运用多种方法综合解释川东构造断陡带

在川东地区二级构造单元中，无论是高陡背斜，或是低陡构造，尤其是两翼不协调(不对称)褶皱的构造类型，其陡翼轴部附近都存在一个断陡带。由于这些断陡带地质结构复杂、地震信息杂乱，较难准确解释，导致了部分油气探井的失利，制约着许多构造主体部位勘探领域的扩展；在气田开发方面，断陡带的构造细节解释不正确，偏离地下实际，造成了气藏地质模型与气藏动态特征不吻合，静态储量与动态储量误差大，直接影响了气藏开发设计方案的准确性。在卧龙河、高峰场等构造断陡带的精细解释中，运用了地质、地震、钻井、试井、气藏工程等多学科知识进行综合分析，进一步查明了断陡带特殊的内在联系，找出了断陡带构造细节变化的客观规律，初步形成了一套行之有效的解释方法。这种方法效果好、可信度高，对今后川东断陡带构造细节解释有一定的参考作用。图4参10     

卧龙河气田C_2hl气藏稳产后期管理

四川石油管理局川东开发公司采输二公司重视气田动态分析，对卧龙河气田Ｃ２ｈｌ气藏稳产后期实行了一套严格有效的管理，采取多种措施，使气藏保持了高产稳产，延长了稳产期，也会最终提高采收率，现对该气藏中后期管理作一小结，以提高今后的管理水平。气藏概况及技术管理难点　　１．气藏概况１９８０年７月３日在卧６５井钻获石炭系气藏，共计完钻井４４口，共获气井３４口，目前生产气井２７口，该气藏属背斜—断层复合构造圈闭类型，容积法储量１４８．４４×１０８ｍ３，储集层厚度在２４．５～５４ｍ之间，其非均质性强，渗透性变化…     

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在川东地区二级构造单元中,不论是高陡背斜,或是低陡构造,其陡翼轴部附近都存在一个断陡带。由于这些断陡带地质构造复杂,地震信息杂乱,影响准确解释。在勘探上,导致了部分探井的失利,制约着许多构造主体部位勘探领域的扩展;在气田开发上,断陡带的构造细节解释不正确,偏离地下实际,赞成了气藏地质模型与气藏动态特征不吻合,静态储量与动态储量误差大,直接影响了气藏开发设计方案的准确性。为此,在卧龙河断陡带构造细节解释中,运用地质、地震、钻井、试井、气藏工程等多学科知识进行综合分析,找出了断陡带构造细节变化的规律。初步形成一套行之有铲的解释方法。这种方法、效果好、可信度高,对今后在川东断陡带构造细节解释中具有一定的参考作用。     

川东石炭系气藏合理开发井网分析及探讨

在川东地区的石炭系气藏，以福成寨、张家场等为代表的老气田开发效果较好，各生产井配产合理，全气藏始终维持均衡开采，未明显引发边水的快速推进，动态储量逐步增大，气井稳产时间延长，开采效益很好；而以云和寨、双家坝等为代表的新气田，因生产井网较稀、井距较大，气井控制全气藏的难度较大，而单井配产又高，气井在投产2～5 ａ后就易引发严重的压降漏斗，导致气井提前产水，并使部分含气区的储量被水淹或分割而无法动用，气藏稳产期缩短，难以达到开发预测水平，开发效益变差。文章通过总结川东地区石炭系气藏20多年的开发经验，对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的综合对比，认为合理的生产井网密度对中-低渗非均质性气藏是非常重要的，是确保气藏开发指标如期实现、提高气藏最终采收率和整体开发效益的关键因素。中-低渗非均质性气藏的合理井网密度为3.0 km²/口左右，单井控制的储量（5.0～10.0）×10⁸ m³，采气速度控制在3.0%～4.0%。     

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卧龙河气田石炭系气藏已进入开采后期 ,由于气藏埋藏较深 ,随着气藏的开采 ,地层能量下降 ,致使气藏产出流体从地层举升到地面困难 ,从而造成井底积液 ,给气井生产造成一定困难。为了使气井能正常生产和提高气田最终采收率 ,该气藏从 90年代初开始采用泡排措施 ,达到了增产、增效的目的。截止 1 998年底已开展泡排生产井 1 5口 ,累计增产天然气 6572 .4× 1 0 4 ｍ3,加注泡排剂 7754ｋｇ ,净增产值362 5.88万元。气井积液的原因分析该气藏 1 998年底生产气井 33口 ,其中产地层水井 1口 ,井下积液致使生产不正常井 2 5口 ,占生产井的 75.8% ,…     

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强化福成寨石炭系气藏后期生产管理延续气井稳产期四川石油管理局川东开发公司张明文位于川东地区的福成寨气田石炭系气藏，投产１４年来，由于科学管理，合理开发，使气藏达到了均衡开采，特别是开采后期，通过强化生产管理，有效地延长气井稳产期，获得了明显的经济效益...     

榆林南区动态跟踪模拟及稳产潜力评价

综合应用压降法、流动物质平衡法、产量不稳定分析法等落实了榆林气田南区动储量．并在动储量评价过程中，对新引进方法进行了改进，形成了适合榆林气田实际情况的低渗气藏动储量评价方法：以一点法产能试井为基础，对低渗气藏产能变化规律、气藏合理生产规模进行了论证；在三维精细地质建模的基础之上．结合气井生产动态特征，对全气藏生产井进行精细的历史拟合，建立了气藏动态模型，并以此模型为基础评价气藏稳产潜力。通过研究，在动储量评价、产能论证、稳产潜力方面取得了相应的成果，为榆林气田南区高效合理开发奠定了基础。     

中浅层低渗透断块砂岩气田开发调整实践

汪家屯气田扶、杨油层气藏在开发过程中出现储量动用程度低、气井稳产期短、产量递减快、开发动态与地质认识不符等问题.为了重新认识气藏、增加气藏动用储量、提高采收率,在地层对比、三维地震构造解释及储层预测等地质研究基础上,进行了气井动态特征分析、气井产能评价、单并井控动态储量计算、井间连通关系等研究;评价了气藏井网适应性,明确了气藏剩余潜力分布及大小;编制了气藏开发调整方案,并采用数值模拟方法进行井距论证和开发指标预测.     

靖边气藏开发特征及中后期稳产技术对策研究

靖边气藏为定容无边（底）水气藏，但储层中存在相对富水区，其存在及演化受多种因素的制约，必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井具有产量低，递减快，部分井有地层水产出，且不同区域的生产井产水量差异大的开发特征。通过对出水气井生产特点进行分类，研究了靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响，分析生产井产水对气田开发的影响程度；利用数值模拟研究了靖边气田的合理采气规模，稳产技术对策，认为通过井网调整、确定不同类型生产井的合理工作制度可有效预防气井高产水，实现目前开发规划要求，同时达到最佳的开发效果。通过研究提出了合理的生产规模和稳产技术对策，对靖边气田的开发具有一定的参考作用。     

中原油田白庙低渗透气田稳产技术数值模拟研究

白庙气田是埋藏深，构造复杂、物性差的低渗透凝析气藏；单井控制储量小，气井稳产期普遍较短：单井采气速度高，气井递减普遍较快；气井普遍存在积液现象，明显影响生产；目前压裂技术还不完全适宜，增产效果不理想，有效期较短。针对上述问题，运用气藏数值模拟手段，分析了制约白庙气田稳产的因素，论证了不同井数、不同开采速度、不同单井配产对开发指标和开发效果的影响，提出了稳产对策，井对稳产方案进行了动态预测。     

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在充分利用２０多年来川东地区石炭系气藏勘探开发积累起来的大量丰富资料的基础上,特别是近１０年多来在众高陡构造带上大量发现成排的、呈串珠状分布的、分水关关系极为复杂的大小气田的基础上,比较系统地整理和总结了川东石炭系气藏气水分布特征。这些特征是：石炭系气藏属边水气藏,气水界面不统一,海拔高差悬殊,同一背斜高部位产水、低部位产气而呈现出无规则的气水体分布;高陡构造带的主体背斜构造产层单一,天然充满度低,其端部、翼部、断层下盘构造产层众多、天然气充满足度高。针对这些特征,对其成因从圈闭条件和保存条件两个方面作了分析和探讨,并提出了今后勘探开发工作建议。     

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龙门气田位于大天池构造带中段断下盘,其石炭系气藏探明储量183.99×108m3,气藏生产井6口,日产能151×104m3,年产能5×108m3。《龙门气田石炭系气藏初步开发方案》认为,气藏存在边水,且气水界面海拔－4420m。1997年12月7日气藏投入试采,动态资料表明6口气井彼此相互连通为同一压力系统。以构造鞍部相连的任市高点与龙门高点气区相互连通为同一压力系统。气藏存在两个独立水体,天东9井附近存在一个有限水体和气藏较大范围内的边水。气水同产的天东9井多次加大气量提水的生产管理方式在川东气田开发史上属于首例。位于构造北端的水井动态资料表明与气区可能不连通。生产动态表明气藏的气水界面比原气水界面低50m左右。试采对气藏水体的认识与气藏初步开发方案的结论有较大差异。文章结合气藏大量生产动态资料,对水体进行分析研究,为正在进行的气藏开发方案的编制提供依据。     

川东北普光气田飞仙关组鲕滩储集层预测

普光气田是中国在碳酸盐岩地层中发现的第一个储量大干1千亿m^3的大气田。分析普光气田飞仙关组鲕滩储集层地质特征，利用三维地震资料，在储集层精细标定、储集层地质建模与正演的基础上，确定储集层地震响应特征；分析储集层发育有利相带，采用地震属性分析和地震约束反演等技术进行储集层预测，建立了一套适合川东北飞仙关组鲕滩储集层的预测技术方法系列，预测了普光气田飞仙关组鲕滩储集层的分布，据此部署了7口井，其中完钻的普光4井获得高产气流，证实了储集层预测结果的正确性。图11参7     

齐波夫天然气储量预测法在川东地区的应用探讨

川东地区石炭系和三叠系飞仙关组鲕滩储层在部分地区勘探程度较高，经统计表明，地质静、动态相近的某一储层连片区块内，其储量数与大小排序符合齐波夫定律。用齐波夫方法估算那些目前处于“单身”气藏周边相关联圈闭的储量后，结合已有的地震、地质等资料，能够分析寻找到新的钻探目标。文章从引用的预测方法入手，列举了川东地区几个储层连片区块内（石炭系或飞仙关组）气田已探明的储量，以地质分析为前提，预测到铁山坡已获储量区块的外围、南门场构造主体北段仍存有可观储量，沙坪场、西河口、高峰场邻近石炭系还存在勘探有利目标。估算川东开江-梁平海槽东北侧飞仙关组储层连片区前十名气藏的储量之和将超过3200×１０^８ｍ^３。     

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川西地区是中国最早发现天然气的地方，深、浅层、均蕴藏了丰富的天然气。近十年来，侏罗系浅层勘探在7个构造均有重大突破，发现了以白马庙蓬莱镇组为代表的中型气藏，展示了浅层气勘探的良好前景。白马庙蓬莱镇组气藏为河、湖相碎屑岩致密储层，砂体分布不稳定，变异大，多呈透镜状，难以用传统的方法对其进行准确的预测和勘探。通过攻关，采用以下技术使气井成功率从40％提高到80％。其一，经反复试验优化出道距20m、30次覆盖最佳施工方案，采用多次、多方法滤液和精细的静校正、分频叠加处理，为获得高信噪比、高分辨率地震资料提供保障；其二，采用地震振幅加强处理技术定性预测含气砂体，其准确率达73％；其三，应用Jason自然伽马和波阻抗反演技术定量预测砂体和含气砂体，经61口井测井、测试检验，准确率分别达70．7％和78．4％。这些技术的运用，为气藏探明储量的成功提交、井位部署和气藏开发奠定了坚实的基础。     

宝中低孔低渗气顶油藏油环带先导试验区开发效果分析

宝浪油田宝中区块为长条型背斜构造气顶油藏,其背斜高部为凝析气,中部发育油环,油环面积5.9km2,储量约535×104t。为了搞好油环带的开发,在构造中部油环带上部署了三个先导试验井组进行开发试验。结果表明:油水井在不进行措施改造的情况下,日产油、日注水分别只有6.5t和9m3,酸化后,油井平均日增油可达3.0t,水井日注量可提高两倍以上,采油速度达1.24％。在注采井距为250m的情况下,油井见效时间为6个月。     

塔里木盆地克深气田成藏条件及勘探开发关键技术

克深气田位于塔里木盆地库车坳陷中部,是继克拉2气田之后发现的又一大型气田。自2008年获得重大突破以来,克深气田相继发现了克深2、克深5和克深8等一批大—中型气藏,这些气藏具有超深、高压—超高压、特低孔和中—低渗等特征,其天然气地质储量达万亿立方米,建成产能近100×10⁸m³,是塔里木盆地的天然气主力产区。克深气田位于库车坳陷克拉苏构造带的叠瓦逆冲构造中,其结构包括由盐上顶蓬构造、塑形流变的盐岩以及盐下断背斜构造群构成的大型楔形冲断体。克深气田的白垩系巴什基奇克组三角洲砂岩广泛分布,与上覆古近系巨厚膏盐层形成优越的储-盖组合;深层三叠系—侏罗系的油气沿喜马拉雅晚期成排成带的断裂体系垂向运移,沿盐下储集层内的裂缝体系横向输导,从而形成背斜、断背斜型高压油气藏群。复杂山地三维地震采集处理、挤压型盐相关构造建模和裂缝型低孔砂岩储层评价等技术为克深气田勘探目标的落实奠定了基础;高温高压超深层低孔砂岩气藏测井采集与评价、裂缝型低孔砂岩气藏高效开发等技术为克深气田的高效勘探开发和快速上产提供了技术保障。     

致密砂岩气藏单井动用地质储量和技术可采储量计算方法——以鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏为例

鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系气藏储集层致密,气藏单元内不同部位的含气饱和度具有明显差异,含气规律复杂,气藏压力系统不统一,储量分布整体非均质性较强。与常规砂岩气藏的地质特征和开发特征比较,鄂尔多斯盆地延长气田石炭系—二叠系致密砂岩气藏开发时存在启动压力梯度,单井动用地质储量和单井储量动用半径随井底压力的降低而增大;生产至废弃压力时,单井动用地质储量和单井储量动用半径达到最大值。根据上述认识,通过分析致密砂岩气藏开发时储量的分布规律,建立启动压力梯度条件下的物质平衡方程,得到累计产量与井底压力的关系式,进一步分析了2种求取启动压力梯度的方法。在此基础上,提出致密砂岩气藏单井动用地质储量和单井技术可采储量的计算方法,为致密砂岩气藏开发井网优化提供理论基础。为了便于应用,改进理论计算方法,提出单井动用地质储量简化算法,对未开发区块井网部署具有参考价值。