地球化学指纹技术在油气藏连通性及配产研究中的应用——以涠洲12-1油田和东方1-1气田为例

气相色谱指纹及碳同位素指纹分析是近几年发展起来的一种油藏地球化学研究方法。该方法通过分析原油的全烃气相色谱指纹化合物组成或者天然气碳同位素组成的变化规律示踪油藏储层的连通性 ,精确计算多层混采中不同单层的产量贡献以及监测产量随时间的变化。文中利用原油全烃气相色谱指纹及天然气碳同位素指纹技术 ,结合高分辨率地震资料和油层压力测试数据 ,对北部湾盆地涠洲 12 1油田北块及莺歌海盆地东方 1 1气田储层连通性进行了研究 ,并依据不同油气层的全烃气相色谱指纹或碳同位素指纹的差异 ,对涠洲 12 1油田中块 Ⅳ、Ⅵ 油组及东方1 1气田 Ⅱ下 、Ⅲ 气组混层开采的产量分配进行了计算 ,从而为上述两油 (气 )田的生产井网部署以及生产后期开采方案的调整提供了参考依据     

东方1-1气田开发地震技术的应用

位于莺歌海盆地中央的东方1-1气田受海上作业条件限制,部署的井位数量相对较少,井控范围大,对地震资料的依赖度高。为达到高效开发气田的目的,针对其储层复杂、非均质性强的特点,利用有色反演技术结合倾角切片等资料进行了多体构造分析及砂体精细描述,并利用时频三原色信息来指导隔、夹层的准确雕刻,最终实现了对该气田储层空间几何形态的精细描述;同时,利用叠后资料地震属性及地质综合资料,进行了相控储层预测,结合叠前弹性反演、吸收等信息对储层的物性变化及含气性进行了预测。研究成果对该气田开发井位部署、地质储量的确定等方面起到了重要作用,并由此建立起了一套适应莺歌海盆地储层评价、气田开发的地球物理技术系列。     

地球化学指纹技术在油气藏连通性及配产研究中的应用——以涠洲12-1油田和东方1-1气田为例

气相色谱指纹及碳同位素指纹分析近几年发展起来的一种油藏地球化学研究方法。该方法通过分析原油的全烃气相色谱指纹化合物组成天然气碳同位素组成的变化规律示踪油藏储层的连通性，精确计算多层混采中不同单层的产量贡献以及监测产量随时间的变化。中利用原同全烃气气相色谱指纹及天然气碳同位素指纹技术，结合高分辨率地震资料和油层压力测试数据，对北部湾盆地涠洲12－1油田北块及莺歌海盆地东方1－1气田储层连通性进行了研究，并依据不同油气层的全烃气相色谱指纹或碳同全位素指纹的差异，对涠洲12－1油田中块Ⅳ，Ⅵ油组及东方1－1气田Ⅱ下，Ⅲ气组混层开采的产量分配进行了计算，从而为上述两油（气）田的生产井网部署以及生产后期开采方案的调整提供了参考依据。     

尾管固井和水平井筛管联作技术在东方1-1气田的应用

莺琼盆地东方1-1气田B7hSa井是中海石油（中国）有限公司湛江分公司所钻的一口目的层埋藏较浅的浅层水平井,该井的作业过程比较复杂：Φ311.15 mm第二次开钻,第一个井段钻到目的层顶部后,由于地层的物性较差,打水泥塞回填整个井眼后,重新侧钻了第二个Φ311.15 mm井眼,造成井眼轨迹变化大,摩阻扭矩大;后续的Φ244.5 mm套管没有下到井底,留下677 m的 “口袋”,而在2 930～3 015 m井段存在一个必封的水层。后续经过广泛的技术咨询,结合项目的实际情况,决定采用水平井筛管顶部加尾管,对尾管段注水泥封固水层的工艺技术,最后高效完成了该井作业。为此,介绍了这套筛管顶部注水泥工艺技术的基本原理﹑管柱结构﹑主要的配套工具﹑配套工具的优化选择,详尽分析了整个工艺过程以及每项作业的重点、难点和相关措施,总结了该套工艺技术的方案设计和现场实践等方面的经验,以期为今后类似井的作业提供借鉴与参考。     

莺歌海盆地高温超压大型优质气田天然气成因与成藏模式——以东方13-2优质整装大气田为例

针对莺歌海盆地东方13-2大型优质高温超压气田天然气成藏特征存在认识不清等问题,开展了天然气成因、来源及成藏过程与成藏模式的系统分析。研究认为,东方13-2气田天然气以烃类气为主,CO2含量低;甲烷、乙烷及CO2碳同位素特征表明天然气为高成熟煤型气,CO2为有机和无机混合成因;天然气轻烃C6、C7系列中环烷烃含量最高,且环己烷占优,生源母质以陆源高等植物为主。东方13-2优质大气田分布于DF底辟外围区,具有"上中新统黄流组一段大型海底扇储层、优质浅海相泥岩封盖和断裂(裂隙)输导"三元时空耦合控藏特征。DF底辟外围区主要聚集了早期充注的烃类气,CO2含量低,且烷烃气碳同位素组成表明天然气呈"高效运聚"成藏特点,是今后莺歌海盆地天然气勘探主要方向。     

海上中小型气田经济高效联合开发技术——以乐东22-1/15-1气田为例

莺歌海盆地乐东气田储量规模中等,天然气组分差异较大。乐东22-1气田具有纵向跨度大、含气面积大、储量丰度低、主体区地震分辨率低、储层非均质性强等特点;乐东15-1气田则主要表现为天然气组分分布复杂。为合理利用资源,达到经济高效开发气田的目的,采用了以下技术措施：①用VSP空间校正速度体技术落实构造;②对储层进行精细描述,优选井位;③合理划分层系的开发井网,以减少层系间的相互干扰,扩大动用储量;④采用绕丝筛管砾石充填防砂及动态监测技术,为调整开发方案提供决策依据;⑤先期试采、分期实施的开发策略,有效地降低了开发风险;⑥联合开发与天然气组分相互调配的开发思路,节约了开发成本,满足了下游用户不同的用气需求。实际开发效果表明：针对乐东区块这两个气田在开发中所面临的主要矛盾而实施的联合开发技术,达到了经济高效开发气藏的目的,为海上中小型气田的高效开发提供了宝贵的经验。     

试井技术在气田开发中的应用——以五区南克75气藏克77井为例

多次试井是指在油气藏开发的不同时期对气井进行的试井,通过对多次试井曲线的分析解释和对比,可以了解油气藏的渗流特征、地层压力、地层渗透率、地层受到伤害或改善以及气井排泄范围等的变化情况。本文以五区南克75气藏克77井为例,通过对该井三次压力恢复试井资料的解释,识别出气藏类型,获得了不同时期的地层压力、地层渗透率、表皮系数、气井控制的范围,在此基础上,结合气藏地质特征以及气井生产动态特征,综合对比分析了气藏渗流状况及气藏参数的变化原因,从气藏地质特征及气井生产动态的角度论证了试井解释结果的可靠性。本文的研究为试井在气藏工程中的深入应用提供了方法及思路。     

应用水平井技术高效开发低渗气藏实践——以磨溪气田雷一~1气藏为例

磨溪气田雷一1为受背斜圈闭控制的层状孔隙性低渗气藏。为了有效动用该区西端低渗难采储量,提高油田采收率,开展了以提高单井产能为目的的水平井先导试验并取得较好效果。通过规模应用并逐步形成了水平井井位目标优选、靶体参数优化、随钻地质导向和水平井储层改造等配套特色技术。这些技术有效提高了单井产能,并提高了气藏中部采收率,实现了雷一1气藏高效开发,为同类气藏高效开发提供了经验。     

基于流动单元的测井储层参数精细建模技术——以崖城13-1气田陵三段为例

崖城13-1气田自发现开发以来,先后做了多次储量计算工作,在历次相关研究过程中,对储层非均质性及储层连通性认识存在一些不足,气田局部储量动用程度较低,动、静态地质储量差异较大.流动单元研究是以井点纵向储层岩石物理特征及流体特性分类为出发点,空间上结合沉积、地层层序格架将地质体划分为横向、垂向岩性和岩石物理性质相似的储集...     

工作流技术在企业科技管理中的应用实现——以中海油研究总院科技项目管理为例

工作流技术是计算机系统支持的协同工作研究领域新推出的一门学科,是实现企业业务过程建模、过程管理与集成和业务过程自动化的核心技术.基于用户自定义业务流程的工作流技术的应用研发,对企业业务流程重组和协同工作技术的发展具有十分重要的意义.文中以中海油研究总院科技项目管理为背景,集中阐述了利用工作流技术的各种定义功能实现科研过程的协同工作、过程管理和集成应用,结果表明,基于工作流技术的科研协同工作系统的建立与应用,可以使科研过程能够在有序、标准、规范、安全的环境中实施,从而实现科技项目管理的自动化、精细化和高效化.     

莺歌海盆地东方1-1气田成藏条件及其启示

由于莺歌海盆地众多底辟构造具有相似的成因联系,为研究其底辟构造特殊的天然气成藏条件,通过储层成岩作用、地层水化学分析等,对东方1-1气田进行了剖析,揭示出该气田的成藏地质条件与底辟运动及深部热流体活动息息相关,即：底辟运动为产生背斜构造创造了条件,深部热流体促进了有机质热演化,与底辟运动相伴生的断层与垂向裂隙为深部气源向浅部运移提供了快速通道,多期且具继承性的底辟活动使得天然气成藏期晚,近断层处热流体活动较强烈,临滨亚相粉细砂岩是良好储层,同时具有明显的含气地震信息异常。该盆地内其他底辟构造与东方1 -1气田具有类似的成藏地质条件,在东方1-1气田成功开发的启示下,促进了一批与底辟运动有关的天然气田的发现。     

MDEA/DEA脱硫脱碳混合溶液在长庆气区的应用

随着长庆气区靖边等气田的不断开发,其天然气气质发生了较大变化,其中H2S含量上升到1 000 mg/m3,CO2体积分数上升到4.5%～6.0%,原天然气净化工艺采用的单一MDEA溶液已不能满足天然气脱硫脱碳需要。为此,开展了不同体积比MDEA/DEA混合醇胺溶液脱硫脱碳试验。试验结果显示：在相同的试验条件下,溶液中总胺为40%（质量分数）,DEA与MDEA体积比为1∶6配比制成的混合溶液其H2S和CO2负荷最高,溶液的脱硫脱碳性能最好。继而在4套生产装置进行了推广应用。结论表明：应用MDEA/DEA混合溶液对低含硫、高含碳的天然气进行净化处理,溶液酸气负荷较高,脱硫、脱碳性能较好,腐蚀性小,天然气净化装置运行平稳,节能效果好,经济适用。     

东方1-1气田经济高效开发实践及认识

莺歌海盆地东方1-1气田具有面积大、各气组含气面积叠合性差、储量丰度低、储层非均质性强和非烃组分含量高等特点。为达到经济高效开发气田的目的,针对该气田特点及开发过程中的主要矛盾,在对储层非均质性详细研究的基础上,以高分辨率三维地震技术落实构造、刻画砂体,寻找出海上浅层低渗透气藏的“甜点”--相对高的孔渗体（带）,利用大位移长水平井段钻井技术来提高单井的控制产能,通过两期开发及后续调整井的分步实施,实现了对该气田的经济高效开发,其产量满足了下游产业的用气需求。此外,针对长水平段井产能测试困难的问题,提出了适应水平井的稳定产能测试新方法,成功解决了生产管理过程中的难题,达到了少井高产、高效开发海上气田的目标,为类似气田的开发提供了经验。     

莺歌海盆地东方13-2重力流储层超压气田气藏性质及勘探启示

东方13-2气田是近期在莺歌海盆地发现的超压大气田,已探明天然气地质储量近700×10⁸m³。产层黄流组一段是邻近莺西斜坡的盆内坡折带所控制的重力流海底扇沉积,发育向东方1-1底辟构造翼部上超尖灭的构造-岩性圈闭,水道砂分布广、厚度大、物性优,岩心平均孔隙度17.30%,平均渗透率42.3 mD,为高温超压弹性边水大气藏,天然气组分优良。东方13-2“整装、优质、高产”大气藏的形成具有以下优越条件：①东方13-2气藏处于西物源重力流源-汇轴向区,为“甜点”储层集中发育部位;②海底扇水道多期切割,水道砂横向均质,形成阁楼式超大储集空间;③底辟侧翼较低部位盖层破坏程度低,有利于天然气动平衡保存;④大型砂体低幅超覆,有利于大面积捕获油气,实现高效疏导。基于以上诸因素高效匹配导致该区大型天然气田形成,也为中国海域高温超压盆地油气勘探提供一个典型范例。     

高含硫天然气净化新工艺技术在普光气田的应用

普光气田的天然气具有高含H₂S和含CO^₂及有机硫的特点,天然气净化难度大。为满足高含硫天然气净化的要求,普光天然气净化厂采用了MDEA法脱硫脱碳、TEG法脱水、常规Claus硫磺回收、加氢还原吸收尾气处理的天然气净化工艺路线。同时,在国内首次应用了气相固定床水解脱除羰基硫（COS）、中间胺液冷却、MAG^R液硫脱气等国际先进的天然气净化新工艺和专利技术,通过不断地摸索及优化工艺参数,解决了原料气脱除有机硫、CO₂选择性吸收、液硫深度脱除H₂S等技术难题;还应用了溶剂串级吸收和联合再生工艺、能量回收利用等多项技术,通过优化调整胺液循环量、降低能耗等手段,降低了操作费用。高含硫天然气净化新工艺技术应用于普光气田后,净化装置运行稳定,净化气质量超过设计要求,达到了国家标准一类气的指标。     

万州分厂商品天然气总硫达标技术研究

针对中国石油西南油气田公司高含硫气田开发过程中的有机硫特别是高浓度羰基硫脱除问题,以天然气净化总厂万州分厂为例,分析了目前原料气和净化气组成现状、设计与实际运行情况,指出羰基硫脱除是万州分厂产品天然气总硫达标的关键技术难题,解决方法为:①利用高效脱硫溶剂,但会损失产品气量,影响下游硫磺回收装置燃烧炉稳定运行;②利用组合...     

气体渗流启动压力实验测试及应用

对于致密储层气体渗流是否存在启动压力或启动压力梯度以及对气藏开发有何指导作用等问题,目前还存在较大争议。为此,采用逐级增压气驱实验和仿真物理模拟技术两种实验方法对上述问题进行了研究。结果表明：气体在致密岩心中渗流时存在启动压力,而且是岩心长度的函数;利用启动压力梯度可以计算单井最大控制泄流半径,启动压力与启动压力梯度两者结合可以计算定容气藏不同井控范围内的理论最大可采程度。采用该理论对苏里格气田进行了计算,其结果为：覆压40 MPa下渗透率为0.12～0.312 mD（平均值0.24 mD）的不含水储层最大井控半径约为474 m,理论最大采出程度在15％以上;覆压40 MPa下渗透率为0.015 mD的不含水储层最大井控半径约为193 m,理论最大采出程度在7％以上。     

“注入—压裂—返排”全过程的CO_2相态特征——以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏SH52井为例

为了准确预测压裂过程中流体的相态变化,有效指导矿场CO_2压裂施工设计,以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏SH52井为例,基于商业软件CMG,建立井筒—地层耦合数值模拟模型,通过对该井的压裂施工动态进行拟合,获得了可靠的数值模拟模型。在此基础上,对CO_2注入—压裂—返排的全过程进行模拟,研究CO_2压裂全过程的流体相态变化特征,以及压裂工艺参数对注入期末井底压力、温度和流体高压物性的影响。研究结果表明:①CO_2从注入到返排的压裂全过程,经历了"液态—超临界态—液态—气态"的相变过程,在注入、造缝和裂缝扩张的过程中,CO_2由液态转变为超临界态,且密度变化显著,介于800～1 100 kg/m~3;②CO_2注入期末,随CO_2总量的增加,井底温度逐渐降低,而井底压力、井底CO_2密度和黏度逐渐增加;③CO_2排量对井底压力、温度及CO_2密度、黏度的影响规律与CO_2总量对其的影响规律总体相似,只是CO_2排量对井底压力的影响程度更大;④当CO_2总量大于400 m3、排量大于4 m3/min后,二者对井底压力、温度和CO_2密度、黏度的影响不再显著。结论认为:所建模型实现了对CO_2压裂过程中流体相态变化特征的准确预测且拟合精度较高、2019-0模型质量可靠,该研究成果为CO_2压裂施工设计的优化提供了技术支撑。