本投资。下面结合图1对本发明的一种非均质气藏识别方法进行详细说明。
步骤一，在未勘探地区布置第一口勘探井，测定第一口勘探井所取层位的岩石理化参数，并根据第一口探测井的岩石理化参数，从中挑选出第一优势层位。
选取钻井2500—4000m内，有连续油气显示的层位深度1—10m，间断油气显示的层位深度10—20m。层位中的岩石包括：泥岩、砂岩、灰岩、以及白云岩等。对每一种岩石岩性的鉴定方法，参照鉴定标准中华人民共和国国家标准《岩石分类与命名方案沉积岩岩石分类和命名方案》(GBT17412.2-1998)。将岩石制备成如下尺寸：长度为10cm、半径为2cm的圆柱形岩心柱，测定如下岩石理化参数：
1、裂缝发育程度。
裂缝发育程度可以采用肉眼观察或显微镜观察方法观察。采用肉眼观察，在有连续油气显示的层，间断油气显示的层位，选取含有天然裂缝岩心柱3—10条裂缝/柱。采用显微镜观察方法，天然裂缝中选取含有白色或灰色充填物岩柱。
2、岩石的渗透率和孔隙度。
渗透率和孔隙度的测定方法采用《SY/T 6385-2016覆压下岩石孔隙度和渗透率的测定方法》。测定岩石渗透率在0.1—0.5mD、孔隙度5—10％。
3、可动流体饱和度。
采用CT扫描饱和度方法测得可动流体饱和度。测定岩心中可动流体饱和度10—20％，束缚流体饱和度80—90％。
4、分析岩石的组成。
使用全岩分析和X射线定量分析岩石的组成。岩石符合含有白色或灰色充填物的天然裂缝，渗透率在0.1—0.5mD、孔隙度在5—10％的岩心柱。满足可动流体饱和度10—20％、束缚流体饱和度80—90％的条件后，进行岩石组分分析。
①泥岩中矿物组成中石英、钠长石、方解石、黄铁矿、白云石、粘土各组分所占的比例，以及其中的粘土中白云母、绿泥石、高岭石、蒙脱石各组分所占的比例。泥岩的较佳比例为：10—20％石英、5—10％钠长石、10—15％方解石、5—30％黄铁矿、40％—50％白云石、30％—40％粘土组分比例，且粘土的较佳比例为：80—85％白云母、10—20％绿泥石、5—20％高岭石、5—20％蒙脱石。
②砂岩组分比例。砂岩组分较佳比例为：灰色细砂岩的组分比例＞85％，浅灰色粉砂质泥岩中浅灰色粉砂质泥岩组分比例＞55％，泥质矿物含量＜45％。
③灰岩组分比例。对于灰色白云质灰岩，较佳比例为灰岩组分比例＞65％，白云岩组分比例＜35％。
④白云岩组分比例。对于灰色白云质灰岩，较佳比例为灰岩组分比例＞65％，白云岩组分比例＜35％。
5、测定岩石力学参数。
采用岩石三轴压缩强度法测定岩石力学参数。其中，使用三轴压缩试验测得的泊松比0.22—0.30，杨氏模量9×104—9.8×104MPa，最大水平主应力0.022MPa/m，最小水平主应力0.015MPa/m，垂直主应力0.018MPa/m。最大水平主应力方向NE92°—100°。
6、根据如下条件，评选第一优势层位。
1)岩石符合含有白色或灰色充填物的天然裂缝。
2)渗透率在0.1—0.5mD、孔隙度5—10％的岩心柱。
3)可动流体饱和度10—20％、束缚流体饱和度80—90％。
4)使用三轴压缩试验测得的泊松比0.22—0.30，杨氏模量9×104—9.8×104MPa，最大水平主应力0.022MPa/m，最小水平主应力0.015MPa/m，垂直主应力0.018MPa/m。最大水平主应力方向NE 92°—100°。
5)纵向上，＜20m储层范围内的泥岩、砂岩、灰岩、白云岩，岩性排布按照下列顺序排布：
①泥岩：砂岩：灰岩：白云岩。在储层范围内，累计各岩性岩石累计米数：5—10m，5—10m，5—10m，5—10m。
②泥岩：砂岩：灰岩或白云岩。在储层范围内，累计各岩性岩石累计米数：3—8m，7—10m，5—10m。
③泥岩：灰岩或白云岩。在储层范围内，累计各岩性岩石累计米数：4—8m，12—16m。
步骤二，从挑选出的第一优势层位对第一口探勘井钻遇层位进行压裂改造，并下入生产管柱生产天然气。
对步骤一中选取的优势层位进行酸压改造，具体步骤包括泵注预处理常规酸、前置液、多级酸压、闭合酸、顶替液。
1、泵注预处理常规酸。预处理常规酸的泵注体积为20—30m3，排量为1m3/min；其配方为：20％盐酸+2％酸化缓蚀剂+2％铁离子稳定剂+2％粘土稳定剂+0.5％助排剂。泵注预处理酸的目的为，一方面可有效降低破裂压力及解除近井地带的污染物及堵塞；另一方面还具有控制初始裂缝高度的作用，可以防止因破裂压力过高致使裂缝造缝初期缝高在纵向过度延伸甚至失控。
2、前置液阶段。该阶段按照交联液1、低粘原胶液2、交联液3、交联液4、交联液5、交联液6的顺序泵注，泵注体积比例分别为：20—30m3、80—90m3、10—20m3、10—20m3、15—20m3、15—20m3。
交联液1、交联液3、交联液4和交联液5的泵注排量为3—4m3/min，这么选择是因为低粘原胶液比果冻状交联液粘度低，低粘液体缝高更小，同时排量越低，缝高越小；其配方为：0.4％胍胶+0.05％氢氧化钠+2％氯化钾+0.2％助排剂+0.2％杀菌剂+0.5％起泡剂+0.4％有机硼交联剂；交联液3、4、5、6加入起泡剂，交联液1不加入起泡剂；在泵注交联液3阶段，加入砂液比为3—5％的70/140目陶粒，在泵注交联液5阶段，加入砂液比为3—5％的70/140目陶粒，其目的是为了封堵裂缝，降低液体滤失。
低粘原胶液2泵注排量为4—5.5m3/min，这么选择是因为采用低粘液体、小排量造缝(＜4m3/min)会导致液体滤失大，造缝不充分，以沟通天然裂缝；其配方为：0.15％胍胶+2％氯化钾+0.2％助排剂+0.2％杀菌剂+0.5％起泡剂，其粘度12—15mPa·s。
而且，为了提高返排率，减少酸压后残渣附着在岩石表面对裂缝导流能力的影响，在施工过程中的前置液阶段，全称伴注液氮提高返排压力并快速返排，液氮排量为0.2m3/min。
3、多级酸压阶段。按照胶凝酸1、交联液2、交联液3、胶凝酸4、交联液5、胶凝酸6顺序泵注，泵注体积比例分别为：90—100m3、40—50m3、30—40m3、80—90m3、60—70m3、70—80m3。
胶凝酸的排量为4—5.5m3/min；其配方为：20％盐酸+2％酸化缓蚀剂+2％铁离子稳定剂+2％粘土稳定剂+0.5％助排剂+0.8％胶凝酸稠化剂+0.5％起泡剂；胶凝酸1阶段加入0.5％起泡剂，其余胶凝酸阶段不加入起泡剂。
交联液的排量为5—5.5m3/min；其配方为：0.4％胍胶+0.05％氢氧化钠+2％氯化钾+0.2％助排剂+0.2％杀菌剂+0.5％起泡剂+0.4％有机硼交联剂；在交联液2阶段，加入砂液比为7—8％的70/140目陶粒，在交联液5阶段，加入砂液比为7—8％的70/140目陶粒，以支撑酸蚀裂缝，制造气体流出通道。
需说明的是，单独胶凝酸注入地层后，酸液与地层反应后形成酸蚀裂缝，造缝缝长较胶凝酸与交联液的组合造缝缝长短，为了提高胶凝酸的酸蚀缝长，故该步骤中采用胶凝酸和交联液交替注入工艺，来提高酸液的酸蚀作用距离。
4、泵注闭合酸阶段。在该阶段泵注常规酸，排量为1.5—2m3/min；其配方为：20％盐酸+2％酸化缓蚀剂+2％铁离子稳定剂+2％粘土稳定剂+0.5％助排剂。
5、泵注顶替原胶液阶段。泵注体积为地面到井底目的层一个油管的体积，其作用为冲洗油管井筒内的残余的酸液，避免酸液腐蚀管柱。
6、酸压后关井30min，保证酸液与地层岩石反应，形成较高的酸蚀裂缝导流能力，施工结束30min后开始放喷返排酸液，利用酸液与碳酸盐岩石反应形成CO2的自身能量，将地层内液体返排至地面。
7、下入生产管柱，生产天然气。
步骤三，根据第一口井压裂情况对层位进行评价，然后布置第二勘探井井位，并测其岩石理化参数，并从中挑选出第二优势层位。
1、第一口井酸压后，返排结束开始，开井生产一个月为止，统计其累计产气量：若该层累计产气量＞10×104m3/月，评价该层有开采价值，布置第二口勘探井；若产气量≤10×104m3，则评价该层无开采价值，停止勘探第二口井。
2、布置第二口勘探井时，在平面上，沿第一口勘探井的井口为原点，以水平最大主应力方向为延长线，倾斜于最大主应力方向呈正负60度到30度，距离第一口勘探井井口1—5km内，布置第二口探勘井井口；在纵向上，钻井深度范围选取钻深2700—4200m内，选取层位，有连续油气显示的层位深度2—12m，间断油气显示的层位深度12—22m。
3、按照同步骤一相同的方法测定第二口勘探井储层的岩石理化参数，从从中挑选出第二优势层位。第二优势层位具有如下特点：
①岩石符合含有白色或灰色充填物的天然裂缝。
②渗透率0.1—0.5mD、孔隙度5—10％的岩心柱。
③可动流体饱和度10—20％，束缚流体饱和度80—90％。
④使用三轴压缩试验测得的泊松比0.22—0.30，杨氏模量9×104—9.8×104MPa，最大水平主应力0.022MPa/m，最小水平主应力0.015MPa/m，垂直主应力0.018MPa/m。最大水平主应力方向NE 92°—100°。
⑤泥岩：砂岩：灰岩：白云岩。在储层范围内，累计各岩性岩石累计米数：2—3m，4—6m，2—3m，4—6m。
⑥泥岩：砂岩：灰岩或白云岩。在储层范围内，累计各岩性岩石累计米数：1—2m，2—3m，3—7m。
⑦泥岩：灰岩或白云岩。在储层范围内，累计各岩性岩石累计米数：2—3m，4—6m。
步骤四，从挑选出的第二优势层位对第二口探勘井钻遇层位进行压裂改造。
具体步骤包括泵注预处理常规酸、前置液、多级酸压、闭合酸、顶替液。
1、泵注预处理常规酸。预处理常规酸的泵注体积为10—20m3，排量为1m3/min；其配方为：15％盐酸+2％酸化缓蚀剂+2％铁离子稳定剂+1％氯化钾+0.5％助排剂。泵注预处理酸的目的为，一方面可有效降低破裂压力及解除近井地带的污染物及堵塞；另一方面还具有控制初始裂缝高度的作用，可以防止因破裂压力过高致使裂缝造缝初期缝高在纵向过度延伸甚至失控。
2、前置液阶段。按照交联液1、交联液2的顺序泵注，泵注体积比例分别为：50—60m3、30—40m3。
交联液1和交联液2的泵注排量为5—6m3/min；在泵注交联液2阶段，加入砂液比8％的100目陶粒，；其配方为：0.4％胍胶+0.05％氢氧化钠+2％氯化钾+0.2％助排剂+0.2％杀菌剂+0.5％起泡剂+0.4％有机硼交联剂。
而且，为了提高返排率，减少酸压后残渣附着在岩石表面对裂缝导流能力的影响，在施工过程中的前置液阶段，伴注液氮提高返排压力并快速返排，液氮排量为0.2m3/min。
3、多级酸压阶段。按照胶凝酸1、交联液2、交联液3、胶凝酸4、交联液5、胶凝酸6顺序泵注，泵注体积比例分别为：90—100m3、40—50m3、30—40m3、80—90m3、60—70m3、70—80m3。
交联液的排量为5—5.5m3/min；其配方为：0.4％胍胶+0.05％氢氧化钠+2％氯化钾+0.2％助排剂+0.2％杀菌剂+0.5％起泡剂+0.4％有机硼交联剂；在交联液2阶段，加入砂液比为7—8％的70/140目陶粒，在交联液5阶段，加入砂液比为7—8％的70/140目陶粒，其目的是支撑酸蚀裂缝，制造气体流出通道。
胶凝酸的排量为4—5.5m3/min；其配方为20％盐酸+2％酸化缓蚀剂+2％铁离子稳定剂+2％粘土稳定剂+0.5％助排剂+0.8％胶凝酸稠化剂+0.5％起泡剂；胶凝酸1阶段加入0.5％起泡剂，其余胶凝酸阶段不加入起泡剂。
需说明的是，单独胶凝酸注入地层后，酸液与地层反应后形成酸蚀裂缝，造缝缝长较胶凝酸与交联液的组合造缝缝长短。为了提高胶凝酸的酸蚀缝长，故该阶段采用胶凝酸和交联液交替注入工艺，来提高酸液的酸蚀作用距离。
4、泵注闭合酸。泵注常规酸，排量为1.5—2m3/min；其配方为：20％盐酸+2％酸化缓蚀剂+2％铁离子稳定剂+2％粘土稳定剂+0.5％助排剂。
5、泵注顶替原胶液阶段。泵注体积为地面到井底目的层一个油管的体积，其作用为冲洗油管井筒内的残余的酸液，避免酸液腐蚀管柱。
6、酸压后关井30min，保证酸液与地层岩石反应，形成较高的酸蚀裂缝导流能力，施工结束30min后开始放喷返排酸液，利用酸液与碳酸盐岩石反应形成CO2的自身能量，将地层内液体返排至地面。
7、下入生产管柱，生产天然气。
步骤五，根据第二口井压裂情况对层位进行评价，布置第三口勘探井井位，并测其岩石理化参数，从中挑选出第三优势层位。
1、第二口井酸压后，返排结束开始，开井生产一个月为止，统计其累计产气量：若该层累计产气量＞10×104m3/月，且第一口井酸压后，开井生产至第二口井生产满1个月时，若该层累计产气量＞30×104m3/月，评价该层有开采价值，继续布置第三口勘探井；不满足上述条件，则评价该层低效开采价值，停止勘探第三口井。
2、在平面上，沿第二口勘探井的井口为原点，以气层岩石的水平最大主应力方向为延长线，倾斜于最大主应力方向呈正负120度到90度，距离第二口勘探井井口1—5km内，布置第三口探勘井井口；在纵向上，钻井深度范围选取钻深2900—4500m内，选取层位，有连续油气显示的层位深度2—12m，间断油气显示的层位深度12—22m。
3、钻探第三口探勘井，按照同步骤一的方法测定第三口勘探井储层的岩石理化参数，以从中挑选出第三优势层位。选取参数为：为酸压改造目标气层进行施工。
步骤六，从挑选出的第三优势层位对第三口探勘井钻遇层位进行压裂改造。
具体步骤包括泵注预处理常规酸、前置液、多级酸压、闭合酸、顶替液。
1、泵注预处理常规酸。泵注体积为10—20m3，排量为1m3/min；其配方为：15％盐酸+2％酸化缓蚀剂+2％铁离子稳定剂+1％氯化钾+0.5％助排剂。
2、泵注前置液阶段。按照交联液1、交联液2的顺序泵注，体积比例分别为：30—60m3、10—40m3泵注。
交联液1、2的泵注排量3—3.5m3/min，交联液2砂液比6％的70/140目陶粒。
在前置液阶段，全程拌注液氮，液氮排量为0.2—0.5m3/min。
3、泵注多级酸压阶段。按照胶凝酸1、交联液2、胶凝酸3、交联液4、胶凝酸5顺序泵注，体积比例分别为30—40m3、20—30m3、20—40m3、10—20m3、10—20m3。其中该阶段的排量：4-4.5m3/min。
胶凝酸的配方为：20％盐酸+2％酸化缓蚀剂+2％铁离子稳定剂+2％粘土稳定剂+0.5％助排剂+0.8％胶凝酸稠化剂++0.5％起泡剂；胶凝酸1阶段加入0.5％起泡剂，其余胶凝酸阶段不加入起泡剂。
交联液的配方为：0.4％胍胶+0.05％氢氧化钠+2％氯化钾+0.2％助排剂+0.2％杀菌剂+0.5％起泡剂+0.4％有机硼交联剂。
4、泵注闭合酸阶段。泵注常规酸，排量1.5—2m3/min；常规酸液配方为：20％盐酸+2％酸化缓蚀剂+2％铁离子稳定剂+2％粘土稳定剂+0.5％助排剂。
5、泵注顶替原胶液阶段。泵注体积为地面到井底目的层一个油管的体积，其作用为冲洗油管井筒内的残余的酸液，避免酸液腐蚀管柱。
6、酸压后关井30min，保证酸液与地层岩石反应，形成较高的酸蚀裂缝导流能力，施工结束30min后开始放喷返排酸液，利用酸液与碳酸盐岩石反应形成CO2的自身能量，将地层内液体返排至地面。
7、下入生产管柱，生产天然气。
步骤七，对该钻遇层位进行评价，并在满足条件的情况下将第一口勘探井、第二口勘探井和第三口勘探井所围成的区域识别为含气区域。
将三口勘探井开采的气藏作为一个井组单元，若6个月内一个井组累计产气量＞100×104m3，评价为该井组气藏具有经济开采价值，可以以3口井为单位，继续循环在该地进行勘探，以三口井口为三个点，以直线连接，围成的三角形，为该区域的含气区域；若6个月内一个井组累计产气量≤100×104m3，评价为该井组气藏不具有经济开采价值。
下面将上述介绍的非均质气藏识别方法应用于具体的实例中，以说明该方法的有效性。
实例1：针对某地区A区块，某地区1井的马六层(2987—2991m)、某地区2井的马六层(3005—3021m)、某地区3井的马六层(3052—3071m)，这三个优势层位的岩性不同，其泵注程序分别如表1、2、3所示。实施前后单井效果对比如表10所示，从该表可以看出，实施后多方面均得到了提升。
实例2：针对旬某地区B区块，某地区1井的盒5层(2990—2998m)、某地区2井的盒5层(3002—3018m)、某地区3井的盒5层(3041—3061m)，这三个优势层位的岩性不同，其泵注程序分别如表4、5、6所示。实施前后单井效果对比如表10所示，从该表可以看出，实施后多方面均得到了提升。
实例3：针对某地区C区块，某地区1井的盒4层(2992—3002m)、某地区2井的盒4层(3020—3038m)、某地区3井的盒4层(3098—3111m)，这三个优势层位的岩性不同，其泵注程序分别如表7、8、9所示，最终在不同排量下高低粘度前置液液体裂缝缝高对比图如图2所示，泵注1—4级胶凝酸时气层裂缝缝长图如图3所示，压裂施工图如图4所示，实施前后单井效果对比如表10所示，从该表可以看出，实施后多方面均得到了提升。其中，表1、4、7对应一个层位，采用一种相近岩性的泵柱程序，同理，表2、5、8采用一种相近岩性的泵柱程序，表3、6、9采用一种相近岩性的泵柱程序。
表1某地区1井的马六层泵注程序(2987—2991m)
表2某地区2井的马六层泵注程序(3005—3021m)
表3某地区3井的马六层泵注程序(3052—3071m)
表4某地区1井的盒5层泵注程序(2990—2998m)
表5某地区2井的盒5层泵注程序(3002—3018m)
表6某地区3井的盒5层泵注程序(3074—3081m)
表7某地区1井的盒4层泵注施工表(2992—3002m)
表8某地区2井的盒4层泵注施工表(3050—3060m)
表9某地区3井的盒4层泵注施工表(3098—3111m)
/>
表10按照本发明方法实施后单井效果对比表
整体来看，本发明提供了一种在未勘探打井的地区内，对地下可采气量进行评价的方法，其勘探结果与预测结果相比，符合率达到85％以上，具有较高的预测精度，节约了成本投资。而且，提供一种低孔隙度、低渗透率、低地层压力、非均质沉积的地层条件下，针对不同岩性的酸压施工方法，提高了储层内天然气动用程度，保障了勘探结果达到预测结果的符合率。
而且，该方法重点考虑了三角洲沉积相气藏非均质强，地层压力系数0.73—0.88，压力系数偏低、低孔隙度、低渗透率的三低地层。由于三角洲沉积相，分为分流河道微相，决口扇微相等，平面上，气藏成藏不连续，气藏分布规律不明确，地下岩石致密，加砂困难，因此采用酸液破裂—低粘造缝—高粘降滤造缝—酸压刻蚀—高粘封堵—酸压交替—加砂支撑—酸压交替—闭合酸蚀—顶替—停泵压降的技术方案，扩大地下气藏的改造体积，使得更大范围的低空低渗气藏内天然气被释放，同时注入氮气，和酸液与地下的碳酸盐岩石反应后生成的二氧化碳，帮助地下酸液返排至地面，减少下液体对地层的伤害。地层产气量经济评价相结合，建立了一种非均质气藏识别方法，具有较高的实用价值。利用该方案实现了渭北油田旬邑区块风险勘探气藏的可采气量认识，加强了无效、低效层位的认识，减少无效投资，为油田节约了大量的投资。
Claims (7)
1.一种非均质气藏识别方法，其特征在于，包括如下步骤：
1)在未勘探地区布置第一口勘探井，获取第一口勘探井储层的岩石理化参数，以从中挑选出第一优势层位；所述岩石理化参数包括：裂缝发育程度、渗透率、孔隙度、可动流体饱和度、束缚流体饱和度、岩石的组分和岩石力学参数，所述岩石力学参数包括泊松比、杨氏模量、最大水平主应力、最小主应力、垂直主应力和最大主应力方向；
2)对第一口勘探井的第一优势层位进行压裂改造，并下入生产管柱生产天然气；统计所述第一口勘探井在第一设定时间内的累计产气量：若第一口勘探井在第一设定时间内的累计产气量大于累计产气量阈值，则在第一口勘探井周围第一设定范围内布置第二口勘探井；
3)获取第二口勘探井储层的岩石理化参数，以从中挑选出第二优势层位；
4)对第二口勘探井的第二优势层位进行压裂改造，并下入生产管柱生产天然气；统计所述第二口勘探井在第二设定时间内的累计产气量：若第二口勘探井在第二设定时间内的累计产气量大于累计产气量阈值，则在第二口勘探井周围第二设定范围内布置第三口勘探井；
5)获取第三口勘探井储层的岩石理化参数，以从中挑选出第三优势层位；
6)对第三口勘探井的第三优势层位进行压裂改造，并下入生产管柱生产天然气；统计所述第一口勘探井、第二口勘探井、第三口勘探井在第三设定时间内的总累计产气量：若总累计产气量大于总累计产气量阈值，则将所述第一口勘探井、第二口勘探井和第三口勘探井围成的区域识别为含气区域；
步骤1)中挑选出的第一优势层位、步骤3)中挑选出的第二优势层位、以及步骤5)中挑选出的第三优势层位所满足的条件包括：岩石符合含有白色或灰色填充物的天然裂缝；渗透率满足0.1—0.5mD，孔隙度满足5—10％；可动流体饱和度满足10—20％，束缚流体饱和度满足80—90％；泊松比满足0.22—0.30，杨氏模量满足9×104—9.8×104MPa，最大水平主应力为0.022MPa/m，最小水平主应力为0.015MPa/m，垂直主应力为0.018MPa/m，最大水平主应力方向NE92°—100°。
2.根据权利要求1所述的非均质气藏识别方法，其特征在于，步骤2)中对第一口勘探井的第一优势层位进行压裂改造包括：依次泵注常规酸、前置液、多级酸压、闭合酸、顶替液；泵注所述前置液为依次泵注交联液、低粘原胶液、交联液、交联液、交联液、交联液；泵注所述多级酸压为依次泵注胶凝酸、交联液、交联液、胶凝酸、交联液、胶凝酸。
3.根据权利要求1所述的非均质气藏识别方法，其特征在于，步骤4)中对第二口勘探井的第二优势层位进行压裂改造包括：依次泵注常规酸、前置液、多级酸压、闭合酸、顶替液；泵注所述前置液为依次泵注交联液、交联液；泵注所述多级酸压为依次泵注胶凝酸、交联液、交联液、胶凝酸、交联液、胶凝酸。
4.根据权利要求1所述的非均质气藏识别方法，其特征在于，步骤6)中对第三口勘探井的第三优势层位进行压裂改造包括：依次泵注常规酸、前置液、多级酸压、闭合酸、顶替液；泵注所述前置液为依次泵注交联液、交联液；泵注所述多级酸压为依次泵注胶凝酸、交联液、胶凝酸、交联液、胶凝酸。
5.根据权利要求1所述的非均质气藏识别方法，其特征在于，步骤2)中，所述第一口勘探井周围第一设定范围为：在平面上，以第一口勘探井的井口为原点，以水平最大主应力方向为延长线，倾斜于最大主应力方向呈60度到30度，距离第一口勘探井井口1—5km内布置第二口勘探井井口；在纵向上，钻井深度范围选取钻深2700—4200m内，选取有连续油气显示的层位深度在2—12m范围内，间断油气显示的层位深度在12—22m范围内。
6.根据权利要求1所述的非均质气藏识别方法，其特征在于，步骤4)中，所述第二口勘探井周围第二设定范围为：在平面上，以第二口勘探井的井口为原点，以气层岩石的水平最大主应力方向为延长线，倾斜于最大主应力方向呈正负120度到90度，距离第二口勘探井井口5—10km内布置第三口勘探井井口；在纵向上，钻井深度范围选取钻深2900—4500m内，选取有连续油气显示的层位深度在2—12m内，间断油气显示的层位深度在12—22m内。
7.根据权利要求2、3或4所述的非均质气藏识别方法，其特征在于，在泵注前置液阶段，还拌注液氮。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111138150.5A CN113738352B (zh) | 2021-09-27 | 2021-09-27 | 一种非均质气藏识别方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111138150.5A CN113738352B (zh) | 2021-09-27 | 2021-09-27 | 一种非均质气藏识别方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113738352A CN113738352A (zh) | 2021-12-03 |
| CN113738352B true CN113738352B (zh) | 2024-05-10 |
Family
ID=78741420
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111138150.5A Active CN113738352B (zh) | 2021-09-27 | 2021-09-27 | 一种非均质气藏识别方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113738352B (zh) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2380728C1 (ru) * | 2008-06-24 | 2010-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Горизонт" | Способ выбора оптимального положения бокового ствола скважины |
| CN101937108A (zh) * | 2009-07-03 | 2011-01-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低渗碎屑岩油气藏储量确定方法 |
| CN103256046A (zh) * | 2013-04-28 | 2013-08-21 | 北京大学 | 非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法及装置 |
| CN104965979A (zh) * | 2015-06-16 | 2015-10-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种致密砂岩有效储层识别方法 |
| CN107808068A (zh) * | 2017-10-25 | 2018-03-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于致密砂岩气藏高产富集评价的方法 |
| CN110568160A (zh) * | 2019-10-09 | 2019-12-13 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 一种油气储层岩石的综合评价方法及装置 |
| AU2020101583A4 (en) * | 2020-07-31 | 2020-09-10 | China University Of Geosciences, Beijing | A Method for Shale Gas Reservoirs Exploration and its System |
| RU2745640C1 (ru) * | 2020-07-28 | 2021-03-29 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах |
-
2021
- 2021-09-27 CN CN202111138150.5A patent/CN113738352B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2380728C1 (ru) * | 2008-06-24 | 2010-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Горизонт" | Способ выбора оптимального положения бокового ствола скважины |
| CN101937108A (zh) * | 2009-07-03 | 2011-01-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低渗碎屑岩油气藏储量确定方法 |
| CN103256046A (zh) * | 2013-04-28 | 2013-08-21 | 北京大学 | 非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法及装置 |
| CN104965979A (zh) * | 2015-06-16 | 2015-10-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种致密砂岩有效储层识别方法 |
| CN107808068A (zh) * | 2017-10-25 | 2018-03-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于致密砂岩气藏高产富集评价的方法 |
| CN110568160A (zh) * | 2019-10-09 | 2019-12-13 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 一种油气储层岩石的综合评价方法及装置 |
| RU2745640C1 (ru) * | 2020-07-28 | 2021-03-29 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Способ разработки газовых залежей в низкопроницаемых кремнистых опоковидных коллекторах |
| AU2020101583A4 (en) * | 2020-07-31 | 2020-09-10 | China University Of Geosciences, Beijing | A Method for Shale Gas Reservoirs Exploration and its System |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 陈永波等.岩性油气藏关键技术攻关与应用研究――以准噶尔盆地准东阜11井区为例.地球物理学进展.2012,27(04),第1598-1608页. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113738352A (zh) | 2021-12-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103089228B (zh) | 一种泥质白云岩地面交联酸携砂酸压方法 | |
| CN101699026B (zh) | 一种低渗透油藏微生物采油方法 | |
| CN110397428A (zh) | 一种直井与u型对接井联合开采煤层气的驱替煤层气增产方法 | |
| CN109577929B (zh) | 一种超低渗致密油藏水平井建立有效驱替的定量评价方法 | |
| CN109838223A (zh) | 一种深层复杂页岩气的体积压裂方法 | |
| CN107780913B (zh) | 一种水平井筒穿越多层的常压页岩气体积压裂方法 | |
| CN103161434A (zh) | 一种页岩气等低渗透油气藏开采方法 | |
| CN109424347A (zh) | 一种常压深层页岩气体积压裂方法 | |
| CN106651158B (zh) | 一种超低渗致密油藏水平井注水开发见效程度定量评价方法 | |
| CN112253071A (zh) | 一种致密砂岩储层预处理解堵增容压裂设计方法 | |
| CN114135265B (zh) | 一种海上油田低渗储层低成本高效改造工艺方法 | |
| Zhang et al. | Geological and engineering controls on the differential productivity of CBM wells in the Linfen block, southeastern Ordos Basin, China: Insights from geochemical analysis | |
| O'Neill | Fahud field review: a switch from water to gas injection | |
| CN113738352B (zh) | 一种非均质气藏识别方法 | |
| RU2524703C1 (ru) | Способ разработки мелких нефтяных залежей | |
| CN112324413B (zh) | 一种提高注入井注入量的化学施工方法 | |
| CN102268963B (zh) | 基岩裂隙地层混合钻进成井工艺 | |
| CN111561314B (zh) | 一种天然气水合物开采稳定性评价方法 | |
| Goldbrunner | Hydrogeology of deep groundwaters in Austria | |
| CN110067555A (zh) | 碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定方法和装置 | |
| RU2264533C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти в карбонатном или терригенном пласте с развитой макротрещиноватостью | |
| CN111322054A (zh) | 一种砂岩油藏在化学驱阶段三三结合挖潜优化开采方法 | |
| CN114510757B (zh) | 一种循缝找洞的酸压改造工艺方法 | |
| Rausch et al. | Case history of successfully water flooding a fractured sandstone | |
| CN102943654A (zh) | 利用高含co2气藏提高高含烃气藏采收率的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |