川东石炭系气藏后期开发提高采收率探讨

川东石炭系气藏目前仍是四川盆地东部的主力气藏,但多数气藏已进入开发中后期,提高气藏的采收率显得极为重要。在对川东9个开发后期的整装石炭系气藏资源潜力和最终采收率分析研究的基础上,根据气藏不同开发模式特征及对剩余储量的分析,对目前开采条件下的最终采收率进行了预测。通过对影响气藏采收率的因素进行分析,提出了进一步降低输压、主动排水采气及加密非均质气藏井网提高采收率的技术思路。实践证明,这些措施应用后提高了气藏采收率10%左右。     

渝东地区石炭系气藏充满度的影响因素分析

渝东地区位于四川盆地川东高陡构造带的东缘,钻探程度较低,属于勘探新区.近些年来,经勘探证实,区内石炭系成藏条件与勘探程度较高的川东地区相似,但是,石炭系气藏的充满度普遍较低.以川东地区石炭系的勘探经验和研究成果为指导,通过开展渝东地区石炭系成藏条件综合研究工作,发现影响石炭系气藏充满度的因素较多,主要表现在以下几个方面区内构造变形强烈导致局部构造破碎、区域盖层厚度减薄导致封盖能力较差、石炭系上覆地层多为常压导致上覆地层压力封堵作用消失及区内普遍存在的区域拉张泄压现象;此外,与川东地区相比,区内尚存在下石炭统河洲组,其致密的岩性可能对志留系烃类向上运移起一定的阻隔作用.总体上看,区内方斗山以西地区受上述影响相对最小,气藏充满度相对最高,应是今后勘探的重点地区.     

川东石炭系气藏原邕气水界面早期预测方法

在研究川东地区已勘探开发的１０个石炭系整装气藏中，发现这些气藏的原始地层压力与原始气水界面压力，以及原始气水界面压力与原始气水界面海拔有着密切的线性关系。利用该关系，当新构造第一口探井获气后，便可应用录取的取的原始地层压力，早期预测新构造石灰系气藏的原始气水界面。     

川东石炭系气藏排水采气工艺技术及其应用

四川盆地东部石炭系气藏是中国石油西南油气田公司的主力气藏之一，经过20多年的开发，出水气井增多、开发难度加大，必须进行排水采气才能维持正常生产。由于石炭系气藏大部分生产井存在井深、地层压力系数低、温度高、静液面深、复产后井口套压高的特点，常规排水采气工艺不能满足气藏的要求。针对这些难点，研究出深井高压气举、低压深井的优选管柱、深井高温泡排三项适合石炭系气藏的排水采气工艺，并在现场十多口井上进行了试验，增产效果显著。     

川东石炭系气藏成藏系统研究

本文应用成藏系统理论,对川东石炭系成藏有关的基本要素和成藏演化过程进行了综合分析,阐述了川东石炭系成藏系统的成因;同时结合川东石炭系的勘探现状,根据川东石炭系的沉积,构造发育史,生、储、盖组合特征,储层流体性质和压力场分布特征,将川东石炭系气藏划分为三大成藏系统;并根据成藏系统的成因,进而细分为过充注高阻、正常充注高阻、过充注低阻、正常充注低阻、欠充注低阻等5个成藏系统亚类,指出它们的勘探风险依次增加.将成藏系统分类与勘探目标相结合,对降低勘探风险、提高钻探成功率、促进川东石炭系深化勘探具有重要意义.     

影响川东石炭系气藏气井产能的地质因素

介绍了气井产能的确定方法及地质参数的选择与计算方法 :采用初始二项式无阻流量、稳定产量及初始采气指数作为气井产能评价的指标 ;1 0项参数分别是①储层有效厚度 ;②储层孔隙度 ;③储容系数 ;④好储层的储容系数 ;⑤与断层的距离 ;⑥与断层距离开方的倒数 ;⑦视褶皱强度系数 ;⑧构造面最大主曲率 ;⑨横向剖面线曲率 ;⑩纵向剖面线曲率。分析了影响气井产能的地质参数特征 ,完成了气井产能与地质因素的相关分析。在气井产能与地质因素的图论聚类分析的基础上 ,对气井作了分类 ,提出了两种不同模式的高产井的观点 ,即 :①储层厚度大、孔隙度中等、视褶皱强度系数中等的高产井 ;②储层厚度中等、孔隙度高、视褶皱强度系数大的高产井。     

万顺场石炭系气藏的出水机理研究

对有水气藏的储量核实和开发动态分析,以及出水机理研究是必要的,只有确实了解了整个气藏的出水情况,才能在气藏开发中做到措施得当。文章从影响开发效果的主要因素入手,研究了万顺场石炭系气藏中水对气藏开发的影响,证明了池6井的出水对气藏的影响较小,只要适当控制采速,就能在一定程度上稳定气藏的生产,达到有效开发的目的。     

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石炭系是川东主产层,非均质性明显,井深,钻井成本高。经测算川东石炭系单井经济极限累采气量不能低于8000×104m3,经济极限最低控制储量(1～1．6)×108m3,经济极限井距0．5～1．4km;石炭系产层经济极限条件是渗透率大于0．5×10-3μm2或导压系数大于0．01m2/s。研究发现川东石炭系储层渗透率与单井排泄半径具双对数线性关系,在此基础上提出以相邻两井的排泄半径之和为井距形成气藏的初始井网,在初始井网基础上对高渗区加密形成最终开发井网,既可充分动用气藏储量和最大限度地提高采收率,同时还能获取最佳经济效益。     

川东石炭系天然气成藏的地球化学模式

本文根据含油气系统理论,采用气藏地球化学方法,研究了四川盆地东部石炭系天然气成藏的地球化学模式.应用储层沥青中的芳香烃馏份进行了川东石炭系与志留系和下二叠统碳质页岩的特征对比,证实了石炭系的储层沥青与下志留统亲缘关系密切.石炭系地层水和储集岩经历了沉积、暴露剥蚀和深埋藏三个演化时期,天然气主要经历了大致相同的两次成藏过程,印支-燕山期为古油藏的主要成藏期,喜山期为天然气的主要成藏期.应用天然气地球化学特征探索了石炭系天然气的运移方向,提出了川东地区注入时间较早的气藏有大池干井、高峰场、相国寺和大天池等,其他气藏相对较晚,其中大池干井构造天然气的注入顺序依次为万顺场、吊钟坝、龙头和磨盘场.目前研究表明,石炭系天然气存在3个运移方向,即开江古隆起西部由南西向北东和由西向东两个方向,开江古隆起东南部则可能有石柱复向斜方向运移来的天然气.指出石炭系天然气的聚集受开江印支-燕山期古隆起的控制,喜山运动形成的圈闭对天然气成藏具有调整作用,从气藏地球化学角度提出了下步勘探较为有利的区块,对深化石炭系勘探具有指导意义.     

川东石炭系气藏分布规律与深化勘探

四川盆地东部石炭系主要是介于两个侵蚀面之间的碳酸盐岩潮坪残层,尽管残厚较薄,且构造复杂．但经勘探证明其气藏仍有一定的分布规律。气藏主要分布在潮间带准同生白云岩发育、石炭系残厚大于10m区的低缓圈闭、潜伏圈闭及高陡背斜顶部。经过21年的勘探．较大较好的圈闭大多已经钻探,但其下伏层气源丰富,形成圈闭的因素多样,石炭系残层分布广泛,勘探前景仍很乐观。深化勘探的首要目标是断层圈闭和地层—构造复合圈闭、次为背斜圈闭,兼及溶蚀岩性圈闭、岩性圈闭和残丘圈闭。     

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介绍了气井产能的确定方法及地质参数的选择与计算方法：采用初始二项式无阻流量、稳定产量及初始采气指数作为气井产能评价的指标;１０项参数分别是（１）储层有效厚度;（２）储层孔隙度;（３）储容系数;（４）好储层的储容系数;（５）与断层的距离;（６）与断层距离开方的倒数;（７）视褶皱强度系数;（８）构造面最大主曲率;（９）横向剖面线曲率;（１０）纵向剖面线曲率。分析了影响气井产能的地质参数特征,完成了气井     

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川东石炭第气藏广泛地分布于四川盆地东部，已成为主力气藏。在勘探开发过程中气层受到伤害。自然渗透率下降，为提高天然气产能，大量地采用了压裂酸化技术措施。压裂酸化工艺技术的水平，影响到天然气增长的效果。为了确保压裂酸化工艺技术的有效作用，文章着重分析了四种盆地燕地区石炭系气藏压裂酸化的效果及影响酸化效果的主要因素，压裂酸化技术的发展趋势。提出了对于构造轴部，高点的井，一般宜采用每米厚度注入约１．５ｍ＾     

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文章对大池干井气田石炭系气藏的龙头—吊钟坝、万顺场、磨盘场3个高点的地层水治理效果进行了评价，结合各高点地层水治理方案与实际生产情况，对比认为吊钟坝高点北端的效果差，龙头—吊钟坝高点鞍部、万顺场高点、磨盘场高点效果好。同时，对产生治理效果差异的原因进行了分析，认为制定合理的治理方案是取得良好治理效果的前提；地层水治理措施的有效执行，是取得阶段较好治理效果的保证；不断根据出水气井的实际情况提前调整排水采气措施及相关配套工程，是取得最终较好治理效果的保证。根据目前气藏各气水井的实际情况，对下一步应采取的措施提出了恢复池27井工艺排水采气、调整池34和池61井的生产管串、做好池6井停止自喷生产后的工艺排水采气前期准备工作的建议。     

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研究了川东地区Ｃ２ｈｌ气藏开采２０年全部投产井的静、动态资料,据气井的产能与地质参数和测井解释参数的关系的统计分析,提出了建立气井产能预测模型的技术思路和方法,建立了本区Ｃ２ｈｌ气藏气井产能早期预测模型系统,完善和发展了炭酸盐岩裂－－孔隙型气藏气井痛预测方法。 同条件下新井在试采期及稳产期的产能,对于生产管理部门及决策者在选择开发井位、编制发展规划及地面工程预算有指导意义。     

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石炭系已在为川东地区天然气主力产层，为了实现“少投入，多产出”，提高综合勘探效益，必须选择合理的完井方法。既要根据纵向各层的地质特征，有利于减小钻井，完井过程中的风险系数，有利于保护油气层，又要注重完井的质量，有利于试不同、修井、开有等作业，从长远的经济效益和社会效益综合考虑。文章根据川东地区石炭系及其以上地层的特征，压力分布，并对石炭系的各种完井方法进行分析，探讨了适合川东地区石炭系储层的最佳完     

低渗透气藏气井产能试井资料分析方法研究

低渗透气藏渗流机理不同于常规气藏，尤其是束缚水饱和度（S_wr＞30%）较高的低渗透气藏存在启动压力梯度，从而使测得的气井修正等时试井资料二项式产能分析曲线斜率为负值，无法分析应用。为此，文章基于低渗透气藏非达西低速不稳定渗流微分方程，推导出具有启动压力梯度的低渗透气藏气井稳定产能方程和不稳定产能方程，并提出低渗透气藏等时试井资料优化分析新方法，应用该方法不仅可以快速确定气井产能方程,评价气井产能，同时还能求出气藏的启动压力梯度、渗透率、表皮系数等物性参数。实例应用表明，所提出的产能试井分析新方法具有实用价值。     

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输气站场风险评价技术是一门新型的站场管理技术。随着川渝地区经济的发展，天然气输气管网日趋复杂化，气体流量、流向都有了不同程度的变化，输气站场的工艺流程及设备也随之变化，但许多站场的整改方案却缺乏前瞻性综合分析和理论依据，导致部分输气站场频繁整改，造成了很大浪费。为此，通过对四川输气站场风险评价方法的研究，将风险管理理论引入输气站场的生产管理中。根据管道风险管理理论的思想，依据有关天然气站场设计、施工验收及消防安全环保等方面的国家标准和行业标准，结合输气站场自身设备种类多、工艺复杂、相对独立等特点从而提出了一种主观性的评分系统，建立了一套输气站场风险评价理论体系。据此为管理者提出现场改、扩建合理化建议，指导其投资方向，将站场整改从被动的事后维护转向主动的事前预防，以改善输气站场性能并减少事故的发生率。     

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龙门气田石炭系气藏是一个储量较大的中型整装气藏,平面展布长２４ｋｍ,宽仅１．０～２．５ｈｍ,含气面积４５．１ｋｍ＾２,产层埋深４６００～４８００ｍ,带有边水,气水界面－４４２０ｍ,含气高度仅４６０ｍ,储层非均质性较强,气藏地质和工程条件复杂。为尽快搞清其动态特征,为开发设计提供详实资料,试采中,根据气藏地质和工程特点,采用最先进的精度电子压力计,在开井、关井条件下通过井口、井底单点或连续测试等方法