火山岩气藏储集空间类型的动态描述及开发对策

徐深气田火山岩储层的储集空间是火山喷发期和后喷发期,在一系列成岩作用的影响下形成的系列孔隙、裂缝的组合.火山岩储层总体以低孔、低渗的基质为主,但在基质之中也分散着一些高孔渗体及天然裂缝,而且部分区域高孔渗体呈现连续性分布,复杂的储集空间类型使得气井动态具有多样性.采用现场动态测试资料,应用试井解释结合动态分析等技术,描...     

白云岩与砂岩致密储集体质量的差异性

白云岩与砂岩致密储集体质量参数为随机分布的连续谱系，孔隙结构、物理参数复杂多变，表征难度较大。基于铸体薄片、压汞、核磁共振、孔隙度和渗透率等测试技术，结合大量天然气勘探开发实际资料，采用统计分析对比方法，重点讨论了储层质量宏观与微观参数特征。结果表明，白云岩与砂岩致密储集体质量参数具有正态分布特征，是一种金字塔数据结构，常规储层比例一般为15%~20%，是砂岩或白云岩致密储层的“甜点”；致密砂岩储层微观孔隙发育，孔、喉连通性较好，分布比较均匀，储层孔、渗关系较好，表现为相对高孔和低渗；白云岩致密储层质量尽管具有孔、喉连通性差和孔、渗关系较差的不利因素，但也具有相对高渗、低束缚水饱和度、低排驱压力及裂缝网络发育等有利因素，天然气渗流能力较好，勘探开发潜力较大。我国发育碳酸盐岩沉积，应加强致密白云岩气藏成藏条件研究与勘探。     

松辽盆地徐深气田火山岩气藏储量动用及开采特征

大庆徐深气田火山岩天然气储量占到已开发地质储量的90.8%,是气田最主要的供气保障。随着开发的深入,火山岩气藏在产能与动态储量特征认识面临新的问题,影响气田的长远发展。从储层特征着手,结合气藏开发实践,多方法综合运用,阐述了火山岩气藏井控动态储量特点、增储方向、采收率特征、气井渗流以及产能特征。结论认为:①火山岩储层基质致密,其间分布高、低孔渗的储渗结构天然裂缝发育,可通过压裂缝沟通周围的孔隙和天然裂缝,形成相对高渗的主流区,主流区周围是以致密基质为主的补给区;②开发后先动用主流区储量,再逐步动用补给区储量,井控动态储量逐步增加;③压裂改造以后,在主流区提高了气井的初期产能,但补给区是气井长期的物质保障,当补给区补给量增加到最大能力后,将逐步下降,改善补给区致密基质渗透性有提高产能和增加采收率作用。     

致密火山岩储层水平井压裂参数优化与现场试验

致密火山岩储层天然裂缝发育差,低孔、低渗、致密、非均质性强,需要应用水平井大规模分段压裂工艺实现有效开发。随着储层物性变差,可缩小压裂裂缝间距保持单井产量;为明确最优改造裂缝间距与施工规模,基于储层孔渗特征、相渗特征、流动特征的认识以及不同裂缝间距压裂产生的干扰,确定致密火山岩储层最优改造裂缝间距。应用压裂后分段产气监测,认识分段产量与改造规模关系,明确致密火山岩储层最优改造规模,有效指导压裂方案优化,提高设计针对性与开发效益。     

不同岩性储层的微观孔隙特征

油气藏储层的微观孔隙结构特征与分布规律决定了储层的储集能力、渗流能力以及渗流机理与渗流规律,储层岩性不同其对应的微观孔隙结构特征与分布规律一般也存在较大的差别,储层的开发动态其实就是微观孔隙渗流特征的宏观体现。通过运用压汞实验与核磁共振实验测试技术,重点研究了低渗砂岩、火山岩和碳酸盐岩储层的微观孔隙大小、数量、结构和分布规律及其与宏观孔、渗物性参数的对应关系。研究结果显示3种不同岩性储层的微观孔喉分布规律差异明显:低渗砂岩储层孔喉发育、数量多,大孔喉占比多,连通性好,分布均匀,是典型的中孔-中喉型储层;火山岩储层孔喉更加发育、数量更多,大孔喉占比少,连通性较好,但分布不均,是典型的小孔-细喉型储层;碳酸盐岩基质储层孔喉极不发育、数量很少,且集中分布在大、中孔区间,含有少量溶蚀孔洞,连通性差,是典型的大孔-细喉型储层。该研究成果可以合理解释不同岩性储层的储渗能力及其对应的气井生产动态与开发效果,对于油气藏合理有效开发具有重要的理论指导与实践意义。     

长岭断陷火山岩储层形成及控藏作用

长岭断陷火山岩厚度大,岩石类型多,相态类型齐全,储层发育。火山岩储层不受埋深限制,在深断陷具有良好储集能力,高孔低渗、低孔高渗特色明显;储集空间类型以气孔、溶蚀孔隙及与裂缝的组合为主,裂缝的存在改善了储层的渗流能力;储层类型以双孔双渗为主,少数具有似均质渗流等特征。火山岩优质储层的形成受多重因素控制,有利相带是火山岩储层发育的基础,构造运动是储层形成的关键,风化淋滤及溶解作用是优质储层形成的重要条件。发育在断裂带附近构造高部位的火山机构成藏条件较为有利。      

不同基质-裂缝耦合模式下致密油生产动态特征

针对致密油生产动态特征复杂、单井产能差异大的特点,基于不同孔缝介质并存的致密油储层特征,研究多重介质耦合下的流动机理,结合地震解释、测井分析和岩心薄片等静态资料,基于裂缝类型、尺度和发育程度的变化,将致密油储层储渗模式划分为多级裂缝-孔隙型、大裂缝-孔隙型、微裂缝-孔隙型和孔隙型4种类型,不同储渗模式具有不同的孔缝介质组合类型,表现出不同的渗流特征和产能特征。利用油藏工程和数值模拟方法,结合动、静态资料,揭示出各类储渗模式下油井的生产动态特征。对比分析得出,只有当不同尺度的大裂缝和微裂缝组成复杂缝网时,储层出油能力最强。针对不同储渗模式,应采用合适的储层改造方式,使天然裂缝与人工压裂裂缝形成缝网,有效沟通基质,在增加初期产量和产量规模的同时,增大基质的动用程度,提高致密油采出程度。     

徐深气田A区块火山岩气藏开发动态特征

徐深气田中的A区块是中国较早系统开发的火山岩气藏,正确认识其动态特征是开发好气藏、保障平稳供气的关键.运用气藏工程、不稳定试井、生产统计等手段,从气井的井控区域流动特征、生产流动状态、生产动态特征、地层压力变化特点以及产水特征等方面总结了A区块火山岩气藏的开发动态特征.气井井控区域的物质基础以连续分布的低孔渗为主,流动几何形态主要为线性流动;气井定产量生产中不易进入拟稳态,生产流动状态主要为不稳定状态;气井井底流压与地层压力下降幅度不一致,一般流压的递减率高于地层压力的递减率,许多井呈现间歇生产特点;各个井区受到物性、连通性差异的影响,在控制储量、产量水平上差异大,采出程度各不相同,导致地层压力变化不均衡;气井生产中普遍产水,依据出水来源划分为边底水、凝析水以及可动水等3种出水类型.     

火山岩气藏不同储渗模式下的非线性渗流机理

利用恒速压汞、核磁共振及岩心驱替实验结果,分析火山岩气藏非线性渗流机理.根据储集空间和喉道的组合方式,结合生产动态特征,将火山岩储集层划分为气孔型、粒间孔型、微孔型及裂缝-溶蚀孔型4种储渗模式.滑脱效应和应力敏感性影响火山岩气藏渗流特征,粒间孔型储集层滑脱效应较弱,气孔型滑脱效应中等,微孔型滑脱效应最明显;不同储渗模式下的应力敏感性差异较大,裂缝-溶蚀孔型应力敏感性最强,气孔型次之,粒间孔型较弱.结合生产动态,建立了火山岩气藏多重介质的“接力”排供气机理概念模型:高产稳产阶段,大孔大缝供气,气井单井产量高,该阶段以压差作用为主;产量递减阶段,中孔小缝供气,该阶段以压实作用为主;低产稳产阶段,小孔微缝供气,该阶段以渗吸和扩散作用为主.图9表4参15     

基于数字岩心建立的评价碳酸盐岩完整孔喉结构的方法 ——以川西北栖霞组为例

川西北栖霞组气藏属于超深层海相碳酸盐岩气藏,其开发成本巨大,急需准确评价储层的孔喉结构并明确该区块的生产能力,但碳酸盐岩储层孔喉结构具有多样性和多尺度性,目前缺乏准确评价其完整孔喉结构的有效手段。为此,结合数字岩心和高压压汞法优点,建立了评价碳酸盐岩微米-厘米级孔喉结构的方法,并利用室内渗流实验验证了该方法的准确性。结果表明:(1)利用数字岩心法定量表征岩样表面溶洞和大孔隙,校正高压压汞法得到的毛管压力曲线,弥补了高压压汞法测试尺度局限,可准确评价碳酸盐岩微米-厘米级孔喉结构。(2)用该方法评价碳酸盐岩完整孔喉结构,孔洞型和裂缝-孔洞型岩样的孔喉分布范围和分选系数均增大,裂缝-孔洞型岩样双重孔隙特征和储渗能力优势显著,与岩石基础物性更加吻合。川西北栖霞组储层的完整孔喉结构具备气井高产稳产的基础,寻找裂缝发育区是该区块气井高产的关键。     

油藏渗流地球物理新方法探索

老油田进入高含水开发阶段后,随着注水倍数即PV（Pore Volume）的增加,油藏储层物性如孔隙度、渗透率、泥质含量等均随之发生改变,导致渗流场发生变化,剩余油分布预测更为困难,难以给出提高采收率的针对性措施。为此,提出油藏渗流地球物理新方法。通过分析不同注水倍数下储层孔隙度、实际油藏不同开发阶段泥质含量、剩余油饱和度等的变化,论证了发展油藏渗流地球物理技术的可行性和必要性,并形成了一套技术流程,即在岩石物理实验基础上,应用时移地震、时移VSP、时移电磁、生产测井、多域试井等地球物理技术研究油藏渗流场,最终建立多维油藏渗流地球物理地质模型,反映油藏渗流变化。油藏渗流地球物理技术是油藏地球物理技术的延续和提升,将在老油田渗流场重构、提高采收率方面发挥重要作用。     

牛东火山岩油藏废弃压力研究

分析了米采液指数与储层物性之间的关系,物性越好,产液能力越强。根据储层物性和含水采用油藏分析法计算了不同类型储层在不同含水阶段的油井废弃压力,采用Petrel软件建立不同油井模型,并在不同模型方式下,对废弃压力进行了模拟,与其它类似油藏进行了对比。对于一定类型储层,含水越高,废弃压力越高;在一定含水阶段,储层物性越差,废弃压力越高。     

不同类型典型碳酸盐岩气藏开发面临问题与对策

中国碳酸盐岩气藏主要分布在塔里木、四川和鄂尔多斯盆地,碳酸盐岩气藏开发面临着储层非均质性强、预测难度大、流体性质及分布复杂、单井产量差异大、稳产难度大等难题。立足于中国碳酸盐岩气藏的开发实践,可将中国碳酸盐岩气藏划分为：缝洞型、礁滩型、风化壳型以及层状白云岩型4种类型。不同类型碳酸盐岩气藏在储集空间、储层成因、开发特征等方面存在很大差异,气藏特征的差异导致不同类型碳酸盐岩气藏面临不同的开发难题。以中国目前正在开发的4个典型碳酸盐岩气藏为例研究不同类型气藏开发面临的问题,并在此基础上提出了典型气藏开发的解决对策,从而为不同类型碳酸盐岩气藏实现“规模建产、高效开发”提供技术支撑。     

安达凹陷深部火山岩气藏控制因素及勘探方法

安达凹陷气源充足,营城组火山岩储层发育,为近期重点勘探区.为高效勘探安达凹陷火山岩气藏,文中从烃源岩、构造、火山喷发间歇期不整合面、储集层性能4方面分析火山岩气藏的形成特点.综合分析认为,在有效烃源岩分布范围内,凹陷西部火山岩不同期次顶面、构造相对高部位、爆发相火山岩发育岩性-构造气藏;凹陷东部远火山口溢流相火山岩不同期次顶面普遍发育岩性气藏.结合凹陷东西两带不同的气藏特征,总结出西部爆发相火山岩岩性-构造气藏以直并钻探,东部溢流相火山岩岩性气藏采用先直井求产,气藏发现后用水平井提高产能的“相定井型,先直后平”的效益勘探方法.     

断陷盆地油藏单元分析方法及勘探开发意义

断陷盆地具有典型复式油气聚集特征，同一构造单元上同层系油气藏多藏伴生、成因复杂、认识难度大。传统油藏研究通常以层系或油组为对象，多藏笼统分析，用构造模式认识油藏，造成岩性地层等复杂类型油气藏地质认识存在误区，制约了勘探发现。油藏单元分析方法在理论上突破了经典石油地质理论中圈闭概念的束缚，提出了油藏单元的新概念。以油藏单元为对象开展研究，精细解剖复式油藏，能够准确揭示不同类型油藏的成因机制和富集规律。冀中坳陷大王庄构造带的应用实例表明，油藏单元分析方法使油藏特征和成藏认识发生了重大变化，岩性油藏成因机制和主控因素研究取得了重要进展，"相构配置、满盆成藏"是岩性油藏基本的成因模式，岩性油藏在盆地内不同部位广泛分布。根据新的成藏认识指导大王庄构造带精细勘探获得重大突破，使一个勘探开发40余年的老油田重新焕发青春。这一研究成果不仅对准确认识复杂类型油气藏、丰富完善油气聚集理论具有重要意义，同时探索出了一种成熟探区岩性油藏勘探新思路。     

渤海湾盆地侵入岩-外变质带油气藏类型及成藏条件

侵入岩－外变质带油藏是渤海湾盆地不容忽视的隐蔽油藏类型。在大量的侵入岩体中，只有侵入岩厚度大于15m，具有有效裂缝带发育、直接嵌置或紧邻成熟烃源岩的（超）浅成侵入岩，以及分布在同生断层附近的、潜山裂缝发育带中的脉岩具备有利成藏条件。侵入岩裂缝储层的形成可能来自构造断裂作用、晚期岩浆底辟或刺穿，或者构造差异升降；不同的裂缝发育机理决定了不同的油藏分布特征。在侵入岩相邻的碎屑岩地层中可能伴生岩浆底辟（或刺穿），或侵入岩侧向遮挡成因的地层油气藏以及变质热液成因的CO2气藏。这些侵入岩－外变质带油藏主要分布在渤海湾盆地陆上探区的砂三段、海域（包括滩海）的沙一段成熟烃源岩中；具有中生界深断裂背景的第三系控洼断层是寻找脉岩油藏的有利地区。     

长岭凹陷深层成藏主控因素及勘探方向分析

长岭凹陷深层勘探程度低、勘探潜力大,其油气成藏受多种因素制约,对其成藏主控因素的分析是下部勘探突破的关键。通过对以往勘探成果的分析认为基底断裂的主控作用明显,不仅控制了二级构造带和大型隆起、背斜构造的形成和分布,同时控制了该地区两大类油气藏即断层-岩性油气藏和火山岩油气藏的形成和分布;火山岩储层是深层的主要储层,是深层油气聚集的主要场所;深层成岩作用使砂岩储层和火山岩储层的储集性能分异明显,降低了砂岩储层的孔渗性,却保持了火山岩储集体的储集性能。     

断陷盆地油藏单元分析方法及勘探开发意义

断陷盆地具有典型复式油气聚集特征,同一构造单元上同层系油气藏多藏伴生、成因复杂、认识难度大。传统油藏研究通常以层系或油组为对象,多藏笼统分析,用构造模式认识油藏,造成岩性地层等复杂类型油气藏地质认识存在误区,制约了勘探发现。油藏单元分析方法在理论上突破了经典石油地质理论中圈闭概念的束缚,提出了油藏单元的新概念。以油藏单元为对象开展研究,精细解剖复式油藏,能够准确揭示不同类型油藏的成因机制和富集规律。冀中坳陷大王庄构造带的应用实例表明,油藏单元分析方法使油藏特征和成藏认识发生了重大变化,岩性油藏成因机制和主控因素研究取得了重要进展,"相构配置、满盆成藏"是岩性油藏基本的成因模式,岩性油藏在盆地内不同部位广泛分布。根据新的成藏认识指导大王庄构造带精细勘探获得重大突破,使一个勘探开发40余年的老油田重新焕发青春。这一研究成果不仅对准确认识复杂类型油气藏、丰富完善油气聚集理论具有重要意义,同时探索出了一种成熟探区岩性油藏勘探新思路。     

轮南地区碳酸盐岩油气藏类型对地层水特征的控制作用

轮南油田下古生界中奥陶统碳酸盐岩油气藏地层水的产出较为普遍,但地层水的性质及分布规律均有明显的差异。其中轮古7、轮古2井区距天窗区较近,上奥陶统剥蚀殆尽,属风化壳油气藏;而轮古东井区中奥陶统储层上覆多套上奥陶统碳酸盐岩,为埋藏型油气藏。研究区地层水的差异主要体现为风化壳油气藏与埋藏型油气藏中地层水的差异,同时随油气藏埋深加大、上覆盖层增多变厚而呈现规律性的变化。相对来讲,风化壳油气藏中的地层水具有更高的矿化度、氯离子浓度、氯溴比及锶同位素值,同时具有明显偏轻的氢、氧同位素值。不同类型油气藏,尤其是盖层差异所导致的地层水溶解过程、混合作用及水岩作用等方面的差异是导致地层水特征变化的影响因素。     

油藏地球化学在新站油气藏评价中的应用

在简要介绍了新站油气田地质特征的基础上 ,应用油藏地球化学参数探讨了油气运移方向及油藏的连通性 ,得出新站黑帝庙、葡萄花油气藏内部纵向上同一油层不同砂岩组之间相互分隔 ;平面上同一断块油层连通性好、不同断块油层分隔性强及油气藏成因具有多期次性的结论 ,这一结论对于新站油气藏的有效开发具有重要的指导意义