裂缝性底水油藏储气库最大工作气量的预测方法

利用华北油田水驱开发晚期裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建大型地下储气库，对保障京、津、冀等地区安全、平稳供气，具有重要意义。虽然前期对华北任11井裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库的可行性已开展了相关研究工作，但没有解决工作气量、气垫气量优化评价的关键技术问题。文章通过借鉴国外含水层储气库注采运行的经验，在物质平衡原理基础上，提出了描述裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库工作气量预测的数学模型。该模型能较准确地预测随油气界面下移，气库能达到的最大工作气量和相应气垫气量。通过实例求解得出注气增压系数对工作气量及其在库容量中所占的比例影响较大。随着注气增压系数的增大，工作气量及所占的比例迅速增加，气库效率随之提高，因此，提高注气增压系数是提高裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏储气库效益的重要途径。     

任11井潜山油藏改建地下储气库关键技术研究

利用油藏改建地下储气库在国内还没有先例,利用潜山油藏改建地下储气库在国外也很少见。借鉴华北雁翎油田注气矿场试验经验,结合国外油藏改建地下储气库主要理论基础,对双重介质潜山油藏注气驱动机理、库容及损失量、建库过程控制和建库周期等进行了评价研究,解决了潜山油藏改建地下储气库的多项技术难点,初步建立了一套双重介质潜山油藏改建地下储气库评价理论体系和方法。     

裂缝性油藏改建地下储气库注采能力评价

陕京二线的开工建设，大大提高了西部油气田向华北地区大中城市供气的能力。作为该项目的配套工程，在华北地区建设大型地下储气库，确保对京、津、冀等的平稳供气，具有非常重要的意义。通过前期库址筛选，任丘油田任11井古潜山油藏具有改建地下储气库的有利条件。改建储气库研究过程中，对改建后储气库注采能力的评价，是一项非常重要的工作。文章详细分析了任11井古潜山油藏的地质特征和开发特点，并在此基础上应用常规的油藏工程等方法，对古潜山油藏注采气能力进行了评价研究。通过油藏工程理论计算和类比采液指数方法，估算的采气指数都很高，反映任11井古潜山油藏裂缝系统的渗流能力相当好，认为地层基本达到了无限供流的条件。     

垂直裂缝气井不稳定产能预测新模型

利用地下油气渗流理论研究了垂直裂缝气井中气体的流动过程和渗流方程,并对各个流动过程建立了相应的数学计算模型,在此基础上,推导出了垂直裂缝井的不稳定渗流产能预测公式。应用该公式对吉林油田某垂直裂缝气井进行了例证分析,得出的计算值和实际值的误差为3.4％,并且通过预测公式分析了地层渗透率、地层压力、气藏厚度、裂缝长度、裂缝导流能力等参数对垂直裂缝气井产能的影响情况。该不稳定渗流产能预测公式的提出解决了常规汇源函数计算过程复杂和计算速度慢的问题,实现了垂直裂缝气井渗流方程的快速求解。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

砂岩气顶油藏改建储气库库容计算方法

利用华北油田水驱开发后期砂岩气顶油藏改建地下储气库，对保障京、津、冀等地区安全、平稳供气，具有非常重要的意义。虽然前期针对华北油田京58气顶油藏改建地下储气库已经开展了较深入的研究，但其库容设计存在一定局限和偏差，需要进一步深入评价。为此，依据油气藏物质平衡原理，分别提出了描述砂岩气顶油藏改建地下储气库气顶自由气库容、油层自由气库容、油层溶解气库容计算模型。通过实例求解得出气顶自由气库容量在很大程度上取决于油藏水驱过程中注入水对气顶原始含气孔隙体积的影响程度，而油层自由气库容量则取决于注气驱替效率和气驱波及体积的高低，油层剩余油溶解气量则与注入气体性质以及地层原油性质密切相关。     

任11井潜山油藏改建地下储气库的分析

根据任11井潜山油藏的地质和周边环境情况，分析了任11井潜山油藏改建地下储气库油、气、水三相渗流，气驱渗流阻力，气库的密封性，库容规模，钻井井位布置，老井处理及地面安全距离等需要解决的问题，提出了相应的建议和研究的方向。     

缝洞型碳酸盐岩地下储气库高速注采渗流特征及库容动用机理

四川盆地是中国重要的天然气产能基地，目前已开发相当规模的碳酸盐岩气藏，该类气藏储层缝洞系统发育并具有超低孔隙度、低渗透率特征，气藏枯竭后可改建为地下储气库（以下简称储气库），以满足天然气高峰使用时期和冬季天然气保供的需求。但国内尚无此类型储气库成熟的建库经验，而缝洞型储气库的高速注采渗流特征是验证建库和用库的可行性的重要依据。为此，以中国石油西南油气田公司筹建的首座缝洞型储气库——牟家坪储气库为例，基于地震、露头等数据资料，设计了具备储层特征的缝洞组合方案，并构建了三维数字岩心模型，然后基于模型开展数值仿真模拟，计算其在高速开采过程中各区域气体压力和流速变化规律，最后从微观尺度分析了缝洞型储气库的渗流特征和库容动用机理。研究结果表明：(1)储层渗透率越高，缝洞内气体动用越快，渗流滞后的效应越显著；(2)同一缝洞组合条件下，气体流速和开采量与开采压力梯度成正比，开采压力梯度对气体渗流特征有着显著影响；(3)缝洞系统中存在狭窄裂缝，裂缝开度越小，缝洞间渗流滞后效应越明显；(4)缝洞组合和形态结构越复杂，渗流滞后越显著。结论认为，该方法能够为研究缝洞型碳酸岩盐储气库注采渗流特征和库容动用机理...     

永22潜山油气藏改建地下储气库可行性评价

经过多年的评价论证,华北油田永22潜山储气库于2009年开始钻探。从油气藏的构造特征、储层特征、断层及盖层的封闭性、储气库的容积计算等方面综合评价了永22潜山油气藏改建地下储气库的可行性。根据储气库规划设计原则确定了建库方案：在潜山构造高部位新钻5口水平井作为注采井,既能保证单井的高注采量,又能充分利用现有地面设施,可节约大量投资。     

CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的扩容分析

低渗透碳酸盐岩气藏在开发后期为了提高气井产量,经常采用加压开采和水力压裂等技术,导致储层被水侵且含有大量微裂缝。因此,当CO_2用作低渗透裂缝性气藏储气库垫层气时,如何快速有效地注气驱水扩容和制定气水边界稳定运移的控制策略就成为低渗透气藏改建地下储气库扩容的关键问题之一。为此,建立了双重孔隙介质储层中注CO_2驱水的气水两相渗流的数学模型,以国内某裂缝性气藏改建的地下储气库为研究对象,主要分析了边缘气井注CO_2驱水扩容的气水界面的运移规律,并讨论了CO_2溶解、井底流压、注气流量、微裂缝参数等因素对储气库扩容时气水界面稳定性的影响。结果表明:(1)储气库采用"多注少采"的方式扩容时,扩容速度在第5周期达到最大值,随后逐渐降低;(2)CO_2在水中溶解度随储层压力而变化的特性有利于储气库扩容时气水边界的稳定;(3)定井底流压和定流量扩容时,适当地增大井底流压和中心区域气井的注气流量能有效提高储气库的扩容速度;(4)在高渗透率区域和裂缝—基质渗透率比值较大的储层区域,应适当地降低注气流量,防止因渗流过快造成气水界面的指进现象,同时应通过观察井严密监控气水界面的运移,以防止气体从边水突破逃逸或高渗透带见水或水淹。该研究成果为我国应用CO_2作为低渗透裂缝性气藏储气库垫层气的驱水扩容提供了技术和理论支持。     

任11裂缝性底水油藏注气提高采收率研究

对任11裂缝性底水油藏注气提高采收率的可行性进行了研究,评价了注气地质特征和水驱开采特征。同时,借鉴雁翎油田注氮气驱油试验成果,进行了注气驱油机理和流体界面运动规律的研究,提出了注气采油方案,并分析了地下储气库与提高采收率的协调关系。结果表明,任11裂缝性底水油藏的盖层具有良好的密封性,可以形成次生气顶和富集油带,具备注气提高采收率和建立地下储气库的地质条件。同时表明裂缝性潜山油藏注气与建设地下储气库相结合可以提高原油采收率。     

中国石化东部探区潜山油气藏勘探前景

潜山油气藏是中国石化东部探区重要的油气藏类型,其成藏条件受控于多种因素。从潜山的成山过程来看,先成潜山比后成潜山经历的溶蚀作用强,储层条件较好;从潜山储层的岩性来看,碳酸盐岩比碎屑岩更易遭受溶蚀,且储集空间易于保存;构造应力对潜山储层有一定的改善作用,表现在断裂和褶皱有利于裂缝和地下溶蚀的发育;潜山储层与上覆烃源岩和盖层之间的就近配置利于油气进入潜山圈闭而成藏。下一步的勘探应分3个层次进行:一是深化济阳坳陷,扩大储量规模;二是突破东濮凹陷和苏北盆地,形成新的场面;三是探索南襄盆地和江汉盆地,积极寻找新的领域。     

渤海湾盆地北部奥陶系潜山油气藏成藏组合及勘探技术

渤海湾盆地大港和华北探区近年连续在千米桥等奥陶系潜山获得重要勘探突破 ,表明以奥陶系为主的潜山仍是有潜力的勘探领域。根据已发现潜山油气藏的成藏条件 ,划分出 5类成藏组合 :潜山埋藏型 ,构造反转型 ,顺层溶蚀 运移型 ,晚期成岩 (侵蚀 )型 ,古生古储型。在原有潜山勘探理论的基础上提出 :燕山末期至早第三纪的构造反转对潜山发育和油气成藏具有重要的作用 ;奥陶系碳酸盐岩的溶蚀具有多种途径和形式 ;逆冲构造体系是形成下古生界原生油气藏和煤成油气藏的最有利构造样式。取得潜山勘探成果的关键因素是 :采用以叠前深度偏移为主的地震处理技术精确落实潜山圈闭 ;有针对性地选准研究工作思路 ,进行包括 10项研究内容的多学科地质综合研究 ,正确建立奥陶系潜山油气藏成因模式 ;形成以欠平衡为要点的十大钻井工艺技术系列。     

冀中坳陷长洋淀地区“古储古堵”潜山成藏模式

“新生古储”潜山成藏模式对以华北油田为代表的一大批古潜山油气田的勘探起到了重要作用。但是,随着勘探程度的提高,此类油藏已无新的发现。利用钻井、测井、化验分析和高品质三维地震资料,对长洋淀潜山内幕地层反射结构、储盖组合及分布特征的研究发现：该区潜山内幕地层自上而下为下古生界寒武系、新元古界青白口系和中元古界蓟县系,发育了寒武系府君山组为储层、馒头组为盖层和中元古界蓟县系雾迷山组为储层、新元古界青白口系为盖层的两套储盖组合。储层主要为白云岩,裂缝发育,具有较好的储集物性,而且新元古界青白口系可以形成对中元古界蓟县系雾迷山组的有效封堵,油源来自于下第三系,以断层和不整合面为主要供油通道,形成了“古储古堵”新类型潜山成藏模式。根据这一模式钻探了长3井,获得了高产油流。     

任11井潜山油藏改建地下储气库库容评价技术

通过任11井油藏注气地质特征综合评价和水驱开采特征的研究，认为任11井油藏具备改建地下储气库的地质条件。对任11井裂缝性底水油藏改建地下储气库后的库容评价进行了研究，重点开展了室内实验、数值模拟研究，借鉴华北雁翎油田注氮气驱油现场试验经验，进行了类比计算等油藏工程研究。综合利用已有的认识和结论建立了任11储气库的三维数值模拟模型。在精细历史拟合的基础上，对库容和溶解气量等重要基础参数进行了指标预测。结果表明，任11井油藏改建储气库后，可以形成30×108 m3的库容。     

叠前叠后地震多属性反演在牛东潜山油气检测中的应用

冀中坳陷霸县凹陷牛东潜山构造带发现和探明的古潜山油气藏为古生界寒武系碳酸盐岩储层,其储集空间以孔洞、裂缝为主,物性横向变化较大。针对潜山及潜山内幕碳酸盐岩储层非均质性较强的难点,开展叠前弹性反演研究,采取叠前弹性阻抗反演技术、AVO属性分析技术;并结合叠后子波分解与重构技术,预测和刻画储层缝洞体系的空间分布规律,划分储层发育有利区带,准确预测裂缝发育区、油气富集区。该区实钻结果表明,牛东潜山构造带碳酸盐岩储层裂缝发育,油气显示良好,证实了碳酸盐岩储层特征预测技术的有效性。     

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）     

辽河坳陷兴隆台古潜山深部油藏地质特征及勘探意义

对辽河坳陷兴隆台古潜山储层特征、油藏分布特征、构造应力、成藏关键因素和成藏模式的分析和研究认为，兴隆台古潜山油藏可分为表生淋滤型和深部裂缝型古潜山油藏。表生淋滤型潜山油藏的储层形成与风化壳有关；深部裂缝型潜山油藏储层形成不仅与潜山岩性有关，还与区域应力场改变所形成的断裂有关，断裂带发育的部位是潜山储层裂缝最好的部位，而且断裂还是沟通油源与潜山圈闭的油气运移通道。此项研究对类似成藏条件的古潜山油气藏勘探具有一定的借鉴意义。