海上异常高压定容气藏动储量评价方法应用

海上气田异常高压气藏大多表现为定容气藏,目前针对异常高压定容动储量评价方法较多,但动储量计算精度有待提高,因此有必要结合生产实际,对不同动储量评价方法开展应用研究。本文结合海上气田异常高压气藏开发生产具体实例,分别利用三种不同方法计算气藏动储量结果,同时分别对比了不同动储量评价方法的原理、适用条件及优缺点,可应用于海上气田异常高压定容气藏动储量评价,对于类似气藏的开发技术政策研究具有较强指导意义。     

异常高压凝析气藏的压降特征

异常高压凝析气藏具有储层物性变化幅度大和反凝析的特点，压降曲线特征比较复杂。在考虑储层孔隙及地层水压缩系数随压力变化大的特点基础上，基于储层流体摩尔守恒建立了异常高压凝析气藏的物质平衡方程，同时研究了岩石和地层水膨胀以及反凝析现象等对凝析气藏压降曲线的影响。通过实验实测数据和计算结果对比，表明该方程较好地反应了异常高压凝析气藏的特点，可以用于气藏的储量计算和动态预测。     

异常高压气藏岩石压缩系数对开采特征的影响

异常高压气藏产能动态预测时综合压缩系数不能忽略，由于工程计算中缺乏综合压缩系数实验资料或确定的方法不当，可大大影响预测结果的精度，在考虑了岩石压缩系数作为压力函数的基础上，用实测岩石压缩系数预测了高压气藏储层中不同粘土含量和KK异常高压气藏的开采特征，计算中岩石，地层水和天然气压缩系数的处理方法：高压阶段以岩石的弹性能量为主，其对产能的贡献占50％以上，而常压阶段，以天然气的弹性能量为主，岩石压缩系数变化很小，可认为是常数；地层水的压缩系数变化不大其值较小，可看作常数或忽略；粘土含量对岩石压缩系数影响较大，预测时最好采用实测的岩石压缩性系数。     

异常高压气藏生产特征及后期开采措施探讨——以天东95井为例

以大天池气田沙坪场区块天东95井飞仙关组气藏为例,对川东地区异常高压气藏的生产特点及后期开发措施进行初步探讨.天东95井压力系数为1.65,完井测试产气108.3×104m3/d,储量小(动态储量1.018×108m3),在开采过程中主要表现出投产初期产能高、气藏压力和产量递减迅速、关井压力恢复缓慢等特点.研究认为异常...     

克拉2异常高压气藏孔隙压缩因子与压降特征关系

首次把孔隙压缩系数作为孔隙压力的函数用物质平衡方程分析了异常高压气藏压降图特征，并与孔隙压缩因子取原始压力条件下的值、取静水柱压力下的值计算的结果进行了对比，认为对于克拉2气藏，当孔隙压缩因子取初始条件下的值计算的压降图偏差较大，而孔隙压缩系数取静水柱压力下的值与孔隙压缩系数作为压力的函数计算的压降图接近。     

异常高压气藏储集层的岩石压缩系数和边底水规模对开采特征的影响

预测异常高压气藏产能动态时不能忽略综合压缩系数。如何气藏工程计算中缺乏综合压缩系数实验资料或确定的方法不当，可能大大影响预测结果的精度，在考虑将岩石压缩系数作为压力函数的基础上，用实测岩石压缩系数预测了储集层中不同黏土含量和不同边、底水规模的异常高压气藏和实际的KL2异常高压气藏的开采动态。所采用的岩石、地层水压缩系数及边、底水的处理方法，可用于预测异常高压气藏产能。     

异常高压气藏开发特征的解析研究

异常高压气藏开发过程中,在视地层压力与累积产量之间的关系曲线上常出现上凸拐点现象,正确认识异常高压气藏的开发特征对合理规划异常高压气藏的开发具有十分重要的意义.为了系统研究异常高压气藏的开发特征,通过将储层流体及岩石物性参数的变化特征引入圆形封闭气藏数学模型,求得了分析异常高压气藏开发特征的平均地层压力解,并就物性参数变化对开发特征的影响,分析研究了异常高压气藏压力衰竭式开发过程中,视地层压力与累积产量关系曲线可能出现的各种特征.流体、岩石、水体等参数变化的敏感性研究结果表明,异常高压气藏视地层压力与累积产量之间的关系曲线可以表现为一条直线、或者上/下凸的曲线等多种可能的形态.为全面认识异常高压气藏的的开发特征提供了一种解析方法,为合理编制异常高压气藏的开发方案提供了理论参考.     

塔里木盆地异常高压气藏的主要地质特征和成藏模式

在全面论述塔里木盆地异常高压气藏分布的基础上,重点剖析了南天山和西昆仑山的山前坳陷的区域演化、异常高压成因、储气构造形成和成藏期,进而提出其成藏模式,探讨异常高压气藏形成的关键和勘探靶区。库车坳陷除依南2气藏为自源型外,其它5个气藏均属晚期充注型;主成藏期是中新世晚期—上新世早期,背斜发育受一组后展式扩展的逆冲断层控制,更新世以来天然气向原储气构造内充注,异常高压是自源型高压和传导型高压的叠加。叶城凹陷柯克亚背斜深部的古近系在中新世成藏,上新世-早更新世随地层褶皱发生调整,属晚期调整的气藏;浅部的中新统气藏则是晚期充注型,除气源岩供气外还有深部的古近系气藏为之供气,应属晚期次生成藏。     

异常高压气藏开发特征的解析研究

异常高压气藏开发过程中,在视地层压力与累积产量之间的关系曲线上常出现上凸拐点现象,正确认识异常高压气藏的开发特征对合理规划异常高压气藏的开发具有十分重要的意义.为了系统研究异常高压气藏的开发特征,通过将储层流体及岩石物性参数的变化特征引入圆形封闭气藏数学模型,求得了分析异常高压气藏开发特征的平均地层压力解,并就物性参数变化对开发特征的影响,分析研究了异常高压气藏压力衰竭式开发过程中,视地层压力与累积产量关系曲线可能出现的各种特征.流体、岩石、水体等参数变化的敏感性研究结果表明,异常高压气藏视地层压力与累积产量之间的关系曲线可以表现为一条直线、或者上/下凸的曲线等多种可能的形态.为全面认识异常高压气藏的的开发特征提供了一种解析方法,为合理编制异常高压气藏的开发方案提供了理论参考.     

利用生产数据确定异常高压气藏储量

气藏储量的计算是油气藏工程领域关注的热点问题.物质平衡法及其各种衍生方法被广泛应用于井控储量或气藏储量的确定,但其存在成本较高的缺点.为准确、高效地确定异常高压气藏的储量,考虑孔隙中束缚水的膨胀作用和岩石孔隙的收缩作用,从天然气渗流基本理论出发求解气体渗流数学模型,并将之与异常高压气藏物质平衡原理相结合,导出了 一种利...     

高压气藏固井质量评价（为庆祝塔里木油田石油会战20周年而作）

库车前陆盆地发现的气藏类型多为高压气藏,且气藏埋藏深(一般大干3 500m),地层压力高,井身结构复杂,套管结构多为双层或多层套管.随着克拉、迪那及英买力等气田相继投入开发,对高压气藏的固井质量评价提出了更高要求.针对高压气藏的地质和工程特点,通过对比分析不同测井系列固井质量评价方法,优选出分区水泥胶结测井作为测井固井质量资料采集的首选系列.总结了在双层套管和高压气藏气侵等情况下固井质量的评价方法,提高了测井固井质量评价的精度,为克拉、迪那等高压气田的固井质量评价提供了技术支持.     

异常高压、特低渗透油藏油井合理产能研究

利用试井资料、啄油PVT资料等,对异常高压、特低渗透油藏储层渗透率伤害、产能变化规律等方面进行了研究,最终给出了油井合理工作制度的确定方法,确定了油井的合理产能,为油田开发方案设计及采油工艺设计提供了依据。     

辽河盆地东部凹陷异常高压油气藏成藏模式

利用测井资料和地震资料对辽河盆地东部凹陷典型地区进行了地层古、今压力的研究,认为牛居—青龙台地区沙一段—沙三段地层存在异常高压,牛居地区超压形成于馆陶早期,后期具有封隔油气的能力;青龙台地区超压形成于东营末期,封隔能力不强;葵花岛地区沙三段、沙一段和东三段地层异常高压明显,其中沙三段和沙一段超压形成于东营末期或更早。对牛居构造断裂背斜油气藏和葵花岛构造断鼻油气藏的成藏解剖表明,牛居—青龙台地区油气藏的主要成藏期为东营末期和现今,葵花岛地区油气藏主要成藏期为东营中期、东营晚期和现今。从地层压力演化史和油气藏成藏期的关系出发,提出了高压油气藏的三种成藏模式:早期略超压模式、早期高超压模式和晚期超压模式。     

川西坳陷J2s储集岩特征与孔隙形成、保存机制

①通过对川西坳陷中段新场气田及其它地区中深层上沙溪庙组(J2s)气层储集空间类型的研究,提出了原生孔隙是中深层重要的一种储集空间类型;②将岩石学、储层有机地球化学的分析与川西坳陷油气演化历史、构造发展史相结合,论述了次生溶孔形成的化学机理、发生时期和原生残留粒间孔隙的保存机制;③明确指出原生孔隙是燕山期烃类发生运移聚集的证据,油气具早期富集特征,而次生溶孔是燕山中晚期以来与运移、致密、超压同步形成的产物;④根据成岩改造的次生溶孔与残留原生孔隙在构造上分布的极不均一性和钻探实际资料,确认舷复合圈闭是中深层气藏的主要圈闭类型;⑤根据中深层储集岩特征与成藏史相结合进行的综合分析,提出川西坳陷中深层领域的勘探方向应该是燕山期古构造带上形成的复合圈闭.     

异常高温高压气井完井与采输一体化安全控制技术研究——以四川盆地河坝1井为例

结合现场实践探讨了在异常高温高压气井完井关键技术及安全采输中油管直径优化问题解决方案、地面工艺流程、节流降压、水合物防止、气井及生产系统的完整性等方面的关键技术,实践表明以上技术能较好符合现场要求,可为类似异常高温高压气井开采提供参考和借鉴。     

东海西湖凹陷异常压力机理及钻后检测方法研究

针对东海西湖深部地层压力解释精度低的问题,从东海西湖凹陷构造形成历史入手,研究了东海西湖异常压力机理,优选了西湖凹陷地层压力钻后检测方法。结果表明,钻后检测方法精度较高,满足了钻后评价要求。     

�Ĵ���ˮ���ؿ��ɼ�����ʩ��Ӧ�ó�̽

针对川南低渗低孔碳酸盐裂缝型有水气藏开发中后期普遍出水和低压的突出矛盾,本文就提高低渗低孔有水气藏禾收率开采工艺枝术措施的开发及应用进行了初步探讨。     

���ľ��ض�����������ɰ�����س�ɰ���ɰ����̽��

柴达木盆地东部气田是我国陆上第四大气田，地质储量丰富。产层属于第四系，岩性主要为粉砂岩和泥质粉砂岩，成岩作用弱，胶结疏松。储层以粒间孔隙为主，物性属于高孔中渗的储集特征。目前气田面临严重出砂，从而气藏的产能受到限制。文章从储层特征和开发工艺技术分析入手，结合室内实验，得出了疏松砂岩出砂的砂粒中包括以下四个方面的颗粒：①渗流砂出砂，含量为3％－4％，任何措施都不可避免的砂粒；②弱胶结附着的颗粒出砂，主要粒径为＜37μm，由于工作液与储层流体、矿物不配伍而导致形成；③储层骨架颗粒破坏型出砂，主要是施工工艺参数不合理形成的；④砂穴崩落型出砂，综合因素引起的质变。根据不同砂粒的出砂机理不同，文章给出了针对性的预防措施和建议。     

生产数据分析技术在东海气田的应用

海上油气田测试作业费用较高,且时间窗口有限,生产数据分析技术（RTA）可弥补常规试井作业不足。该技术以渗流理论为基础,依靠生产动态数据,通过典型曲线图版拟合求取地层参数。在东海气田实例应用中,该方法能够准确反映中孔渗气藏储层特征,对于低孔渗储层需结合不稳定试井方法综合评价。生产数据分析技术适用性强,不需要关井测试,可降低海上油气田生产管理成本。     

东海致密天然气开发管理模式探讨

东海致密天然气资源丰富,要实现经济有效开发,面临技术突破和大幅度降本两个方面的问题。目前东海致密气藏的开发,技术上尚处于探索阶段,可以通过创新开发管理模式的探索,快速获得新技术和大幅度降低开发成本。笔者在分析国内外低渗致密油气成功开发经验的基础上,提出通过组建战略联盟或联合经营模式进行合作开发,采用风险租金商务模式提高效益。结合东海致密气合作探索过程的分析,建议在东海某深部致密气藏建立合作开发试验区,进行技术和经济障碍的攻关,实现规模经济有效开发。