塔里木盆地库车坳陷深层大气田气水分布与开发对策

库车坳陷深层碎屑岩气田是近年来塔里木盆地天然气勘探开发的热点,该类气田具有储量规模大、埋藏深、高温高压、区块间裂缝发育差异大、边底水普遍存在等特点。气藏非均匀水侵导致气井产能快速下降,严重制约气田开发效果,是目前气田高效开发面临的普遍难题。从静态气水分布、微观水侵机理和动态水侵评价入手,系统建立了气水分布描述、水侵规律和控水开发技术对策为一体的静动态评价技术。研究认为,库车坳陷深层大气田气水分布受基质物性和缝网发育共同控制,气水分布模式可划分为两类:薄气水过渡带型(含基质物性好型和裂缝特别发育型两个亚类)和厚气水过渡带型。气水分布和裂缝发育的差异性,直接导致了气田水侵部位与水侵动态特征的不同,表现为3种水侵类型:边底水整体抬升侵入型、边底水沿微细裂缝带锥进型和边底水沿大裂缝纵窜型。基于不同气水分布模式及水侵动态,提出了构造高部位布井避水、降速控压控水和边部水淹井强排等开发技术对策,为塔里木盆地库车深层大气田的高效开发和调整提供技术支撑,并为国内同类气田的开发提供借鉴。     

超深层裂缝性致密砂岩气藏试井特征及认识——以塔里木盆地克深气田为例

塔里木盆地克深气田由多个超深层裂缝性致密砂岩气藏构成,具有埋藏深、压力高、基质致密、裂缝发育及边底水普遍存在等特点,各气藏的储量规模、气水分布及储层裂缝发育情况均存在一定差异.该类气藏的试井曲线表现出与常规认识明显不同的特征,如何通过这些试井特征来深化储层认识并指导开发技术对策的制定是提高其开发效果所面临的重要问题.从全气藏关井压力恢复试井曲线特征分析着手,明确该类气藏典型试井特征及影响因素,对比克深气田各气藏储层裂缝模式及发育程度的差异,提出3方面开发技术对策.研究认为:①压力导数曲线后期一般存在明显直线段特征,测试期间(少于300 h)未出现明显的系统径向流特征或出现很晚以及表皮系数较大是塔里木盆地克深气田这类超深层裂缝性致密砂岩气藏较为典型的试井特征;②基质致密、大裂缝发育是试井曲线未出现系统径向流(或出现很晚)及大表皮系数特征的主要因素;③在排除边界影响后,压力导数曲线直线段斜率可以部分表征储层裂缝模式及发育程度,当直线段斜率接近1/2时,储层大裂缝发育、密度较低、连续性相对较差,当直线段斜率接近1时,储层大裂缝发育、密度较高且连续性相对较好;④针对克深气田,提出构造高部位集中布井、优化储层改造规模、控制气藏采气速度、及时优化单井配产及差异性控、治水等开发技术对策,并明确了对于不同裂缝模式及发育程度气藏相应对策的差异.通过研究明确了克深气田试井特征,深化了各气藏储层的认识,并提出了相应开发技术对策,为该气田后期开发调整提供技术支撑,并可以为国内同类气藏的开发提供借鉴.     

裂缝型凝析气藏的动态储量和水侵量计算研究

针对存在活跃边、底水的裂缝型低含凝析油的凝析气藏,基于物质平衡原理,考虑基质和裂缝的 压缩系数、不同束缚水饱和度,建立具有水侵作用的裂缝型凝析气藏的物质平衡方程,并引入弹性储容比 参数,提出了一种计算裂缝型底水凝析气藏动态储量和水侵量的简便方法。研究表明,利用仅考虑单一孔 隙介质的视地质储量法和视地层压力法计算气藏的储量,结果均偏大,而考虑双重孔隙介质的新方法能 较准确地计算气藏的地质储量和水侵量。     

鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏成藏特征

榆林气田和子洲气田是位于鄂尔多斯盆地东部的2个地质储量均超过1 000×108 m3的上古生界大气田,二叠系山西组2段是榆林—子洲气田的主力产层.鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏烃源岩在区域上呈广覆式分布,成熟度高;储层致密,源储近邻,生储盖组合关系良好;存在众多小型岩性圈闭群,圈闭界限不明显,很难判断气藏的边界;全区大面积含气,区域上没有明显的气水倒置现象,砂体连通性差、非均质性强,不存在明显的边底水;气水分布复杂、分异不明显,现今构造对于气水分布及产出基本不起控制作用;气藏的成藏富集主要受烃源岩的生烃强度,储层物性及有效砂体厚度联合控制.通过研究气藏的成藏特征、天然气成藏富集规律,表明鄂尔多斯盆地榆林—子洲地区山2气藏符合准连续型气藏“储层致密,主要为源外成藏、近源储集,天然气呈准连续分布,圈闭介于有形与无形之间”的特征.     

千米桥潜山凝析气藏地质特征

千米桥潜山凝析气田是我国东部地区近年发现的大型气田。千米桥潜山凝析气藏是一个以中高凝析油含量和饱和型凝析气藏为主体的复合气藏。该气藏的构造为道冲构造侵蚀而成的残丘山,储集体为奥陶系碳酸盐岩溶蚀缝洞孔体系,流体呈层状分布(集中分布于奥陶系峰峰组和上马家沟组上段)。千米桥潜山凝析气藏温度高,压力系统正常,处于封闭水文地质体系中(无活跃边、底水),具有弹性气驱生产特征。     

鄂尔多斯盆地低丰度大型岩性气田成藏机理——以榆林气田为例

鄂尔多斯盆地二叠系发育一系列低丰度大型岩性气田。对其中榆林气田形成机理的研究表明,大型平缓构造背景下,河流-三角洲砂体与烃源岩大面积分布且呈"三明治"式间互接触,为低丰度大型气田提供了成藏条件;区域性构造抬升剥蚀和大面积薄层致密砂岩储集层是导致榆林气田储量低丰度的根本原因;低丰度大型岩性气田的"甜点"主要受控于输导体系的质量,尤其在厚层带状砂体—裂缝型输导体系发育区,天然气富集程度高。利用流体包裹体、天然气组分等地球化学资料结合盆地构造-沉降演化将榆林气田形成划分为3个阶段:早中侏罗世,早期生烃侵位与储集层物性改造阶段;早白垩世,成藏要素达到最大优化配置,岩性气藏形成阶段;晚白垩世至现今,构造抬升与大面积薄层致密砂岩储集层有效耦合使气田保存至今成为低丰度大型气田阶段。     

中原油田低渗凝析气藏开发成功

低渗凝析气藏的有效开发是国内外气田开发的难题之一。中原油田相继探明了白庙、桥口、濮67气藏等深层凝析气藏，其天然气储量占全油田已探明气层气地质储量的42．3％。这些气藏是典型的深层低渗凝析气藏，具有储量埋藏深、物性差、气层变化快、凝析油含量变化大、地露压差小、高温、高压等复杂的地质特征，开发难度较大，投产气井普遍存在单井产能低、产量递减快、稳产基础薄弱、气井易积液等问题。研究建立了较准确的地质模型、优化压裂液体系和裂缝参数等10多个方面的研密成果和技术创新点.     

致密砂岩气藏单井动用地质储量和技术可采储量计算方法——以鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏为例

鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏储集层致密,气藏单元内不同部位的含气饱和度具有明显差异,含气规律复杂,气藏压力系统不统一,储量分布整体非均质性较强。与常规砂岩气藏的地质特征和开发特征比较,鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系致密砂岩气藏开发时存在启动压力梯度,单井动用地质储量和单井储量动用半径随井底压力的降低而增大;生产至废弃压力时,单井动用地质储量和单井储量动用半径达到最大值。根据上述认识,通过分析致密砂岩气藏开发时储量的分布规律,建立启动压力梯度条件下的物质平衡方程,得到累计产量与井底压力的关系式,进一步分析了2种求取启动压力梯度的方法。在此基础上,提出致密砂岩气藏单井动用地质储量和单井技术可采储量的计算方法,为致密砂岩气藏开发井网优化提供理论基础。为了便于应用,改进理论计算方法,提出单井动用地质储量简化算法,对未开发区块井网部署具有参考价值。     

含层间水和凝析水气藏物质平衡方程的建立与应用

目前部分低渗气藏虽然不存在边底水,但存在大面积分布的成藏滞留层间水和凝析水,定容封闭气藏物质平衡方程计算储量精度不够,难以指导气田的整体部署与动态预测。为准确计算地质储量,建立了考虑层间水及凝析水气藏的物质平衡新方程,并针对不考虑束缚水和岩石形变、不考虑岩石形变和凝析水以及不考虑岩石形变和产水三种情况进行了方程的简化与求解,增强了新方程的可操作性。实例应用结果表明新的物质平衡方程的储量计算符合气田开发实际。     

中国海上气田开发与提高采收率技术

中国海上目前在生产气田共计有30个、气井总数为288口，主要分布在莺歌海盆地、琼东南盆地、珠江口盆地、东海陆架盆地和渤海湾盆地。海上气田的勘探成本、工程建造成本、钻完井和生产操作费用均较高，加之开发调整及生产措施实施难度大，因而陆上气田开发采用的相关方法和技术在海上推广应用便受到诸多限制。为了提高中国海上气田开发的效益，有必要归纳和总结我国海上气田在开发技术与提高天然气采收率技术方面的研究成果与实施经验。按照气藏特点，将中国目前的海上气田分为凝析气藏、低渗透气藏、边底水气藏、高温高压含酸气气藏、深水气藏等5种类型；在此基础上，对其地质特征、开发特点及存在的问题分别进行了探讨；进而结合典型案例对各类气藏的配套开发技术与提高天然气采收率技术及实施经验进行了总结；最后对中国海上天然气开发技术的发展方向及潜力给予了展望。     

致密气核磁共振测井观测模式及气水弛豫分析——以四川盆地为例

四川盆地致密储层岩性、储集类型复杂,隐蔽性与非均质性强,气水关系难以准确评价。核磁共振测井方法可以解决常规测井的多解性问题,实现对储层流体性质的准确评价。为此,针对该盆地致密储层特征,开展核磁共振测井观测模式对比分析,依据不同观测模式的核磁共振测井信息,结合试验井测试资料,优选了核磁共振测井观测模式;进而以岩石弛豫特征和气水弛豫特征为理论基础,对已测试的致密储层T_2气水弛豫特征进行分析,剖析致密储层受孔隙度、孔径尺寸、流体性质等因素影响的T_2横向弛豫分布谱。研究结果认为:(1)D9TWE3为四川盆地致密储层最合适的核磁共振测井观测模式;(2)储层致密化是致密碎屑岩储层气水弛豫分布特征的主要影响因素,致密砂岩储层气水弛豫分布特征为天然气的T_2弛豫时间比水的T_2弛豫时间长;(3)缝洞型碳酸盐岩储层气水弛豫分布特征为气层的T_2分布谱右峰靠前、水层的T_2分布谱右峰靠后。结论认为,所形成的四川盆地致密砂岩储层和碳酸盐岩储层的T_2气水弛豫判别标准,能有效甄别出孔隙度介于4%~10%的致密储层流体性质,为四川盆地致密储层的气水识别、天然气储量计算、产能建设提供了技术支撑。     

塔里木盆地克深气田成藏条件及勘探开发关键技术

克深气田位于塔里木盆地库车坳陷中部,是继克拉2气田之后发现的又一大型气田。自2008年获得重大突破以来,克深气田相继发现了克深2、克深5和克深8等一批大—中型气藏,这些气藏具有超深、高压—超高压、特低孔和中—低渗等特征,其天然气地质储量达万亿立方米,建成产能近100×10⁸m³,是塔里木盆地的天然气主力产区。克深气田位于库车坳陷克拉苏构造带的叠瓦逆冲构造中,其结构包括由盐上顶蓬构造、塑形流变的盐岩以及盐下断背斜构造群构成的大型楔形冲断体。克深气田的白垩系巴什基奇克组三角洲砂岩广泛分布,与上覆古近系巨厚膏盐层形成优越的储-盖组合;深层三叠系—侏罗系的油气沿喜马拉雅晚期成排成带的断裂体系垂向运移,沿盐下储集层内的裂缝体系横向输导,从而形成背斜、断背斜型高压油气藏群。复杂山地三维地震采集处理、挤压型盐相关构造建模和裂缝型低孔砂岩储层评价等技术为克深气田勘探目标的落实奠定了基础;高温高压超深层低孔砂岩气藏测井采集与评价、裂缝型低孔砂岩气藏高效开发等技术为克深气田的高效勘探开发和快速上产提供了技术保障。     

全球碳酸盐岩大油气田分布特征及其控制因素

碳酸盐岩大油气田是以碳酸盐岩为主要储层的一类油气田。据不完全统计,截至2012年底,世界上共发现了1021个大型油气田,其中碳酸盐岩大油气田321个。运用统计分析、资源评价、沉积学等方法理论分析了其中226个主要碳酸盐岩大油气田的地理位置、层系分布、储层规模与埋深及圈闭类型等。分析表明,碳酸盐岩储层主要分布于波斯湾盆地、墨西哥湾盆地、锡尔特盆地、滨里海盆地、美国阿拉斯加北坡、二叠盆地、四川盆地和塔里木盆地等;其中的油气资源主要集中在上古生界、侏罗系、白垩系、古近系和新近系。碳酸盐岩大油气田类型主要为生物礁类、颗粒滩类、白云岩类和不整合与风化壳类,通常规模较大,埋深一般小于3000m,埋深较大的主要为白云岩和超压石灰岩。通过对碳酸盐岩大油气田的分布特征和成藏研究,发现碳酸盐岩大油气田的现今地理位置与垂向分布受控于碳酸盐岩的平面与地层分布,古气候、古纬度控制了烃源岩的生成和碳酸盐岩的发育,古构造及其演化控制了碳酸盐岩的储层规模及油气富集程度,沉积成岩作用控制了碳酸盐岩大油气田的储集性能,有利的生储盖配置是碳酸盐岩大油气田形成的关键。     

克拉2煤成大气田开发模式与开发关键技术

克拉2气田是世界少见的大型整装超高压干气气藏,开发难度非常大,经过攻关研究初步形成了此类气藏少井高产的气藏开发理念,即主力开发井采用177.8 mm(7 in)油管生产,充分利用地层能量.研究中运用储集层横向预测技术及沉积相等资料建立了克拉2气田巨厚砂岩储集层精细三维地质模型,并利用此模型对超高压气藏的开发机理进行了研究.超高压气藏产能评价不能忽略上覆压力对岩石变形的影响,动态储量计算需采用超高压有水气藏的物质平衡方程方法,而采用常规简单压降法计算的超高压有水气藏储量是实际动态储量的1.5～2.1倍.针对超高压气藏井口压力恢复曲线后期异常下降的情况,建立了利用温度场校正井口压力的方法,经过检验结果是可信的.     

胜利油田稠油未动用储量评价及动用对策

胜利油田稠油资源丰富,经过多年技术攻关和开发建设,仍有近3.20×108t探明储量未得到有效动用.为实现不同类型稠油未动用储量的有效开发,系统分析了储量特点及开发难点,将其划分为敏感稠油、深层低渗稠油、特超稠油、边底水稠油和超薄层稠油5种类型,综合应用物理模拟、数值模拟、室内实验等方法,制订了不同类型未动用储量的开发对...     

塔里木盆地喜马拉雅晚期油气藏调整与改造

为理清塔里木盆地油气分布规律,对喜马拉雅晚期构造运动背景下塔里木盆地油气藏的调整与改造进行分析.塔里木盆地油气成藏过程受喜马拉雅运动影响十分强烈,主要发生了物理调整和化学改造两方面的次生作用:一方面由于地层的翘倾和圈闭的调整,早期形成的油气藏发生侧向长距离运移和垂向渗漏再聚集;另一方面巨厚的地层沉积加速了有机质的热演化,生成大量裂解气,天然气侵入早期油藏导致油气性质发生重大改变,重质油、轻质油、蜡质油、凝析气等各种类型的油气形成并分布在同一区域.喜马拉雅晚期油气藏的物理调整和化学改造作用导致塔里木盆地横向上大面积油气差异分布,纵向上多层系含油、但油气性质各异的复杂格局.     

中国大气田科学开发的内涵

大气田是指天然气探明地质储量超过300×10~8 m~3、天然气峰值年产量在10×10~8 m~3以上且具有一定稳产期的气田。其是中国天然气储产量快速增长和未来长期稳定发展的重要基础,也是保障我国供气安全的关键。通过对国内外260余个大气田开发实践的系统分析和典型气田的解剖模拟,综合研究了大气田科学开发的内涵、核心技术以及全生命周期指标体系。大气田科学开发的内涵包括:①提出以"识别水、控制水、治理水"为技术体系的天然气开发理念,即常规气田"控水开发"、非常规气田人工压裂"注水开发",根据气藏类型和气藏特征,确定合理的采气速度;②综合评价气田开发经济效益和社会效益,保障气田长期稳产;③根据气井生产特征和储层发育特征,选取适用的气田稳产方式;④依据对常规与非常规气藏不同开发阶段的精细描述、气藏开发特征和生产动态的监测,确定气田可采储量、气田水与人工注水开发规律、气田提高采收率技术对策、气田效益稳产期与发展战略。大气田科学开发的核心技术包括:规模优化技术、科学布井技术、均衡开采技术和深度挖潜技术。进而综合优选出产量、压降、采出程度、单位压降产量等多个参数作为评价大气田科学开发的关键指标,建立了高压、低渗透—致密、裂缝—孔隙型和页岩气等4类气藏的全生命周期指标体系。结论认为,该研究成果有助于指导不同类型大气田的科学开发,进一步促进我国天然气产业的快速发展。     

沁水盆地煤岩储层特征及有利区预测

沁水盆地是世界上储量较大的高煤阶煤层气田之一，由于该区煤岩储层的研究仍相对薄弱，煤层气的商业性开发至今未取得实质性的突破。重点描述了该区煤岩储层的宏观煤岩类型、显微组分含量、割理发育特征、孔隙结构类型、物性特征、吸附与解吸性能等，分析了对煤层气井产能的主要影响因素。采用模糊物元分析方法，对沁水盆地煤层气高产富集区进行了预测，优选出阳泉-寿阳、长子-屯留、沁水北-安泽和阳城北4个最具潜力的高产有利区，为沁水盆地煤层气后续大规模的开发指明了方向。     

致密砂岩储层孔隙结构对渗流特征的影响——以四川盆地川西地区上侏罗统蓬莱镇组储层为例

致密砂岩储层孔隙结构复杂、非均质性强,其渗流特征较之于常规砂岩储层存在着较大差异。为此,以四川盆地西部地区上侏罗统蓬莱镇镇组致密砂岩储层为研究对象,基于物性、压汞、核磁等实验数据,在分析储层孔隙结构的基础上,结合相渗实验和可视化微观驱替模型,模拟油气成藏与开发过程中不同类型孔隙结构致密砂岩储层的渗流特征及气、水两相运移机理和分布状态。研究结果表明:1不同孔隙结构储层的气体前缘推进特征均出现类似于树杈状的黏性指进现象,储层孔隙结构越好,束缚水饱和度越低,束缚水状态下的气相相对渗透率越大,气藏更易被开发;2开发后期残余气主要以绕流、卡断以及孔隙盲端等方式形成的封闭气存在于储层中;3不同类型储层的气、水两相相对干扰均较强,生产过程中容易产生气、水同出的现象;4封闭气的存在会严重降低气井产量,而水相的存在则会极大地降低气相相对渗透率,导致低渗透致密砂岩含水气藏后期产水严重,开发难度大,采出程度低,进而严重影响到气井的有效开发生产。     

徐深气田火山岩气藏开发早期试井评价

近年来松辽盆地北部深层徐家围子断陷天然气勘探取得了重大突破,2005年徐深气田提交天然气探明地质储量1 018.68×10⁸m³。为搞好徐深气田火山岩气藏的开发工作,应用气井产能测试及压力恢复试井等资料的解释分析,对徐深气田火山岩气藏进行早期评价。建立气井产能方程,初步确定火山岩气藏气井产量和无阻流量差异较大,气藏模型类型复杂多样,储层平面分布范围有限,多数压裂井附近存在不流动边界,因此,单井合理配产和控制边底水采出是高效开发徐深气田的重要手段。