致密气储层可压裂性测井评价方法

从致密砂岩脆性指数和断裂韧性2个方面对致密气储层可压裂性测井评价方法进行了研究.总结并对比分析了室内实验测定和利用测井数据计算致密气储层脆性指数的方法,建立了研究区适用性较好的脆性指数预测模型;为克服单纯依赖脆性指数进行可压裂性评价时的不足,应用线弹性断裂理论构建脆性指数和断裂韧性相结合的可压裂性指数.指示了筛选优良可压裂层段的标准:较高的脆性指数和较强的水力压裂造缝能力.从而,具有较高可压裂性指数的地层被认为是可压裂层段,具有较低可压裂性指数的地层被认为是压裂遮挡层.以鄂尔多斯盆地致密砂岩地层S井为例进行致密气储层可压裂性指数建模,形成基于可压裂性指数模型的可压裂性测井评价技术流程.     

影响我国煤层气可采性主要储层参数特征

基于我国含煤盆地地质条件和近年来煤层气勘探的实践,并对比国外煤层气开发盆地的地质条件,研究了煤层气资源量和资源丰度、煤储层压力、煤层渗透性和埋藏深度、煤的吸附性和水文地质条件等影响煤层气可采性的主要储层参数特征,指出单一因素对某一地区的煤层气勘探开发所起的作用也许是至关重要的,但对大多数地区来说,煤层气的可采性取决于各种地质因素的有效配置。     

华北地区煤层气可采性的主要影响参数探讨

煤层气可采性是煤层气地质评价选区研究的重要组成部分,影响煤层气可采性的地质参数很多,其中较为重要的参数有煤层渗透率、相对渗透率、储层压力、煤层含气饱和程度等。文章对此进行了分析探讨,并得出结论：煤层渗透性是诸多影响煤层气可采性参数中最重要的地质参数,在煤层气可采性评价中应以煤层渗透性评价为重点。     

致密储层可压裂性测井评价方法研究

以×区致密砂岩储层为研究对象,利用蕴藏在测井资料中的储层完井品质信息,对影响致密储层可压裂性的脆性指数、层内水平最小主应力差异系数、层间应力差及裂缝发育特征进行系统分析,给出了适用于×区致密砂岩储层的可压裂性评价标准。基于该标准,开展了致密储层可压裂性评价研究。研究结果表明,致密储层的脆性指数、层内水平最小主应力差异系数对可压裂性影响较大,层内应力差异系数越小,且储层发育微裂缝和层理时,越容易形成复杂网状缝;储层与围岩层间的应力差小,且围岩厚度小,单层压裂时易于沟通相邻的含油层,否则,层间应力差大、泥岩隔夹层较厚时,难以沟通主力含油层相邻的其他含油层,需要采用多层合压方式获得高产。     

致密性气藏储层损害实验方法探讨与评价

致密性气藏具有低孔低渗、高含水饱和度、高应力敏感性和黏土矿物发育等特点,气体渗透率一般小于0.001mD,这使得气藏损害具有不同于油藏损害的特殊性。目前国内外尚未形成统一的针对致密性气藏储层损害评价方法,而常规储层敏感性评价方法采用液相为驱替介质,在评价致密储层时出现测试时间长、实验误差大、易发生应力敏感的局限。因此,通过对致密性气藏储层损害方法研究,制定了一套“致密性气藏储层损害评价方法,评价了BZ19-25区块储层岩心敏感性损害,并采用行业标准方法对其敏感性损害进行复测,结果表明新方法测试结果与行业标准方法测试结果一致,说明新研究的方法具有可靠性,适合致密性气藏储层损害评价。      

我国致密性砂岩气藏储层敏感性评价方法

本文开展了敏感性评价的改进方法研究,整体上得到的结果更加符合实际,利于正确指导致密砂岩储层开发。     

储层含油性热解评价方法

根据某盆地热解数据建立的储层含油性热解评价标准可将借层定性分为油层、油水同层、含油水层和干层(或水层)等。热解参数除与地质油气显示级别具有良好的对应关系外,还可通过变异系数、有效油层厚度系数描述油层的非均质性。     

阜新盆地煤层气资源可采性模糊数学评价

煤层气资源可采性评价是煤层气勘探开发的前提和基础。针对煤层气资源勘探开发的实际情况及目前煤层气开采的技术水平，基于模糊数学理论，在系统分析影响煤层气可采性主要储层地质参数、储集参数和物性参数等的基础上，建立了煤层气资源可采性评价指标体系，确定了评价参数隶属函数矩阵修正系数的方法，提出了煤层气可采性量化综合评价方案；并以阜新煤田为例，进行了煤层气可采性的综合评价。评价结果与实际情况较一致。     

油气田剩余可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度的年度评价方法

剩余可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度是判断油气田当前开发形势的重要指标,是决策是否进行开发调整的重要基础,因而受到全球各石油公司的高度重视。根据中国行业标准,评价可采储量的方法主要包括水驱曲线法、产量递减法和预测模型法。水驱曲线法仅适用于水驱开发的油田,而产量递减法和预测模型法则适用于已经进入递减阶段的任何储集类型、驱动类型和开采方式的油气田。DeGolyer and MacNaughton和Ryder Scott两家评估公司对中国境内油气田的剩余经济可采储量进行年度储量资产价值评价所使用的方法是由美国证券交易委员会多部门团队提供的Arps指数递减的变异公式。利用适用于不同开发模式的广义指数递减法,推导得到了油气田年度经济可采储量、剩余经济可采储量、技术可采储量、剩余技术可采储量、剩余可采储采比和剩余可采程度的计算公式,并对DeGolyer and MacNaughton公司使用的变异指数递减法进行了说明和评价。通过8个油田实际应用结果表明,笔者提供的计算方法实用有效。     

低渗特低渗气藏剩余气分布的描述

低渗特低渗、无明显边、底水的异常高压干气气藏开采一段时间后,储层中不同区域的地层压力下降不均衡,但含气饱和度(S_g)却相差不大,用含气饱和度无法准确地描述气藏剩余气的分布状况。因此,人们通常用开采过程中压力的分布来定性描述这类气藏的剩余气分布。根据真实气体的状态方程和可采储量的定义,建立了可采储量采出程度(K)与地层压力(P)之间的函数关系,将开采过程中的地层压力分布转化为可采储量采出程度的分布,实现了剩余气分布的定量描述。     

二氧化碳气藏成藏条件及储量计算方法

文章概要地介绍了二氧化碳气的成因及成藏条件,着重介绍了二氧化碳气藏的储量计算方法,特别是与烃类天然气藏不同的偏差系数值的确定方法.共论述了四种方法,对每种方法的内容、步骤及适用范围进行了探讨.结合我国二氧化碳气藏的情况,进行了实例计算.     

裂缝气藏物质平衡方程

在均质气藏物质平衡方程的推导过程中，假设之一是气藏的储层物性和流体物性是均匀分布的，对于基质和裂缝具有相似的储集能力的裂缝气藏，这个假设不再成立，由于裂缝的压缩性比基质要高，裂缝和基质的孔隙度值随压力的变化不相同，裂缝和基质中的束缚水饱和度也不相同，所以在裂缝气藏的物质平衡方程的建立过程中，必须考虑双孔隙系统，分别考虑裂缝和基质的储层物性和流体物性。据此推导了一种新的裂缝性气藏物质平衡方程，实例计算表明，采用该方程可有效计算气田储量，方法简单易行。     

气藏水平井长度优化设计方法

首先推导了气藏水平井产能公式,在推导过程中考虑了天然气的非达西流动和气层各向异性等因素对水平井产能的影响。其次是建立了气藏内流动模型、水平井井筒内流模型、水平段最优长度数学模型,在建立模型过程中考虑了水平段内摩阻损失和流动状态对水平井产能的影响。所得到的方法对计算气藏水平井产能和设计水平段长度具有指导意义。     

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在分析国内气井产能、测试现状的基础上，根据新生界浅层气藏的地质特征和实践经验，提出在新生界浅层气藏产能测试中应采用单产量生产（或放喷）—压力恢复试井组合测试方法；在测试分析中，应充分考虑获得的气藏（井）的参数的齐全程度、气藏（井）产能评价与预测的可靠性、气井测试时的经济成本以及安全性等诸多因素，提出在测试解释中，应结合静动态，分析气井流入动态与油管流动状态，全面评价气藏产能，确定气井的合理产量。文中所述的方法对新生界浅层气产能测试及评价有一定的实用价值。     

深部流体对天然气成藏影响

深部流体是地球内部物质和能量交换最活跃的组分,超临界状态存在的深部流体中含有大量的气体,通过地震、火山或以其他各种构造通道向地球的浅部运移。上升过程中由于物理化学条件变化(主要是温度和压力降低),其中的挥发分首先从岩浆中析出,在合适的构造部位直接聚集成藏;同时流体上升过程中带出的大量地球深部的物质或能量为天然气形成提供有利条件。中国东部郯庐大断裂带气藏天然气碳同位素及稀有气体地球化学特征表明,深部流体直接或间接对天然气形成以及运移有重要的影响。国外一些天然气形成的模拟实验结果也显示以二氧化碳和水为主的流体在深部油气的无机合成、运移和富集中起着重要的作用。深入研究深部流体与天然气形成之间的关系可以为天然气勘探提供重要的方向和目标,将对天然气成因及来源产生重要的理论和实践意义。     

裂缝性底水油藏储气库最大工作气量的预测方法

利用华北油田水驱开发晚期裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建大型地下储气库，对保障京、津、冀等地区安全、平稳供气，具有重要意义。虽然前期对华北任11井裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库的可行性已开展了相关研究工作，但没有解决工作气量、气垫气量优化评价的关键技术问题。文章通过借鉴国外含水层储气库注采运行的经验，在物质平衡原理基础上，提出了描述裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库工作气量预测的数学模型。该模型能较准确地预测随油气界面下移，气库能达到的最大工作气量和相应气垫气量。通过实例求解得出注气增压系数对工作气量及其在库容量中所占的比例影响较大。随着注气增压系数的增大，工作气量及所占的比例迅速增加，气库效率随之提高，因此，提高注气增压系数是提高裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏储气库效益的重要途径。     

一种预测砂岩油藏改建的地下储气库最大工作气量的新方法

借鉴国外含水层储气库注采运行的经验,提出了描述块状底水砂岩饱和油藏改建地下储气库注采运行的预测模型。认为该模型能够比较准确地预测建库,达到的最大油气界面位置和库容,并在此基础上可进一步预测最佳工作气量和相应气垫气量。     

利用气势能研究盖层封闭天然气的能力

本文依据流体运动规律计算盖层与其下伏储集层之间的气势能差值,建立了评价盖层封闭天然气能力的方法。用其研究三肇地区青一段泥岩盖层对扶余油层中天然气的封闭能力,表明该方法可以定量评价盖层封闭天然气的能力,还可以将盖层封闭天然气能力的评价扩展到整个平面上,是一种较为全面和有效的研究方法。     

提高边水气藏采收率的方法研究

气藏开发实践表明，边水气藏的采收率要比定容气藏低得多。如何采取有效的方法提高边水气藏的采收率一直是气藏开发领域的一大难点。为此，从目前边水气藏的采收率普遍较低的现状分析出发，通过对边水气藏气、水两相渗流特征及影响水驱气藏采收率机理的分析发现，气藏的废弃压力和水侵波及系数是控制气藏一次采收率的主要因素。为提高边水驱气藏的采收率，目前传统的做法是控制气藏开采速度、保持气藏能量、尽可能地延长气藏的无水采气期和控制边水的入侵速度，这种开采方式最终造成边水气藏水淹时的废弃压力很高，而采收率较低的局面。由此建立了加快边水气藏开采速度、降低气藏废弃压力、增大水侵体积系数可以有效地提高边水气藏采收率的观点，文章从理论上论证了该思路的可行性，并以实际边水气藏为例进行了计算，计算结果说明了本思路的正确性。