异常高压气藏开发若干问题

异常高压气藏开发若干问题第1页，课件共44页，创作于2023年2月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。第2页，课件共44页，创作于2023年2月

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。第3页，课件共44页，创作于2023年2月

（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。第4页，课件共44页，创作于2023年2月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（MPa）/0.01×油气藏相应深度（m）其值为1.0－为正常压力，2.31－为异常高压（超高压）上限。纯水密度1g/cm3井下液柱压力梯度0.0101MPa/m（0.433psi/ft）盐水密度1.07g/cm3井下液柱压力梯度0.0108MPa/m（0.465psi/ft）原油密度0.8g/cm3井下液柱压力梯度0.0080MPa/m（0.346psi/ft）天然气密度0.1g/cm3井下液柱压力梯度0.0010MPa/m（0.043psi/ft）饱和水的沉积岩石密度为2.3g/cm3（墨西哥湾）岩层压力梯度为0.0233MPa/m（1psi/ft）在气藏工程计算中，压力梯度小于0.0136MPa/m(0.6psi/ft)，可忽略异常高压影响。第5页，课件共44页，创作于2023年2月（2）异常高压发生区间0.0101－0.0233MPa/m（0.433－1.0psi/ft）бt＝P＋бeбt－静岩层压力，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、бt均不能直接测量。第6页，课件共44页，创作于2023年2月4）分类我国标准Exxon公司标准地层压力系数(MPa/m)气藏分类＜0.90.9～＜1.31.3～＜1.8≥1.8低压常压高压超高压地层压力系数(MPa/m)气藏分类＜1.01.0～＜1.271.27～＜1.501.50～＜1.731.73～＜1.96低压常压过渡带高压超高压第7页，课件共44页，创作于2023年2月

1）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640－800km，宽40－130km。2异常高压的起因主要起因第8页，课件共44页，创作于2023年2月

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1.69，油气界面处为1.04，油水界面处为1.02。第9页，课件共44页，创作于2023年2月（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：

a.应力积累与释放为主的构造作用

b.溶蚀、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：

a.原油裂解成气为代表的油气演化作用

b.地温场背景第10页，课件共44页，创作于2023年2月2）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巨厚的沉积物第11页，课件共44页，创作于2023年2月（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。第12页，课件共44页，创作于2023年2月

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104.44℃（相当于3050m深度）时发生。第13页，课件共44页，创作于2023年2月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。第14页，课件共44页，创作于2023年2月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。第15页，课件共44页，创作于2023年2月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。104mg/L的NaCl溶液的含盐量差会产生10.6MPa量级的异常压力，但它不会超过0.0139MPa/m的压力梯度。所以渗透压力不会影响高水平的异常高压。第16页，课件共44页，创作于2023年2月小结

1.与地层沉积和欠压实有关的异常高压在持续沉降的盆地中，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。

第17页，课件共44页，创作于2023年2月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。第18页，课件共44页，创作于2023年2月

2.与构造作用有关的异常高压

在地层沉积后，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。第19页，课件共44页，创作于2023年2月

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。第20页，课件共44页，创作于2023年2月

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。第21页，课件共44页，创作于2023年2月

（1）在压降曲线上，在P/z－Gp图上，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（Ossum）NS2B气藏容积法算储量34×108m3，按压降法第一直线段外推储量62×108m3，为容积法储量的1.82倍。②美国凯詹（Cajum）气藏容积法算储量133×108m3，按压降法第一直线段外推储量192×108m3，为容积法储量的1.44倍。③美国安德逊（Anderson）“L”气藏容积法计算储量19.32×108m3，按压降法第一直线段外推储量30.24×108m3，为容积法储量的1.57倍。第22页，课件共44页，创作于2023年2月

④美国米奥珊（Miocene）气藏

容积法计算储量4.5×108m3，按压降法第一直线段外推储量13.44×108m3，为容积法储量的2.99倍。在中、低压气藏中，气体压缩系数很大，在常压下Cg＝177×10－4MPa－1

（250×10－6psi－1）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＞42.55MPa（6000psi）后Cw＝2.3×10－4MPa－1

（3×10－6psi－1）Cf＝10.64×10－4MPa－1

（15×10－6psi－1）Cg＝18.44×10－4MPa－1

（26×10－6psi－1）水和地层岩石压缩系数在压力＞56.73MPa（8000psi）后，会对气藏开发动态中起重要作用。第23页，课件共44页，创作于2023年2月

（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。第24页，课件共44页，创作于2023年2月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。第25页，课件共44页，创作于2023年2月（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。第26页，课件共44页，创作于2023年2月

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。第27页，课件共44页，创作于2023年2月

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、T增加而变化，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。第28页，课件共44页，创作于2023年2月4开发实例4.1我国克拉2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。第29页，课件共44页，创作于2023年2月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13.6％，平均渗透率55.7md，物性好；（4）含气面积47.1km2，气层厚度525m（三维地震资料）；（5）探明地质储量2800×108m3，储量丰度最高53.2×108m3/km2；（6）单井产量高200×104m3/d以上，KL203井实测生产压差4.7MPa；（7）原始地层压力74.35MPa，压力系数1.95－2.2，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。第30页，课件共44页，创作于2023年2月

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KL203、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第31页，课件共44页，创作于2023年2月3）三维地震采集处理与解释根据1×0.75km二维地震资料提高了克拉2气田2500×108m3探明地质储量，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48km2（二维），48.6km2（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。第32页，课件共44页，创作于2023年2月

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（E11k）②下第三系底砂岩＋白垩系巴什基奇克组（E12k＋k1bs），主力层为k1bs，又可分Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ段③白垩系巴西盖组（k1b）第33页，课件共44页，创作于2023年2月孔隙类型和孔隙结构，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13.6％，下第三系砂砾岩段和巴什基奇克组渗透率0.1－1000md，平均55.7md，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。第34页，课件共44页，创作于2023年2月5）地质建模用GeoFrameProperty3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CaCl2型，总矿化度11.58－16.58×104mg/L（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。第35页，课件共44页，创作于2023年2月（4）边水、底水能量分析测井解释底水层渗透率低（0.42－8.8md），9个水层射开程度15－63％，单位厚度米采水指数0.1041m3/d·MPa·m。由于KL－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。第36页，课件共44页，创作于2023年2月7）产能评价（1）KL201、203分层段和长井段修正等时试井，KL205回压试井。（2）产能特点①实测产量高，qAOF大18层段，打开程度0.35－22％qAOF＞100×104m3/d有9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qAOF＝333×104m3/d；Ⅰ段为174×104m3/d；Ⅱ、Ⅲ段为19×104m3/d。第37页，课件共44页，创作于2023年2月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73.45MPa↓10MPa时：①主要储层孔隙度由1↓0.96较差储层孔隙度由1↓0.93②主要储层渗透率由1↓0.88较差储层渗透率由1↓0.70总体影响不大③地层压力由73.45MPa↓37.18MPa产能降低14.6％地层压力由73.45MPa↓10MPa产能降低18.23％第38页，课件共44页，创作于2023年2月（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Pi＝74.35MPa，Tf＝100℃，饱和水蒸气2.64g