东海平湖油气田流体识别方法与应用研究

平湖油气田位于东海陆架盆地西湖凹陷保俶斜坡平湖构造带中段,主要生产层是渐新世花港组油藏和始新世平湖组气藏。传统地质观点认为平湖组为主要气藏,但是实际生产中八角亭BX1井平湖组P11等气层有原油产出,给油气藏的开发带来一定挑战。准确地确定储层的流体性质,不仅对气藏开发方式选择和开发经济政策制定,而且对滚动勘探都具有重要意义。根据气、油和水物理性质之间的差异,利用非电测井信息,基于不同饱和流体岩石具有不同的横波时差、纵波时差、纵波等效弹性模量、流体密度、流体时差和流体声阻抗,结合其它测井手段,有效识别了平湖油气田AX9井、BX8井、BX1井和PX9井储层的流体性质。识别结果与实际生产状况基本一致,说明该方法在平湖油气田流体识别方面具有良好的应用效果。     

东海平湖油气田中高渗凝析气藏开发效果分析

东海平湖油气田放鹤亭始新统平湖组气藏,属中高渗砂岩中低凝析油含量凝析气藏,1999年3月投入生产,采用衰竭式开采,至今已有8个年头,目前仍处于开发稳产阶段,日生产天然气量在140×104m3左右。通过对平湖油气田凝析气藏开发生产状况跟踪研究发现,其采气速度高、主力气藏气井无水采气期普遍较长、气油比随着压力下降而上升、凝析油含量随着压力下降而下降、天然气采收率将优于开发方案设计值,同时也发现,防止气井出水、出砂是中高渗凝析气藏开发中应予以高度重视的问题。平湖油气田凝析气藏开发,在技术上和经济上都取得了较好的效果,可以借鉴于类似凝析气田的开发实践中。     

�а�����������ش�������ˮ���������о�

中坝气田须二气藏为一具有裂缝—孔隙性的砂岩边水气藏，储层物性差，非均质性强，边水主要沿裂缝不均匀水窜。气藏１９７３年８月投产，１９７８年出水，受裂缝及边水的影响，构造北部由开始产水至水淹，其水淹范围由北开始向南延伸扩大，相继有９口井出水，其中３口井被水淹。气井出水后，井口压力、产气量下降快，日产水量增加较快，对气藏稳产造成了很大的影响，而此时气藏采出程度较低。为了弄清中坝须二气藏水驱气的采收率，裂缝性气藏水淹后的水淹封闭压力及水淹封闭气饱和度大小和采取强排水措施后气藏的最终采收率，我们对中４６井…     

气藏水侵与开发动态实验综合分析方法

传统油气藏开发实验分析多从单因素角度研究气藏水侵及开发动态,不利于发挥物理模拟实验优势。结合水驱气藏开发实验实例,建立了气藏水侵与开发动态实验综合分析方法。从生产动态、水侵程度分析、动态压降剖面、含水饱和度及剩余储量分布5个方面对气藏开发机理和开发动态进行综合描述,论述了单因素分析方法产生偏差的原因,指出实验综合分析方法的优势及必要性。实例研究表明：由于室内模拟气井不受井筒积液影响,裂缝带上的气井长时间带水生产等效实现了排水采气,降低水的影响;存在贯通缝的气藏S3近井地带压力梯度稳定在0.22 MPa/cm,不到无贯通缝气藏S1和气藏S2的50%;气藏S3气水同产使水侵后气藏含水饱和度仅增加32.33%,较未带水生产井低10%以上;采收率提高20%以上;气藏不同部位水侵机理不同,水侵气藏由于受水封作用影响,储量动用极不均衡 。     

南八仙油气田油气藏类型分析

南八仙油气田是个极复杂小断块油气田，油气藏类型复杂，准确判断其油气藏类型，对于油气田科学开发具有重要意义。本文主要采用多种方法对南八仙油气田油气藏类型进行了综合判别，并结合凝析气藏油环专项判别方法对该油气田的油气藏类型进行系统评价。分析认为南八仙油气田中浅层油气藏主要气藏类型为贫凝析气藏，主要油藏类型为未饱和轻质油藏，另外兼有少量干气气藏，井深1400m以上可能存在少量少油环凝析气藏或气顶油藏。南八仙油气田深层E3^1油气藏仙6井区主要气藏类型为贫凝析气藏，仙7井区可能存在带有较大油环的凝析气藏。     

低渗砂岩气藏提高采收率措施研究

针对川西坳陷新场气田上侏罗系蓬莱镇组JP2低渗砂岩气藏开发中后期存在的问题,在对气藏进行精细描述的基础上,结合生产动态资料,分析了剩余气的分布特征。在对气藏进行局部加密井调整、老井挖潜、未动用储量开发可行性研究的基础上,针对不同类型的剩余气分布进行开发调整方案研究,最终预测提高气藏采收率3.44%。     

靖边气藏开发特征及中后期稳产技术对策研究

靖边气藏为定容无边（底）水气藏，但储层中存在相对富水区，其存在及演化受多种因素的制约，必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井具有产量低，递减快，部分井有地层水产出，且不同区域的生产井产水量差异大的开发特征。通过对出水气井生产特点进行分类，研究了靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响，分析生产井产水对气田开发的影响程度；利用数值模拟研究了靖边气田的合理采气规模，稳产技术对策，认为通过井网调整、确定不同类型生产井的合理工作制度可有效预防气井高产水，实现目前开发规划要求，同时达到最佳的开发效果。通过研究提出了合理的生产规模和稳产技术对策，对靖边气田的开发具有一定的参考作用。     

榆林气田陕209井富水区开发技术研究

榆林气田主要产层为山西组的山2~3,小层,构造为东高西低的单斜构造。陕209井区普遍出现气水层和水层,试气过程中个别井气水同产,生产过程中气藏边部靠近水体的几口生产井不同程度地产地层水,个别井出水量大,严重影响了气井产能,对整个气田的高效开发不利。研究着重于在气藏水体分布规律和气水同产井开发动态分析的基础上,采用多种方法,对有水气藏的配产和水侵特征进行研究分析,为有水气藏出水综合治理和开发提供科学依据。     

运用地震奇异值分解技术寻找开发区剩余岩性油气藏

经过十几年的开发,平湖油气田生产形势严峻。勘探新区、深部油气层的新发现、开发区现有开采层段中剩余的岩性油气藏是平湖油气田产能接替的主攻目标依据平湖油气田沉积特征研究及油气田开发实践表明开发区平湖组中段是岩性油气藏发育的有利区域。运用地震主成分分析和奇异值分解技术对平中段储层进行分析,在放鹤亭构造放一断块P4、P6、P7储层北部无钻井区域发现了多个具有分流河道特征的地质体响应平湖油气田生产特征表明这些地质体具有有利的成藏条件,是现有开采层段内剩余的岩性油气藏,对未来改善平湖油气田生产形势具有重要意义。     

平湖油气田地质建模研究

平湖油气田主要目的层为渐新统花港组油藏和始新统平湖组气藏。在平湖油气田开发过程中 ,共经历了 3次地质建摸。目前花港组油藏已进入开发中后期 ,此次油气藏建模注重沉积微相研究。油藏建模达到了直接确定剩余油分布、制定射孔及调整井方案的目的 ;通过本次建模认为平湖组气藏可以在目前日供气量 1 2 0× 1 0 4 m3的基础上扩大日供气量至 1 80× 1 0 4 m3。     

平湖油气田储层及含油气预测

平湖油气田是东海第一个开发的复合型油气田 ,主要含油气层段为渐新统花港组油藏 (H2 -H8)和始新统平湖组气藏 (P1 -P1 1 ) ,首期开发区为F1、F2断块 ,二期开发区为B1、B2断块。在平湖油气田开发过程中 ,针对花港组油藏波阻抗与岩性相关性好 ,而平湖组中下部波阻抗与岩性相关性不好的这种地质和地球物理特点 ,应用国内外先进的技术和方法 ,尝试多种方法预测储层及含油气 ,取得了较好的预测成果。     

叠前同时反演在K气田深部储层预测中的应用

东海西湖凹陷平北K气田平湖组为半封闭海湾相沉积,储层埋藏深,压实作用明显,且砂泥岩纵波阻抗叠置。引入横波资料后,通过测井平面均一化和岩石物理分析,认为Vp/Vs可识别储层。运用叠前同时反演,对K气田平湖组储层进行了预测,同时叠合储量计算线,为K气田开发井钻前优化提供建议。     

平湖凝析气藏放一断块产水动态特征研究

针对平湖凝析气藏气井出水问题,依据气井动态测试资料,将出水气井划分为明确出水层位和不明确出水层位两类气井,分别分析了其出水机理和产水动态规律:明确出水层位气井的产出水来自其他断块的水层,其带水生产能力与产水气层的产气比例具有良好的相关关系,出水气层的产气比例越小,气井的带水生产能力越高,反之则带水生产能力越低;不明确出水层位气井的产出水是异常高温高压边水凝析气藏的地层水在生产过程中转成水蒸气后的凝析水。随着开发的进行在边水水体与生产井之间形成3个不同的凝析水饱和流动区,根据凝析气藏地层水气化饱和模式和饱和凝析水生产水气比与压力关系曲线,可以进行气井产水类型的判断和地层水出水风险的预报。      

安岳有水凝析气藏开发中后期产能挖潜研究

四川盆地安岳气田须二段致密砂岩气藏开发已取得丰硕的成果,然而通过系统梳理与分析地质资料、单井历史生产数据、气井压力资料、排水采气工艺措施效果,发现气藏开发中后期受气藏水侵严重、油管积液、反凝析油污染、治水效果不佳等多方面影响,导致气田目前产量递减快,单井产能下降,间开井和停产井增多,整体开发效果变差,针对目前存在问题,文章研究提出开发中后期产能挖潜对策：研究水淹规律,确定水侵模式;测井二次解释,弄清赋存模式,找准层间潜能;开展一井一策,判定影响因素,提出可行性实施工艺方案,实现难动用储量的高效开发。     

热解色谱水淹层评价技术及应用

依据热解色谱工作原理以及热解色谱判断水淹层的原理,应用热解色谱数据,开发出一种评价水淹层的新技术,并结合测井数据、试油数据以及试采数据,以扶余油田密闭取心井为例,进行水淹程度评价,通过与试采试油成果对比验证,表明此方法能够提高疑难层测井解释精度。热解色谱判断水淹层方法不适用于碳酸盐岩裂缝储集层;热解色谱方法对凝析油、轻质油、中质油进行水淹解释结果较好;对重质油和稠油解释结果与试采结果有偏差;热解色谱进行水淹解释,所用分析样品受时间影响较大;热解色谱结合荧光图像判断水淹程度方法比测井解释结果更准确。     

川中须家河气藏泡排技术研究与应用

川中须家河气藏是川渝地区近年勘探开发的重点区块之一,为川渝气田上产的主要接替层系。随着该气藏的开发,一些低产气井由于带液能力不足而在井底形成积液,导致生产异常,部分井甚至只能进行间歇生产。针对气藏地层水矿化度高、Ba2＋含量高,较多的井产凝析油的特点,开展了泡排配套技术的研究。研制了耐高矿化度、抗Ba2＋沉淀、抗油的CT5-7CⅢ起泡剂,研制了在常温下破乳速度快、破乳彻底、油水界面清晰、可配入消泡剂进行加注的水溶性CT1-12A破乳剂,研究形成了适合现场生产工艺特点的应用技术。进行了7口井的泡排现场试验和3个集气站的破乳现场试验,增产天然气约2.79×104m3/d,增产水约40m3/d。现场试验表明,研制的泡排药剂体系具有泡排及破乳效果好、药剂加注设备少等特点,在满足泡排的同时不会影响凝析油的回收。     

平湖油气田放一断块扩大供气规模研究

文章针对放一断块气井多层合采提高单井配产产量 ,应用数值模拟技术研究提高采气速度的最佳开发方案 ,使现有 6口生产井配产提高至日产 1 80× 1 0 4 m3凝析气 ,采气速度由原方案设计的 4.6%提高至 7% ,数值模拟计算 8种不同配产方案的技术指标预测 ,优化推荐最佳方案。研究预测提高气井产量至日产凝析气 1 80× 1 0 4 m3,可稳产 6年 ,相应地天然气采出程度为 5 0 %、凝析油采出程度为 38%。     

平湖油气田主断裂西部烃源评价及油源对比

平湖油气田主力含油气区位于平湖主断裂以东区域,油源主要来源于东部生烃凹陷的半封闭海湾暗色泥岩和煤层。公司于2011年11月在主断裂西部钻了一口探井XY井,目的是为探测主断裂西部含油气情况,扩大油气储量。结果钻遇油气层12m,测试获日产气14.66×104m3,日产油107.8m3,取得了一定突破。为进一步评价西部含油气规模,钻后进行了油源对比研究,认为西部的油气主要是东部运移聚集的结果,西部源岩也有一定贡献。西部有形成一定规模油气藏的潜力。