裂缝性有水气藏合理开发技术对策

高效开发非均质性较强、气水分布无规律性的裂缝性有水低渗气藏,关键是选用最佳布井方式,优选合理的开发井距,确定气井的合理产量和气藏的废弃压力,从而提高气藏的采收率.以新场气田须二气藏为例,通过对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的对比,综合须二气藏动、静态特征,提出了对低渗透裂缝性有水气藏采用"分层、分区、分类"的开发方式,并结合经济评价研究,得出气藏合理井网密度,确定气井的合理生产制度,为合理、高效开发新场气田提供了科学依据.     

邛西南断高须二气藏早期动态特征与排水采气方式分析

邛西构造须二气藏，是继川西中坝、平落坝须二气藏后发现的又一中丰度整装气藏。气井产量分布不均、生产受地层水影响较大。对不同射开程度和不同完井方式的4口井生产动态特征分析表明：气藏裂缝水窜不可避免，水窜严重影响气井产能；气藏水体能量有限；同时射开气水层，变气水两相渗流为气水单相渗流加两相管流，降低了水侵对气体渗流的影响。通过气水合采机理分析，结合气藏气水分布特征，提出采用多井同时射开气水层排水采气，有利于提高气藏开发效果。     

新场气田须二气藏成藏机理深化研究

以深究新场气田须二气藏复杂气水分布的根源为出发点,梳理前期气藏成藏研究成果为基线,融入气藏动静态特征研究,探寻气藏储层非均质性及复杂气水分布的根源。新场气田须二气藏经历了早期原油聚集与裂解阶段、中期生气增压聚集阶段、晚期高压驱赶运聚成藏阶段。关键时期为晚期高压驱赶运聚成藏阶段;储集类型为裂缝-孔隙型,高孔隙型储层发育于高含水区;受裂缝发育影响,须二气藏为无统一气水界面的边水气藏;潜力区应为气水过渡带之上、近断层的区域。     

�ɹ��������ʷ�����аӹ����������Ч�ѷ�ֲ�

长期的勘探开发实践表明。中坝气田上三叠统须二气藏天然气产能,水侵方向、速度、水侵量等均与构造有效裂缝的发育与分布密切相关。本文从构造变形历史出发,采用多种方法对须二储层裂缝进行了描述。最后用统计判别法对构造有效裂缝分布进行了综合评价,进而讨论了该气藏的水侵方向。     

新场气田须二气藏气水分布探讨

新场须二气藏储层非均质性强，气藏气水分布复杂，无统一的气水界面，且分布于不同层位．研究表明，该气藏是一个边水气藏，由于储层强非均质性及成岩后生作用导致“残留地层水”的形成，而“残留地层水”杂乱无序的分布结果使得气藏呈现复杂的气水分布。     

礁滩型碳酸盐岩气藏开发面临的问题及开发技术对策

礁滩型碳酸盐岩气藏不同于常规碎屑岩气藏,该类气藏的有效开发面临很大问题。龙岗气田是典型的礁滩型碳酸盐岩气藏,地质研究和试采动态特征研究表明气藏储层存在强烈的非均质性,气水关系复杂,部分试采井受地层水影响严重,同时不同类型气井生产特征表现出极大差异。该气藏有效开发主要面临储层非均质性评价、流体分布复杂性描述、储量计算以及产能评价等问题。针对该气藏开发面临的问题以及气藏开发特征,提出4条开发技术对策:①井—震联合开展储层精细描述,提高气藏开发规模;②布井方式采用不规则井网,提高气藏开发效益;③加强动态监测,科学管理气藏,提高气藏管理水平;④坚持"边勘探、边滚动、边建产"的开发思路,降低气藏开发风险。气藏开发技术对策的制定为龙岗气藏有效开发提供指导。     

复杂底水型气藏储层发育控制因素及气水分布模式——以四川盆地龙岗礁滩型碳酸盐岩气藏为例

受沉积和成岩作用控制,礁滩型碳酸盐岩气藏储层非均质性严重,流体分布极为复杂,这一类型气藏整体表现为分散底水型特征。以龙岗礁滩型碳酸盐岩气藏为例,研究储层发育控制因素、气水分布规律及生产特征。储层研究结果表明,礁滩型碳酸盐岩气藏储层受沉积、白云石化、岩溶和裂缝控制,有利沉积相带是储层发育的物质基础,白云石化作用是储层形成的有利因素,岩溶作用是优质储层形成的关键所在,裂缝能有效增加储层渗透性。动静态资料综合分析龙岗气田气水分布类型主要有薄层状边水型、厚层块状底水型和层状纯气型。不同类型气水分布特点和富集规律受构造、储渗体形态、储渗体物性、裂缝和储渗体上倾方向致密层遮挡以及气源充足程度控制。不同流体分布模式气井具有不同的生产特征,根据这些特征制定有针对性的开发技术政策,可有效提高气藏开发效果。     

深盆气藏及其勘探对策

深盆气藏是在致密储集层中发育的具有“气水倒置”关系的气藏,普遍储量丰富,我国很多盆地都具有发育该类气藏的基本地质条件。深盆气藏与常规气藏差异巨大,需要有特殊的勘探对策。其勘探流程应是：按照深盆气藏的形成条件和基本特征,重点论证盆地的储集层、气源、构造和气水分布条件,与已知成功勘探实例类比,确定是否存在深盆气藏;明确深盆气藏的生储盖组合,圈定气水边界,寻找气藏甜点,建立成藏模式;从深盆气的角度重新认识盆地,估算天然气储量,研究甜点与次生常规气藏的分布规律,预测有利含气带,测算开采效益,为开发提供决策依据。在我国深盆气藏的勘探开发中应注意：有选择地借鉴北美深盆气勘探开发的经验与理论,争取少走弯路;新探区深盆气藏与常规气藏勘探应并重,老探区中含煤丰富的碎屑岩盆地应重点解剖深盆气藏形成条件;探讨并建立适合我国盆地特点的深盆气成藏模式;勘探、开发的全过程应贯穿经济评价和工程分析,统筹考虑储量增长目标、技术条件和经济效益,既要避免止步不前,也要防止盲目上马。参１１（梁大新摘     

超深层气藏裂缝发育模式及水侵规律——以塔里木盆地克深2、9、8气藏为例

裂缝发育程度是塔里木盆地超深层气藏高产及水侵主控因素,但针对不同气藏间裂缝发育模式划分及不同模式下水侵规律研究较少。为此,以塔里木盆地超深层气藏典型代表克深2、9、8气藏为主要研究对象,基于野外露头、岩心观察、成像测井、泥浆漏失、试井解释、生产动态等资料,结合水侵物理模拟实验及气藏开发实践验证,系统研究了不同气藏裂缝发育模式及水侵规律。结果表明：(1)克深2、9、8气藏分别发育方向型、过渡型、缝网型3种裂缝模式,裂缝发育程度、分布均匀性、连续性逐渐增高;(2)克深2、9、8气藏主要发育EW向高角度构造裂缝,裂缝规模、有效性、物性、无阻流量、泥浆漏失量等裂缝定量表征静动态参数均值及其井间差异程度依次增高;(3)气水分布主要受裂缝发育模式控制,克深2、9、8气藏气水分异程度逐渐增高,分别对应厚气水过渡带、薄气水过渡带、正常气水分异3种气水分布模式;(4)裂缝发育模式决定水侵速度和采收率,方向型克深2气藏非均匀水侵速度快,物理模拟水驱气效率低,气藏最终采收率低,缝网型克深8气藏水侵规律反之,过渡型克深9气藏表现居中。研究成果可为气藏全生命周期控水开发提高采收率技术的形成提供理论模型和地质指导...     

新场气田储层裂缝特征及其与动态气水分布的关系

利用岩心、测井及生产测试等资料,在评价天然裂缝特征的基础上,分析了不同类型裂缝的常规测井响应特征,并利用常规测井资料对其进行识别,进而评价不同类型裂缝与气藏动态气水分布之间的关系,并探讨其地质成因。研究表明,新场气田须二段储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝2种成因类型。其中,绝大多数构造裂缝为剪切裂缝,按其倾角特征可进一步分为高角度缝、斜交缝和低角度缝;成岩裂缝主要为层理缝,有效性较好,对整体上改善储层物性贡献较大。新场须二段气藏动态气水分布与裂缝发育程度及裂缝类型关系密切,其中以发育低角度裂缝或网状缝为主的储层表现为产水或快速高含水,而以高角度缝发育为主的储层往往为高产气层,且稳产时间相对较长。研究认为,基于该区气藏气水分布的复杂特点,储层中不同类型的天然裂缝造成渗透率的各向异性是影响气藏动态气水分布的关键因素。      

川西坳陷须二气藏气田水成因、运移及其成藏演化

西南油气分公司在川西建产的新场和大邑须二气藏投产后,气水关系复杂。为此,引用洛瓦克（Novk）相图分析法及气田水氘、氧同位素特征判别气田水产层及其成因类型,分析了气田水的动态运移,研究了川西须二气藏的成藏演化。结果表明：新场须二气藏气田水为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭较好,但因后期受构造运动影响使保存条件变差,下盆雷口坡组海相成因地层水运移至须二气藏,造成现今的气田水为海相成因地层水;大邑须二气藏气田水由须家河组原始沉积水逐渐变为须下盆雷口坡组的海相成因地层水,其形成时封闭性好,还原彻底,属于典型的古沉积水,但因提产致使须下盆雷口坡组的海相成因地层水沿控制大邑构造的断层运移至须二段,须家河组原始沉积水逐渐被须下盆雷口坡组的海相成因地层水替代,与大邑须二气藏现今气田水动态特征相吻合。成藏演化表明：新场、大邑须二气藏经历的成藏阶段不同,受裂缝系统影响不同,形成了不同类型的气藏。新场、大邑须二气藏气田水类型及动态特征不同是成藏演化的结果。     

松辽盆地北部深层火山岩气藏综合描述技术

松辽盆地北部深层火山岩气藏具有储量规模大、丰度高、单井产量高的特点,是目前天然气勘探开发的主要领域。但由于火山岩气藏非常复杂,对火山岩气藏储层的描述一直是制约深层天然气勘探开发的瓶颈技术。通过对大量盆地周边火山岩的实地野外调查与深层气井取心资料的对比分析,综合运用岩石学、矿物学、测井和地震地层学等多学科联合攻关,初步形成了一套适用的火山岩气藏储层描述方法,根据这套火山岩气藏描述技术部署井位10口,实际结果火山岩钻遇率100％,预测的火山岩储层厚度相对误差小于20％,取得了很好效果。     

复杂油藏开发中的能量保持研究

对于边底水驱油藏、应力敏感油藏与高油气比油藏等复杂油藏,如果地层能量保持不适当,将会改变储层的渗流特征,显著降低油藏的采收率和开发效益。在深入研究复杂油藏生产特征的基础上,根据渗流理论阐述了边底水驱油藏水侵对储层的伤害、高油气比油藏脱气对渗流的影响、应力敏感油藏在较大应力下对渗流的影响,同时分析了其影响程度与地层能量保持的相互关系。在此基础上,提出了复杂油藏能量优化控制措施:对于边底水驱油藏,可以通过控制采油速度与产量、采用合理的井型及控制地层能量,改善油藏渗流特征,促进油藏的高效开发;对于应力敏感油藏和高油气比油藏,可以通过采用合理的井型、适时注水、采用合理的开采速度、改善油藏的渗流特征,提高采收率。     

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。     

断层输导型天然气成藏模式的动态成藏过程——以川西坳陷新场构造带上三叠统须二段气藏为例

上三叠统须家河组二段气藏是四川盆地川西坳陷致密砂岩气勘探开发的重要区块,但须二段气藏气水分布关系复杂、勘探开发难度较大。为了给川西坳陷须家河组气藏的高效勘探提供新思路,以新场构造带须二段气藏为研究对象,根据地层水化学特征,结合构造、断层输导体系特征及单井生产动态分析,探讨了SN走向断层对须二段气藏天然气成藏及气水分布的影响。研究结果表明:(1)新场构造带须二段气藏油气高产富集区主要表现为断层输导型天然气成藏模式,该类成藏模式具备良好的构造—断层—储层配置条件,含气性好;(2)断层输导型成藏模式的气藏高产富集主控因素为"古今构造高位+断层通源输导+优质储层聚气",构造—断层—储层时空配置是控制气水分布的关键;(3)根据构造—断层—流体—成岩—成藏时空配置的差异性,结合单井生产数据,将断层输导型天然气成藏模式细分为"高产稳产、气水同产""中产稳产、低产水""低产气、高产水"3种气水产出特征;(4)具有"高产稳产、气水同产"生产特征的钻井,表现出"断层、储层在构造高部位相接"的特征,而具有"中产稳产、低产水"生产特征的钻井,普遍具有"断层、储层在构造高部位、低部位均相接"的特征,单井以产气为主,天然气产量稳定,仅产少量低矿化度地层水,可以通过实施水平井钻井来提高单井产量,以获得较好的经济效益。     

基于likelihood地震属性的致密气藏断裂预测——以四川盆地川西坳陷新场地区须二段为例

传统地震断裂预测属性难以满足致密砂岩气藏勘探开发中对不同尺度断裂精细刻画的需求。将likelihood属性引入四川盆地须家河组致密砂岩气藏断裂识别,建立了基于likelihood属性及其衍生属性的地震断裂预测方法体系,提出基于Otsu阈值分割方法和成像测井约束下的断层发育区、裂缝带发育区和断裂欠发育区的空间分类,实现了对新场地区须家河组二段断裂精细预测。研究表明：经细化处理的likelihood属性可以体现最可能发育断裂的位置及其概率,断裂密度属性则有效反映了断裂发育强度特征,该属性对产量具有一定预测性。基于likelihood地震属性的断裂预测方法有效提升了新场地区须二段致密气藏断裂地震预测效果,对于其他裂缝型储层断裂预测具有一定借鉴意义。     

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.     

四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组二段气藏高产机制

四川盆地东北部马路背地区上三叠统须家河组二段致密砂岩气藏具有"高产、稳产、不含水、可动用程度高"的开发特点。为推进其所属通南巴构造带须家河组气藏的勘探工作,基于大量的分析化验资料,从烃源岩、储集体、断裂输导体系等方面深入探讨了马路背地区须二段气藏的高产稳产机制。结果表明:(1)海、陆相优质烃源岩双重供烃,提供了天然气的资源保障,是该气藏形成的基础;(2)规模网状裂缝与大面积致密储层叠加形成网状有效储渗体,为天然气的赋存提供了场所,是该气藏形成的重要条件;(3)断裂输导体系有效沟通深层海相烃源与陆相网状有效储渗体,是该气藏形成的关键。结论认为:考虑到通南巴构造带总体表现为一个被断层切割复杂化的大型特殊构造,类似于马路背的构造成排成带分布,因而寻找在烃源岩、储集体、断裂输导体系等方面与马路背须二段气藏类似的气藏,是该构造带下一步天然气勘探的重要方向。     

低效气藏成因层次剖析

由于我国低效气藏的储量所占比例很大，故而有必要对其进行深入研究，形成适合于不同层面的研究方法和思路，以期达到指导勘探开发生产的目的。为此，将低效气藏剖析为四个层面（气藏开发特征层面、现有地质特征层面、历史地质成因层面、预测及改造层面），并用层次分析法对其进行了研究：第一层次是直接由生产来认识，第二层次通过分析、化验、监测来了解，第三层次通过地质过程和地质历史回溯来表述，第四层次依据现有地质理论，通过地质过程叠合，最终达到预测、改造、有效动用低效气藏的目的。研究结果认为，可以依据不同层次特征对低效气藏进行分类评价：第一层次从经济效益出发，依据投入产出比进行分类；第二层次着眼气藏现今地质特征，表征其地质特征，而储层分布、渗透性则为分类的主要依据；第三层次从气藏形成地质过程着手，分析低效气藏形成过程，沉积和成岩作用作为分类的关键因素；第四层次基于气藏地质特征，预测开发动态，改造气藏特征，促使气藏有效动用。     

不同类型碳酸盐岩气藏开发特征

碳酸盐岩气藏在世界范围内已经发现的气藏中占有重要地位。近年来中国的碳酸盐岩气藏勘探开发也呈现出快速发展的态势,特别是在塔里木、鄂尔多斯和四川盆地,碳酸盐岩气藏已经成为陆上开发有前景的气藏类型。碳酸盐岩气藏的开发不同于碎屑岩气藏,正确认识碳酸盐岩气藏的类型和开发特征对于增强碳酸盐岩气藏开发的理论性和系统性具有十分重要的意义。基于中国碳酸盐岩气藏开发的实践,按照"实用性、指导性和科学性"的划分原则将碳酸盐岩气藏分为缝洞型、礁滩型、岩溶风化壳型和层状白云岩型4种类型。缝洞型碳酸盐岩油气藏以多缝洞单元为特征;礁滩型碳酸盐岩气藏以多气-水单元为特征;岩溶风化壳型碳酸盐岩以发育不同规模尺度优劣储集体为特征;层状白云岩气藏以发育层状白云岩储层为特征。碳酸盐岩气藏类型划分和开发特征研究为全面认识碳酸盐岩气藏奠定了基础,同时为相同类型碳酸盐岩气藏的开发提供有效指导。