苏东区块地层水水化学特征分析

为了搞清苏东区块的地层水性质及分布特征,针对苏东地区气水关系及地层水水化学特征认识程度低的问题,该文在气体地层水分析化验数据基础上,开展地层水的类型、产出水化学特征、水化学特征系数等工作.结果 表明:南部和北部产出水为地层水,中部为凝析水;气井初期排出压裂液,后期逐渐产出地层水;矿化度呈现西南部高,东北部较低;南部地层...     

鄂尔多斯盆地苏里格气田苏20区块气层分布特征及分类评价

通过精细对比和解剖苏里格气田苏20区块气层分布,总结苏20区块气层研究区的分布特征,发现苏20区块横向上气层分布具有多层叠置的特点,石盒子组及山西组各个层段均解释有气层或含气层,气层纵向上主要集中分布在盒8段和山1段。综合沉积相、砂体展布及储层发育特征,认为该区以盒8下亚段为主要储集层位,其他层位作为补充,具有一定的开发潜力。同时对气井依据储能系数,将气层划分为3类,储能系数大于0．5为Ⅰ类气层,储能系数0．3～O．5为Ⅱ类气层,储能系数0．1～0．3为Ⅲ类气层。     

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。     

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。     

苏东区块产水规律研究

苏东区块位于苏里格气田东部投入开发已有7年,伴随开发的不断深入,区块产水已成为制约产能发挥的主要因素。针对苏东区块生产井产水量无法计量、水样无法获取的现状,利用区块所辖集气站的产水计量结果及水样化学分析特征,对区块的产水规律及气井产水类型进行系统的研究,形成了区块产出水判识标准。研究表明:苏东区块水气比从南向北逐渐升高,总体上区块北部水气比大于南部;区块产出水主要为地层水,伴有少量的入井液及凝析液。     

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.     

苏东区块产水规律研究

苏东区块位于苏里格气田东部投入开发已有7年,伴随开发的不断深入,区块产水已成为制约产能发挥的主要因素.针对苏东区块生产井产水量无法计量、水样无法获取的现状,利用区块所辖集气站的产水计量结果及水样化学分析特征,对区块的产水规律及气井产水类型进行系统的研究,形成了区块产出水判识标准.研究表明：苏东区块水气比从南向北逐渐升高,总体上区块北部水气比大于南部;区块产出水主要为地层水,伴有少量的入井液及凝析液.     

ERD-05g新型泡排剂在苏48区块试验效果分析

气藏在开发过程中都会产地层水或凝析液,产出液若不能及时排出,就会聚积在井底,增大井底回压、降低产气量,严重时将导致气井水淹停产。随着苏里格气田开发工作的不断深入,气井生产中的产水问题需要越来越引起重视。针对苏里格气田苏48区块气井的产水问题,优选了适合本区块地层水的抗油性ERD-05新型泡排剂,通过对苏48区块两口气井的现场试验,取得了较好的试验效果,达到了气井排水采气的目的。     

苏里格气田苏54区块气水分布主控因素分析

苏里格气田西区苏54区块为典型的低孔、低渗致密砂岩气藏,完钻井出水较严重,气水分布关系复杂,主要控制因素不明朗,开发难度较大。通过对苏54区块构造、沉积相、砂体及渗砂体展布及储层特征研究,认为苏54区块气水分布的主要控制因素有气源、沉积相、构造、物性及裂缝等因素,明确了主力目的层段的气、水分布特征及含气相对富集区。区块中东部含气性较好,是近期开发的有利目标区带,可在保证合理井网的基础上优先布井。西部及南北部相对富水,部署井位时应尽量避开富水区域。     

苏53区块储集层岩石微观孔隙结构特征研究

储集层岩石微观孔隙结构特征直接反映了储集层的渗流能力,是综合评价储集层的重要依据,可以为储集层保护和开发方案的制定起到指导作用。基于这一目的,采用X射线衍射、扫描电镜、高压压汞等技术分析手段,对苏里格气田苏53区块盒8段-山1段储集层岩石微观孔隙结构特征进行分析研究,通过孔喉分布特征和压汞特征参数分析,结合粘土类型及分布情况,对苏53区块微观孔隙结构进行分类评价。分析结果表明,Ⅰ级和Ⅱ级孔隙结构的储集层为该区块的优质储集层,可作为苏53区块进一步勘探开发的目标。     

高速屏蔽层下弱反射界面的PS转换波勘探

随着地震勘探技术的发展和勘探程度的提高,常规单一纵波勘探方法在解决复杂地质问题时往往达不到理想的效果,而多波地震勘探以其多分量信息的优势在一定情况下弥补了这一不足。本文对多波勘探中的纵波和转换横波联合勘探方法进行了一些定性研究,获得了一些有用的结论,希望对特定条件下野外地震数据采集有一定的指导作用。     

油气微渗漏方式定量判别思考

调研前人关于烃类微渗漏方式的研究成果,发现油气藏形成之后烃类微渗漏方式以微泡方式和水溶方式为主。通过建立等厚地层模型,提出微渗漏方式定量判别系数,基于一般地质规律假定相关参数进行计算,分析认为:(1)烃类微渗漏方式在地层中并不是一成不变的,因地质条件变化可相互转变;(2)烃类微渗漏方式总体以微泡方式为主,随地层变浅水溶方式所占比例逐渐增加,此2种方式是形成地表烃类异常的主要方式,而扩散作用只形成背景场;(3)直接盖层封盖能力、地层物性和垂向可动水含量是影响烃类微渗漏方式的重要因素。烃类微渗漏方式定量判别系数的提出,对烃类垂向微渗漏机制研究从定性走向定量意义重大,为油气化探地球化学场数值模拟、成因解释与评价奠定了基础。      

水平井井下取样找水技术

见水是长庆油田多段压裂改造、注水开发水平井出现的重点问题之一。见水后含水快速上升,产能迅速下降,严重制约水平井的高效开发及规模应用。找水技术是控水稳油的前提,常规技术受测试段数的影响找水周期长(60~80 d)、费用高(产液剖面测试费用80万/井次),不能满足长庆油田水平井规模开发的需要。通过创新研制井下取样器,且在室内评价试验中满足井下75℃、40 MPa的取样条件,进一步通过现场试验井的生产动态变化规律确定取样时机和取样方式,形成一套完整的井下取样找水技术,使找水周期缩短到6~7 d,找水费用降低到20万/井次。由此可见,井下取样找水技术从现场试验及经济效益方面均有大幅优化,为今后长庆油田水平井找水措施提供了经济有效的技术手段。     

深水关键海工装备综述

深水油气勘探开发已经成为世界上的热点,深水海工装备更是决定深水油气勘探开发水平的关键因素之一。近几年中国已经意识到深水勘探的重要性,并在深水勘探装备和技术上取得了重要进展。尽管如此,与发达国家相比,无论从技术水平,还是深水勘探的油气成果上,差距还很大。鉴此,着重对深水油气勘探开发所涉及到的关键装备进行了综述,以期对我国的深水油气勘探起到一定的借鉴作用。     

靖边下古气藏产水气井合理生产压差确定方法

长庆气田下古气藏是一个低渗、低丰度、低产能的大型复杂气藏.随着长庆气田勘探开发工作的进一步深入,气井的出水问题暴露得越来越多,严重影响了正常生产.在产气水井动态分析的基础上,对出水对气井产能的影响问题进行了理论分析,并根据现场实例进行了计算与分析.探讨了产水气井稳产的对策.鉴于生产压差对气井产能与出水影响极大,文章在“非线性流法”的基础上,提出了产水气井合理生产压差的确定方法,并在现场得到成功应用,对实际生产有一定指导意义.     

柯坪露头区柯坪塔格组河流作用为主的三角洲沉积特征及其油气勘探意义

塔里木盆地志留系海相碎屑岩储层是一套重要的勘探目的层系,在塔中和塔北地区勘探已有突破。但有关这套储层的沉积环境和沉积特征还没有形成统一的认识,不利于下一步的勘探。通过野外露头精细沉积学观察及室内镜下分析,揭示柯坪露头区柯坪塔格组由3个三级层序构成,其内发育以大型河流作用为主的三角洲沉积,主要为三角洲前缘和前三角洲沉积,并进一步识别出水下分流河道、支流间湾、河口坝、远砂坝及前三角洲泥等沉积。同时,层序底界大型下切水下分流河道的发现,预示着深水区可能存在大型深水浊积砂体。柯坪塔格组该类三角洲沉积组合对塔里木盆地志留系碎屑岩油气勘探具有重要的指示意义,较好的油源条件、面状分布的砂体及多套储盖组合构成了较好的油气成藏条件,而其深水区可能存在的浊积砂体也是潜在的油气勘探区。     

深水油气勘探开发——进展及启示

分析总结了世界深水油气勘探开发现状和深水油气资源分布特征、我国深水领域油气勘探进展以及南海北部陆坡区、南海西南海域以及东海冲绳海槽盆地的深水油气资源前景。经过近100年的发展,浅海油气勘探开发高峰期已经过去,新增储量和产量逐渐向深水转移。世界上深水油气盆地主要为滨大西洋深水盆地群、滨西太平洋深水盆地群、新特提斯构造域深水盆地群和环北极深水盆地群,各深水盆地群油气勘探程度和成果差别很大。我国的深水区资源丰富,潜力很大,然而由于技术、资金等原因,勘探程度很低。但近几年来,我国无论是深水的油气发现,或是深水勘探装备和技术,都取得了重要进展。加快深水油气勘探的步伐,对保障我国能源安全具有重要的战略意义。     

海洋可控源电磁勘探技术

随着海洋油气勘探开发由浅水区走向深水区,海洋可控源电磁技术(CSEM)可以有效降低深水勘探的钻探风险,正逐步发挥越来越大的作用。由于烃的导电性很差,因此含油气岩层的电阻率远大于周围含水的围岩。通过CSEM勘探技术可以找出低阻背景中的高阻异常体。将CSEM勘探结果与地震资料综合解释,可以大大提高钻探的成功率。论述了CSEM的基本原理、施工方式及影响勘探效果的因素,并与地震勘探资料进行了比较,旨在为我国深水油气勘探开发在选择勘探技术方法上提供参考。     

叠后地震资料气水识别研究与应用

近年来，应用AVO、模式识别、多波勘探等方法进行气水识别已经取得了一定成效，但还没有取得理想的进展。AVO方法由于理论上的近似或实际资料难以满足计算条件，其效果难以令人满意；后来采用模式识别方法进行气水识别，虽然有一定效果，但这种方法需要在勘探开发中后期、有相当多的气水井后才能预测，且效果很难把握，受样本影响大，不同的样本群会有不同的结果。如今采用多波勘探试验资料的纵横波信息进行了理论和实践研究，掌握了气水与纵横波的基本关系，在此基础上，研究了叠后地震资料气水识别方法，其基本思路是借助叠后地震剖面中含有的横波信息或纵波转换的横波信息，结合测井资料进行气水识别，取得了较好的勘探效果。     

中国天然气勘探发展战略问题探讨

近年来,全球巨型气田持续发现,勘探技术不断进步,勘探领域向寻找岩性地层气藏、深水油气藏等方向发展,非常规天然气已成为重要的补充资源类型。中国天然气资源相对丰富,常规天然气资源探明程度低,正处于快速发展阶段;非常规天然气勘探开发刚刚起步,正处于探索阶段。在充分调研国外天然气勘探经验与发展趋势的基础上,对比国内天然气勘探现状及特点,对中国天然气勘探发展的一些战略问题进行了探讨并得出以下认识：①2000年以来年均探明储量5 000×108 m3以上,大气田是储量增长的主要推动力（大气田探明储量占总数的70％左右）;②地质条件相对复杂,勘探难度逐渐加大,低品位储量占90％以上,勘探工作更具长期性,需持之以恒;③必须认识到勘探思维创新和技术进步的必要性,加大针对性技术攻关是推进天然气科学发展的有力措施;④发展非常规天然气是确保我国天然气可持续发展的必由之路。