火山岩气藏储层综合评价与气藏工程优化

火山岩气藏地质结构极其复杂,具有多火山体多期次喷发交互叠置、岩性岩相变化快、厚度变化大、非均质性极强、连续性及可对比性差等特点。针对松南火山岩气藏地质特征复杂和开发难度大的特点,通过开展岩性岩相、储层物性、裂缝发育程度、储层压敏性以及井型等因素对气藏产能的影响研究,认为采用不均匀井网形式,“水平井与直井（初期评价井）组合、稀井高产、高密低稀、高渗开采低渗”的滚动部署方式开发火山岩气藏是可行的。     

低渗透火山岩气藏提高单井产能技术研究——以克拉美丽气田滴西18井区为例

针对复杂气藏开发中出现的岩性岩相复杂、有效储层成因机制和分布规律不清楚、高效开发难度大等困难,如何提高单井产能及凝析油采收率已成为火山岩气田开发的难题。通过对克拉美丽气田滴西18井区不同气藏开发方式、井网井距、单井产能影响因素分析,认为低渗透火山岩气藏储层岩性岩相、孔缝发育程度、应力敏感性及井型对产能的影响较大。必须制定合理的压差、产量及井网密度,应用水平井压裂技术,提高单井产能,为该类气藏开发提供了理论依据,实现了气藏的高效开发。     

徐深气田火山岩气藏勘探与开发产能对比分析

徐深气田营城组火山岩气藏,受构造与岩性双重因素控制成藏,气藏类型复杂,岩性岩相变化较快,储层致密且非均质性严重。主要表现为各区块产能、气井动态特征及稳产能力各不相同,即使同一口井在勘探、开发不同阶段产量变化也大不相同。通过产能评价对该气田4个区块的勘探、开发产能动态特征和差异进行了原因分析,对一些区块提出合理性的开发部署建议,对后期开发配产与认识有着重要指导意义。     

徐深气田火山岩气藏产能特点及影响因素分析

火山岩储层作为大庆徐深气田的有效储层，分布广泛，储量丰富，具有重要的开采价值。由于受火山喷发多期性的控制，其岩性岩相变化较快、岩层致密，孔隙度、渗透率极低，非均质性严重。大多数气井自然产能较低，达不到工业产能。部分井经过大型压裂改造后可获得高产，但是单井产气能力差别较大。火山岩气藏产能具有分布不均衡、生产压差大、稳产条件差、压裂效果明显等特点，而火山岩作为特殊的天然气储层类型，没有成型的开发理论和实际开发经验供我们参考，文章在徐深气田火山岩储层地质及动态资料分析的基础上，采用实际地质参数建立了单井模型，研究了地层有效渗透率、地层厚度、地层系数、压裂井裂缝半长、储层供气范围等对气井初期产能及稳产能力的影响，并对影响产能及稳产能力的因素进行了分析，这对今后火山岩气藏开发配产、产能建设等具有重要的指导意义。     

火山岩气藏开发难点与对策

松辽盆地发现的火山岩气藏已逐渐成为近年来勘探开发的一个热点。该区火山岩气藏地质条件十分复杂，岩性、岩相变化快，储层微裂缝较发育，物性差，非均质性强，存在启动压力。为此，针对火山岩气藏储层的复杂性进行了分析，认为气藏开发难点有以下方面：岩性、岩相变化大，造成储层非均质性强；渗流规律不遵循达西定律,具有启动压力梯度；储层物性差，需压裂才能投产；存在边底水，易发生水侵。最后阐述了在开发过程中宜采取优选富集区块、合理部署井网、进行非达西渗流规律研究、复杂岩性压裂解释技术研究、确定合理的产量以控制水侵的发生等合理措施。     

大庆火山岩气藏开发取得的认识与形成的配套技术

火山岩气藏是天然气开发的全新领域,储层埋藏深、致密、非均质性强、气水关系复杂,国内外可借鉴的经验少,总体研究程度较低.通过徐深气田几年来的不断探索,在火山体和岩性岩相识别、储层预测、产能评价、压裂增产等方面取得了一定的认识,初步形成了火山岩气藏开发技术.研究认为受火山机构及多期喷发影响,火山岩储层错叠连片,岩性岩相复杂多变、非均质性强;单井产量较低、差异大,井控动态储量普遍较低;主要储集空间为气孔、溶蚀孔,其渗流特征反映为低渗储层;以水平井和直井联合开发的方式,可实现Ⅰ、Ⅱ类储层的有效动用.     

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。     

徐深气田火山岩气藏气井试采模式建立

徐深气田火山岩气藏处于勘探开发早期阶段,主力产气层位为营城组火山岩储层,受火山喷发多期性的控制,火山岩气藏岩性岩相变化较快、储层致密且非均质性严重,单井产能差异大,气藏类型复杂多样,通过气井详实可靠的试气、试采资料,进一步认识气藏至关重要.根据气田试气、试采实践,阐述了目前徐深气田火山岩气藏气井试采模式,对单井进行了科学系统的试采安排,各试采阶段目的明确,衔接合理,利用该方法进行单井试采,获得的资料能够有效地对单井进行动态评价,为火山岩气藏高效开发提供第一手资料.     

徐深气田火山岩气藏试气试采模式建立和工作制度优化

徐深气田营城组火山岩储层,受火山喷发多期性的控制,气藏岩性、岩相变化较快,储层致密且非均质性严重,受构造与岩性双重因素控制成藏,气藏类型复杂。根据徐深气田火山岩气藏地质特征和试气、试呆动态资料,建立适合徐深气田火山岩气藏气井的试气、试采模式,并对气井产能测试的工作制度进行优化。获得的资料能更好的评价储层动态特征。     

CS气田火山岩气藏开发初步认识

CS气田是吉林油区发现并开发的第一个大规模火山岩气藏,储层为火山岩,具有岩性、岩相复杂,储层非均质性强,裂缝发育等特点。同时,空间上发育多个火山岩体,存在多个流动单元,且底水体积大、能量强。针对CS气田地质特征,先后完成了CS气田概念设计及开发方案的编制工作,通过开展火山岩气藏水平井先导试验,确定以水平井为主的开发方式,已建成产能10×108m3/a。通过对CS气田火山岩气藏分析解剖,总结了4年来CS气田火山岩气藏开发实践效果。提出气藏开发存在的问题及合理开发建议。     

火山岩气藏高效开发策略研究

随着油气勘探技术的提高,在我国松辽盆地北部深层火山岩储层发现了大规模的天然气藏。针对火山岩气藏具有岩石类型多、岩性复杂、岩性岩相变化快、储层微裂缝发育、物性差、非均质性强、开发难度大的特点,采用多学科的方法对火山岩储层的岩性岩相、裂缝发育情况、储集空间类型、孔缝组合、基质和裂缝的有效性进行了研究与评价。在此基础上,对火山岩气藏的开发方式、层系划分、合理井距及井网部署、采气速度和稳产年限、采收率等进行了论证和优化,并制定了合理的开发方案。为了降低方案的风险,采取了整体部署及分批实施、优先开展加密先导试验、加强跟踪研究、及时调整的高效开发策略,取得了较好效果。     

车排子油田A井区火山岩油藏产能控制因素

车排子油田A井区石炭系火山岩储集层属于孔隙-裂缝型双重介质,其油气成藏和产能受断裂、岩性、岩相、孔隙和裂缝等多重因素的影响,成藏规律复杂,产量差异大。以开发产能为主导,综合利用地质、测井、分析化验、地震等资料,分析了岩性、岩相、基质物性和裂缝等储集层因素和产能的配置关系,明确了石炭系火山岩油藏的油气生产特征,结果认为在靠近火山口爆发通道的爆发相和溢流相等优势岩相内,发育火山角砾岩和气孔状玄武岩等有利岩性,对应的基质物性好、裂缝发育,高产井分布多、产量高,同时在测井曲线上表现为自然电位测井曲线负异常和电阻率—密度测井曲线具一定叠合面积的电性特征。结合产能主控因素和开发动态产量,在平面上划分出3类储集层有利区,Ⅰ类储集层性能最优。由此,结合测井曲线特征,提出对9口老井进行恢复试油建议,并建议针对C3和C4岩体新部署11口开发评价井。     

升平深层火山岩气藏描述

升平深层火山岩气藏是大庆油田发现最早的火山岩气藏，经过两年多的气藏开发前期评价，对气藏的岩性岩相、储集空间类型、储层分布、流体分布规律和气藏类型等都有了深刻认识，并形成了一套火山岩气藏描述技术，即火山岩岩性岩相描述技术、测井火山岩岩性与流体性质识别技术、地震火山岩体识别技术和火山岩储集空间描述技术。利用这一整套研究技术，对该气藏进行了详细的描述，确定了火山的喷发模式、储层展布、储集空间特征及气藏类型，从而为气田开发方案的编制奠定了基础，同时也为该区的资源前景评价提供了依据。     

克拉美丽气田产能影响因素

克拉美丽气田主要由滴西 17、滴西 14、滴西 18 和滴西 10 等 4 个气藏组成,目前后 3 个气藏已陆续投入开发。初期开发表明,不但不同区块开发效果差异明显,而且同一区块不同井单井产能差异也明显。在气藏地质特征研究的基础上,分析了影响单井产能的因素,概括起来可分为地质因素和工程因素两大类,其中气藏火成岩体规模、储集空间类型和岩相岩性是影响气井产能的主要因素。     

火山岩气藏早期开发特征及其控制因素

通过大庆徐深气田开发取得的矿场资料,分析了火山岩储层开发动态特征,并论述其产生的控制因素。火山岩气藏表现为气井产能、动态储量井与井差异大。试井曲线反映储层具有多种流动区域形态。单井的产量与地层系数、压裂规模关系复杂,即气井产量与压裂规模关系不能用基本的压裂改造机理描述,压裂的增产机理主要是沟通作用,而改造作用次之。研究结果表明,产生其开发动态特殊性的主要控制因素是火山岩储层具有不同于层状储层的储层分布宏观非均质性和具有不同于常规储层的储层微观孔隙结构复杂性。     

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。     

长岭断陷营城组火山岩储层物性及影响因素研究

长岭断陷营城组火山岩是该区增储上产的重要领域。通过对火山岩储层物性、孔隙结构、渗流特性等方面的分析研究,认为该区火岩山储层基本上属于低孔低渗—特低孔渗储层,火山岩气藏范围内以裂缝渗流为主;火山岩岩性、岩相及成岩后生作用是影响其物性好坏的主要因素。在成岩后生作用阶段形成各种次生孔隙和裂缝,对储集空间的形成改造以及储集性能的改善起关键作用。      

基于岩相的酸性火山岩储层流体识别方法

松辽盆地徐深气田火山岩岩相不仅类型多样,而且还控制着岩性的成因和孔隙结构类型,使得应用中子—密度测井曲线交会和电阻率的高低来识别储层流体性质的效果变差。为此,探讨了该区火山岩流体识别的问题:对不同岩相储层的岩性和孔隙结构特征进行分析后,将成因和测井响应特征相近的岩相归类为爆发相和溢流相;然后根据储层含天然气时在测井响应上的特征,在四性关系研究和岩相识别的前提下,先用三孔隙度、核磁共振及横纵波时差等曲线特征识别储层的含气性,把水层(包括高阻水层)和含气储层分开;进而分岩相建立了火山岩储层流体识别标准,据此识别出气水同层(包括高阻同层)和气层。运用该识别方法对徐深气田的21口新井39个层位进行流体识别和试气验证,结果表明:识别准确率达89.1%,提高了近12%。结论认为,分岩相建立流体识别标准的方法不仅适用于徐深气田酸性火山岩储层的流体性质识别,而且对于其他岩相复杂火山岩或沉积岩储层流体识别也具有借鉴意义。     

影响火山岩裂缝发育因素分析

火山岩储层具有物性差、非均质性强的特征。因此裂缝发育特征成为制约气井产能的关键因素,如何评价火山岩裂缝发育特征就成为火山岩气藏开发研究的难点。以松辽盆地南部火山岩气藏为例,利用岩心、测井及叠前三维地震等资料,采用井震结合的方法,识别出松南长岭火山岩气藏5个裂缝密度高值区带及裂缝的2个主要延伸方向,结果与各井钻井显示、测试情况较为吻合,对后期气藏水平井整体开发部署设计起到重要指导作用。这种井震结合的方法较好地解决了火山岩储层裂缝预测识别的难题,对其他地区裂缝性火山岩气藏的开发也具有重要的借鉴意义。 