松辽盆地徐深气田致密火山岩气藏气水分布特征及主控因素

松辽盆地徐深气田是典型的致密火山岩气藏。随着气藏开发不断深入,气井陆续出水,强烈的水侵和水气比不断攀升严重制约了气藏的高效开发,正确认识火山岩气藏内气水关系及其主控因素已成为提高气井产能的重要因素。研究区火山岩气藏气水关系复杂,总体表现为“上气下水”特征,气水分布以火山机构为基本单元,全区无统一气水界面,同一火山机构内可存在多个气水系统,不同的气水系统也可具相同的气水界面。在营城组火山机构刻画的基础上,综合利用生产测试和物性、压汞、薄片等动静态资料,系统分析徐深气田致密火山岩气藏气水分布特征,明确火山岩气藏气水关系主控因素。结果表明：烃源岩展布控制了营城组火山岩气藏气水的宏观分布,火山机构和构造联合作用影响天然气的聚集、调整,火山岩复杂的孔隙微观结构制约着储层内气水分异。     

苏里格气田东区马五段4亚段气藏气水分布模式及控制因素研究

通过对苏里格气田东区41-33区块马家沟组五段四亚段(O2m45)气藏的气井试气、生产动态等资料研究,归纳出研究区富水区的平面分布特征,结合储层物性及区域构造演化特点,深入剖析了区内气水分布的主控因素。研究表明:区域构造背景是气水分布的主要影响因素,部分富水区受局部构造作用控制明显,而储层物性决定富水区具体分布形式。在此基础上,将富水区划分为3种类型,并归纳了O2m45气藏的3种气水分布模式。     

MDT测试资料确定气水界面的方法研究

通过对MDT测压资料的分析,发现了造成测试点压力值存在误差的主要原因有两个方面:一方面是由于部分测压点储层物性差,测试探针抽吸地层流体后储层压力恢复需要的时间较长,然而由于实际原因测试压力恢复无法等待足够的测试时间;另一方面是由于部分物性较差储层较难形成好的泥饼,以至于受到比较严重的泥浆侵入使得测试点产生超压现象,测试得到的地层压力和实际压力相比偏大.同时分析发现物性较好的储层往往能够得到相对可靠的测试压力.合理的气水界面对于计算探明地质储量有着很重要的意义,尤其是高温高压气田,气水过渡带往往较大,可能会达到30m左右,这种情况下无法仅从钻遇情况分析气水界面,此时可以结合MDT测压资料分析气水界面,从而确定合理的地质储量.通过分析实际MDT测压资料,对不同测压点进行了误差分析并在此基础上提出了压力数据点的筛选原则.通过实际检验认为新的回归方法确定出的气水界面科学合理.     

松辽盆地南部长岭断陷火山岩气藏储量评价与计算

利用高精度三维地震资料对松辽盆地南部长岭断陷火山岩分布及其火山喷发期次进行描述,并落实火山岩顶面构造特征和火山岩气藏圈闭类型;利用元素俘获测井和微电阻率扫描成像测井技术对该火山岩岩性进行标定、识别,并定性、定量评价火山岩储层裂缝发育程度;利用MDT、核磁点测、交叉偶极声波成像等资料对流体性质进行识别,描述了流体分布规律,确定气藏的气水界面;利用核磁、密度测井联合求取有效孔隙度;利用核磁T2谱转换毛管压力求取含气饱和度等,在此基础上计算长岭l号气田火山岩气藏探明储量。     

MDT测压资料确定气水界面方法研究及影响因素分析

利用MDT测压资料确定气水界面是一种有效的方法。流体性质相同的同一压力系统中,不同深度测得的地层压力连线理论上呈线性关系。气层中流体密度小于水密度,压力梯度存在明显差异,因此通过MDT测压资料回归气、水压力方程,两个方程的交点即为气水界面。研究认为,测压资料的质量、储层物性、厚度、有效测压点的分布位置、测压数量和过渡带都影响测压界面精度,需要对测压资料进行校正,识别并剔除异常值,对低渗透油气藏过渡带的影响还需综合考虑毛管压力等资料。     

ANALYSIS OF THE VOLCANIC GAS RESERVOIR FORMING CONDITIONS AND THE PREDICTION OF FAVORABLE BELTS IN XUDONG AREA

松辽盆地北部徐家围子断陷徐东斜坡带地层具有较好的烃源条件,火山岩储层较发育.研究发现,受不同火山机构控制,平而上营城组火山岩储层连通性差,单井气藏流体分布多表现为上气下水的特点,总体上没有统一的气水界面;岩性圈闭是火山岩气藏成藏的主控因素,气藏类型多为构造—岩性气藏.通过对徐东地区营城组火山岩储层综合地质研究,在精细构造解释、火山口识别、火山岩相预测、储层反演预测的基础上,划分出4个近南北向展布的环带状火山岩圈闭发育带:东部斜坡带、徐东断裂带、中部深凹带和西部断阶带.     

锦66井区盒2段气水分布规律及开发对策研究

东胜气田锦66井区属于低孔、低渗、低丰度的岩性构造气藏,部分井产水量大,制约了产能的进一步提升,目的层盒2段气水分布规律及控制因素不明,气水分布复杂。根据气田钻井、测试等资料建立了气水识别电性标准,通过全区标准化气水识别和已有的成藏认识,认为气层、水层为非区域性的连续分布,气水界面不统一,构造高、物性好,则气层相对发育,为典型的岩性构造气藏。通过分析认为产水主要来源于盒2段层内水,同时本区地层水可分为孤立透镜体水、边底水及弱分异的气水混层。气水分布受构造特征、优质储层分布、储层非均质性和油气成藏等因素的控制,据此提出了对应的开发地质对策。     

徐深气田火山岩气藏试气试采模式建立和工作制度优化

徐深气田营城组火山岩储层,受火山喷发多期性的控制,气藏岩性、岩相变化较快,储层致密且非均质性严重,受构造与岩性双重因素控制成藏,气藏类型复杂。根据徐深气田火山岩气藏地质特征和试气、试呆动态资料,建立适合徐深气田火山岩气藏气井的试气、试采模式,并对气井产能测试的工作制度进行优化。获得的资料能更好的评价储层动态特征。     

杭锦旗地区十里加汗区带山1段致密砂岩气水分布影响因素及分布特征研究

杭锦旗地区十里加汗区带山1气藏产水普遍,对气水分布影响因素及分布特征认识不清,制约了气田勘探开发进程。利用钻井、测井、录井、分析化验、生产测试等资料进行综合研究,明确了气水影响因素及分布特征。研究表明:1山1段气水层按类型主要分为气层、"上气下水"型、"气水同层"型、水层,产出的地层水主要来自"上气下水"型和"气水同层"型,总结了各种气水层的测井特征;2分析了气水分异现象的原因:在物性较好的井区,临界气柱高度小,气水分异彻底,形成"上气下水"型;在物性较差的井区,临界气柱高度大,气水无法分异,形成"气水同层"型;3生烃强度控制了气水层的宏观分布,储层和物性进一步控制了气水层的展布范围和分布状态,正向微构造和鼻隆对气藏的富集起到了一定控制作用;4山1段气藏类型有岩性、构造+岩性复合、构造三类,前两类为研究区的主要气藏类型,是下一步的重点勘探对象。     

鄂尔多斯盆地苏39区块致密气藏气水分布及其主控因素

鄂尔多斯盆地苏里格气田发育典型的致密砂岩油气藏,其中苏39区块位于伊陕斜坡和天环坳陷交界部位的气水过渡带上,气水关系复杂,深入探索苏39区块的气水分布关系,对致密砂岩气藏的有效开发具有重要意义。综合试产、测井、储层以及地质背景等资料,系统研究了苏39区块致密砂岩气藏太原组(P₁t)—盒8段(P₂h₈)气水分布关系,总结了气水分布关系的主控因素,划分了气水分布模式。研究结果表明：根据含气水特征、气水分布产状、储层物性特征、测井解释以及产能情况,可以将研究区气水分布关系划分为纯气型、气水同层型、上气下水正常型、上水下气倒置型和纯水无气型5种。研究区气水分布关系主要受生烃强度、源储距离、局部构造、断层以及储层物性和非均质性的影响。生烃强度控制了气水分布的范围,源储距离影响气水的纵向分布;断层沟通了烃源岩和储层,对于气水有一定的调整作用;区域构造起伏对气水分异有一定的影响;储层物性控制储层局部的气水分布,储层非均质性影响着气水纵向分布关系。根据不同源储组合的差异,分别建立了源储一体(源内)型和源储相邻(近源)型2种致密砂岩气水分...     

四川盆地七里北区块飞仙关组气藏水层识别及能量分析

四川盆地东北部七里北区块下三叠统飞仙关组气藏为高含硫构造气藏,气藏中部埋深4 750 m左右,气藏评价阶段测试资料少,气水界面分布不清。为降低水侵对气藏开发的影响,水层的早期识别和能量判断尤为重要。通过采用纵横波速度比值法、孔隙度—含水饱和度交会图法和P~(1/2)正态分布法进行水层识别并应用MDT测试数据进行了验证,采用与相邻区块物性相近水井类比的方法估算了研究区水层能量。结果表明:①七里北区块飞仙关组气藏气水界面为5 832 m;②水层岩性以溶孔鲕状云岩、针孔白云岩和鲕状灰质白云岩为主,高低渗透层段交错分布,物性整体差于气层;③水层体积和弹性能量有限,不足以形成影响气藏生产的有效水驱能量。     

徐家围子断陷营城组火山岩及气藏分布

徐家围子断陷营城组火山岩是该区深层天然气勘探的重要领域。根据钻井揭示结果,并结合地质、地球物理综合分析,探讨了徐家围子断陷营城组多期次火山岩分布规律,明确了储层发育的控制因素,分析了气藏富集的控制因素,预测了气藏分布。研究结果表明:营城组火山岩可划分为两段六期,火山口区沿断裂带展布,酸性火山岩与中基性火山岩在火山口区展布规模差异大;火山岩储层受岩性、岩相控制,酸性火山岩优于中基性火山岩,平面上火山口区最优,远火山口区最差;纵向上受期次控制,各期次上部发育优质储层;酸性火山岩火山口区、近火山口区气藏主要受构造控制,为岩性—构造气藏,远火山口区发育致密岩性气藏,中基性火山岩气藏整体为致密岩性气藏。研究成果为深层天然气勘探指明了方向,取得了良好的勘探效果。     

MDT测井技术在川东北地区多井解释中的应用

在高度非均质的碳酸盐岩地层中，常规测井资料无法解释的一些疑难问题（如常规测井资料无法确定储层纵横向上的连通性、气水界面判断不准、疑难层的流体性质判断不清等）可以通过电缆试地层测试资料的应用得以解决，并见到了较好的地质效果。MDT（模块式地层测试）测井新技术能够及时、快捷、准确地获取储层流体、压力资料，把许多需要在试油及勘探评价阶段才能解决的问题通过MDT测试就得以了解、认识，从而有效地减少试油工程的投入，也为气藏的储量计算提供了较准确的参数。用MDT测试的压力资料结合常规测井资料，以及区域地质、地震、试油的地层压力资料，对川东北罗家寨、磙子坪、铁山坡等气田进行多井压力分析，较好地解释了各个气藏及气水之间的关系，准确地确定了气藏的气水界面，为储量计算提供了依据。     

汪家屯、安达—宋站地区火山岩储层“四性”特征及储层流体性质识别研究

徐深气田汪家屯、安达-宋站地区火山岩储层岩性复杂,不仅发育有酸性火山岩,还发育了大面积的中基性火山岩,在对研究区内不同火山岩储层岩性、物性、电性、含气性特征进行系统分析后发现,不同岩性储层"四性"关系特征有很大差异,由于测井响应是岩石成份、孔缝发育程度和流体性质等的综合反映,因此将测井响应与"四性"关系特征相结合,同时应用岩心、测试、录井等资料对研究区内营城组火山岩储层流体性质进行了识别。     

低渗透气藏气水界面预测新方法

相当数量的低渗透性气藏,不管有无边底水,生产井常气水同产、气水比存在较大差异,影响气藏开发效果,其原因是低渗透气藏存在较高的气水过渡带、满足开发要求的有效储层空间分布不精确;传统方法确定的气水界面误差较大,导致气井射孔位置不尽合理,所以精确预测气水界面位置和有效储层分布至关重要。文章通过对低渗透、气水同产气藏的分析和研究表明,在非均质条件下,相同含气饱和度界面并非水平面,而呈不规则的起伏面;通过理论分析探讨,综合利用压汞与物性资料形成了一种定量预测气水起伏界面的方法,进而得到有效储层的空间分布,可有效指导气藏的合理高效开发。实际应用结果表明该方法可行可靠。     

鄂尔多斯盆地北部深盆气藏近地表地球化学特征

鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏为深盆气藏。它自南到北可分为气区和水区;气区分布在南部近源岩区,其成藏受控于砂岩展布和物性,气藏压力“负异常”,无边水和底水,烃类向上微扩散弱,近地表地球化学背景场低;水区分布在该区北部,远离源岩,其成藏主要受控于构造,气藏压力正常,具有边水或底水,烃类向上微扩散较强,近地表地球化学背景场相对较高。根据这种特征,建立了深盆气藏气水界面的地球化学特征以及气区和水区的异常模式,即由低背景突变为中背景的陡增带为深盆气气藏的气水分界面,水区气藏主要为环状或半环状异常模式。     

徐深气田火山岩储层气水层识别方法研究

徐深气田兴城地区深层火山岩储层岩性复杂多变、储层流体多样、气水关系也较为复杂,在火山岩储层流体性质识别方面存在较大困难.根据天然气对三孔隙度测井曲线的影响,并结合录井、试油等资料,应用岩心刻度测井,提出了三孔隙度组合、交会图和测井新技术判别等3种识别方法,给出了深侧向视电阻率-密度交会图和深侧向视电阻率-录井气测比值交会图及其对气层评价标准;测井新技术使用了密度-核磁共振孔隙度交会法和声波纵-横波速度比较法,用综合手段判断火山岩储层的流体性质.经过20多口探井、评价井的处理解释和应用,较好地解决了火山岩储层气水层识别难题,提高了徐深气田火山岩储层的气层解释符合率.     

松辽盆地南部深层火山岩识别及成藏条件分析

松辽盆地北部徐深1井在营城组火山岩获得油气突破后，在松辽盆地南部长岭断陷针对火山岩部署了长深1井。在长深1井营城组火山岩地层测试获4.6×105m3/d的工业气流，推算无阻流量1.5×106m3/d以上，预示松辽盆地南部深层火山岩气藏是下步勘探开发的主要领域。通过大量的火山岩岩心资料，利用岩石学、矿物学、测井和地震地层学等多学科技术，首次在松辽盆地南部建立了火山岩识别标准，在东南隆起区部署探井1口，在火山岩中见到了较好的气显示，取得很好的效果。     

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布模式及影响因素分析

川中地区上三叠统致密砂岩气藏气水关系复杂,气水分布的研究对于气藏的有效开发有着重要意义。以试气资料为基础,通过对川中地区须家河组15个气藏80余口井的测井响应特征研究和含水饱和度的计算,证明高分辨率阵列感应电阻率曲线和可动饱和度大小可对气层、水层进行有效识别;根据单井和剖面气水分布特征的研究,认为川中地区须家河组纵向上有多个气水系统,单气水系统内部自上而下可动水饱和度逐渐增大、呈上气下水的分布状态,宏观上存在3种类型的气水分布模式:岩性型、裂缝岩性型及构造—岩性型,并以合川须二段气藏、充西须四段气藏和广安须六段气藏为例加以说明;结合地质背景分析认为,作为典型的岩性气藏,川中地区须家河组气藏气水分布受优质储层分布的控制,在砂体连通性、裂缝和构造等因素的影响下形成现今的气水分布模式。     

徐深气田中基性火山岩气水层测井识别

松辽盆地徐深气田中基性火山岩储层岩性复杂,岩石骨架密度变化大,岩性对测井的影响往往超过储层流体的影响,且岩石蚀变及金属矿物的存在使得测井电阻率降低,不能反映储层真实的流体性质,中基性火山岩气水层识别难度较酸性火山岩更大。为此,充分利用不同测井信息的优势,合理选择对气敏感、受岩性影响较小的背景值参数,综合应用双密度重叠、横纵波时差比值及核磁测井识别3种流体识别方法,判别中基性火山岩储层流体性质。通过对研究区18口探井、评价井的处理解释,经试气验证,符合率达92.3 ％,见到明显应用效果。