徐深气田升深2-1区块火山岩气藏开发特征

徐深气田升深2-1区块火山岩气藏非均质性强,发育底水,给气藏的开发带来较大困难.通过4 a开发实践,在产能特征、储层连通性等方面取得了4点认识:通过气井生产特征分析表明,气井可以划分为I、Ⅲ类,以I类井为主;区块具有统一的压力系统,储层连通性较好;边部井见地层水,主要表现为裂缝型水窜出水;采用多种配产方法,结合目前气井产能情况,研究并确定气井合理工作制度,为气田合理开发提供了依据.气田在以后开采过程中要特别注意控制生产压差,保持合理的采气速度,防止底水快速锥进,影响气田的开发效果.     

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.     

徐深气田A区块火山岩气藏开发动态特征

徐深气田中的A区块是中国较早系统开发的火山岩气藏,正确认识其动态特征是开发好气藏、保障平稳供气的关键.运用气藏工程、不稳定试井、生产统计等手段,从气井的井控区域流动特征、生产流动状态、生产动态特征、地层压力变化特点以及产水特征等方面总结了A区块火山岩气藏的开发动态特征.气井井控区域的物质基础以连续分布的低孔渗为主,流动几何形态主要为线性流动;气井定产量生产中不易进入拟稳态,生产流动状态主要为不稳定状态;气井井底流压与地层压力下降幅度不一致,一般流压的递减率高于地层压力的递减率,许多井呈现间歇生产特点;各个井区受到物性、连通性差异的影响,在控制储量、产量水平上差异大,采出程度各不相同,导致地层压力变化不均衡;气井生产中普遍产水,依据出水来源划分为边底水、凝析水以及可动水等3种出水类型.     

徐深气田D区块火山岩气藏合理开发对策

徐深气田D区块为含底水的火山岩气藏,部分边部气井产出地层水,影响气井产能和气田开发效果。针对D区块不同出水类型的气井,以体考虑、分类治理为原则,制定了适合该区块的合理开发对策。考虑压降单元、断层分割、储层连通,划分6个井区,在各井区实施低排高控整体开发对策,保持高部位气层的压力,减缓边、底水的锥进,对单井生产尽量做到产气量、压力、产水量三稳定,避免底水快速锥进。结果表明:D区块实施控水采气、合理配产后,延缓了边底水过快侵入气藏,延长了气井无水采气期。     

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开发早期试井评价

近年来松辽盆地北部深层徐家围子断陷天然气勘探取得了重大突破,2005年徐深气田提交天然气探明地质储量1 018.68×10⁸m³。为搞好徐深气田火山岩气藏的开发工作,应用气井产能测试及压力恢复试井等资料的解释分析,对徐深气田火山岩气藏进行早期评价。建立气井产能方程,初步确定火山岩气藏气井产量和无阻流量差异较大,气藏模型类型复杂多样,储层平面分布范围有限,多数压裂井附近存在不流动边界,因此,单井合理配产和控制边底水采出是高效开发徐深气田的重要手段。     

徐深气田火山岩气藏储量参数计算

由于火山岩储层岩性多样、非均质性强、油气藏类型复杂,导致了储量评价难度大,故储量参数的准确计算至关重要。针对火山岩骨架参数不确定的特殊性,综合岩心、薄片、元素分析和测井等资料,采取了组分与结构识别相结合、常规测井和特殊测井相结合的岩性识别思路,应用多种方法开展了火山岩的岩性测井识别研究,在岩性识别的基础上应用岩心分析、测井资料和试气成果建立了松辽盆地徐深气田储量参数计算模型,最后再用综合分析的方法进行取值,降低了储量计算的风险。使用该方法,火山岩岩性识别符合率在85％以上,储量参数精度超过80%,能够满足储量规范要求,对火山岩油气藏储量评价具有指导意义。     

大庆徐深气田火山岩气藏的开发

2002年,随着徐深1井在火山岩中获得高产工业气流,揭开了大庆深层火山岩气藏勘探开发的序幕。目前,大庆徐深气田已具有2 000×１０８ ｍ３天然气储量规模,其中火山岩储集层储量占86.4%,成为我国东部陆上发现的最大气田。火山岩储集层由于受喷发期次、剥蚀改造等影响,岩性与储集空间复杂,储集层非均质性强,相邻气井产能差别大,对于火山岩气藏开发,国内外几乎没有可以借鉴的经验。近年来组织了科研攻关,针对火山岩气藏的特点开展了综合地质、气藏工程、钻采工艺多学科联合攻关,对火山岩地质和气藏工程取得了一定的成果和认识,形成了一套适用于火山岩气藏开发技术,为火山岩气藏的高效、快速开发奠定了基础,为我国在火山岩气藏开发技术方面积累了有益的经验。     

徐深气田火山岩气藏动态描述追踪方法

徐深气田单井动态描述研究方法,以传统解析试井解释结果为基础,结合静态地质研究成果及气井长期试采动态资料,应用数值试井方法,建立与火山岩储层形态、参数分布更贴近的地质模型,对徐深气田火山岩储层的开发动态特征实现全新的解读.该方法可较好地考虑储层的非均质性,是认识气藏开发生产条件下的储层动态参数,可靠预测气井未来生产动态的有效手段.     

徐深气田火山岩气藏水平井开发优化设计技术

徐深气田属于深层大型低或特低渗透火山岩气藏,岩性、岩相横向变化快,有利相带延伸范围有限,气藏底部普遍发育水层;储层以Ⅱ、Ⅲ类为主,物性差,气井以压裂投产为主;现有地震技术难以准确预测有效储层分布特征和天然裂缝发育特征.针对火山岩气藏地质特征复杂和水平井开发设计难度大等特点,通过多年的水平井开发实践与攻关研究,形成了适合徐深气田火山岩气藏特征的水平井开发优化设计技术,并取得了明显的应用效果,为提高徐深气田火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益提供了强有力的技术支撑,对同类气藏水平井设计具有指导作用.     

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...     

徐深气田徐深21区块火山岩储层预测与分类

松辽盆地徐深气田徐深21区块火山岩储层地质情况复杂,井间岩性、岩相变化快,储层横向不连续,非均质性强,气水关系极其复杂,常规的地震反演方法不能有效地反映火山岩储层变化特征。采用优选的拟声波重构密度反演和高斯配置协模拟密度反演相结合方案,对该区火山岩储层进行定量预测,预测结果与井对比符合率较高,效果较好。在此基础上根据储层分类标准进行了火山岩储层分类预测,结论认为：徐深21区块火山岩储层类型以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,Ⅰ类储层局部发育。     

徐深气田火山岩储层的裂缝特征研究

徐深气田的发现带来了大庆油田以气补油的契机,但该气田89%的天然气储量储存在火山岩中.受喷发期次、剥蚀改造等影响,火山岩储层具有孔、缝相结合的复杂储集空间特征,裂缝的发育对火山岩储层的连通性、渗流性起着重要的作用.通过应用野外观测、岩心描述、测井综合解释和地震预测方法对火山岩储层裂缝的密度、开启程度、延伸方向等特征进行综合研究,总结了徐深气田裂缝发育特征.     

徐深气田火山岩岩性岩相序列

火山岩岩相变化快、物性变化大、储层非均质性强,因而弄清其岩性岩相序列是高效开发火山岩气藏的前提。通过野外露头精细勘测以及徐深1、升深2 1等开发区密井网解剖,在对露头与钻井取心资料分析的基础上,提出了松辽盆地徐深气田火山岩综合命名方法。通过火山岩露头岩性岩相序列特征研究,井震结合,建立了徐深气田下白垩统营城组火山岩岩性、岩相序列,揭示了徐深气田营城组火山岩的分布特征。其中,岩性序列自下而上为中基性岩、火山碎屑岩、酸性岩→沉积岩→火山碎屑岩、基性岩、酸性岩→沉积岩4大套旋回序列;徐深气田火山岩岩相主要为溢流相的上、下部亚相和爆发相的热碎屑流亚相。该方法对类似的火山岩气藏岩性岩相序列特征研究具有借鉴作用。     

徐深气田火山岩气藏气井试采模式建立

徐深气田火山岩气藏处于勘探开发早期阶段,主力产气层位为营城组火山岩储层,受火山喷发多期性的控制,火山岩气藏岩性岩相变化较快、储层致密且非均质性严重,单井产能差异大,气藏类型复杂多样,通过气井详实可靠的试气、试采资料,进一步认识气藏至关重要.根据气田试气、试采实践,阐述了目前徐深气田火山岩气藏气井试采模式,对单井进行了科学系统的试采安排,各试采阶段目的明确,衔接合理,利用该方法进行单井试采,获得的资料能够有效地对单井进行动态评价,为火山岩气藏高效开发提供第一手资料.     

松辽盆地徐深气田致密火山岩气藏气水分布特征及主控因素

松辽盆地徐深气田是典型的致密火山岩气藏。随着气藏开发不断深入,气井陆续出水,强烈的水侵和水气比不断攀升严重制约了气藏的高效开发,正确认识火山岩气藏内气水关系及其主控因素已成为提高气井产能的重要因素。研究区火山岩气藏气水关系复杂,总体表现为“上气下水”特征,气水分布以火山机构为基本单元,全区无统一气水界面,同一火山机构内可存在多个气水系统,不同的气水系统也可具相同的气水界面。在营城组火山机构刻画的基础上,综合利用生产测试和物性、压汞、薄片等动静态资料,系统分析徐深气田致密火山岩气藏气水分布特征,明确火山岩气藏气水关系主控因素。结果表明：烃源岩展布控制了营城组火山岩气藏气水的宏观分布,火山机构和构造联合作用影响天然气的聚集、调整,火山岩复杂的孔隙微观结构制约着储层内气水分异。     

徐深气田火山岩气藏气井产能的影响因素

松辽盆地徐深气田火山岩气藏的许多开发规律还有待探索,已经试采的井表明火山岩气藏的气井产能特征复杂,搞清其主要影响因素是成功开发该气田的关键。利用地质、试采、试井及室内岩心实验等资料,从宏观与微观两个方面对火山岩气藏气井产能的影响因素进行了研究。得出以下认识和结论：宏观上,火山机构的分布范围、构造位置及储层类型对气井的产能有控制作用,火山岩相具有规模小、多变化的特点使得相邻气井产能变化大、可对比性差;微观上,受到井控可流动区域形态、规模、物性的影响,较窄的流动区域加上较低的地层系数,使得许多井采气指数下降较快,而气井的表皮系数、特殊的渗流特性（启动压力梯度和压力敏感性）、出地层水等都不同程度地影响了气井的产能。此外生产测试中存在的各种情况（如压裂液返排、气井清井期、测试时间等）也可导致对产能认识的偏差。     

徐深气田汪深1-达深3区块火山岩储层岩性岩相特征

松辽盆地徐深气田汪深1-达深3区块深层火山岩酸性、中基性都比较发育,岩性难于识别,岩相不易划分。在岩心观察、镜下鉴定和全岩分析进行火山岩岩性判别基础上,利用常规测井、电成像测井资料结合录井地震资料进行了全井段岩性识别。研究结果：识别出爆发相、溢流相、火山通道相和火山沉积相等4种火山岩岩相和11种亚相,亚相包括爆发相中的空落亚相、热碎屑流亚相、热基浪亚相,溢流相中的下部亚相、中部亚相、上部亚相,火山通道相中的火山颈亚相、次火山亚相、隐爆角砾亚相,火山沉积相中的再搬运亚相、含外碎屑亚相。