徐深气田火山岩气藏气井试采模式建立

徐深气田火山岩气藏处于勘探开发早期阶段,主力产气层位为营城组火山岩储层,受火山喷发多期性的控制,火山岩气藏岩性岩相变化较快、储层致密且非均质性严重,单井产能差异大,气藏类型复杂多样,通过气井详实可靠的试气、试采资料,进一步认识气藏至关重要.根据气田试气、试采实践,阐述了目前徐深气田火山岩气藏气井试采模式,对单井进行了科学系统的试采安排,各试采阶段目的明确,衔接合理,利用该方法进行单井试采,获得的资料能够有效地对单井进行动态评价,为火山岩气藏高效开发提供第一手资料.     

克拉美丽气田产能影响因素分析

克拉美丽火山岩气田包括滴西17、滴西14、滴西18和滴西10等主要气藏,不同井区开发效果差异明显,且同一井区不同井单井产能也存在较大差异,产能的不确定性严重影响了克拉美丽气田的高效开发。通过对克拉美丽火山岩气田的岩相、岩性、断裂发育程度和钻完井工艺等方面的分析,认为气藏的火山岩岩相、岩性是影响气井产能的主要因素,爆发相和火山角砾岩、正长斑岩、英安岩产能高。另外,裂缝的发育、欠平衡作业与水平井钻井也是促使克拉美丽气田产能较高的原因。     

徐深气田火山岩气藏产能特点及影响因素分析

火山岩储层作为大庆徐深气田的有效储层，分布广泛，储量丰富，具有重要的开采价值。由于受火山喷发多期性的控制，其岩性岩相变化较快、岩层致密，孔隙度、渗透率极低，非均质性严重。大多数气井自然产能较低，达不到工业产能。部分井经过大型压裂改造后可获得高产，但是单井产气能力差别较大。火山岩气藏产能具有分布不均衡、生产压差大、稳产条件差、压裂效果明显等特点，而火山岩作为特殊的天然气储层类型，没有成型的开发理论和实际开发经验供我们参考，文章在徐深气田火山岩储层地质及动态资料分析的基础上，采用实际地质参数建立了单井模型，研究了地层有效渗透率、地层厚度、地层系数、压裂井裂缝半长、储层供气范围等对气井初期产能及稳产能力的影响，并对影响产能及稳产能力的因素进行了分析，这对今后火山岩气藏开发配产、产能建设等具有重要的指导意义。     

徐深气田火山岩气藏特征与开发对策

松辽盆地徐深气田是中国石油大庆油田有限责任公司2002年发现、2005年探明的,主要气藏类型属于火山岩气藏。为了有效开发该类气藏,先后开展了露头勘测、密井网解剖以及长井段取心等研究,研究成果证实:大庆地区火山岩气藏在地质上具有储层岩性、岩相类型多样,平面和纵向变化快,非均质性强,气藏受构造和岩性双重控制,气水关系复杂等特征。对徐深气田试气、试采和试验区开发动态跟踪研究的结果显示:该类火山岩气藏在开发动态方面具有气井早期产能差异大、平面分布不均衡,单井控制的动态储量差异大,出水类型复杂多样等特征。通过综合地质、气藏工程、压裂工艺等多学科研究成果,结合火山岩气藏储层描述、地质建模、产能评价、水平井开发优化设计以及压裂增产等方面的实践成果,形成了一套适用于该区火山岩气藏的开发对策:①深化火山岩气藏地质规律认识;②开展产能评价技术研究,完善技术手段;③优化直井设计,实现Ⅰ、Ⅱ类储层区块有效开发;④"整体考虑,分类治理",实现有效控水;⑤开展水平井开发技术攻关,探索火山岩气藏开发新模式。     

大庆火山岩气藏开发取得的认识与形成的配套技术

火山岩气藏是天然气开发的全新领域,储层埋藏深、致密、非均质性强、气水关系复杂,国内外可借鉴的经验少,总体研究程度较低.通过徐深气田几年来的不断探索,在火山体和岩性岩相识别、储层预测、产能评价、压裂增产等方面取得了一定的认识,初步形成了火山岩气藏开发技术.研究认为受火山机构及多期喷发影响,火山岩储层错叠连片,岩性岩相复杂多变、非均质性强;单井产量较低、差异大,井控动态储量普遍较低;主要储集空间为气孔、溶蚀孔,其渗流特征反映为低渗储层;以水平井和直井联合开发的方式,可实现Ⅰ、Ⅱ类储层的有效动用.     

火山岩气藏储层综合评价与气藏工程优化

火山岩气藏地质结构极其复杂,具有多火山体多期次喷发交互叠置、岩性岩相变化快、厚度变化大、非均质性极强、连续性及可对比性差等特点。针对松南火山岩气藏地质特征复杂和开发难度大的特点,通过开展岩性岩相、储层物性、裂缝发育程度、储层压敏性以及井型等因素对气藏产能的影响研究,认为采用不均匀井网形式,“水平井与直井（初期评价井）组合、稀井高产、高密低稀、高渗开采低渗”的滚动部署方式开发火山岩气藏是可行的。     

徐深气田火山岩储层岩性岩相模式

2002年随着徐深1井在火山岩中获得日产百万立方米的高产工业气流，揭开了大庆深层火山岩气藏勘探开发的序幕。目前徐深气田火山岩气藏天然气储量已占该区天然气总储量的89.8%，成为我国东部陆上发现的最大气田，而火山岩气藏储层描述困难则是制约该区深层天然气勘探开发的“瓶颈”。为此，介绍了通过多学科联合攻关研发所形成的火山岩岩性岩相描述、测井火山岩岩性识别、地震火山岩体识别等火山岩气藏储层描述配套技术。这套技术为徐深气田火山岩气藏的高效开发奠定了基础，填补了我国在这类气田储层综合描述技术方面的空白。     

长岭1号气田火山岩气藏产能控制因素研究

近年来,在我国松辽盆地深层火山岩储层中发现了大规模的天然气藏。火山岩气藏地质结构极其复杂,具有多火山体多期次喷发交互叠置、岩性岩相变化快、厚度变化大、非均质性极强、连续性及可对比性差等特点。目前,火山岩气藏的开发在国内外还无成功的经验可借鉴,属世界级难题,而气藏产能控制因素不清是制约火山岩气藏开发的瓶颈。针对火山岩气藏特征,通过开展岩性岩相、储层物性、裂缝发育程度、储层压敏性、井型以及储层污染等因素对气藏产能的影响研究,搞清了火山岩气藏产能的主控因素,为评价火山岩气藏产能、明确开发思路提供了一定的指导。     

徐深气田火山岩气藏高效开发难点及对策

松辽盆地徐深气田火山岩气藏开发的难点在于：储层物性差异大,有效储层预测难度大;单井产能低,经济效益差;气藏普遍含边底水,出水治理难度大。针对这些难点,从气藏开发模式、开发井类别及出水治理措施等方面对该类气藏高效开发进行了探讨,并提出以下技术对策：采用以动用Ⅰ、Ⅱ类储层为主,利用高渗透部位气井开采低渗透部位储层;采用水平井开发提高单井产量;对不同的出水井类型采取对应的出水治理措施,使该气田能达到经济高效开发的目的。该方法和技术对类似的火山岩气藏开发具有一定的借鉴作用。     

徐深气田火山岩气藏水平井优化设计

徐深气田D区块属于深层大型低渗透火山岩气藏,岩性、岩相横向变化快,有利相带延伸范围有限,气藏底部普遍发育水层;储层物性差,单井产能低,气井以压裂投产为主,部分直井压裂后产较多的地层水。为了试验研究应用水平井技术控制底水、提高气藏单井产能的可行性,探讨这类气藏的有效开发模式,提高其储量动用程度和整体开发效益,在该区块开展了火山岩气藏水平井开发先导性试验,通过开展气藏精细描述、三维地质建模、储层地质条件适应性评价,地质、地震和气藏工程等多学科优化设计论证,优选有利区带,针对Ⅰ类火山岩储层部署1口水平井,完钻后采用筛管完井,测试求产,日产气达到55．5×10^4m^3,无阻流量高达165．9×10^4m^3／d,是区块内同层位直井无阻流量的5．0倍,取得了明显的增产效果。开发试验证实应用水平井技术开发Ⅰ类火山岩储层是可行的,可在Ⅰ类火山岩储层中推广应用水平井技术,同时可探索利用水平井开发Ⅱ、Ⅲ类火山岩储层。     

CS气田火山岩气藏开发初步认识

CS气田是吉林油区发现并开发的第一个大规模火山岩气藏,储层为火山岩,具有岩性、岩相复杂,储层非均质性强,裂缝发育等特点。同时,空间上发育多个火山岩体,存在多个流动单元,且底水体积大、能量强。针对CS气田地质特征,先后完成了CS气田概念设计及开发方案的编制工作,通过开展火山岩气藏水平井先导试验,确定以水平井为主的开发方式,已建成产能10×108m3/a。通过对CS气田火山岩气藏分析解剖,总结了4年来CS气田火山岩气藏开发实践效果。提出气藏开发存在的问题及合理开发建议。     

徐深气田火山岩气藏勘探与开发产能对比分析

徐深气田营城组火山岩气藏,受构造与岩性双重因素控制成藏,气藏类型复杂,岩性岩相变化较快,储层致密且非均质性严重。主要表现为各区块产能、气井动态特征及稳产能力各不相同,即使同一口井在勘探、开发不同阶段产量变化也大不相同。通过产能评价对该气田4个区块的勘探、开发产能动态特征和差异进行了原因分析,对一些区块提出合理性的开发部署建议,对后期开发配产与认识有着重要指导意义。     

徐深气田火山岩岩性岩相序列

火山岩岩相变化快、物性变化大、储层非均质性强,因而弄清其岩性岩相序列是高效开发火山岩气藏的前提。通过野外露头精细勘测以及徐深1、升深2 1等开发区密井网解剖,在对露头与钻井取心资料分析的基础上,提出了松辽盆地徐深气田火山岩综合命名方法。通过火山岩露头岩性岩相序列特征研究,井震结合,建立了徐深气田下白垩统营城组火山岩岩性、岩相序列,揭示了徐深气田营城组火山岩的分布特征。其中,岩性序列自下而上为中基性岩、火山碎屑岩、酸性岩→沉积岩→火山碎屑岩、基性岩、酸性岩→沉积岩4大套旋回序列;徐深气田火山岩岩相主要为溢流相的上、下部亚相和爆发相的热碎屑流亚相。该方法对类似的火山岩气藏岩性岩相序列特征研究具有借鉴作用。     

徐深气田火山岩气藏试气试采模式建立和工作制度优化

徐深气田营城组火山岩储层,受火山喷发多期性的控制,气藏岩性、岩相变化较快,储层致密且非均质性严重,受构造与岩性双重因素控制成藏,气藏类型复杂。根据徐深气田火山岩气藏地质特征和试气、试呆动态资料,建立适合徐深气田火山岩气藏气井的试气、试采模式,并对气井产能测试的工作制度进行优化。获得的资料能更好的评价储层动态特征。     

松南气田试井资料解释分析及应用评价

根据松南气田火山岩气藏测试资料及已取得的测试成果,在气藏地质研究的基础上,对储层参数进行解释和分析,进一步深化气藏认识,从而指导气藏制定合理的开发技术指标,对已测试井的关井压力恢复资料进行不稳定试井解释,确定储层性质,计算储层渗透率、表皮系数、窜流系数和储能系数,为产能建设提供依据从而实现高效开发。气田内除3口探井为直井外,其余开发井均为水平井,气田具有高含二氧化碳且气藏产水量大小不一等特点,试井解释对气田录取资料要求高,解释难度大。通过松南气田腰深101井、腰平1井、腰平3井等9口井试井解释,得到了适合松南气田火山岩气藏解释模型的技术手段及方法。     

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罗家寨气田飞仙关组气藏属于高含硫气藏，其有效储层厚度大、孔渗条件好、单井测试产量大，但是由于气藏高含硫化氢、中含二氧化碳的特征，使得其开采难度高，开发投资大，因此提高气藏开发效益、降低开发井投资的关键，就在于进一步提高气井单井产能、培育单井产能在100×１０４m３以上的高产气井。文章利用圈闭评价、气藏描述、储量计算、现代试井等技术对气藏沉积相、储层特征及纵横向分布情况、储量情况和单井测试情况等方面进行了综合分析认为，罗家寨气田飞仙关组气藏储层发育、储量大，具备了高产井培育的地质条件。并进一步利用数值模拟技术对部署的开发井罗家16H井的研究和论证后认为，通过水平井等工艺技术可以大幅提高单井产能，达到罗家寨气田飞仙关组气藏培育100×１０４m3以上高产井的目的。     

徐深气田火山岩气藏水平井开发应用效果

徐深气田火山岩气藏属于深层特低渗透气藏,采用单一直井开发单井产量低,大部分井区难以有效动用。为了探讨这类气藏的有效开发模式,从2005年开始了水平井开发试验研究,逐步建立了徐深气田火山岩气藏水平井开发优化设计技术和水平井随钻地质导向技术,发展完善了火山岩气藏水平井钻井和压裂等配套工艺技术。水平井已成为徐深气田火山岩气藏开发井的首选井型,取得了明显的应用效果。通过对比分析水平井与直井的开发动态特征,对水平井开发应用效果进行了详细评价。开发实践表明,水平井技术是提高徐深气田火山岩气藏单井产量、储量动用程度和实现气藏高效开发的主体开发技术。     

升平深层火山岩气藏描述

升平深层火山岩气藏是大庆油田发现最早的火山岩气藏，经过两年多的气藏开发前期评价，对气藏的岩性岩相、储集空间类型、储层分布、流体分布规律和气藏类型等都有了深刻认识，并形成了一套火山岩气藏描述技术，即火山岩岩性岩相描述技术、测井火山岩岩性与流体性质识别技术、地震火山岩体识别技术和火山岩储集空间描述技术。利用这一整套研究技术，对该气藏进行了详细的描述，确定了火山的喷发模式、储层展布、储集空间特征及气藏类型，从而为气田开发方案的编制奠定了基础，同时也为该区的资源前景评价提供了依据。     

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。     

徐深气田火山岩气藏水平井开发优化设计技术

徐深气田属于深层大型低或特低渗透火山岩气藏,岩性、岩相横向变化快,有利相带延伸范围有限,气藏底部普遍发育水层;储层以Ⅱ、Ⅲ类为主,物性差,气井以压裂投产为主;现有地震技术难以准确预测有效储层分布特征和天然裂缝发育特征.针对火山岩气藏地质特征复杂和水平井开发设计难度大等特点,通过多年的水平井开发实践与攻关研究,形成了适合徐深气田火山岩气藏特征的水平井开发优化设计技术,并取得了明显的应用效果,为提高徐深气田火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益提供了强有力的技术支撑,对同类气藏水平井设计具有指导作用.