迪那2气田储层连通性及动用性评价

迪那2气田具有压力系数高、非均质性强、物性差、局部裂缝发育等特点。该气田截止2012年底,产能建设及井网部署已基本完成,需要对整个气藏的连通性及储量动用程度进一步深化认识,并以此为依据优化新井部署,指导迪那2气田科学、合理、高效地开发。利用钻井、地震、测井、测试等资料,通过采用地层对比、断裂刻画、隔夹层评价等地质手段定性的分析了气藏平面及纵向的连通情况,采用压力动态分析、MDT测试结果对地质认识加以验证,最终得到了迪那2气田平面及纵向均连通性好且可动用程度高这一新认识,为迪那2气田的开发决策提供了科学依据,也为该类油气藏连通性评价及储量动用提供可靠的技术方法及思路。     

库车坳陷迪那2气田异常高压成因机制及其与油气成藏的关系

通过对间接估算和地层测试获取的地层压力分布特征的研究,结合实际地质资料和前人最新研究成果,分析了库车坳陷迪那2气田异常高压的成因机制,并估算了主要超压机制对现今超压的贡献,探讨了异常高压形成过程及其与天然气藏形成的关系。结果表明,不均衡压实、构造应力和超压传递作用为迪那2气田异常高压的主要形成机制,其中断裂的垂向开启和褶皱形成引起的超压传递作用是最主要原因。迪那2气藏的形成与气藏内异常高压的形成具有同步性,康村期的早期油气充注时,储层基本为正常压力系统;库车沉积期快速的沉积作用产生了压实不均衡作用,形成了约5~10 MPa的过剩压力;库车组剥蚀期到第四纪,在强烈的构造挤压作用下,断裂幕式开启形成的垂向超压传递作用、褶皱形成引起的侧向超压传递作用和水平的构造应力作用,极大地增大了储层中异常压力的幅度,形成了约40~50 MPa的过剩压力,该时期为迪那2气田超高压及气藏形成的主要时期。     

裂缝表征及建模在迪那2气田的应用

迪那2气田为超高压低孔裂缝性砂岩凝析气藏。气田范围内,裂缝较为发育且非均质性较强,同时,储层裂缝发育程度与单井产能密切相关,因而,对该气田裂缝参数的定量表征及建模将显得尤为重要。本次研究,综合迪那2地区丰富的岩心、测井、录井及测试资料,对各项主要裂缝参数进行定量表征,并在此基础上分析了控制迪那2气田裂缝发育的构造及地质因素;采用多属性体权重约束方法,建立了迪那2气田裂缝强度预测三维模型,实现了断层共生缝、构造成因缝、地质成因缝间的有效耦合,为裂缝属性参数的建立提供了可靠的约束趋势体;同时,利用动态参数优化等效参数模型,大大提高了裂缝属性参数模拟的精度,形成了一套针对裂缝性油气藏由裂缝表征到建模的有效技术方法。     

迪那2气田压力监测、试井解释及产能评价技术

针对迪那2气田带裂缝异常高压凝析气藏特点,开展了考虑流态、相态、温度、动能损耗和动态摩阻等因素的压力动态评价方法研究。在此基础上,进行了考虑应力敏感的试井解释和产能评价方法研究,编制了相关计算软件,初步形成了迪那2异常高压凝析气田压力评价、试井解释及产能评价技术。通过实例证明,该系列技术能通过井口压力动态监测数据求得储层物性参数等资料,为该类气藏合理、高效开发提供技术支持。     

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田成岩成藏耦合关系

鄂尔多斯盆地北部大牛地气田上古生界含气层系多,储量规模大,是一个典型的大型煤成气田。对源岩及天然气地化特征、源岩热演化模拟、储层岩石学、成岩演化及相关成藏要素的综合研究表明,大牛地气田具有“两个生气中心,储层致密化前后分明,早期侧向运移,晚期垂向充注”的成藏模式,形成了研究区内两种不同类型的气藏,即西南角的盒2段和盒3段辫状河道砂体储层气藏和东北角的太2段障壁砂坝储层气藏,生气中心和储层致密化对上古生界天然气成藏有着重要的控制作用。     

低渗裂缝性气藏产能分类方法

迪那2气田为超高压低渗裂缝性凝析气藏,非均质性强。根据该气田岩心、测井、测试等资料,分析单井产能与裂缝及基质物性之间的关系,在此基础上综合单井裂缝段厚度、裂缝密度、裂缝开度和基质KH值,利用Q型聚类法将开发井划分为3类,并将已分好类的气井作为样本利用线性回归建立了分类判别函数,判别结果与聚类法分类结果吻合程度高,为迪那2气田产能分类评价和开发技术政策制定提供了依据。     

裂缝气藏水侵机理及对开发影响实验研究

针对裂缝—孔隙型气藏水侵规律及影响气藏采出程度机理的认识难题,采用物理模拟实验技术,开展了贯通水平裂缝条件下的水侵规律实验、储层基质渗吸水实验以及储层基质渗吸水后对储层供气机理的影响实验,明确了储层基质水侵与裂缝水侵的区别,认识了裂缝—孔隙型边底水气藏水侵规律及其对气藏产能以及采收率的影响机理,即裂缝水侵过程中边底水会沿裂缝快速突进、同时储层基质会渗吸水、基质渗吸水后减少气相渗流通道,从而增加储层基质气相渗流阻力,降低气藏稳产能力和最终采出程度,该项机理认识揭示了裂缝气藏水侵后导致气井产量、最终采出程度大幅度下降的主要原因。在上述机理认识基础上,进一步研究了贯通裂缝水侵前沿推进速度与储层物性、水体大小的关系,分类测试了不同渗透率储层基质渗吸水的能力,模拟评价了不同渗吸水方式和渗吸水量对气藏储层稳产能力和最终采出程度的影响,研究成果可以为我国塔里木盆地迪那气田、克深气田以及四川盆地磨溪龙王庙气藏科学开发提供技术支持。     

海上水平井开发在DF气田的应用

DF气田是中国海上第一个自营大气田。该气田开发所面临的主要困难是储量规模和叠合含气面积大,但储量丰度低;储层非均质性很强,储层物性为中孔、中低渗或为低阻气层;气藏类型为边、低水气藏,以中、低产能为主。为此,提出在DF气田采用水平井开发,研究了水平井开发所具有的突出优势和需运用的关键技术。通过综合研究和加强随钻分析及生产管理,运用相关关键技术把DF气田水平井开发的优势转化成实实在在的效果。该气田全部27口水平井的实钻资料、投产测试结果以及投产后的生产数据表明:其设计、实施和生产均满足ODP要求,可实现向下游用户长期稳定供气。     

松南气田试井资料解释分析及应用评价

根据松南气田火山岩气藏测试资料及已取得的测试成果,在气藏地质研究的基础上,对储层参数进行解释和分析,进一步深化气藏认识,从而指导气藏制定合理的开发技术指标,对已测试井的关井压力恢复资料进行不稳定试井解释,确定储层性质,计算储层渗透率、表皮系数、窜流系数和储能系数,为产能建设提供依据从而实现高效开发。气田内除3口探井为直井外,其余开发井均为水平井,气田具有高含二氧化碳且气藏产水量大小不一等特点,试井解释对气田录取资料要求高,解释难度大。通过松南气田腰深101井、腰平1井、腰平3井等9口井试井解释,得到了适合松南气田火山岩气藏解释模型的技术手段及方法。     

柯克亚气田古近系凝析气藏储层特征

储层特征研究是气藏储层评价预测及滚动勘探开发方案制定的地质依据。为此，以岩心资料为基础，借助铸体薄片鉴定，分析了柯克亚气田古近系凝析气藏的储层沉积岩石学特征、储层微观空隙类型、孔隙结构特征以及储层物性特征，并结合毛细管压力分析资料，进行了该气田储层综合评价。研究结果认为：区内古近系凝析气藏储层空隙类型主要以孔洞、粒内溶孔和晶间孔为主，其次为溶蚀孔、压溶缝；储层孔隙结构有溶缝型、中孔中喉型、中孔细喉型及小孔细喉等4种类型；其中溶缝-孔隙型储层是该气田古近系凝析气藏的优质储层，主要发育于背斜顶部及断裂附近。     

板桥废弃凝析气藏注水提高采收率研究

除对极少数凝析气藏采用循环注气方式开采以外,我国对绝大多数凝析气藏均采用衰竭式开采。衰竭式开采采出程度低,大部分资源损失在地下;若不改变这种开采方式就无法再采出剩余的资源。从室内实验和现场试验两个方面进行了凝析气藏注水开采研究。室内实验表明,注水可以提高凝析油采收率3.39％,可提高天然气采收率10.11％。采用油田污水现场回注于废弃气藏证实:截止2003年4月,板桥凝析气藏在累计注水127.06×10~4m~3后新增采油量6 638t、采气量5020×10~4m~3。实践表明:油田污水回注于废弃气藏是老油田挖潜和提高经济效益的一条新途径,并在拓宽凝析气藏的开发方式和提高凝析气藏开发水平方面有理论意义、在增加凝析气藏的油气可采储量和寻求油气藏接替资源方面有现实意义。     

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以克拉2气田为例，讨论了天然气在地层水中溶解—释放作用对气藏形成的影响，估算了因地层抬升所导致的水溶气释放为游离气的量，分析了影响水溶气与气藏中游离气组分分馏的主要因素。研究表明，天然气在地层水中的溶解—释放作用对克拉2气田天然气组分分馏起重要的作用，主要表现为：①在地层沉降和抬升过程中，由于地层温度、压力的变化，地层水选择性溶解和释放天然气组分；②在大规模水平挤压过程中，C₂+烃类气体随着边底水的迁移而流失；③地层异常高压导致大量C₂+烃类溶解于地层水中，致使气藏中甲烷相对富集。此外，水溶气释放对克拉2气田异常高压的形成也有一定的贡献作用。文章还通过天然气在水中溶解—释放模拟试验，分析了甲烷气体在地层水中因压力变化而释放的过程中碳同位素分馏状况。总结了克拉2气藏水溶气成藏过程及其成藏模式。     

鄂尔多斯北部大牛地气田储层特低渗成因分析

大牛地气田是鄂北塔巴庙大气田的一部分 ,主要储集层为上古生界山西组一段 ,文章首先通过对大量的实验数据的统计分析认定其属于低孔、特低渗气田储层 ,然后分别从储层成岩作用和储层微观孔隙结构特征两个方面分析其低孔、特低渗储层形成的原因 ,最后初步分析了控制和影响本区储层物性的几个因素。     

川西深层须家河组气藏压裂改造难点和工艺技术对策

川西地区须家河组砂岩气藏埋藏深,温度高,异常高压,岩性致密,作为勘探开发核心技术的压裂改造技术能否获得突破,将直接制约深层气藏的勘探开发进程。通过工程地质特征分析,指出压裂改造的主要难点是破裂压力超高、闭合压力超高、施工压力超高、压裂液综合性能要求高和排量提升困难。详细分析了川合148井测试压裂和主压裂的成功作业过程和川合139井不成功的压裂作业。通过这2口井现场试验的对比分析,认为深层须家河组气藏的加砂压裂改造是可行的,但由于异常复杂的地质特征,压裂改造的难度仍然很大。为了有效解决这些技术难题,提出了一系列有针对性的工艺技术对策,以期能为深层气藏下一步压裂改造技术攻关提供有益的参考。     

鄂尔多斯盆地延长组页岩气储层改造技术探讨

在参考国外海相页岩气储层改造标准的基础上,结合鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩气储层的特点,通过对页岩气储层改造方式、增产机理、区域层位选择三方面论证,提出了压裂液体系优化、支撑剂优选、施工参数优化、工艺配套技术优化的方案,逐步形成了一套适合延长组陆相页岩气储层的清水压裂改造工艺技术,并在延长油田多口页岩气井现场应用,获得了延长组陆相页岩气储层改造的一些认识。     

确定凝析气田合理井距的两种方法

方法 利用数值模拟方法和单井控制经济极限储量分析法，确定凝析气田的合理开发井距。目的 为凝析气田的开发井网部署提供依据。结果 经同一凝析气田应用，两种方法计算结果可靠，既提高了凝析油采收率，又增加了其经济效益。结论 在实际工作中，两种方法可结合起来确定合理井距；但对于面积很大，要求开发井数十分少的凝析气田，不适用数模方法确定合理井距，这种情况只要将开发井均匀地布在气田上即可。     

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“深盆气藏”是由一种“气水倒置”的特殊圈闭形成的非常规天然气聚集，构造平缓、储层致密和具有不间断供气的气源是其形成的主要条件。研究认为，库车坳陷依奇克里克构造带的依南2气藏为“深盆气藏”。依南2气藏产气层段为致密砂岩，发育于一向南倾的单斜背景之上，处于构造的下倾部位，存在生气量巨大的侏罗系—三叠系大套煤系地层。同时依南2气藏又具有气水倒置、含气饱和度高及异常高压的特点。依南2气藏在形成过程中，气源向致密砂岩充注时，运移的主要方式以扩散作用为主。具备了形成深盆气藏的地质条件。     

碳酸盐岩油气藏构造裂缝预测及其定量参数场形成初步研究

碳酸盐岩油气藏在数值模拟的过程中往往缺少准确定量的裂缝模型,尤其是裂缝孔隙度和渗透率模型。文章从碳酸盐岩裂缝成因入手,对其构造裂缝进行预测;利用多元统计分析建立裂缝间距与构造主曲率值、岩层厚度及孔隙度之间的相关关系式,对井间未知区域裂缝间距变化进行预测,并在此基础上形成裂缝三维定量参数场。最后以麻柳场构造嘉陵江组气藏为实例验证了文中所提方法的可行性。该套方法为类似碳酸盐岩气藏建立精细裂缝三维定量参数场提供了理论依据。     

靖安油田特低渗透油藏矿场注气试验研究

通过室内实验，油藏数值模拟及油藏工程研究，确定了靖安油田长6油藏注干气开发合理的井网形式、井距、射孔位置、注气方式、注气速率等，根据1998年3月开始实施的现场注气试验结果，分析特低渗透油藏注气开发的适应性和可行性，以及影响注气开发效果的因素，提出油田早期注气开发的合理技术政策界限及实施方案的调整意见。     

黄桥二氧化碳气田成藏特征与进一步勘探方向

苏北黄桥CO2气田探明储量达200×108m3,属于海相与陆相共同成藏体系,具有陆相沉积环境之下油气成藏的特点。综合分析了该气藏成因,认为其有混合成因CO2的特点,指出借助现有的地质研究成果,可发现黄桥及周边地区的一系列有利含气构造,可扩大CO2气田勘探成果。