延安气田天然气储层特征及增压开采技术研究

针对延安气田天然气储层的特征及增压开采技术进行研究,从岩石学特征、孔隙类型及结构、成岩作用、物性特征4个方面分析天然气储层特征,再结合天然气开采现状,评估气井资源量。在合理选择气井位置的基础上,综合考虑气井最低生产压力和气田增压方式之间的关系,通过经济效益对比分析,作出最优的增压开采决策。测试结果表明,延安气田天然气储层的碎屑成分主要为石英、岩屑以及水云母等,白钛矿、高岭石等相对含量极少;孔隙结构孔喉较窄,排驱压力偏大,主要喉道贡献较低,分选情况不佳;中石英砂岩物性最佳,其孔隙度与渗透率较好。选择气井最低生产压力1.2 MPa、区域增压方式开采天然气,可实现开采经济效益最大化,并大幅度提升采收率。     

建南气田碳酸盐岩储层测井解释方法研究

以实验室岩心分析资料为基础,结合录井、测试等资料,充分利用测井信息,建立了建南气田飞三段碳酸盐岩储层岩性、物性、含气性测井解释模型,制定出气水干层判别标准,并对36口井测井资料进行解释,为飞三段储层物性分布规律研究及储量计算提供依据。     

长北气田储层保护钻井液技术研究与应用

长北气田采用裸眼完井方式,钻进中钻井液跟储层的接触时间长,为了减小在水平段钻进过程中钻井液液相和固相侵入对储层的伤害,模拟长北气田地层环境做钻井液对储层的伤害实验,研究出一套适合长北水平段山2气层的储层保护技术。现场5口井的应用结果表明,钻进过程中钻井液对储层的伤害很小,CB8-3完井投产后获得超过230×104m3/d的工业气流,创造单井产量最高记录。表明对裸眼水平段的储层保护钻井液技术取得明显效果。     

苏里格气田储层地质研究及丛式井开发模式应用——以苏里格气田A区为例

长庆气区苏里格气田目前正处于快速上产阶段,选择一个合理的开发模式对其发展有着重要的意义。通过对苏里格气田A区地质资料的深入研究、分析,针对储层发育特点,设计了丛式井组多井型结合的开发模式,并在近几年的实践中取得了显著的效果,为苏里格气田实现少投入、多产出,提高经济效益,实现科学高效开发提供了一种思路。     

平落坝气田须二段储层分布特征

平落坝气田须二段是川西主要产气层,通过对该区多口井的岩性、物性特征进行分析研究,认为该段储层岩石类型复杂,储集空间类型多样,为典型的低孔低渗特征。根据气田须二段多口井测井资料对储层平均孔隙度、储层厚度及储层储能系数进行描述与评价,并预测研究区储层平面展布规律。储层的分布主要受近河口砂坝砂体岩相和裂缝发育程度的影响。     

基于常规测井资料的煤储层综合评价技术研究

煤储层具有很强的非均质性,准确地把握煤岩特征对后期的开发至关重要。基于鄂尔多斯盆地韩城地区常规测井资料,结合煤岩岩芯测试资料,在对煤岩工业组分定量评价的基础上,运用线性回归法建立经验公式以及相应的测井解释方程,对煤岩的显微组分、工业组分、含气量等进行了定量计算。     

吉木萨尔凹陷梧桐沟组储层特征及评价

为开展对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系梧桐沟组储层特征的研究,对区内相关钻井岩样通过铸体薄片、扫描电镜观察和压汞实验,探明研究区梧桐沟组岩石学特征、储集空间类型及孔隙结构特征,建立科学评价体系,分选优质储层。结果表明：(1)岩石孔隙度约15.28%,渗透率约28.41×10-3μm2,属于中等孔隙度,低渗透率储层,储集空间类型主要为原生孔隙;(2)结合孔隙度、渗透率、孔喉组合等参数综合建立储层评价体系,分选Ⅰ-Ⅳ级储层类型,其中Ⅰ级储层分布于凹陷东南部吉8和吉26井周缘。此研究可为区内梧桐沟组勘探开发提供价值。     

鄂尔多斯盆地塔巴庙地区太原组储层特征研究

太原组是塔巴庙区块重要的含气层位之一,塔巴庙区块太原组为障壁海岸沉积,太一段以沼泽—泥坪沉积为主,发育小型砂坝;太二段以障壁岛—泻湖—潮坪沉积为主太原组储层的储集空间主要为溶蚀孔隙和裂缝,属于低孔低渗型储层,细喉道是太原组储层的特点,储集层以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,Ⅰ类储层和Ⅳ类储层较少。在上述研究的基础上对储层发育的有利区带进行了预测,认为该区域有利储集层主要分布在区块中部的障壁岛沉积及其东南面的滨浅海砂坝上。     

川西坳陷邛西须二气藏储层特征及控制因素

川西坳陷邛西地区须家河组二段是研究区天然气的主要产层,通过对该区研究层段岩石学特征、储集空间类型、物性特征、孔喉结构特征、储层类型和控制因素等进行系统研究,其结果表明：须二段储集岩类型主要以砂岩为主,储集空间类型以孔隙为主,裂缝次之,其平均基质孔隙度为3．44％,平均渗透率为0．036×10-3μm-3,为典型的低孔隙度一低渗透率储层．本次研究还指出了该区研究层段有效储层厚度平面分布有利区,即邛西4井至邛西10井井区和邛西6井至邛西16井井区．储层发育的控制因素是沉积相、成岩作用和裂缝,其中沉积相控制着储层砂岩体的形态、规模、粒度、矿物成分等方面,成岩作用则通过压实作用、胶结作用、溶蚀作用等方面控制着储层的发育,而构造裂缝主要起渗流通道的作用．     

榆林气田山_2段储层特征分析

针对鄂尔多斯盆地榆林区山2段储集层低孔、低渗的特点,利用研究区内储集层岩石的岩性、物性资料并结合该区储集层沉积演化史,对鄂尔多斯盆地榆林区山2段储集层的储层结构和空间展布进行了研究,分析了榆林气田山2段储集层的岩石学特征、成岩特征、孔隙类型结构及物性特征、发育主控因素。并在此基础上对储层进行了分类评价。结果表明:榆林气田山2段储层岩石以石英砂岩为主,孔隙类型以发育粒间孔为主,储层物性受成岩作用和沉积微相的双重控制。储层的含气性与石英砂岩储层的分布有密切的关系。     

东胜气田致密砂岩气藏钻井储层保护研究及应用

东胜气田上古生界下石盒子组为致密砂岩储层,部分区域储层物性好,具备不压裂自然建产潜能,钻井过程中存在井壁失稳及储层损害问题,各因素叠合造成的储层伤害阻碍了气层的产能释放。为进一步提升储层自然建产能力和增加单井产量,在储层渗透率恢复率的基础上,通过储层伤害影响因素分析,引入钻井液侵入深度定量化评价方法,深化了储层伤害机理认识,明确了低密度、无土相、低失水和强封堵的钻井液对策,室内优选了防水锁剂和致密承压复合暂堵剂,优化形成了无土相复合暂堵高酸溶钻井液,储层渗透率恢复率提高至91.11%,泥浆侵入深度降低46.28%。形成的钻井液在锦66井区推广应用,平均单井产量提升11%,并实现3口井自然建产,进一步提高东胜气田致密砂岩储层高效勘探开发的效果。     

测井在煤层气储层评价中的应用

文中综述了国外利用测井评价煤层气储层特性的现状及实例.成果表明.测井能用于精确确定煤层厚度和煤的工业分析值,对煤层气含量、渗透率的估算已成可能.测井还能用来帮助确定吸附等温线的精度.     

乌审旗气田下石盒子组盒8段储层物性研究

自乌审旗气田开发以来,低孔低渗、非均质一直都是一大难题。针对上述难题,探讨了研究区下石盒子组盒8段储层砂体展布、沉积相特征,并统计了目的层部分井的孔渗参数,编制盒8上、8下段孔渗平面分布图和纵向孔渗参数与埋深交会图,从而对储层的孔渗参数做出全面描述,认为盒8上段优质储层主要分布在河道砂坝微相、河口砂坝微相和滩坝微相;盒8下段以Ⅱ类储层为主,优质储层主要分布在河道砂坝微相、水下分流河道微相和滩坝微相,总结出了优质储层的分布规律。     

泌阳凹陷页岩油储层孔隙发育特征与测井定量评价

利用岩石薄片、扫描电镜、高分辨率扫描电镜、氩离子抛光高分辨率扫描电镜、比表面实验等分析技术,对泌阳凹陷页岩孔隙进行了量化表征.泌阳凹陷页岩粒间孔隙发育相对较少,尺寸几百纳米至几微米;黏土矿物晶间孔尺寸多位于几十纳米到几百纳米、重结晶晶间孔孔径在1～3μm;溶蚀孔隙发育尺寸与溶蚀的程度有关,尺寸相对较大,多在几百纳米以上...     

龙马溪组下部页岩储层孔隙结构特征与评价方案

运用场发射扫描电镜、高压压汞、低温氮吸附、薄片观察等实验技术手段,以重庆南川泉浅1井为例,探究了龙马溪组下部页岩储层的孔隙特征,结果表明：泉浅1井龙马溪组页岩孔隙度小、喉道细,孔隙较发育,类型多样,结构复杂,小孔和微孔是主要的孔隙,占据了主要的储集空间与比表面积;发育晶间孔、粒间孔、粒内孔、溶蚀孔隙、有机质纳米孔、微裂隙等孔隙,有机质纳米孔是气体吸附的主要场所。以TOC含量-孔径-脆性指数分别作为储层孔隙性、渗透性、脆性的评价指标,建立TOC含量-孔径-脆性指数评价方案,可以实现对储层基础物性经济有效、简便快捷的评价。     

巴—麦地区石炭系储层流体性质判别方法研究

巴—麦地区石炭系碳酸盐岩储层特征和流体分布十分复杂,利用单一的常规测井信息难以准确判别流体性质。通过应用4种流体性质判别方法的效果表明,神经网络方法可对实钻井流体的测井信息进行训练并建立测井曲线与不同类型流体的映射关系,从而达到快速、准确地判别储层流体性质、类型的目的。综合其它3种常规方法,优势互补,形成了一套适合于碳酸盐岩复杂储层流体性质的判别方法体系,有效提高复杂储层流体判别的准确度。     

沾化凹陷深层储层特征研究

通过沾化凹陷深层储层特征的综合研究，发现储层的储集空间以次生粒间溶孔、颗粒溶孔为主，微孔细孔发育，普遍具有低孔低渗或特低孔低渗特征。储层孔隙小、喉道窄，且分选差，以Ⅳ类储层为主，但纵向上部分层段具有Ⅱ、Ⅲ类储层。溶蚀及碳酸盐岩的胶结作用是控制储层孔隙发育程度的主要因素，随埋藏深度的增大，孔隙度出现减少的趋势，但在地层剖面上存在4个相对的高孔段，埋深较浅的2个高孔段对油气聚集更为有利。由于沉积盆地北浅南深，平面上北部储层优于南部储层。     

大牛地气田大47—大70井区太二段致密砂岩储层特征及主控因素研究

为分析太二段致密砂岩储层特征及主控因素,以岩心观察和分析化验资料为基础,对太二段砂岩的岩石学特征、物性特征、孔隙类型、孔隙结构、成岩作用等进行分析。结果表明:该区太二段储层岩石类型主要为石英砂岩及岩屑质石英砂岩,颗粒分选性较好,但磨圆度较差;储层物性表现为特低孔—超低孔、特低渗—超低渗的特征,孔、渗相关性较好;孔隙类型以粒间溶蚀孔隙为主,次生粒内溶孔为辅,发育Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四类孔隙结构类型;沉积作用是该区储层物性的主控因素之一,其中障壁砂坝物性最好,其次为砂坪和潮汐三角洲砂体;太二段经历了4种成岩作用类型,溶解作用使储层物性变好,压实作用、胶结作用和交代作用为破坏性成岩作用,使储层物性变差。     

新场气田须四下亚段岩屑砂岩储层评价

须四下亚段岩屑砂岩储层的含气测井响应特征为一高三中一低一负。新场须家河四段下亚段岩屑砂岩储层类型划分为孔隙型和裂缝孔隙型。孔隙发育较好的孔隙型储层具有一定的勘探价值,由于无裂缝沟通,渗透能力较差,一般需要经过有针对性的储层改造,才能获得较好产能。裂缝-孔隙型储层,基质孔隙发育,裂缝发育,可获得较好产能。利用P1/2正态统计法、泊松比与体积压缩系数重叠法和核磁差谱移谱法可以有效地判别储层流体性质。     

低孔低渗储层测井评价技术研究

油气田中的低孔低渗储层测井评价难度相对较大,主要以该类型储层的测井评价技术为研究对象,在对某油气田低孔低渗储层基本特征进行简要分析的基础上,重点介绍了储层的四性关系,发现电性与岩性、含油性与岩性、物性与含油性之间都存在重要的关系,是开展测井评价工作的基础。构建了泥质含量、孔隙度、渗透率、含水饱和度等参数定量计算模型。制定了油层、油水同层、水层以及干层之间的解释标准,并以2口典型井为例进行了定量测井综合评价,效果良好。