涩北气田第四系生物气藏低阻气层特征及成因研究

由于低电阻率油气层的电阻率低于或接近邻近水层的电阻率,降低了利用电阻率识别油气层和水层的分辨率,给测井解释带来较大的难度。青海柴达木盆地第四系涩北气田的储层岩性主要是含泥粉砂岩、粉砂岩和泥质粉砂岩。为了利用测井等资料评价第四系低阻气层,文章在分析和研究测井曲线、岩心分析资料的基础上,提取水层、气层测井曲线以及储层物性特征,剖析了低阻气层最主要原因是储层亲水且较高束缚水饱和度和高地层水矿化度的综合反映。     

子洲气田气水层的识别方法

子洲气田山2段是岩性气藏。作为气藏中的流体,气和水受到构造和储层性质的变化的影响,在测井曲线上进行流体识别要考虑到多种因素。采用自然伽马-电阻率交会图、波阻抗-电阻率交会图来识别储层中的流体。自然伽马-电阻率交会图可以区分气层、水层、干层,波阻抗-电阻率交会图可以区分气层、水层、干层。通过理论与实例分析得到上述方法基本能有效区分气、水、干层,具有较高的准确率。     

应用压力敏感性实验确定地层条件下致密砂岩储层的物性下限

本文针对致密砂岩气藏目前的定义和储层物性下限标准,选取苏里格气田东部致密砂岩储层进行压力敏感性实验。根据实验结果将致密砂岩空气中储层物性和地层条件下储层物性进行拟合,计算压力敏感因子,建立致密砂岩储层在空气中和地层条件下的对应关系,为致密砂岩气藏开发奠定基础。     

煤系地层致密砂岩压裂技术可行性研究

鄂尔多斯盆地气藏属于低孔、低渗、低压的致密砂岩气藏,在山西组、太原组、本溪组附近地层发育有多段煤、砂互层.在水力压裂过程中,地层裂缝通常在低应力面发生起裂,支撑剂大多进入煤层,较少铺置到致密砂岩层中,难以在致密砂岩层中形成有效的气体渗流通道.为此,在真三轴实验条件下,对大尺寸砂岩-煤岩产层组模型进行水力压裂实验,通过剖切压裂试样描述了在不同起裂位置、不同压裂液黏度、不同排量等条件下的水力裂缝扩展和空间展布规律,同时,结合软件模拟不同储层物性条件下对水力裂缝扩展的影响,系统评价了实现煤系致密砂岩气储层综合改造的条件.     

延长油田石油地质特征

延长油田勘探开发目的层为三叠系延长组长6油层组,储层已进入晚成岩作用阶段,具有矿物成熟度低、结构成熟度高、成岩作用强烈的特点。储层为低孔隙度、特-超低渗透率致密砂岩,浊沸石微溶型储层是本区的主要储层类型,粒间孔-溶孔型孔隙组合为主要孔隙空间类型,次生孔隙有效地改善了储层物性,是重要的储集空间。三角洲前缘水下分流河道砂体是本油田的主要储集层段。石油地质特征表现为沉积微相控制储层岩性,岩性和成岩作用控制物性,物性控制含油性,缺乏局部构造,为典型的岩性油藏。     

水平井技术在苏里格气田53区块的应用

苏里格53区块(以下简称苏53区块)隶属于苏里格区块,区域构造是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带.主要目的层为石盒子8号层,气层垂深3200-3400m.储层沉积类型为辫状河和曲流河,储集砂体非均质性强,连续性较差,属溶孔、晶问孔隙型储层,裂缝不发育,储层物性差.气藏类型为无边底水弹性气驱、低孔、特低渗的岩性气藏.[1]为了提高苏里格气田整体开发效率,目前在苏53区块部署6口水平井,目前已经全部完钻,开始大规模应用阶段.     

低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨

东濮凹陷低渗致密气藏储层物性差,非均质性强,气层自然产能低,为了有效地开发好低渗透气藏,在研究和开发实践基础上形成了储层改造、排液采气、储层保护等配套工艺技术.针对特殊地质状况和开发中难以解决的技术问题,提出适用于东濮凹陷低渗致密储层的采气配套工艺技术对策,以延长气田稳产期.     

核磁共振在普光气田海相地层中的应用

普光气田主要产层是海相碳酸盐地层,具有非均质性强、孔隙度低、储层岩性复杂的特点。常规测井在正确划分储层和储层评价方面存在难度。核磁共振测井能够直接测量储层的自由流体孔隙度,并能提供较为精确的储层渗透率,并且测量结果不受岩性、地层水矿化度的影响,也不破坏地层的平衡状态和孔隙结构,在储层的解释评价中取得了很好的效果。     

水平井技术在苏里格气田53区块的应用

苏里格53区块(以下简称苏53区块)隶属于苏里格区块,区域构造是鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部中带。主要目的层为石盒子8号层,气层垂深3200-3400m。储层沉积类型为辫状河和曲流河,储集砂体非均质性强,连续性较差,属溶孔、晶问孔隙型储层,裂缝不发育,储层物性差。气藏类型为无边底水弹性气驱、低孔、特低渗的岩性气藏。[1]为了提高苏里格气田整体开发效率,目前在苏53区块部署6口水平井,目前已经全部完钻,开始大规模应用阶段。     

惠民凹陷基山砂岩体测井资料评价

基山砂岩体储层厚度大,低孔低渗,储层岩性细,非均质性较强,深度相近的岩心物性差异较大;储层碳酸盐和泥质含量的增加使储层物性变差;该区地层水总矿化度较高,储层束缚水含量高,使得油层、水层电性不明显。测井资料划分油干、油水层难度大,储层参数计算较困难等特点。本文针对该类储层的评价难点和目标,结合岩心实验室分析物性资料、试油等第一性资料,对该类储层进行分析研究;利用岩心资料与测井信息建立转换关系,建立了一套适合本地区特点的解释模型,来确定储层参数的计算方法、建立测井解释模式;实验分析资料、试油试采资料等分析了油层类型,建立了解释标准图版。     

临兴地区非常规天然气合探共采地质条件分析

临兴地区位于鄂尔多斯盆地东缘河东煤田中部,前期勘探和试井生产显示该区块具有良好的煤层气、页岩气和致密砂岩气资源前景。通过对3种非常规天然气资源勘探和开发地质条件的系统分析,结果表明,临兴地区具有煤层气、页岩气和致密砂岩气优越的成藏条件和良好的配置关系,煤层—页岩—致密砂岩3种储层中天然气连续聚集成藏,受物质基础和保存条件的影响,不同的层位和构造位置上存在差异。提出了该地区非常规天然气的勘探开发可遵循以下原则:东部浅层进行太原组煤层气、页岩气以及山西组煤层气的合探共采,西部深层集中进行山西组页岩气、致密砂岩气以及太原组致密砂岩气的合探共采。从而为该地区非常规天然气的利用提供科学依据。     

控因法研究有效储层分布规律

以鄂尔多斯盆地苏里格气田苏120井区为主要研究区域,以盒8段为目的层段。通过测井资料整合数据,将气层、含气层、气水层三类储层厘定为有效储层,并进行有效储层厚度统计,人机联作从井控、砂控、构控等方面进行控因分析,将井区内部有效储层平、剖面规律进行研究,从而可对各小层油气相对储量以及油气的平、剖面分布规律进行指导。结合前人研究成果,得出盒8段各小层平面有效砂岩展布,盒8下亚段为主要储集层段。     

大庆外围砂煤互层压裂工艺技术研究

大庆外围探区油气资源丰富,包括致密油以及致密砂岩气、煤层气等非常规油气资源。煤层具有杨氏模量低、泊松比高、节理发育等特点,对于砂煤互层类低渗透砂岩储层,水力压裂时裂缝容易穿入煤层或沿砂煤界面延伸,造成高停泵、裂缝扭曲、裂缝形态复杂等现象。同时由于煤层动态滤失大,易造成局部过液不过砂,加大施工难度,导致目前施工成功率低。综合分析国内外致密砂岩气及煤层气技术发展现状,开展了砂煤互层压裂工艺技术研究,通过岩石力学测试及应力精确解释,结合现场试验,形成压裂优化设计及现场施工工况诊断、分析控制方法,现场试验效果良好,为非常规储层压裂深入开展研究奠定了基础。     

文23气田气井结盐分析及防治技术

文23气田2005年年初突发结盐现象,并迅速扩散到整个气田,经常造成管柱盐堵和遇卡,严重威胁到气井安全生产。通过开展文23气田结盐机理和防治过程研究,形成了一套适合该气田的系列清防盐工艺,可适应不同盐垢类型和部位,各项技术指标安全可靠,对油套管和产层伤害很低。通过应用清水、优化管柱、地层挤注抑盐剂、泡沫酸等配套工艺,提高了清防盐效果,降低了气井结盐速度,保证了结盐气井的正常生产,具有良好的推广应用前景。     

靖边气田马五地层气井出水机理初探

靖边气田下古生界马五1＋2气藏是靖边气田的主力气藏,但其地层水在横向上呈块状或透镜状分布,无连片水体,气藏无统一的气水界面。多数井具有气水层共存的特点,气水关系不清。但在一些区域或井区,地层水又相对集中的产出,产水量不大、水体不活跃,具有独特的特征。本文简要研究了该气藏的气水分布特点、产水气井动态分析以及气井出水机理分析研究,以便保证气田的持续供气能力。     

低渗致密砂岩气藏储层裂缝定量预测研究与应用

致密砂岩储层裂缝对提高储层渗透率和增强产能具有十分重要的意义。综合利用现代裂缝研究成果,通过对户部寨气田沙四段储层的构造裂缝描述研究,应用三维有限元数值模拟方法,并进而定量预测裂缝破裂高值区分布,模拟预测结果与压裂改造和气藏开发实际吻合,达到了理想的效果。对气田下一步布井开发具有重要的指导意义。     

致密砂岩气藏不同储层产能及其相对贡献率初探

针对致密砂岩气藏各类储层产能及其贡献率到底有多少的问题,选取致密砂岩气藏Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层样品进行产能模拟实验,对致密砂岩储层的产能贡献率进行分析研究。实验研究表明Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层平均产能分别为408.4825m3/m·d、139.745m3/m·d、50.105m3/m·d,按照每口井有效厚度25m计算,未压裂改造井日产能可达到1002.1m3/d。Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类储层产能贡献率分布区间分别为:55%~65%、23%~27%、8%~15%,目前开发很少的Ⅲ类储层具有一定的产气能力,是致密气藏后续开发的潜力层段,这一结论为国内致密砂岩气藏资源的开发指明了方向。     

史家畔地区裂缝研究

裂缝是岩石中失去结合力的一种地质界面,是岩石中没有明显位移的断裂,它既是油气储集空间,也是渗流通道,因此,对裂缝的研究一直是油气勘探开发中的一项重要内容.史家畔油田位于鄂尔多斯盆地东部属于致密砂岩油藏,具有低孔、低压、低渗特点,给开发带来了相当大的难度.天然裂缝的存在对致密砂岩油藏经济开发意义重大,研究其裂缝发育状况及分布规律对储层压裂改造及注水开发具有积极的指导意义.     

川东北陆相气藏试气作业储层保护技术

在油气田的勘探开发过程中,只有减少对油气层的损害,才有可能获取更大的综合经济效益。油气层损害是指在油气井钻井、完井、增产措施施工中,各种工作液在井周附近储层中造成的减少油气层产能的现象。而维持储层产能的重要条件是岩石的渗透性,渗透率越高,流体导流能力越高,储层产能越高。因此,保护油气层的核心问题就是如何保持储层的渗透率。川东北陆相气藏埋藏深,储层类型复杂,泥质含量高,勘探作业施工过程中的入井液体与地层流体不配伍,易引起水敏、盐敏、压敏等现象。文中对试气作业施工可能造成储层损害的因素及采取的相应保护措施进行了详细分析,目的在于提高陆相气藏储层保护水平,确保气藏产能得以彻底解放。     

Investigation of gas and water coning behavior for the enhancement of oil production

This study presents the extensive simulation to control the concurrent behavior of gas and water coning in oil reservoir with existence of a bottom aquifer. From simulation results, coning phenomena were observed even with the critical oil rate obtained analytically. It is because the critical rate is calculated using a steady state expression. In order to examine the coning behavior, firstly, we have run for various oil layer thicknesses. The result in case of thin layer shows early breakthrough of gas and water cones and the increase in water-oil ratio from the beginning of production. Meanwhile, for the thick case of 200 ft, there is no water breakthrough observed even though water cone has been already formed because it is stable. Since gas and water cones move mainly in a vertical direction, cone development is affected by a vertical permeability. As a result of runs for vertical permeabilities, the breakthrough time is getting delayed as the vertical permeability is smaller. In the case of a high vertical permeability, the shape of the water cone is developed in a concave form at the beginning. After two years of production, however, this cone shape becomes almost flat since the water-oil contact is elevated uniformly throughout the whole reservoir. In the analysis of coning behavior for different aquifer sizes, it is found that the aquifer size does not affect both cone shape and watercut. But with a strong bottom aquifer the behavior of gas coning is greatly decreased since the pressure is maintained by the active aquifer. The extent of well penetration into the oil layer has a considerable effect on coning phenomena. As the completion interval is decreased, the breakthrough time is delayed. However, a large pressure drop occurs in the shortest interval so that it worsens the well productivity. The most practical method to control coning is the oil production rate. Production of gas and water can be minimized by keeping oil rates as low as possible. However, a low rate is directly linked to well’s economics, and therefore, the optimizing process for the production rate is essential.