鄂尔多斯盆地苏39区块致密气藏气水分布及其主控因素

鄂尔多斯盆地苏里格气田发育典型的致密砂岩油气藏,其中苏39区块位于伊陕斜坡和天环坳陷交界部位的气水过渡带上,气水关系复杂,深入探索苏39区块的气水分布关系,对致密砂岩气藏的有效开发具有重要意义。综合试产、测井、储层以及地质背景等资料,系统研究了苏39区块致密砂岩气藏太原组(P₁t)—盒8段(P₂h₈)气水分布关系,总结了气水分布关系的主控因素,划分了气水分布模式。研究结果表明：根据含气水特征、气水分布产状、储层物性特征、测井解释以及产能情况,可以将研究区气水分布关系划分为纯气型、气水同层型、上气下水正常型、上水下气倒置型和纯水无气型5种。研究区气水分布关系主要受生烃强度、源储距离、局部构造、断层以及储层物性和非均质性的影响。生烃强度控制了气水分布的范围,源储距离影响气水的纵向分布;断层沟通了烃源岩和储层,对于气水有一定的调整作用;区域构造起伏对气水分异有一定的影响;储层物性控制储层局部的气水分布,储层非均质性影响着气水纵向分布关系。根据不同源储组合的差异,分别建立了源储一体(源内)型和源储相邻(近源)型2种致密砂岩气水分...     

苏里格气田苏S区块高含水气藏气水识别及开发对策研究

针对苏S区块中部区域储层含气饱和度低、气水关系复杂、部分气井出水严重以及投产成功率低的难题,从气井出水特征入手,开展气水分布规律及分布模式研究,并在常规气水识别的基础上,引入可动水饱和度参数,建立苏S区块中部高含水区可动水饱和度计算模型,制定高含水区不同气水分布模式下储层射孔原则及开发对策。结果表明:1)可动水饱和度影响气井生产效果,储层可动水饱和度的大小与产出水状况基本呈正相关关系;2)生烃强度及与源岩距离、储层展布从根本上控制了气水分布格局,而沉积环境、储层物性等因素决定了局部气水分布模式;3)苏某CH井开发山1段25～29号层,可动水饱和度16.0%～33.4%,初期日产气6×104 m3,气水比0.7～2.0,取得较好开发效果。实践表明侧钻水平井开发低渗高含水气藏具有一定优势。该研究为实现苏S区块高含水气藏效益开发提供科学依据,对提高苏里格气田采收率、改善气田开发效果、降低开发成本具有指导意义。     

子洲气田气水分布主控因素分析

针对子洲气田生产井产水问题进行研究,结合水化学特征和生产井产水动态特征识别产出水类型;同时在构造、储层物性和沉积相、生烃史的认识基础上认识子洲气田山23段气水分布规律,指出研究区各个区块气水分布的主控因素,并提出预防出水建议,为子洲气田下一步高效滚动开发提供了指导建议。图7参13     

苏里格气田苏20区块气水分布规律

苏里格气田苏20区块储层非均质性强,气藏气水分布的复杂性严重影响了气田产能建设效果,且随着勘探开发的不断深入,井位部署逐渐由富气区向外扩展,新完钻井投产后效果差,产水严重。因此开展气水分布规律研究已成为提高该区块产建效果的基础。在区域水化学分析、测井气水层识别、区域地质背景综合分析的基础上,对苏20区块气水的分布规律进行综合研究后认为:①气藏气水关系复杂,无统一的气水界面;②研究区垂向上表现为下气上水,下二叠统山1段基本不含水,从下二叠统盒8下亚段2层→盒8下亚段1层→盒8上亚段的地层水逐步增多;③从成藏要素分析,表明苏20区块富水与其生烃强度、构造位置和天然气的运移密切相关;④地层水根据其成因差异可以分为低部位滞留水、透镜状滞留水、孤立透镜体水3种类型,研究区内主要为透镜状滞留水类型。     

苏里格气田苏2O区块气水分布规律

苏里格气田苏20区块储层非均质性强,气藏气水分布的复杂性严重影响了气田产能建设效果,且随着勘探开发的不断深入.井位部署逐渐由富气区向外扩展,新完钻井投产后效果差,产水严重.因此开展气水分布规律研究已成为提高该区块产建效果的基础.在区域水化学分析、测井气水层识别、区域地质背景综合分析的基础上,对苏20区块气水的分布规律进行综合研究后认为:①气藏气水关系复杂,无统一的气水界面;②研究区垂向上表现为下气上水,下二叠统山1段基本不含水,从下二叠统盒8下亚段2层→盒8下亚段1层→盒8上亚段的地层水逐步增多;③从成藏要素分析,表明苏20区块富水与其生烃强度、构造位置和天然气的运移密切相关;④地层水根据其成因差异可以分为低部位滞留水、透镜状滞留水、孤立透镜体水3种类型,研究区内主要为透镜状滞留水类型.     

苏里格气田苏54区块盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

二叠系下石盒子组8段(简称盒8段)储层为苏里格气田苏54区块主力产气层之一,是典型的致密砂岩储层,根据岩心观察,结合钻井、测井、录井、试气资料,应用铸体薄片及显微镜观测等手段,借助沉积学及岩石学观点,通过研究储层地质特征、沉积相及成岩机理,综合分析认为苏54区块盒8段:(1)砂岩类型以岩屑质石英砂岩为主,含有少量石英砂岩,储层填隙物以杂基和硅质胶结为主,孔隙度及渗透率较低,表现为低孔低渗储层;(2)沉积环境为冲积平原环境河流相沉积,分布着众多辫状河及河道间洼地,沉积物特征复杂多变,沉积微相主要为曲流河与辫状河的边滩、心滩;(3)储层成岩作用主要有压实作用、胶结作用及溶蚀作用,对储层孔隙有重要的影响,从而进一步影响储层油气聚集。     

子洲气田气水分布规律研究

子洲气田目前生产井出水严重成为子洲气田有效开发的瓶颈,在进行产水类型分析的基础上,识别产水层;同时结合沉积相特征、气水识别及水化学特征分析,重新认识子洲气田山23段气水分布规律,为子洲气田下一步高效滚动开发指明了方向.     

苏里格气田苏20区块气水关系研究

苏20区块是苏里格气田近几年投入开发的重要区块,伴随开发的不断深入,局部生产井出现了不同程度的产水现象。为进一步提高油气开发效率,通过引入水文地质学理论和方法,对地层水的化学性质进行了分析,利用矿化度和水化学特征系数(变质系数、脱硫系数、成因系数)等判别标志参数对产出水的类型进行了划分,系统研究了苏20区块岩性气藏的气水分布规律。认为产出水是天然气运聚成藏的产物,其分布受生气强度、砂顶微幅度构造、藏内温度、压力条件、天然气充注程度和储集层质量控制。     

临兴气田致密砂岩储层可动流体分布特征及主控因素

针对鄂尔多斯盆地临兴地区储层微观孔隙结构复杂、可动流体分布特征及控制因素不明等问题,综合利用低场核磁共振、场发射扫描电镜、X射线衍射分析、核磁共振成像以及CT扫描等手段,对临兴气田上石盒子组和太原组可动流体饱和度特征进行定量刻画,分析了孔隙度、渗透率、岩石矿物组成、微观孔隙连通性与可动流体饱和度之间的关系。结果表明：临兴地区石盒子组储层平均可动流体饱和度为58.05%,太原组储层平均流体饱和度为48.60%,石盒子组储层平均流体饱和度明显高于太原组;渗透率及孔隙连通百分比是影响致密砂岩储层可动流体饱和度的重要因素。研究结果可为临兴致密砂岩储层渗流规律认识及开发方案编制提供有力支撑。     

苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素

为查明苏里格气田46区盒8段致密砂岩储层特征及主控因素,文中利用铸体薄片、岩心物性、扫描电镜、压汞、T₂核磁等测试分析,对盒8段致密砂岩储层开展了系统研究。结果表明：研究区盒8段致密砂岩储层储集空间类型主要为粒间溶孔、粒内溶孔、杂基孔,平均孔隙度为6.93%,平均渗透率为1.620×10^-3μm²,为一套特低孔—超低孔、超低渗储层。孔喉分布不均匀,分选相对较差,以中小孔-细微喉组合为主。低体积分数岩屑、高体积分数石英、大粒径颗粒是优质储层发育的物质基础;沉积作用保留的原生粒间孔隙是次生孔隙、成岩裂缝发育的基础,也是寻找优质储层的关键。     

苏里格气田东二区北部盒8 段水体分布及主控因素

苏里格气田东二区北部盒8段气藏出水层位多且分散,气田的合理、有效开发难度大.在对储层砂体和水体纵横向对比的基础上,分析了研究区盒8段水体赋存类型及分布特征,并明确了其主控因素.研究区盒8段水体可划分出河道砂体局部边(底)水、河道底部低凹处滞留透镜体水、致密砂岩封隔的透镜体水、孤立砂体形成的透镜体水和致密层残留水5种赋存类型.剖面上,纵向水层多为单个的薄层,横向为孤立的水体或被致密砂岩封隔的水层;平面上,水体分布相对分散,无区域性大面积连片分布的水体.综合分析表明:河道砂体的展布是水体分布的基础;水体分布不受区域构造的控制,在局部独立的气水系统中受局部构造控制,水在构造低部位聚集;储层非均质性使得水体在储层中往往是孤立的,呈透镜状,横向上互不连通.     

苏东地区气藏水锁机理分析及水锁判识

苏东地区属于典型的低渗致密气藏,气田开发面临的突出问题是积液气井的比例不断上升,高液气比条件下水锁伤害更为严重,造成大量的气井产量明显下降甚至停产,严重影响了苏东地区气藏的有效开发。本文在充分调研前人研究的基础之上,深入分析苏东地区水锁产生的机理及模式,以储层特征和采气曲线形态为出发点研究总结气井水锁判识特征,为苏东地区提高气藏采收率,制定最优化的水锁预防及解除措施提供最科学的基础依据,为相似区块水锁判识及相应的水锁防治方案提供经验借鉴。研究结果表明:苏东地区气井水锁的主要原因有3个;根据储层特征及改造方式的不同,苏东气井水锁可总结为两种不同的水锁伤害模式,"上古生界储层水锁模式":以近井筒水相圈闭和储层远端水锁为主要形式,两者之间存在一个水锁堵塞区,"下古生界储层水锁模式":以近井筒水相圈闭与水锁为主要形式,水相圈闭和水锁区域没有明显界限。分析总结苏东地区近1 000口的生产曲线数据,梳理出4种类型的水锁判识特征曲线,提出储层水锁难易程度的判识和气井水锁效应判识(生产曲线特征)密切结合,才能保证气井水锁不漏判,才能为制定最优化的水锁预防及解除措施提供最科学的依据。     

苏里格气田苏L加密区提高采收率研究

苏里格气田气井产量及压力递减率高,稳产难度大。对苏L加密区储层进行精细解剖,建立三维地质模型,复算地质储量,在储量落实的基础上,通过改变气井生产方式、优化井网井距、控制气井生产压差,达到提高气田采收率的目的,为气田下一步稳产提供思路。     

苏里格气田气井废弃条件研究

苏里格气田是典型的低渗透气田,要准确计算其采收率和可采储量,必需确定气井的废弃条件。考虑产能方程系数在开采过程中的变化,推导出计算气井任意时刻的二项式系数计算公式,由此可得到气井废弃时的稳定二项式方程。以经济评价结合地面工程论证,确定气井废弃产量和废弃井口流压,进而根据垂直管流法计算气井废弃井底流压,最终求得较可靠的废弃地层压力。     

苏里格西区气水分布特征及产水类型解析

利用钻井、测井、生产测试、分析化验资料,运用统计分析、经验公式计算以及相渗-压汞综合分析方法,研究苏里格西区气水分布规律,确定气藏产水类型及其构成.研究结果表明:该区气水分布呈"渐变互补"关系,相对富水区在西北部;地层产出水由凝析水、可动水和自由水构成,控制生产压差即可控制地层产水.该研究为气田产水井管理及开发选区工作...     

苏里格气田含水气藏废弃地层压力确定的新方法

苏里格气田是典型的致密砂岩气藏,储层不但致密,非均质性强,气井产量低,且多数产水,气藏采收率低。废弃地层压力是气藏采收率的关键影响因素之一,对于不产水气藏可以通过单相二项式产能方程结合经济极限产量综合确定,但对于产水气藏废弃地层压力的确定国内外研究不多。本文针对苏里格气田产水气藏,以最小携液速度下的产气量与产水时经济极限产气量相结合共同确定了废弃产量区间范围,应用质量守恒原理推导得出气水两相产能公式,最终求取含水气藏废弃地层压力的一种新方法,并对影响因素进行分析。本文利用VC编程采用多次迭代计算,提高了计算精度,为产水气藏废弃地层压力的求取及采收率的确定提供了一种新思路。     

苏里格气田气井产能评价新方法

修正等时试井以其测试时间短等优点适用于低渗透气藏气井的产能试井,在国内外的气田中得到了广泛应用。针对长庆苏里格气田修正等时试井分析解释时,无法获得产能方程的现象以及出现的不合理结果,分析了可能导致问题发生的原因,参考前人的研究成果,从低渗透气井的渗流理论出发,推导并建立了低渗透气井的稳定点产能方程,可以代替修正等时试井进行产能评价。建立稳定点产能方程依据动态测试分析结果,不依赖严格的产能测试,提高了产能方程的应用范围,稳定点产能方程不仅可以计算气井的初始无阻流量,而且可以预测气井的动态产能,对于气井产能时效性强的苏里格气田更具有现实指导意义。对苏里格气田多口气井应用稳定点产能方程进行产能评价,并与产能试井结果进行对比,计算结果相近,证明新方法实用有效,具有应用价值。     

苏里格气田某区块水平井工厂化作业与效果

针对苏里格气田致密砂岩储层成岩作用强烈、物性差、非均质性强、储量丰度低、压降快、单井产量低等问题,为提高开发效果、降低开发成本,通过借鉴苏南、苏东南区块工厂化作业开发经验,在苏里格气田中区积极开展工厂化作业试验,参考国内外先进技术和精细化管理理念,结合某区块开发现状,以"集群化部署、工厂化作业"为核心,以"流程化、批量化、标准化"作业为基础,实现资源集中化、施工专业化、组织模块化、流程标准化,建立了某区块特色的工厂化作业管理模式,实现了某区块非均质储层的储量高效动用,为气田的高效稳产树立新样板。     

苏里格气田数字化集气站改造研究

结合苏里格气田现场生产运行和数字化管理的实际需要,通过集气站数字化改造研究和工艺、自控系统配套完善,降低了岗位员工配置和劳动强度,提高了现场管理水平和系统运行的安全可靠性。