四川盆地广安气田须四段、须六段致密砂岩气藏气水分布对比

四川盆地广安气田须家河组气藏内气水关系复杂,须四段、须六段气藏各区块产能差异大,对比研究须四段、须六段的气水分布对该致密砂岩气藏的高效开发有重要指导意义。根据广安致密砂岩气田气水层解释难度大的研究现状,提出了一种适合须四段、须六段气水层的解释方法。首先,分段建立须四段、须六段不同类型储层的含水饱和度计算模型,再联合核磁共振与相渗资料求取束缚水饱和度,进一步计算可动水饱和度,结合生产动态资料划分出研究区须四段、须六段气水层的定量识别标准。在广安气田须四段、须六段气水层平面、剖面分布特征识别的基础上进行对比研究,结果显示须四段为大面积气水同层分布,而须六段发育高产"甜点"区,并深入探讨了二者气水分布差异主控因素。表明气源条件差异使得须四段、须六段储层内气藏原始充满程度不一;须四段、须六段储层的构成特征控制着流体的空间分布差异;构造幅度的差异使得须四段、须六段内气水分异呈现不同的分布格局。     

广安气田须六段气藏低渗透高含水砂岩储层单相气体渗流特征

广安气田须六段气藏的砂岩储层表现出典型的高含水、低渗透特征,气藏渗透率为0.1mD的岩样占60%,且平均孔隙度仅有8.97%,平均含水饱和度达55%,与常规气藏相比较,该气藏储层的气体渗流特征具有特殊性。为了深入认识该气藏渗流特征和关键性的影响因素,掌握其生产动态特征,需用岩心开展针对性的渗流机理实验研究,同时,应用渗流效应系统分析方法诊断该气藏存在的特殊渗流形式。研究表明:广安气田须六段气藏岩样随着压力梯度增大单相气体渗流存在阈压效应、滑脱效应、达西渗流效应及高速非达西渗流效应4种渗流形式;物性越差、含水饱和度越高的岩样非线性渗流效应越明显。该研究成果不仅为认识该气藏的渗流特征提供了直接理论依据,而且也有利于掌握其生产动态的特殊规律。     

涩北气田疏松砂岩气藏原始气水分布的影响因素

柴达木盆地涩北气田是典型的疏松砂岩气藏,该类气藏为边水驱动,气藏内含有零星分布的夹层水(层间水和层内水),其原始气水分布关系较为复杂.通过对涩北气田疏松砂岩气藏储层孔隙结构特征的研究,分析了储集空间形态、岩石润湿性及气藏成藏机理对原始气水分布的影响.结果表明:储集空间形态通过毛细管压力对原始气水分布起到一定的控制作用,对于孔隙结构较差、以细小孔隙为主、孔隙和喉道半径较小且分选性较差的储层,由于气水分异作用的减弱,从而形成较长的气水过渡带;反之,则气水过渡带较短;岩石的润湿性以及气藏成藏机理也是造成疏松砂岩气藏复杂气水关系的主要影响因素.     

AVO检测方法在广安气田须六段气层的应用

为了搞清楚储层含流体性质、指导四川盆地广安气田开发井位的部署,在已钻井储层岩石物理分析和模型正演研究的基础上,通过对实际地震资料近、远道叠加剖面振幅变化特征的对比和叠前道集分析,结合AVO属性反演剖面,总结出了广安气田上三叠统须六段储层含气的典型特征：①低密度和低泊松比;②在共中心点道集上反射振幅随炮检距的增大而增强;③远道叠加剖面上的振幅明显比近道振幅强;④AVO属性剖面上表现为强振幅。并预测出上述地区的气水分布关系,指出了该区的天然气富集区带,经多批开发井钻探结果证实,该方法对须六段气层及气水层分布的预测符合率在80%以上,为指导下一步开发井（特别是水平井）的部署提供了依据。     

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。     

苏里格气田西区致密砂岩气水识别方法与应用

在前人研究工作的基础上,在苏里格气田西区筛选多口典型井,采用阵列感应及偶极子声波实验,获得了岩石物理参数,明确了电性特征与气水间的关系,建立了对应的交会图,并应用在三维高分辨率地震资料的解释上。基于地震、测井联合技术,预测了苏１８６ 区块气水分布特征,有效地指导了井位部署与气藏开发,同时对其他致密砂岩气藏的气水分布识别具有一定的指导意义。     

苏里格气田致密砂岩气藏压裂技术新进展

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有"低渗、低压、低产、多层比例高、非均质性强"的特点,为提高开发效益,"十二五"期间开展了压裂改造关键技术的攻关,取得了一系列新进展:1水平井多段压裂形成了水力喷砂、裸眼封隔器两大主体技术,研发了速钻复合桥塞、重复开关滑套核心工具,打破了国外技术垄断;2直井多层压裂形成了机械封隔器、套管滑套、连续油管三大技术系列;3研发了3套低伤害压裂液体系;4水平井加体积压裂、小井眼开发试验取得重要进展,致密气藏压裂关键技术系列的建立,实现了工艺技术能力的显著提升(直井分压由3层提高到11层、水平井分压由5段提高到23段),单井产量大幅提高,为致密砂岩储层有效开发提供了重要技术支持。按照中国石油长庆油田公司5 000×104 t稳产要求,以提高单井产量、降低开发成本为目标,下一步气田压裂技术主要开展水平井加体积压裂、工厂化压裂作业、老井重复改造三大技术系列的攻关。     

致密砂岩气藏

根据天然气资源三角的概念,凡是拥有着可观的常规天然气储量的盆地都将拥有着更可观的非常规天然气储量.致密气藏的开发需要考虑诸多因素:地质概况、储层连续性、区域地质构造、油藏分层、测井数据、岩心分析数据、机械性能、渗透率分布、垂向剖面.对于致密气藏,一般采用大型水力压裂方法实现天然气的经济开采.压后采用油藏模型对天然气储量进行评价.     

子洲气田山2致密砂岩气藏水体分布及影响因素

子洲气田山2致密砂岩气藏气水分布复杂,气井产出的地层水按不同来源类型可划分为边（底）水、气层残留地层水、透镜体水3种,利用试气、测井和生产动态等资料对子洲气田生产井出水类型及机理进行研究,深入分析了其成因及识别特征。结合地质背景分析认为,作为典型的岩性气藏,子洲气田山2气藏水体分布主要受砂体分布、构造、储层物性变化和天然气运移成藏过程等因素影响,宏观上存在3大类气水分布模式。在地层水类型和水体分布模式研究的基础上,对子洲气田各类水体的纵、横向分布特征进行了描述。     

建南地区须六段致密砂岩优质储层预测技术

建南地区须家河组须六段为典型的致密砂岩气藏,具有全区富砂、整体含气及局部富集的特征,是岩性气藏勘探的有利地区。 该区须六段致密砂岩物性差、厚度薄,砂岩与泥岩波阻抗值接近,应用叠后波阻抗反演等技术难以识别储层。通过技术攻关,建立了致密砂岩优质储层预测技术。 该技术主要包括 3 个步骤：①从井出发,总结典型地质体的地震相模式,利用地震属性分析技术对致密砂岩储层有利发育区进行宏观预测;②利用岩石物理建模及分析技术,分析不同岩石的物理性质,如纵波阻抗与泊松比等的变化,确定识别岩性的敏感参数和方法;③综合运用多参数反演与叠前反演技术,有效识别优质储层。研究结果表明：该技术在建南地区须六段致密砂岩优质储层预测中取得了较好的效果,具有一定的推广应用价值。     

苏里格气田西区复杂砂岩气水测井识别方法研究

本文针对苏里格气田气井产水情况识别的难点,根据气井产气量、水气比、压力变化、生产情况等方面进行生产动态分析识别,辨识出各类气井的生产动态识别特征。并通过软件对比分析和实际测试等方法综合对比分析研究,总结出气井产水情况的识别方法。现场应用效果良好,有效地指导了产水气井的科学管理。     

榆林气田山2段致密砂岩气藏产能影响因素分析

榆林气田山2段致密砂岩气藏单井产能变化大,研究该气井产能的影响因素对气田的高效开发有着重要的意义。在对研究区单井产能统计的基础上,按所提的气井分类标准,对气井进行分类;进一步研究不同类型气井与沉积微相、储层厚度、地层系数、容积系数的关系。指出高产能气井主要分布于心滩和河道沉积中,储层厚度一般大于7 m。分析了各影响因素的作用机理,并提出了相应的措施。     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征,单井产量低、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发,中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关,逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法,形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上,单井日产气量超过5×104 m3,是邻近直井的3～5倍,已规模建成水平井整体开发区,实现了气田开发方式的转变,开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用,说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术,也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。     

苏里格气田致密砂岩气藏有效储层建模方法

苏里格气田为典型的河流相致密砂岩气藏,其有效储层的规模小、叠置形式多样、结构复杂;储层的平面和纵向非均质性强,难以进行精细刻画,气藏精细建模的难度较大。传统的确定性沉积相建模与随机性沉积相建模方法在单独使用时均存在较大的局限性,其地质模型与动态拟合的符合率偏低。以苏里格气田苏6加密试验区为研究对象,通过对沉积微相、有效储层规模及分布规律的研究,提出基于确定性沉积相建模与随机性沉积相建模相结合的分级沉积相建模方法,以动态分析成果约束相控的有效储层建模方法。该方法综合了单一传统建模方法的优点,加强动、静态参数的约束,提高了地质模型的精度,一次历史拟合符合率为52.4%,可以较好地反映储层实际情况。     

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。     

致密砂岩气藏气水同产水平井产能公式推导及应用

致密砂岩气是具有较大潜力的非常规天然气资源,但由于其具有低孔、低渗特征以及受气井产水的影响,其储层流体的渗流不满足传统达西渗流规律。 基于 Joshi 水平井产能分析理论,考虑气井产水、应力敏感、滑脱效应以及气体高速非达西渗流对产能的影响,定义了气水两相广义拟压力,并根据气水两相渗流理论,推导了致密砂岩气藏气水同产水平井产能计算新公式。 通过实例计算与对比发现,利用新公式计算的无阻流量与试气无阻流量相对误差仅为 6.60% ,验证了该公式的准确性。 敏感性分析结果表明,随着生产水气比以及应力敏感指数的逐渐增大,气井无阻流量逐渐减小,而随着滑脱因子的逐渐增大,气井无阻流量逐渐增大。     

致密砂岩气藏含气控制因素研究与评价应用

探究致密砂岩气藏含气控制因素对实现致密气优质高效勘探开发有重要作用。研究认为致密砂岩含气储层主要受构造、岩性、物性和裂缝4种因素控制。构造高部是形成含气储层的首要条件,高含气储层对粗砂岩具有选择性,物性主要提供物质场所,裂缝发育是致密砂岩气层获得高产工业气流的关键因素。在搞清致密砂岩含气储层控制因素基础上建立了致密砂岩流体识别方法和储层分类标准,开展了气层识别与分类评价,实践应用取得了良好效果。     

大型致密砂岩气田气水分布规律及控制因素——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区为例

以储集层地质特征为基础,分析苏里格气田西区地层水的化学特征和赋存状态,明确研究区气水分布规律及控制因素。苏里格气田西区含水层大面积广泛分布,气层发育差且分布局限,纵向上气、水层呈孤立状交叉分布,储集单元内部气水分异不明显,没有统一的气水界面,总体下石盒子组盒8下段和山西组山1段好于盒8上段。气水分布主要受生烃强度、储集层距烃源岩的距离、砂泥岩的配置关系及复合砂体内部物性差异等因素的控制,其中生烃强度控制了气水分布的宏观格局,随着生烃强度由高到低,由良好的天然气聚集逐渐向气水伴生气藏变化;储集层距烃源岩越近,气层相对越发育,反之则气水同层和含气水层越发育;砂泥岩的配置关系和复合砂体内部物性差异主要控制天然气的局部充注、聚集成藏,由此归纳出5种气水分布模式:纯气型、巨厚储集层气水混存型、上水下气型、上气下水型和上下水夹气型。     

延安气田低渗透致密砂岩气藏效益开发配套技术

延安气田位于鄂尔多斯盆地东南部,与该盆地北部的气田相比,储层更薄、物性更差,气藏叠置关系复杂,加之地表为黄土塬地貌,储层地震预测难度大,现有的气田开发配套工程技术适应性差,亟须优化气田开发方式与开发技术。为此,延长石油集团经过近十年的理论研究和技术攻关,在储层预测、井网优化、钻完井、储层保护、压裂改造、地面集输等方面,形成了一套适合延安气田复杂致密砂岩气藏高效开发的关键技术体系:(1)融合多尺度静、动态研究成果,建立了基于动态知识库的有效储层预测技术,大幅度提升有效砂体钻遇率,实现了对厚度3～5 m稳定单砂体的准确追踪;(2)形成了以不规则菱形井网为基础,丛式井多层合采、水平井单层动用的混合井网立体动用模式,较规则井网井数减少6.9%,井网控制程度提高8%;(3)形成了易伤害塌漏同井储层高效钻井技术,有效提高了井壁稳定性、缩短了钻井周期,保护了储层;(4)实现了直/定向井一趟作业多层大跨度压裂、水平井CO_2+水力压裂技术,单井天然气产量显著提高;(5)形成了以井下节流、枝上枝井间串联和集中注醇为核心的黄土塬地貌中压集输技术,减少了工作量,缩短了施工周期,提高了经济效益。以上关键技术的应用,实现了延安气田低渗透致密砂岩气藏的效益开发,建成了年产气50×10~8 m~3的生产能力。     

靖边气田西部奥陶系风化壳气藏气水关系研究

近年来,靖边气田西部奥陶系风化壳是鄂尔多斯盆地下古生界勘探的重点领域,也是提交储量后备区块,但是,在勘探过程中出现了部分探井试气产水的现象,给提交储量带来一定的困难,针对这一问题重点分析了出水井的现状与分布情况,水的化学特征系数,在此基础上分析了气水分布的控制因素及分布规律。