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储量评价是气田开发设计的基础,储量评价结果直接关系到气田开发规模、各项开发指标预测的可靠性及整体效益,是开发决策的重要依据。长庆碳酸盐岩气藏非均质性强,储量动用的难易程度在平面上和纵向上有明显的差别。我们在对静态资料及初期动态资料综合研究的基础上,建立了长庆气田马五1气藏产层分类标准,依据标准将单井各产层划分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类,在综合考虑孔隙结构,测井解释,试气以及DDL－Ⅲ,PLT分层测试等成果的基础上,视Ⅲ类产层储量为难采储量,Ⅰ Ⅱ类产层储量为可动储量。因此Ⅰ Ⅱ类储量为方案设计的物质基础。但是随着部分探井生产时间的延续和生产压差的增大,动态资料显示部分Ⅲ类产层储量也开始逐步动用。文章通过对长庆气田14口井的Ⅲ类产层的产气量与生产压差的统计研究,结合数值模拟和定容气藏物质平衡方法,对长庆气田Ⅲ类储层难采储量的动用程度进行了有效的评价,从而为长庆气田开发设计提供了科学的依据。     

M区块煤层气井分类评价方法

原有地质储量决定了煤层气井产能的大小,煤储层物性差异和排采制度在一定程度上也影响着M区块煤层气井的生产效果。为此,在综合考虑影响单井控制储量以及煤层气井产气特征的基础上,运用气藏工程原理,建立了一种动静结合煤层气井分类评价方法：①对煤层厚度和煤岩含气量综合分析,将煤层气井所在煤储层划分为4类;②根据单井平均日产气量将煤层气井再分为4类井;③综合静态的煤储层物性以及动态的单井平均日产气资料将煤层气井分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类、Ⅳ类;④从M区块中选取生产时间超过2年的150口煤层气井进行分类评价。研究结果表明：Ⅰ类井占24%、Ⅱ类井占6%、Ⅲ类井占50%、Ⅳ类井占20%,其中Ⅲ类井占比大,煤层气井生产能力没有充分发挥。结论认为,改善Ⅲ类煤层气井的生产效果是M区块整体获得高产的关键所在,也是后期生产制度调整的重点。     

苏里格气田苏10区块气井生产动态特征分析

基于苏里格气田气井分类标准,对苏10区块3类气井中的部分重点气井进行生产现状分析,运用经典的递减分析方法对选取的重点井进行产量递减规律分析,掌握气藏生产动态规律。分析表明苏10区块Ⅰ、Ⅱ类井产量占区块总产量的近80%,是区块的生产主力,气井递减率主要分布在10%～18%之间,平均递减率为14.51%。现阶段处于明显的低压开采状态,在产井日产气量小于0.5×10~4 m~3的气井有267口,占全部在产井的70%;日产气量大于1.0×10~4 m~3的气井有53口,占在产井的14%。满足苏10区块的上产要求,需要保证Ⅰ、Ⅱ类井健康合理的生产运行制度,Ⅲ类井的平均日产气量接近气井的废气产量,对Ⅲ类井实施挖潜增产。     

综合信息

低渗透气藏Ⅲ类储层对产能的贡献研究在中国已发现的低渗透天然气藏中,Ⅲ类储层的储量占了相当大的比例,高者可达30%。随着气藏的深入开发,压降漏斗加深扩大,Ⅲ类储层的生产压差也越来越大,从而会有更多的Ⅲ类储层储量被逐步动用,这部分资源对产能的贡献将越来越大。在气藏开采周期里,为了定量研究Ⅲ类储层资源对气藏生产总产能的贡献及其最终采收率,为现场生产规划、投资决策提供可靠的技术支持,研究人员利用磨溪气田低渗气藏磨18井区的气藏描述成果和实际生产测试资料,通过数值模拟技术建立了该井区低渗透气藏的单井模拟模型。在生产历史…     

靖边气田下古气藏低渗储层孔隙特征研究

靖边气田低渗气藏储量丰富，低渗区主要有南二区南部、陕66井区、陕100井区，陕106井区、陕230井区，面积大，主力产气层为奥陶系马家沟组五段的马五。亚段及马五41小层，岩性以白云岩或合硬石膏结核白云岩为主，具有非均质性强的特征。抓好低渗气藏的开发对靖边气田的稳产将起到重要作用，但由于低渗气藏地质条件复杂．储层非均质性强，开发难度大，在开发过程中还有许多问题需要解决。为了有效地开发低渗特低渗气藏，就必须研究低渗特低渗储层的孔隙结构特征。     

低渗透气藏Ⅲ类储层对产能的贡献

在我国已发现的低渗透天然气藏中,Ⅲ类储层的储量占相当大的比例,高者可达30%。随着气藏的深入开发,压降漏斗加深扩大,Ⅲ类储层的生产压差也越来越大,从而会有更多的Ⅲ类储层储量被逐步动用,这部分资源对产能的贡献将越来越大。在气藏开采周期里,为了定量研究Ⅲ类储层资源对气藏生产总产能的贡献及其最终采收率,为现场生产规划、投资决策提供可靠的技术支持,利用磨溪气田雷低渗气藏磨18井区的气藏描述成果和实际生产测试资料,通过数值模拟技术建立了该井区低渗透气藏的单井模拟模型,在生产历史拟合研究的基础上,预测计算了未来开发动态指标,…     

苏里格气田苏五区块天然气动态储量的计算

运用气藏开发动态资料,选取与气藏相适应的计算方法就能准确地确定其动态储量,故而筛选不同气藏的动态储量计算方法十分重要。为此,针对鄂尔多斯盆地苏里格低渗透强非均质性气田的生产动态特征,在动态资料不断补充和丰富的基础上,综合运用压降分析法、弹性二相法、广义物质平衡法、不稳定生产拟合法、递减曲线分析法等方法对苏里格气田的可动储量进行了对比计算,分析了各种方法的适应性以及计算结果的可靠性。结论认为,苏5区块宜采用压降法和不稳定生产拟合法计算其天然气动态储量,Ⅰ类井平均单井动态储量为2 936×10⁴ m³,Ⅱ类井平均平均单井动态储量为1 355×10⁴ m³,Ⅲ类井平均单井动态储量仅为981×10⁴ m³。所得结果对苏里格气田开发中后期调整方案的制定以及气藏产能的评价具有参考价值。     

川西地区致密砂岩气藏开采规律——以新场气田沙溪庙组J2s2气藏为例

四川盆地西部（以下简称川西地区）致密砂岩气藏储层复杂多样,且平面非均质性强,气井自然产能低,气藏开采难度大。新场气田中侏罗统沙溪庙组气藏是该区建产规模最大、稳产年限最长的致密砂岩气藏,总结其开采规律,找到有效提高致密砂岩气藏采收率的开发模式具有重大的意义。为此,以该气藏为例,首先分析了应力敏感性及气水相渗曲线特征对气井产能的影响,然后基于三维精细建模、数值模拟及动态分析技术,对储量分布规律、井网优化、产量递减规律进行研究,针对多层叠置、气水关系复杂的致密砂岩气藏形成了独特的开发模式。研究结果表明：①采用水平井、多层合采的立体开发技术,利用井型及开采层位的互补,有效动用储量,全方位优化井网,可以提高气藏采收率13%;②对于Ⅰ类储量区中有效厚度大于等于23 m,有效渗透率大于等于0.1 mD,含水饱和度小于等于50%的厚层、中低含水饱和度储层,适宜于以直井为主的低配产、长稳产期的阶梯递减型开发模式;③对于Ⅱ类储量区中有效厚度介于16～20 m,有效渗透率大于等于0.15 mD,含水饱和度小于等于54%的中厚、中含水饱和度储层,适宜于以水平井为主的中配产、短稳产期的稳产递减型开发模式;④对于Ⅲ类储量区中有效厚度介于10～16 m,有效渗透率大于等于0.20 mD,含水饱和度小于等于58%的薄层、高含水饱和度储层,适宜于以水平井为主的高配产、无稳产的投产递减型开发模式。     

鄂尔多斯盆地胡154富县组油藏建产有利区分析

胡154区块位于鄂尔多斯盆地胡尖山油田中西部,构造上位于伊陕斜坡带。结合近几年采油六厂快速上产的节奏,产建规模逐年加大,对地质储量的需求日益增大,胡尖山油田勘探评价程度相对较高,随着勘探开发的进行及富县组部分生产井投入开发后效果较好。论文通过对胡154区富县组油藏砂体展布、油藏综合评价及其主控因素分析,筛选出富县组I、Ⅱ、Ⅲ类建产有利区,其中I类有利区可以规模建产,落实地质储量345万t,Ⅱ、Ⅲ类有利区需要进一步加大评价研究。为采油六厂2014年上产200万t奠定了坚实的储量基础。     

徐深气田A区块低渗透火山岩气藏早期动态特征认识

火山岩气藏开发是近年来天然气勘探开发的一个新热点领域,低渗透储层气藏的动态特征认识是火山岩气藏开发领域的一个难点.A区块是徐深气田储量规模较大的井区,储层非均质强,整体以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,是比较有代表性的低渗透火山岩气藏.从对A区块地质特征分析入手,重点结合井区内试气和短期试采测试资料分析,开展气藏早期动态评价,初步认...