靖边气田马五1+2气藏储层非均质性评价

靖边气田马五₁₊₂气藏非均质性强，定量化地描述其储层的非均质性、深入认识和评价储层的非均质性，这对科学指导气田开发中后期的层位调整和开发井加密调整具有积极意义。为此，以岩心物性分析资料为基础，采用统计方法对马五储层非均质性的变异系数、突进系数及级差等进行了大量计算分析，对储层层内及层间非均质性得出了全面而深入的认识。     

基于动态特征的开发井网优化——以苏里格致密强非均质砂岩气田为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田是典型的致密强非均质砂岩气田,储层有效砂体规模小、变化快、平面非均质性强、连通性差,开发难度很大,如何科学部署开发井来提高气藏采收率,是成功开发这类气田需要解决的首要问题。为此,在多年开展该气田开发方法研究成果和实际效果分析总结基础上,从开发井干扰现象分析入手,重新认识井网密度对采收率的影响。首次提出了井间干扰概念,并揭示了苏里格气田井间干扰概率与井网密度之间的关系,联合采用砂体精细解剖、油藏工程、数值模拟、经济评价等多种方法,建立了开发井网优化数学模型,得到了气田采收率和井网密度之间的定量描述。进而在综合分析的基础上给出了苏里格气田合理的开发井网:井网形式为平行四边形;井网密度为3.1口/km2,对应的井距为500m,排距为650m。开发实践效果证实,该方案在保证获得较好经济效益的同时,可最大程度地动用地质储量,提高气田最终采收率。     

碳酸盐岩储层微观非均质性分类评价——以普光气田飞仙关组储层为例

以普光气田下三叠统飞仙关组碳酸盐岩储层为例,为了研究影响储层微观非均质性,通过收集所有可以用来表征储层非均质性的参数,引入因子分析法优选出孔隙度、渗透率、排驱压力、相对分选系数、偏度系数及平均喉道半径等6项参数来表征储层非均质性。在此基础上,进一步对优选储层参数的样品进行聚类分析,确定飞仙关组碳酸盐岩储层存在强非均质性、较强非均质性、中等非均质性和弱非均质性等四种类型,其中54%的样品表现为中等非均质性;同时,采用判别分析建立了储层微观非均质性判别函数,得到研究区储层微观非均质性定量评价结果,该结果与聚类分析成果一致,即:普光气田飞仙关组碳酸盐岩储层存在强、较强、中等和弱非均质性四种类型,其中以中等到强非均质性为主。该分类评价方法为碳酸盐岩储层评价提供了参考作用。     

高产、高丰度气藏数值模拟研究——以玛河气田为例

玛河气田为新疆油田公司新发现的高产、高丰度、中深层的中型高压气藏。本文以玛河气田紫泥泉子组凝析气藏为例,运用数值模拟方法,对高产、高丰度气藏的开发方式、井网井距、水平井开发适应性等开发技术进行了研究,优选出一系列合理可行地开发技术政策,为今后气藏稀井高产提供科学依据。     

深层碳酸盐岩强非均质储层双重介质三维地质建模——以普光气田飞仙关组—长兴组储层为例

普光气田碳酸盐岩储层具有地层埋深大、礁滩相发育、基质物性差、天然裂缝广泛发育、储层非均质强等特征，开展此类强非均质储层双重介质的三维地质建模具有很大的挑战。为此，将储层建模对象划分为基质与裂缝2 大介质，基于单井解释数据与地震波阻抗数据体，通过井-震结合、逐级相控、多趋势融合概率体约束建立基质模型；按照分尺度、分期次建模思路，通过融合成因-地质-地震，综合构造应力场、距断层远近和裂缝地震敏感属性，采用熵权法联合专家经验评价的方式，多元融合构建裂缝空间展布约束体；在该约束体约束下，以离散裂缝网络建模方法构建裂缝模型。对融合后的基质-裂缝双重介质模型开展气藏数值模拟，各井历史拟合率最高可达90%，拟合误差控制在20%以内，模型拟合精度较高。     

储层非均质性定量评价新方法——以XC气田须二气藏为例

针对储层非均质性定量评价方法有的过于简单、有的又过于复杂、系统性不强等问题,根据集对分析原理和灰色关联度分析,建立了灰色集对分析模型,通过模型计算出联系度和权重,并将该分析模型运用到XC气田须二气藏层内非均质性定量评价中,同时就应用情况进行了评价。     

非均质碳酸盐岩气藏的分区物质平衡方法——以普光气田为例

非均质碳酸盐岩气藏在开发过程中,不同井区地层压力有差异,导致传统物质平衡方法计算指标存在偏差。针对上述问题,引入补给系数,分区建立物质平衡方程,计算指标更接近生产实际。     

碳酸盐岩成岩史及其对储层的控制作用——以普光气田为例

碳酸盐岩成岩作用贯穿沉积物从堆积到埋藏直至抬升的整个历史,碳酸盐矿物对成岩环境的高度敏感性使得岩石原始组构及其物性在长期的成岩作用过程中不断被改造,川东北普光大气田长兴组礁滩云岩和飞仙关组鲕滩云岩储层复杂的成岩史即是例证。综合运用高精度三维地震和岩心资料对储层的准同生成岩环境进行分析,利用普光气田重点探井薄片资料对埋藏成岩进行研究。上二叠统长兴组至下三叠统飞仙关组沉积时期,普光气田主体位于（镶边）台地,长兴组台地镶边礁、飞仙关组台缘滩和台内滩构成该气田的储层相,礁滩后和鲕滩间的局限环境提供了渗透一回流准同生白云石化条件。薄片研究表明普光气田长兴组和飞仙关组经历了大范围白云石化、多期胶结作用、压实、多期溶解、裂缝等成岩作用。白云石化作用产生了晶间孔并提高储层渗透率,早期方解石胶结物可使岩石原始孔隙度免遭压实作用破坏,鲕粒的选择性溶解形成溶模孔,埋藏期非组构选择性溶解产生溶蚀扩大孔或溶洞,构造裂缝不仅大大提高了储层渗透率而且作为埋藏溶蚀性流体运移通道形成溶蚀扩大缝。尽管多种成岩事件的叠加以及沉积组构的复杂性决定了礁滩储层物性的非均质性,但鲕滩和礁滩岩相的原始沉积组构控制着潜在储层分布。     

深层海相碳酸盐岩气藏气井产能计算方法 ——以四川盆地安岳气田高磨地区灯四段气藏为例

安岳气田高石梯—磨溪地区上震旦统灯影组第四段气藏属于深层海相碳酸盐岩气藏,埋深超过5000 m,已探明地质储量超过5900×108 m3.受到多期岩溶作用的影响,储层具有强非均质性特征,储层流体渗流规律复杂,需要较长时间才能达到拟稳态流动,因此测试成本高,难于大规模长时间开展正规产能测试工作.而气井产能评价对于制定单井...     

巨厚煤储层孔隙结构的垂向非均质性特征——以青海聚乎更矿区为例

中国北方含煤盆地广泛发育侏罗系巨厚煤储层。以青海聚乎更矿区为研究区,利用扫描电镜、压汞、低温液氮等实验方法,探讨了中侏罗统巨厚煤储层孔隙结构的垂向非均质性特征。研究结果表明,发育在丝质体和半丝质体中的孔隙较多,结构相对较好,丝质体和半丝质体含量越高,样品的孔隙结构复杂程度越低;基质镜质体和均质镜质体中则较少见孔隙发育,其含量越高、样品的孔隙结构非均质性越强。依据镜惰比与凝胶化指数将研究区巨厚煤储层划分出3个水退旋回(旋回Ⅰ、旋回Ⅱ和旋回Ⅲ),大孔和小孔的分形维数随水退表现出减小的趋势,大孔孔容、中孔孔容和孔隙度随水退表现出增大的趋势,其本质是水退致使丝质体和半丝质体含量增大,从而使得孔容增大、孔隙结构复杂程度降低。比较3个旋回的孔隙结构可以发现:旋回Ⅰ较旋回Ⅱ和旋回Ⅲ的孔隙连通性差,整体上孔隙度的分布为旋回Ⅰ>旋回Ⅱ>旋回Ⅲ;大孔孔隙结构的复杂程度表现为旋回Ⅲ>旋回Ⅰ>旋回Ⅱ,中孔孔隙结构复杂程度则表现为旋回Ⅰ>旋回Ⅱ>旋回Ⅲ,而各旋回小孔的孔隙结构相差不大。对巨厚煤储层进行旋回性划分,再比较各旋回孔隙结构的差异性,是一种行之有效的巨厚煤储层物性研究...     

考虑储层层间非均质性的#br# 边水气藏气井见水时间计算模型——以普光气田下三叠统飞仙关组气藏为例

现有的边水气藏气井见水时间计算模型均未考虑储层层间非均质性的影响,较之于气井的实际见水时间,其计算结果存在着较大的误差,不能准确、有效地指导气井生产制度的调整和气藏控水技术措施的制订。为此,以四川盆地普光气田下三叠统飞仙关组边水气藏为例,开展了岩心并联水驱渗流实验;采用油气藏数值模拟的技术手段,研究了由于储层的层间非均质性引起的边水突进现象对气井见水时间的影响;在此基础上,引入突进系数来表征储层的层间非均质性,建立了考虑层间非均质性影响的多层合采边水气藏气井见水时间计算模型,并选取普光气田飞仙关组气藏5口井进行了实例计算。研究结果表明：①气藏储层的层间非均质性导致产生边水突进现象,并且层间非均质性越强,突进现象越严重、气井见水越早,渗透率最高的储层见水时间决定了气井的见水时间;②基于渗流理论,建立了考虑储层层间非均质性影响的边水气藏气井见水时间计算模型,其计算结果的相对误差介于－3.43%～4.70%,能满足工程误差的精度要求。结论认为,所建模型可以为准确计算多层合采边水气藏气井见水时间提供有效的方法,进而有助于边水气藏气井生产制度的调整和控水技术措施的制订。     

四川盆地磨溪区块灯影组四段强非均质性碳酸盐岩气藏气井产能分布特征及其对开发的指导意义

四川盆地磨溪区块灯影组四段气藏储集空间多样,储层非均质性强,流体渗流规律复杂。气藏开发过程表现为以下3个特征：①气井产能差异大,以中高产井为主;②气井稳产能力差异大,大多数井稳产能力较强;③分段酸压工艺和特殊工艺井可大幅度提高气井产能。为弄清气井产能分布特征,采用气藏工程研究与综合地质研究相结合,分析气井产能在平面上的分布特征。研究结果表明：气井产能在平面上具有明显的分区分带特征。气井产能在平面上主要分布在4个区域：Ⅰ区,上覆灰岩厚度为0 m区域;Ⅱ区,上覆灰岩厚度介于0~5 m之间区域;Ⅲ区,上覆灰岩厚度介于5~20 m之间区域;Ⅳ区,上覆灰岩厚度介于20~40 m之间区域,同时建立了不同区域内气井产能与上覆灰岩厚度的拟合公式。气井产能在平面上主要分布在台缘带、台内带和坡折带3个带,气井产能由台缘带、台内带到坡折带依次减小。研究成果可有效支撑气藏开发建产区筛选、井位部署和气井产能评价。     

考虑变渗透率模量的异常高压气藏产能计算新方法

在异常高压气藏开发过程中,储层岩石常常表现出应力敏感特征。由于压敏储层在有效应力变化范围较大时,渗透率模量将随着有效应力的变化而变化,这样基于常渗透率模量的产能方程很难准确评价异常高压气藏的产能特征。为此,针对异常高压气藏的渗流规律,建立了考虑变渗透率模量和高速非达西效应的产能计算模型,并用Newton Raphson方法对模型进行求解。研究及实例分析结果表明：应力敏感作用会使异常高压气藏气井的产量降低,尤其是在井底流压较低时,其产量降低得更为严重;在井底流压较小时,用传统的常渗透率模量计算的产量可能会错误评价应力敏感作用对气井产量的影响;而高速非达西效应将会使异常高压气藏气井的产量降低,随着井底流压的减小,高速非达西效应使气井产量降低的程度更为严重。结论认为：在开发异常高压气藏的过程中应考虑变渗透率模量和高速非达西效应对气井产能的影响。     

普光气田高含硫气井带压更换采气树工艺技术

采气树在使用过程中如出现腐蚀、泄露、机械故障等而又无法在线修复的情况,则需要进行整体更换。但像四川盆地普光气田这样孔、洞、缝较发育的酸性碳酸盐岩气藏,若采用先压井再整体换装采气树的方法会造成储层的二次污染,很难再恢复到修井前的气井产能。为此,考虑作业安全和生产实际,研究形成了"两封堵一隔离"带压更换采气树工艺:①安装地面泄压放喷流程,进行整体更换采气树演练,准确测算所需的时间;②关闭井下安全阀,通过泄压放喷管线排放井下安全阀以上通道内气体,进入放喷池点火燃烧,将井口油管压力泄至0;③连接液氮泵车按照测算量向井筒顶替液氮;④安装双向背压阀,利用送取工具,将背压阀安装在油管悬挂器内的背压阀座面,封堵油管;⑤整体更换采气树,试压合格后按照操作规程取出双向背压阀。现场成功应用2口井,很好地解决了高含硫气井不压井更换采气树的技术和安全控制难题。     

苏里格气田致密气藏水平井指标分类评价及思考

致密砂岩气藏是我国天然气资源的重要类型,水平井是提高该类气藏单井产量的主要技术手段。鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气藏砂体的内部结构复杂,气层薄而分散,具有很强的非均质性,水平井产能差异极大。因此,采用气井分类评价的思路,建立不同类型气井地质模型与产能动态特征关系,按产能和经济效益将气井分为好、中、差３类。根据目前该气田水平井的部署情况,分类评价水平井优选井位加密部署和区块整体部署两种方式下水平井的开发指标,用以指导致密气藏水平井的开发评价。在此基础上,针对致密气藏产能评价的难点,提出了基于单裂缝的水平井产能评价新思路;从致密砂岩气藏提高储量动用程度的角度,初步讨论了水平井砂体内部构型、开发后期剩余储量的分布方式,并给出了相应的开发建议：非主力层未动用储量采用混合井型井网进行开发,主力层段内的未控制储量要在经济技术允许的条件下;水平井井距和压裂间距应按照合理范围的下限来考虑。     

深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏加砂压裂技术——以塔里木盆地大北、克深气藏为例

目前国内对于深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏实施压裂改造的技术瓶颈主要是耐高温加重压裂液的性能和分层改造技术。为此,以塔里木盆地大北、克深气藏为例,在开展天然裂缝开启条件、垂向地应力和裂缝性砂岩暂堵转向等压前评价的基础上,研制了耐高温加重压裂液,研发了针对深井与超深井的常规加砂压裂技术以及以提高长井段储层纵向动用程度为目的的暂堵转向复合压裂技术,并进行了现场应用实验。结果表明:(1)在天然裂缝的激发阶段,应提高净压力,采用小粒径支撑剂降滤或暂堵等技术措施,改造天然裂缝且使其保持一定的导流能力;(2)在主裂缝的造缝阶段,应调整排量控制净压力,采用冻胶造缝的连续加砂模式,沟通天然裂缝;(3)压裂液选用KCl和NaNO_3无机盐加重,其中NaNO_3加重压裂液最高密度达1.35 g/cm~3,最高耐温180℃;(4)常规加砂压裂技术应用在天然裂缝发育一般或不发育的储层,压裂管柱以直径88.9 mm的油管为主,使用KCl或NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高2~5倍;(4)暂堵转向复合压裂技术应用在天然裂缝较发育的长井段储层,压裂管柱以直径114.3mm的油管为主,使用NaNO_3加重压裂液,压裂后的产气量比压裂前可提高1~3倍。结论认为,所形成的加砂压裂系列技术能够为塔里木盆地深层—超深层裂缝性致密砂岩气藏的高效开发提供技术支撑。     

产水凝析气藏循环注气受效评价标准讨论——以大涝坝凝析气藏为例

塔里木盆地大涝坝凝析气藏开发中后期采取循环注气,由于反凝析和水侵作用,注气机理、注气作用已不同于常规凝析气藏循环注气。为此,首先分析了注入气在地下的流动过程、与地下流体的接触作用,总结出注气过程中主要发生注气驱油、反蒸发、气窜和抑制水侵等作用。进而以注气机理为基础,结合注气前后生产井地面参数、流体监测数据、PVT数据和曲线形态特征,综合评价了生产井受效情况,并给出了各参数变化特征和变化范围。最后据典型参数变化特征,建立了3大类4种受效特征共计15项评价参数,实现了凝析气藏注气受效半定量—定量评价。大涝坝凝析气藏运用该评价标准,确定注气过程中以气驱油作用为主,产水井抑制水侵效果好,距离注气井近的生产井气驱油过程伴有反蒸发作用,生产井未发生气窜。结论认为:该评价标准为进一步优化注气方案提供了依据,并且所描述的注气机理和所建立的受效标准对采取循环注气开发的凝析气藏有一定的参考作用。     

四川盆地高石梯地区震旦系灯影组气藏高产井地震模式新认识

四川盆地震旦系灯影组为一套主要受沉积和岩溶作用控制的缝洞型储层,以缝洞尺度小、地层岩性复杂、储层纵横向非均质性强等为特征,致使储层钻遇率较低、单井天然气产能差异较大。为了解决该区储层地震识别存在多解性的难题,在对位于乐山—龙女寺古隆起南翼的高石梯潜伏构造区灯四段进行地层精细划分的基础上,结合气井测井、测试资料确定储层组合类型,利用高分辨率地震资料开展了不同储层组合类型典型井的地震响应特征及高产井地震模式研究。结果表明,该区灯四段可划分为3种储层组合类型,对应于3类地震模式:(1)Ⅰ类地震模式,具有"宽波谷+双亮点"或"宽波谷+复波"地震响应特征,缝洞发育,为开发阶段首选的高产井地震模式,可实施大斜度井或水平井工艺;(2)Ⅱ类地震模式,具有"宽波谷"地震响应特征,缝洞较发育,为中产井模式,可实施大斜度井工艺;(3)Ⅲ类地震模式,具有"宽波谷+亮点"地震响应特征,缝洞欠发育,为较低产能井模式,可实施水平井工艺。该地震模式新认识的现场应用效果表明,储层钻遇率超过60%,已完成的8口井平均测试天然气产量高达75.34×104 m3/d。结论认为,基于地震相、缝洞预测及靶体设计一体化的高产井地震模式,支撑了该区天然气勘探开发井位部署和钻井轨迹调整,取得了良好的应用效果。     

高阶煤层气储层非均质性及其定量评价——以沁水盆地南部郑庄区块为例

煤储层非均质性影响煤层气开采。以沁水盆地南部郑庄区块3#煤层为例,开展高阶煤层气储层非均质性研究。采用变异系数定量评价了煤储层物性参数（含气量、吸附时间、宏观和显微裂隙密度）和煤岩学参数（显微组分和最大镜质体反射率）在储层纵向上的非均质发育特征。结果表明：煤储层参数层内非均质程度由强至弱依次为吸附时间（平均变异系数0.5246）、矿物质含量（0.4665）、总显微裂隙密度（0.4381）、总宏观裂隙密度（0.3143）、惰质组含量（0.2473）、镜质组含量（0.1125）、含气量（0.0877）和最大镜质组反射率（0.0135）。其中,吸附时间、矿物质含量和裂隙密度层内非均质性较强,是需要重点评价的储层参数。研究成果为煤层气储层非均质性的精细刻画以及定量评价提供了新的思路。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏充注动力计算方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田上古生界气藏含气特征复杂,开发难度大。为此,从充注动力的角度分析了不同区带、不同层位成藏充注动力的差异性及其对该区气藏含气性的控制作用。首先根据该区上古生界气藏的地质特征,建立了气田的充注成藏模式,认为充注动力的主要类型为源储流体势差,其成因为烃源岩生烃增压产生的流体过剩压力;在此基础上采用泥岩压实的方法计算了成藏期烃源岩与储层的流体过剩压力和压差。计算结果表明:烃源岩的流体过剩压力介于13.0~22.0 MPa,源储之间的流体过剩压差介于3.5~9.5 MPa,流体过剩压力从烃源岩向储层或更外围地层整体呈逐渐减小的趋势。进一步将典型井烃源岩产生的流体过剩压力、源储压差与区域的生烃强度相比较,发现区域生烃强度越高,则流体过剩压力与压差就越大,表明成藏期的充注动力越强劲。结论认为:充注动力对该区气藏的含气性具有重要的控制作用,在储层物性、烃源岩与储层配置条件基本相当的条件下,充注动力越大,则储层含气饱和度越高。