涩北一号气田气藏驱动类型浅析

通过对涩北一号气田水体分布、水层测试、气层试采出水、数值模拟等进行分析,然后运用压降图法和视地质储量法对涩此一号气田气藏驱动类型进行了判别分类。分析结论对合理地制定涩北一号气田开发技术指标具有一定的指导意义。     

滴西18火山岩气藏产水特征研究

克拉美丽气田滴西18火山岩气藏储层非均质性强、气水关系复杂、气井产水量大,严重影响气藏的开发效果。气藏产水特征研究是气藏治水、排水采气提高采收率的基础。通过对气井产出水水性分析、地层水产出规律、水侵类型及水侵特征规律的综合研究表明:滴西18火山岩气藏部分气井Cl-浓度及矿化度已大幅超出该气藏地层水均值;产出地层水的DX1804、DX1805、DXHW181、DXHW182井为底水侵入。侵入模式:DX1804和DX1805井为纵窜横侵型;DXHW181和DXHW182井为水锥型;水侵特征,DX1804井生产水气比上升型态属裂缝水侵型;DX1805、DXHW181和DXHW182井生产水气比上升型态属舌进弱水侵。     

徐家围子火山岩气藏储层测井响应特征

在对松辽盆地北部徐家围子地区深层火山岩的岩石学特征和储层微观结构特征认识的基础上，利用测井资料进行了火山岩的测井地质学研究，划分出流纹岩、安山岩2种类型的火山岩储集层，建立了流纹岩、安山岩2种储层孔隙度计算方法，制定了流纹岩、安山岩储层有效厚度划分标准，总结出该区裂缝性储层的3种识别方法。研究成果在探井生产和储量计算中得到了广泛的应用。     

徐深气田A区块低渗透火山岩气藏早期动态特征认识

火山岩气藏开发是近年来天然气勘探开发的一个新热点领域,低渗透储层气藏的动态特征认识是火山岩气藏开发领域的一个难点.A区块是徐深气田储量规模较大的井区,储层非均质强,整体以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,是比较有代表性的低渗透火山岩气藏.从对A区块地质特征分析入手,重点结合井区内试气和短期试采测试资料分析,开展气藏早期动态评价,初步认...     

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。     

松辽盆地白垩系火山岩类型与鉴别特征

依据127口钻遇火山岩探井和盆缘剖面研究资料,提出松辽盆地深层火山岩及沉积岩、变质岩的分类方案,将火山岩类划分为火山熔岩、火山碎屑熔岩、火山碎屑岩和沉火山碎屑岩四类.根据火山岩化学成分、斑晶矿物组合和结构构造等区分具体岩石类型,依据火山岩出现的频率和厚度确定出松辽盆地北部常见、典型火山岩类型20种.从深层火山岩勘探的实际入手,从岩石的颜色、化学成分、矿物成分、结构构造、裂缝等特征详细描述了这20种火山岩类型和鉴别特征,并附有42张特征照片和简要说明,以期促进松辽盆地火山岩命名与鉴定研究,进而直接应用于火山岩的油气勘探.     

异常压力气藏储量和综合压缩系数的确定

若异常压力气藏生产中存在反凝析现象,相态变化会使p/Z-G_p图中直线段明显偏转.若以没有考虑相态变化的物质平衡方程为基础核实储量,即使考虑储层压实等因素,也必须选择压力高于储层气露点压力的数据,即对应p/Z-G_p图中的第一直线段.提出一种综合考虑流体及岩石压缩性、小范围稳态含水层和页岩水流入条件下只依据生产和气体组分数据唯一确定原始储量和综合压缩系数的最优化方法,给出了应用实例.     

徐深气田火山岩气藏类型与成藏控制因素

随着松辽盆地徐深气田等火山岩油气藏的发现,火山岩油气藏正逐渐成为中国油气勘探战略的重要接替领域.火山岩储层岩性多样、非均质性强、油气藏类型复杂,因此,成藏控制因素研究成为指导火山岩气藏勘探的关键环节.在通过气藏解剖分析气藏类型的基础上,依据大量资料研究和勘探实践认为有效烃源岩与火山岩匹配关系、构造部位、岩相特征等为主要的成藏控制因素,总结出两种天然气类型的主要成藏模式.     

徐深气田D区块火山岩气藏出水类型及影响因素

徐深气田D区块为含底水的火山岩气藏,投入开发以来边部气井相继出水,致使气井产能大幅下降,影响气田开发效果。通过地质因素对气井出水类型进行定性划分,再通过动态因素和地质因素相结合,实现气井出水类型的定量划分;通过建立裂缝型水窜模型和孔隙型水锥模型,研究了基质渗透率、裂缝渗透率、水层物性和水体规模以及气井配产等静、动态影响因素对气藏水侵的影响。结果表明:D区块可分为裂缝型强水窜、裂缝型弱水窜、孔隙型强水锥、孔隙型弱水锥和孔隙水出水5种出水类型;构造位置低及气水层直接接触和隔层裂缝发育或大规模压裂沟通水层是气井出水的主要原因。     

升深2-1区块火山岩气藏开发机理

针对升深2-1区块火山岩气藏底部普遍发育水层、且水体比较活跃,储层物性差等特点,通过开展室内实验分析,对建立气藏有效驱动体系进行了初步探讨,分析了岩石变形对产能的影响程度;综合运用气藏数值模拟等方法分析论证了不同储层打开程度和水体规模对气藏开发效果的影响程度.分析认为:当气藏平均井距小于1048 m时,才能建立有效驱动体系,使井控范围内的储层能够得以有效动用;在气藏开发过程中,由于岩石变形使产能下降幅度在10%左右;底水对气藏开发效果有较大影响,当气层打开程度为1/3时,可取得较好开发效果.同时还制定了有效控制、延缓底水锥进的具体措施,可有效地指导气藏开发,对其它区块类似火山岩气藏的开发也具有一定的借鉴指导作用.     

徐家围子断陷营城组火山岩气藏储层特征

徐家围子断陷位于松辽盆地北部，火石岭、沙河子、营城期发育3个火山喷发旋回。其中营城组火山活动最为广泛，具有早晚两个主要喷发期，早期主要形成中酸性岩，晚期主要为中基性岩。其中流纹岩和流纹质（熔结）凝灰岩为主力产气储层。文章综合应用岩心观察、薄片鉴定、荧光元素分析、激光共聚焦等手段，对该区营城组火山岩岩石矿物学进行了细致研究，划分了两大类七亚类二十余种火山岩类型，并发现流纹岩和流纹质（熔结）凝灰岩普遍具有碱交代作用，发育有火山灰溶蚀孔和玻璃基质脱玻化球粒内微孔等特殊孔隙类型，同时对火山岩储层物性与岩石类型的关系进行了定量化研究，并且分析了岩性作为物质基础直接控制储层物性演化的作用。     

火山岩测井弹性响应特征及其正演模拟

准确描述深层气田火山岩的岩石弹性响应特征是常规测井地层评价、地震反演和储层预测的关键因素.在探讨火山岩的矿物组分特征并分析影响火山岩弹性响应特征的岩性、成岩和矿物组分的基础上,建立起"中子-密度交会"火山岩岩性分类方法;根据火山岩骨架矿物和充填矿物的基础弹性响应特征,应用SelfConsistent模型正演不同岩性、物性和流体性质的岩石弹性响应特征;在标定多井实测密度、纵波速度和横波速度条件下,优化、调整了所建立的岩石物理模型参数,找出区域稳定的岩石物理响应规律,为地震储层预测奠定了基础.     

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井间加密后动态储量变化特征

针对徐深气田A区块火山岩气藏储量动用程度低、稳产能力差的问题,开展了井间加密试验,而加密井一旦与老井连通,不确定其能否提高储量动用程度.为此,采用分区物质平衡方程技术分析了井控动态储量变化过程,结合火山岩气井动态储量结构特点,提出了连通气井间动态储量变化的3种特征:①持续增长型,加密井与老井动态储量逐步增加,相互间储量...     

考虑相态变化的CO2气藏物质平衡方程

在CO₂气藏束缚水、入侵水、产出水中都溶解有CO₂,以摩尔守恒为理论基础,建立了CO₂气藏的物质平衡方程。CO₂的相态及物性变化与气藏压力、温度条件密切相关,同时考虑地层水矿化度对CO₂溶解度的影响,利用牛顿均差插值方法编程计算气藏任意条件下的物性参数。利用物质平衡方程结合CO₂ 的高压物性随压力、温度的变化关系,可以计算CO₂气藏的地质储量和不同采出程度下的平均地层压力,并确定开发过程中的CO₂相态变化。实例验证计算误差为0.131%,说明计算方法切实可行。     

徐家围子断陷深层气藏类型及成藏模式

松辽盆地北部徐家围子断陷隐蔽型天然气藏形成机制和分布规律复杂,制约了勘探开发工作的进展。为此,依据天然气藏的成因,从勘探开发实用性出发,研究了该区深层气藏类型和成藏模式。结果认为：徐家围子断陷深层主要发育有构造-岩性、岩性-构造、岩性、构造-地层、基岩风化壳等5种气藏类型和上生下储式、自生自储式、下生上储式、幔生上储式等4种成藏模式。另外,根据甲烷碳同位素值、乙烷碳同位素值和干燥系数3方面的天然气成因类型划分结果,认为下白垩统营城组天然气主要分布在煤成气区域,主要来源于下白垩统沙河子组的湖相泥岩和煤层。     

涩北气田弱水驱气藏水侵早期识别方法

弱水驱气藏开发早期的水侵特征不明显,识别起来比较困难。现场多采用水样监测和对水气比曲线进行分析等方法对气藏的水侵特征进行识别,但这些方法都是在地层水进入气井之后才能进行判断,不利于提前采取预防措施。以涩北二号气田边水能量较弱的A气藏为例,通过引入生产指示曲线法、存水体积系数法和视地质储量法对气藏早期的水侵特征进行识别,并通过不同采出程度下的曲线特征进行了对比。结果表明：视地质储量法对气藏水侵作用敏感性强,曲线发生上翘拐点时对应的采出程度最低,比现场经验法低20%;视地质储量法水侵识别结果可靠性高,能更早地发现气藏的水侵特征。该研究成果对于无裂缝发育、孔隙性相对均质的弱水驱气藏进行早期的水侵特征识别具有指导意义。     

鄂尔多斯盆地神木—米脂地区上古生界天然气藏压力分布特征

统计鄂尔多斯盆地上古生界90余口钻井140多个含气层位压力测试数据,通过压力系数频数统计综合分析研究区上古生界不同含气层段的压力分布特征。研究表明:上古生界天然气藏压力随层位变浅而降低,同一气层体系内部由南向北压力逐渐降低。结合烃源岩演化、天然气组分对比、成藏与构造运动的时间耦合关系,综合分析认为:原生气藏于早白垩末期形成,烃供应不足初步造成两区块压力南北分异;q5次生气藏于晚白垩世形成,构造运动使神木地区原生气藏垂向泄露形成q5超低压次生气藏,也导致了气藏后期的调整逸散,进一步扩大了其与米脂地区原生气藏的压力差。     

柴达木盆地涩北气田疏松砂岩气藏水气体积比及水侵预警

柴达木盆地涩北气田属于弱边水驱动的背斜型浅层疏松砂岩气田,采用衰竭式开采。根据水气体积比,其气藏生产过程可分为4个阶段,即低含水稳产阶段、初期水侵阶段、边水突破阶段和强水侵阶段。依照水气体积比变化,可以准确监测水侵的发生,水侵突破阶段可以作为预判边水大规模水侵的时间窗口,以调整开采方案,延长稳产期;高含水的强水侵阶段,生产周期较长,是带水开采提高采收率的重要阶段。     

根据地层压力变化规律确定补充地层能量时间

本文对Ｔ１油组的地层压力变化规律进行了综合分析，由该变化规律来评价油藏的天然能量，并研究各种能量利用情况，得出该油藏的天然能量不足，应尽早注水补充能量，提高油井产量。主题词