徐深气田火山岩气藏开发早期试井评价

近年来松辽盆地北部深层徐家围子断陷天然气勘探取得了重大突破,2005年徐深气田提交天然气探明地质储量1 018.68×10⁸m³。为搞好徐深气田火山岩气藏的开发工作,应用气井产能测试及压力恢复试井等资料的解释分析,对徐深气田火山岩气藏进行早期评价。建立气井产能方程,初步确定火山岩气藏气井产量和无阻流量差异较大,气藏模型类型复杂多样,储层平面分布范围有限,多数压裂井附近存在不流动边界,因此,单井合理配产和控制边底水采出是高效开发徐深气田的重要手段。     

徐深气田火山岩气藏特征与开发对策

松辽盆地徐深气田是中国石油大庆油田有限责任公司2002年发现、2005年探明的,主要气藏类型属于火山岩气藏。为了有效开发该类气藏,先后开展了露头勘测、密井网解剖以及长井段取心等研究,研究成果证实:大庆地区火山岩气藏在地质上具有储层岩性、岩相类型多样,平面和纵向变化快,非均质性强,气藏受构造和岩性双重控制,气水关系复杂等特征。对徐深气田试气、试采和试验区开发动态跟踪研究的结果显示:该类火山岩气藏在开发动态方面具有气井早期产能差异大、平面分布不均衡,单井控制的动态储量差异大,出水类型复杂多样等特征。通过综合地质、气藏工程、压裂工艺等多学科研究成果,结合火山岩气藏储层描述、地质建模、产能评价、水平井开发优化设计以及压裂增产等方面的实践成果,形成了一套适用于该区火山岩气藏的开发对策:①深化火山岩气藏地质规律认识;②开展产能评价技术研究,完善技术手段;③优化直井设计,实现Ⅰ、Ⅱ类储层区块有效开发;④"整体考虑,分类治理",实现有效控水;⑤开展水平井开发技术攻关,探索火山岩气藏开发新模式。     

迪那2气田储层连通性及动用性评价

迪那2气田具有压力系数高、非均质性强、物性差、局部裂缝发育等特点。该气田截止2012年底,产能建设及井网部署已基本完成,需要对整个气藏的连通性及储量动用程度进一步深化认识,并以此为依据优化新井部署,指导迪那2气田科学、合理、高效地开发。利用钻井、地震、测井、测试等资料,通过采用地层对比、断裂刻画、隔夹层评价等地质手段定性的分析了气藏平面及纵向的连通情况,采用压力动态分析、MDT测试结果对地质认识加以验证,最终得到了迪那2气田平面及纵向均连通性好且可动用程度高这一新认识,为迪那2气田的开发决策提供了科学依据,也为该类油气藏连通性评价及储量动用提供可靠的技术方法及思路。     

致密岩性气藏储量评价和计算方法问题与对策——以鄂尔多斯盆地大牛地气田上古生界气藏为例

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部,上古生界地层为1套完整的海相潮坪-近海三角洲-陆相辨状河碎屑岩沉积.在较强的成岩作用和上石盒子组区域盖层的封盖作用下,该气田在上古生界形成了由多层大型致密岩性气藏叠合的箱型气藏,具有"三低"的特点,多层合采提高了单井产能,达到了单层储量动用的目的及气田开发的经济效益.根据大牛地气田上古生界气藏地质和生产特征,提出以纵向叠合、平面连片的气层组(砂层组)为计算单元的储量评价、计算思路和方法以及纵向合层、平面碾平经济评价方案,解决了该气田单层产量低、经济评价效益低的问题,为类似致密岩性气藏储量评价和计算提供了思路和方法.      

柴达木盆地第四系疏松砂岩天然气储层可动水预测方法研究

柴达木盆地涩北气田为第四系疏松砂岩储层气田,气田构造平缓,储层岩性疏松,气层含气饱和度较低,气水关系复杂。涩北气田的出水模式有边水水侵、泥质隔层内水的窜流、水层水窜流和储层束缚水转化为可动水等。其中,储层束缚水转化为可动水产出是一种新的出水形式。在气田开发过程中,天然气不断采出,地层压力逐步下降,储层在上覆地层压力作用下被压缩,孔隙度降低,地层含水饱和度增加,当储层压力下降到一定程度时,部分束缚水逐步变成可动水产出,从而影响气田生产。根据涩北气田储层地质特征,结合气田出水规律,分析了涩北气田气井出水原因及类型。从开发实验、数据分析入手,建立了储层束缚水变可动水产出预测图版,该图版中储层含水饱和度曲线与束缚水饱和度曲线交点对应的压力即为气藏层内可动水临界出水压力,研究表明随气藏压力下降,气层束缚水可转变为可动水产出。     

涩北气田产水特征分析

气井产水是影响气井产能和气田开发规律的重要因素之一。涩北气田气层主要受构造控制,局部受岩性控制,构造高部位气层多、厚度大,低部位气层少、厚度小。储层横向分布比较稳定,纵向变化较大,气水层交互,边水环绕,开发过程中出水现象普遍。从纵向上对比分析了涩北一号、涩北二号以及台南三大气田不同开发层位的产水情况,从平面上分析了各气田气井产水的分布情况,为该气藏的开发提供了重要的动态资料,对现场控制水量、延长稳产时间具有重要的指导意义。     

徐深气田火山岩气藏水平井开发优化设计技术

徐深气田属于深层大型低或特低渗透火山岩气藏,岩性、岩相横向变化快,有利相带延伸范围有限,气藏底部普遍发育水层;储层以Ⅱ、Ⅲ类为主,物性差,气井以压裂投产为主;现有地震技术难以准确预测有效储层分布特征和天然裂缝发育特征.针对火山岩气藏地质特征复杂和水平井开发设计难度大等特点,通过多年的水平井开发实践与攻关研究,形成了适合徐深气田火山岩气藏特征的水平井开发优化设计技术,并取得了明显的应用效果,为提高徐深气田火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益提供了强有力的技术支撑,对同类气藏水平井设计具有指导作用.     

徐深气田升深A区块营城组划分与对比

运用精细层序地层学理论,利用岩性、岩相、电性、物性、沉积旋回、地震反射特征等的可追踪对比性,对徐深气田升深A区块营城组进行了精细划分和对比,建立了地层格架,明确了砂体平面展布规律。研究表明:升深A区块营城组纵向上可分为营四段和营三段2段,营三段可划分为4个层,其中第1层又可划分为2个小层;营三段岩性以酸性火山喷发岩为主,为主力产气层,其中Yc3-1、Yc3-2层钻遇率高,气藏有效储层厚度较大。     

徐深气田成藏条件及勘探开发关键技术

火山岩气藏的勘探和开发是世界级难题,国内外可借鉴的经验极少。通过研究徐深气田的成藏条件,明确了徐深气田发育以沙河子组泥岩和煤层为主的4套烃源岩和以登娄库组二段和泉头组一段+二段泥岩为盖层的生-储-盖组合,通过成藏史模拟确定了徐深气田具有4次充注时期,以构造高、厚度大、物性好的火山口区为最有利勘探目标。以成岩机理为研究基础,建立了气层层序系列、岩性识别、储层类别等标准,精细刻画了火山岩体,厘清了气藏有效储层展布规律。在储层储渗特征评价基础上,确定了气井产能特征（以Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类井为主）,形成了火山岩气藏开发优化设计技术。将徐深气田各区块气藏归纳为单体单一、多体不连通及多体连通3种气藏模式;形成直井多层压裂、裸眼水平井分段压裂及体积压裂等增产改造技术;根据气井生产动态、压力变化、井控储量及火山体空间展布,结合气藏数值模拟预测,形成了火山岩气藏剩余潜力评价方法。建立完善的复杂火山岩气藏有效勘探开发关键技术,实际应用开发效果良好。这一研究成果对同类气藏的勘探开发起到一定的指导和借鉴作用。     

涩北气田浅部气层气危害与原因分析

柴达木盆地的生物气田主要分布于盆地的中东部地区，为全国四大气田之一，为涩-宁-兰管道的源头；气田储层以砂质泥岩为主，地层成岩性差，欠压实，胶结疏松，气藏埋藏浅；在气田后期开发中出现了一些浅部气层形成异常高压，给钻井和修井工作的顺利开展带来了许多危害，甚至引发井喷；为此，浅部气层形成的原因有待进一步分析。     

徐深气田深层气藏温-压场特征与天然气运聚

油气是在压力和热力的作用下,自烃源岩中生成,又以某种方式从其中运移(初次运移)出来,再经过输导层运移至圈闭(二次运移)中聚集成藏.因此,对于地温场、压力场的特征研究至关重要.为此对松辽盆地北部徐家围子断陷深层气藏地温场-压力场特征及天然气运聚特点进行了详细研究,通过分析包裹体资料,确定了天然气充注时期和主成藏期,从而揭示了营城组火山岩气藏地温场-压力场特征与天然气的运聚规律,对今后的勘探方向与开发部署具有一定的指导意义.     

和田河气田水溶气成藏特点对克拉2气田的启示

塔里木盆地克拉2气田天然气成藏倍受关注,存在许多疑惑有待于解决。本文根据和田河气田水溶气成藏地质条件和成藏特点,认为克拉2气田具有更优越的水溶气成藏条件,拜城凹陷中生界煤系烃源岩生成的天然气在深部高温、高压状态下大量溶解于水,以水溶气的形式保留在深部地层中,而新构造运动产生了断层相关褶皱,深部的水溶气便沿断裂往上运移至第三系和白垩系圈闭中并随温度和压力降低脱气成藏,从而使天然气具备水溶气的某些特征。指出克拉2气田气-水界面以下的高压水体中未释放出的天然气储量也相当可观,随着气田开发,压力降低,水体中天然气会不断释放,这对该气田天然气可采储量和开采年限的重新估算都有重要的意义。     

准噶尔盆地气田富气回收工艺技术

富气是指富含C3、C4以上组分的天然气,具有较高的利用价值。准噶尔盆地已开发的7个气田均为凝析气藏,凝析油稳定工艺中排放的富气压力低、流量小且不稳定,回收利用较为困难。文章介绍了近年来准噶尔盆地气田富气回收所采用的分子筛脱水、加热稳压就近作燃料,二次循环处理等几种工艺技术,并对其适应性进行了分析。     

气体超声流量计在长庆气田的应用

长庆油田第一采气厂79座集气站、3座净化厂、2座配气站的天然气计量系统中以孔板流量计为主，但由于受天然气气质、生产条件及外界条件的影响，在使用中经常出现标准孔板附着脏物、损伤、取压管路堵塞或泄漏等情况，导致维护工作量较大，也影响天然气的准确计量。为了提高天然气贸易计量的准确度，通过对各类流量计的性能优选，长庆气田2003年在“西气东输”天然气贸易计量系统中首次尝试应用Instromet、Daniel两种气体超声流量计，并开展孔板流量计的对比分析研究，大大提高了贸易计量管理水平及贸易计量准确度，取得了较好的应用效果及经验。为此，简述了气体超声流量计的工作原理、工作性能特点，气体超声波流量计量值溯源，探讨其应用中的不足，以期为气体超声流量计的现场应用提供参考。     

牙哈凝析油气田注气监测技术

牙哈凝析油气田是我国最大的实施循环注气开发的凝析气田，在注气开发过程中缺乏有效的注入气推进前缘动态检测技术。微地震技术通过检测注气过程中孔隙流体压力变化和微裂缝的张开与扩展时产生的微震波，利用摩尔-库仑理论和断裂力学准则描述注气过程中地层渗流场的变化，通过拾震器提取微波信号，然后转化成地层波速场，动态监测气驱前缘、注气波及范围、优势注气方向、注气波及区面积等。YH23-1-8井是塔里木油田第一口实施微地震注气前缘检测技术的注气井，对其监测结果进行解释，表明该井气驱前缘注气宽度为1 km，气驱波及长度为2 km，气驱波及面积为108.8×10⁴ m²，在平面上气驱前缘呈“菱形”分布。根据解释结果可以判断周围采气井的见效程度，为下一步调整注采参数提供了技术依据。     

磨溪气田高成熟天然气的气源与运移

利用天然气的组成、碳同位素和储集层沥青的生物标志化合物分布的综合研究.并根据烃类运移的相态原理,表明磨溪气田雷一~1气藏的天然气主要来源于上二叠统的煤系烃源岩,及其高成熟天然气是通过断层垂向运移至龙女古构造,然后经过横向运移至磨溪构造聚集成藏,在横向运移过程中,地层水的溶解使天然气中的乙烷、丙烷的含量发生倒转。     

长庆气田天然气集输现状

针对长庆低渗透、低丰度、低产气田的开发和建设特点,概要介绍了长庆气田地面建设中所采用的高压集气、集中注醇、多井加热、天然气净化、自动控制等一系列新工艺、新技术。经实践证明这些技术对长庆气田的情况是适合的,能使读者对长庆气田的天然气集输状况有一个大概的了解,从而为高效开发低渗透、低丰度、低产气田提供参考。     

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文章通过对孤家子—八屋气田的三维地震、测井、测试、生产数据解释与综合分析，精细描述该气田的地质特征，建立气藏的地质模型。利用三维地震资料精细解释研究气藏的构造面貌及断层组构、地层展布、圈闭要素及对气藏的控制作用；利用波阻抗反演技术获得目的层段的波阻抗、泥质含量预测储层的空间展布；通过测井解释技术建立适合本区的测井解释模型，建立识别气层的有效厚度下限标准并对各井目的层段进行气层识别与评价；根据测井解释成果利用储层建模技术建立主要储层段孔、渗、饱等参数模型，并研究储层非均质性；在总结气藏地质模型和流体分布规律的基础上，研究本区气藏形成模式、控制因素及天然气富集区块，提出本区进一步勘探开发部署建议。     

苏里格气田气井工作制度优化

苏里格气田低渗、低产、低效气井压力下降快，产量递减幅度大，稳产阶段短，恢复程度低，为保证进入流程，在生产经过一段时间后便改为间歇生产。然而在间歇生产时，凭经验或者采用在高产井生产中应用较为广泛的采气指示曲线法、系统分析曲线法、数值模拟方法来确定开井生产时的产气量和稳产时间以及关井时间，难以符合低产低效气田的生产实际。为此，通过理论分析，采用模糊优选方法，给出了模糊目标函数、优选指标及其隶属函数和权数，最后编成程序并在现场进行了验证。通过对某典型井的生产制度调整前后的对比分析，表明模糊优选方法适应苏里格气田低产低效井气井合理生产制度的确定，具有较好的现场应用价值。