裂缝性潜山凝析气藏评价与开发――以千米桥潜山凝析气藏为例

千米桥潜山凝析气藏是大港油田发现的第一个大型裂缝性潜山凝析气藏。在勘探研究及储量计算基础上，利用现有并的试油、试采等动静态资料及生产特征，确定了断裂系统分布特征，明确了潜山“断裂发育、南高北低”及南北、东西2个“山梁”呈“厂”字分布的构造格局，确定了潜山储层类型应属于“微缝孔隙型”，与原认识“溶洞孔隙型”相比，更符合动态生产特征。为充分利用和有效开发千米桥潜山凝析气藏资源，提高储量动用程度，建立了可靠的地质模型，开展了油藏工程研究，为潜山凝析气藏的有效开发探索了一条成功之路。     

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千米桥潜山构造位于黄骅坳陷板桥构造带,位于该构造的板深7井在奥陶系试油,日产凝析油143．36t,日产天然气275309m^3。这一重大发现标志着大港油田古潜山的油气勘探获得了重大突破。研究结果表明：千米桥潜山具多期成藏的特点;板深4井油气藏受到扩散作用的影响;气侵是形成千米桥潜山凝析油气藏的根本条件,千米桥潜山属于气侵型凝析气藏;气侵还是造成板深7、板深8、板深4井高含蜡的主要原因。     

大港千米桥潜山凝析油气藏酸压技术探索与实

文章针对大港千米桥潜山凝析油气藏储层埋藏深、井底温度高、气藏压力低、储层物性及孔洞缝发育状况变化大、主体区块层多井段长等地质特点。在综合考虑酸液缓速、高温缓蚀、降阻、降滤、溶蚀刻蚀能力、利于返排保护产层及措施成本等因素的基础上，开展了酸液体系选择、酸液配方、酸压作用机理等室内研究。给出了适用于千米桥潜山凝析气藏各类储层的酸压工艺方法、酸液配方、施工参数及酸压配套技术，通过现场实施，在板深7井奥陶系潜山取得了高产油气流。在千米桥潜山勘探中取得了战略性突破，初步形成了适合于千米桥古潜山特点的酸压工艺技术，完善了潜山类油气藏开采工艺配套技术，为整个气藏的高效开发做出了有益探索。     

千米桥潜山凝析气藏地质特征

千米桥潜山凝析气田是我国东部地区近年发现的大型气田。千米桥潜山凝析气藏是一个以中高凝析油含量和饱和型凝析气藏为主体的复合气藏。该气藏的构造为道冲构造侵蚀而成的残丘山,储集体为奥陶系碳酸盐岩溶蚀缝洞孔体系,流体呈层状分布(集中分布于奥陶系峰峰组和上马家沟组上段)。千米桥潜山凝析气藏温度高,压力系统正常,处于封闭水文地质体系中(无活跃边、底水),具有弹性气驱生产特征。     

大港油田深层凝析油气藏配套开采技术

深层凝析气藏的开发与一般油藏或纯气藏不同 ,如何配套开采技术来提高凝析油气藏油、气采收率是所有凝析油气藏的重点工作 ,通过对大张坨凝析气田、大港板桥凝析气田、千米桥潜山凝析气藏开发采用的开采工艺实例介绍 ,重点论述了大张坨凝析气田的循环注气工艺以及板桥凝析气田小泵深抽技术和千米桥潜山凝析气藏的酸压改造、防腐防垢技术及在高温深井排水采气工艺上的一些探索和试验 ,从而为国内深层凝析气藏的开发提供了有益的探索。     

千米桥潜山凝析气藏生产井出水原因分析

千米桥潜山凝析气藏是20世纪末大港油田发现的规模较大的中等凝析油含量的凝析气藏,含油气目的层为奥陶系峰峰组和上马家沟组。该藏投入试采之后,初期产量较高,但压力和产量递减较快、各井间流体组成差异较大(主要表现在各井出水量及水气比变化规律不同)。通过对产出水的矿化度和水气比变化规律分析和溶解水与溶解气比实验研究证明,千米桥潜山生产井板深8井产出水以凝析水为主,而板深7井则存在游离形式的底水。     

裂缝性有水凝析气藏开发开采中的若干问题――以千米桥潜山凝析气藏为例

千米桥潜山凝析气藏属于裂缝性有水凝析气藏,是一个典型的复杂气藏。从系统工程的角度重新审视了该气藏开发中遇到的若干问题,主要包括裂缝识别与预测、油气层发现与评价、储层伤害与保护、气藏潜力与挖潜、气井积液与排液等几个方面,为相似复杂气藏的开发开提供了实例参考和研究方法。     

千米桥潜山凝析气藏勘探开发难点与对策分析

开采实践说明千米桥潜山凝析气藏存在严重的非均质性。从地质角度来看,落实潜山顶面精细构造形态、搞清奥陶系内幕构造成因和样式、描述和评价潜山碳酸盐岩储层、查明气藏类型和分布及其连通性问题是千米桥潜山凝析气藏当前勘探开发工作的主要难点。为此建议:①采用速度各向异性的选前深度成像开展地震解释方法攻关;②应用露头区构造模拟方法深入研究潜山内幕构造成因及形成时限;③采用新技术精细表征裂缝性储层;④建立准确的地质模型,搞好适合岩溶储层特点的地震储层预测;⑤强化多学科综合研究,准确判定气藏类型及分布特征。     

泡沫排水采气在潜山凝析气藏的应用浅析

大港千米桥潜山凝析气藏属于高饱和压力、中等凝析油含量、带油环的凝析气田。经过几年的开发，暴露出腐蚀、结垢、地层积液等问题，严重影响了气田的正常开发。WH—3(起泡剂) LYJ—1(消泡剂)泡沫排水采气体系克服了该气藏高温、高矿化度、含凝析油等问题，在bs7井中的应用取得了较好效果。     

千米桥潜山凝析气藏成藏期次研究

依据对千米桥潜山流体包裹体的分析结果并结合板桥凹陷相邻地区的构造演化史、生烃史和潜山凝析气藏地球化学特征 ,判定千米桥潜山共有四期油气充注过程。第一期充注的是来自板桥凹陷成熟度较低的天然气 ,充注时期大致在沙一段―东营组时期 ;第二期充注的是来自板桥凹陷生成的凝析油气 ,时间大致在馆陶末―明下段时期 ;第三期充注了来自板桥凹陷高成熟凝析油气 ,时间应在明化镇组时期 ;第四期充注了来自板桥凹陷和岐口凹陷的高成熟天然气 ,充注时间为明化镇组至更晚的时期。     

千米桥潜山凝析气藏测井储集层评价

1999年大港油田在勘探中突破性地发现了千米桥潜山碳酸盐岩储集层凝析气藏，储集空间具有裂缝—孔隙双重介质特征，此类油气藏既是当前勘探的重点和难点，同时也是测井解释的一大难题。本文系统阐述以成像测井为代表的特殊测井系列在该气藏储集层评价中的具体应用。包括利用FMI（全井眼微电阻率成像测井）宏观拾取了储集层裂缝、溶孔；采取FMI与ARI（方位电阻率成像测井）相结合对裂缝延伸长度、溶孔有效性做了半定量一定量评价；应用DSI（偶极横波声波成像测井）判断了裂缝、溶孔的渗透性能；运用CMR（核磁共振测井）进行了储集层流体性质判别；以及采用Elanplus最优化模型组合技术求取了岩性剖面，并结合常规测井资料制定了有效厚度划分标准。上述方法综合测试成果表明，特殊测井系列的应用对千米桥潜山凝析气藏储集层的成功评价起到重要作用。图5表1（李建国摘）     

轮古碳酸盐岩储层测井解释评价技术

轮南潜山是一个古生界残余古隆起，储层以碳酸盐岩次生“孔、洞、缝”及其组合为主要储集空间，极不均匀地分布在几乎不具储、渗的碳酸盐岩基质中。流体既有稠油、正常油、凝析油、湿气，还有矿化度突变的地层水，分布极为复杂。测井技术在轮南潜山的油气评价中受到了严峻的挑战，同时勘探开发迫切要求测井技术在油气藏描述中发挥出高分辨率、高精度的作用。针对上述问题，引入和发展了新的采集技术、解释技术，在消化、吸收、总结前人的经验与教训中，逐步形成基于成像测井为主体的碳酸盐岩储层测井描述技术和储层参数定量计算技术。在碳酸盐岩的测井解释方法、储层参数建模、成像测井处理等方面有所创新，满足了本区生产和储量计算的需要。应用这些技术，测井解释符合率由最初的65%提高到90%以上，多口老井经重新解释后获得了高产油气流，所计算的储层参数为该区上交亿吨储量做出了重要贡献。     

渤海湾盆地黄骅坳陷古生界煤成凝析气藏特征、主控因素与发育模式

近年来,黄骅坳陷乌马营潜山二叠系碎屑岩和歧北潜山奥陶系碳酸盐岩取得高产煤成凝析气流,证实古生界潜山具有良好的凝析油气勘探潜力。系统分析了黄骅坳陷古生界凝析气藏的地质特征、流体性质、成藏主控因素等,剖析了典型古生界凝析气藏储-盖组合、煤系烃源岩生烃期次、油气充注期次及凝析气藏成因,明确了古生界煤成凝析气藏的发育模式。研究认为黄骅坳陷古生界发育多套优质储-盖组合,为凝析气藏的形成提供了优越的储集与保存条件。石炭系—二叠系煤系烃源岩于早白垩世、晚新生代两期生烃,具有"早油晚气、晚期为主"的生烃特点,是形成凝析气藏的关键因素。油气两期充注成藏,早期以原油充注为主,晚期以天然气充注为主,以晚期充注为主,晚期天然气对早期古油藏进行气侵改造,形成凝析气藏。建立了"两期生烃、早油晚气、气侵成藏"的成藏演化模式,构造稳定期与生烃高峰期相匹配,利于凝析气藏的大规模保存。黄骅坳陷古生界煤成凝析气藏的勘探发现与理论认识,对于渤海湾盆地石炭系—二叠系发育区开展凝析油气勘探具有重要指导与借鉴意义。     

苏4潜山凝析气藏开发数值模拟

华北苏4潜山凝析气藏于1989年投产，截至2005年7月，该气藏累积产气11×10⁸m³，累计产凝析油25×10⁴t，天然气和凝析油的采出程度分别为22%和20.8%。为了高效开发该气藏，以获取较高的采收率和经济效益，对该气藏进行了开发数值模拟研究。通过采用组分模型并结合地质分析和油藏工程测试结果，对气藏的产气量、产油量、含水率和井口压力等进行了历史拟合。在此基础上，设计了采气速度分别为1.5％、1.8％、2.0％和2.5％等4套开发方案，并对其开发指标进行了预测计算。通过分析对比，采气速度控制在1.8%~2.0%之间的各项开发指标为最佳，可以获得较好的经济效益，为合理开发苏4潜山凝析气藏提供了依据。     

千米桥潜山油气储集成藏模式探讨

千米桥潜山是一个复杂的凝析油气藏,一些生产井大量出水,其原因至今尚未搞清。通过地质、测井资料分析认为该潜山储层属于风化壳型,有效储层在距潜山顶面250 m以内范围,在不考虑封存水的情况下,千米桥潜山是一个“层状纯气藏”。结合试油、试采资料分析,建立起了双储集系统模式,研究了封存水储集系统的赋存状态,指出射孔完成特别是酸化这种完井方式是造成气井产水的主要诱因之一。     

海拉尔盆地贝尔凹陷布达特群储层次生孔隙度确定方法

海拉尔盆地贝尔凹陷布达特群储层为古潜山油藏,岩性较复杂,属双孔隙介质储层,仅用常规测井资料对储层评价难度很大。为此,将常规测井资料和成像测井资料相结合,利用先进的孔隙频谱分析(PoroSpect)等技术对储层次生孔隙度的发育给出定量描述,实现了对储层有效孔隙度的定量计算,为古潜山油藏双孔隙介质储层测井评价提供了新的手段,对其它裂缝油气藏的测井评价具有指导意义。     

千米桥古潜山凝析气藏成因探索

通过对千米桥古潜山研究认为，该古潜山奥陶系凝析气藏的凝析油气来源于古潜山北临的板桥凹陷下第三系沙三段，主要为偏腐殖型生烃母质成熟晚期演化阶段的产物；气藏具有多期充注、晚期成藏的特点。是现今中南部远源高部位分布密度相对高的成熟凝析油气、北部近源围斜部位为密度相对低的高熟气的主要原因；运移方向从北向南，通道有东西两条，西自板深701井区注入，凝析油气在板深7、8井区大量聚集，东在板深4井区附近，油气注入后聚集成藏。受板深4井西断层遮挡，不再向南运移。     

基于裂缝特征参数的凝析气藏产能综合评价

裂缝是潜山凝析气藏重要的储集空间和主要渗流通道,影响潜山凝析气藏的成藏、富集及单井产能。B凝析气田是渤海海域深层太古界变质岩潜山的大型凝析气田,在研究其储层裂缝发育特征的基础上,分析并阐明了气井产能差异大的原因及裂缝对产能的影响。裂缝厚度、渗透率与产气量呈正相关,裂缝开度和密度影响最小,近东西向裂缝连通性最好,对天然气产能贡献最大。结合实际生产状况,利用数值模拟绘制适用于渤海B凝析气田的产能评价图版。