长庆气田下古气藏高产富集规律和高产井筛选

长庆气田靖边区下古气藏属于深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气数，侵蚀沟谷分复杂，气层薄，非均质性强，开发难度大，在充分研究控制气田成藏和储渗地质条件，总结开发评价井成功经验和失败教训的基础，针对气田特点和开发难点，通过地质－地震－气藏工程综合研究，归纳总结出长庆气田靖边区下古气藏高产富集分布规律和开发井布井程序，经1999年和2000年产建实施证明，高产富集规律和井位优选技术思路和方法正确，经济效益巨大。     

长庆气田下古生界气藏开发阶段储集层描述方法

长庆气田下古生界气藏是深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气藏，具有侵蚀沟谷分布复杂，气层薄，非均质性强，单井产量差异大等特点。为了客观描述气藏储集层特征，寻找天然气高产富集规律，提高开发井钻探成功率，根据气田地质特点，进行了沉积-成岩微相、古地貌形态和储集层定量化描述、小幅度构造描述，孔隙结构研究，气水分布规律研究及储集层横向预测，结论是气井高产在微观上受控于溶蚀孔洞、孔喉结构和裂缝发育程度，在宏观上受控于古地貌、小幅度构造和沉积，成岩微相等地质条件。     

长庆气田下古生界储层预测及开发井位优选方法研究与应用

长庆气田的地质情况及储层的非均质性比人们预想的要复杂、严重得多。分析认为,长庆气田靖边区奥陶系顶部侵蚀潜沟发育,准确识别侵蚀潜沟是不打落空井的基础;储层的发育程度主要受古地貌的控制,尤其是主力储层储集条件与侵蚀潜沟密切相关;储层非均质性强烈;小幅度构造和奥陶系顶面起伏形态对储层产能起一定的控制作用。为了揭示气田的高产富集规律,配合气田开发方案的合理编制,提高开发井钻探成功率,开展储层预测和开发井位优选方法研究是必要的。在勘探阶段初步形成的储层预测技术的基础上,发展形成了以奥陶系顶部侵蚀潜沟解释技术为核心的储层综合预测评价技术和开发井位优选方法,取得了显著的应用效果。     

长庆气田下古生界气层改造增产配套技术

通过对长庆气田下古生界储层地质特征的综合研究，从改造增产的角度出发，对下古生界马家沟组储层进行了严格的分类。在此基础上提出并系统归纳了适合长庆气田马家沟组低渗碳酸盐岩气层的一系列增产配套技术，在实际应用中取得了显著效果，对今后气层的改造增产具有重要的指导意义。     

长庆气田下古生界硫化氢含量测试分析

长庆气田绝大部分气井在长期生产过程中测试的Ｈ２Ｓ含量高于试气时的数倍，有的甚至高过几十倍。这是由于在钻井和试气过程中，泥浆及井下作业残液渗入井周储层或积于井底，溶解了部分Ｈ２Ｓ气体，降低了天然气中Ｈ２Ｓ的含量。在气井长期生产过程中，井底积液不断排出或者积液中溶解的Ｈ２Ｓ气体达到饱和，因而气流成分趋于稳定，所测试的Ｈ２Ｓ含量逐渐升高，且稳定、能够反映藏天气中Ｈ２Ｓ的真实含量，井筒积液、测试时间、产气     

长庆气田下古生界储层综合预测技术

针对长度气 田下古生界储层地质特征，在勘探成果的基础上，开展了地震资料的采集、解释技术攻关，大大提高了储层厚度预测的精度，同时建立了一套适合长庆气田下古生界储层横向预测的多方法精细解释及预测技术。该技术成功运用于气田开发，取得了良好的效果。     

长庆气田下古生界气井单点法经验产能公式及测试条件研究

研究长庆气田下古生界气井高精度的修正等时试井资料发现，单点法经验产能公式中关键参数α与气层非均质性对应关系明显，因此分别建立较均质、非均质气层的单点法经验产能公式。在此基础上，提出了必须满足的气井单点测试条件。使单点法确定的气井无阻流量误差一般小于10%。     

长庆气田下古生界低渗低丰度气藏开发配套技术

长庆气田下古生界低渗透气藏,在气田开发前期评价技术的基础上,已形成了储层综合评价技术、储层横向预测技术、优化布井技术、气井产能评价技术、采气工艺技术和地面集输技术等一整套低渗透气藏开发配套技术。文中对各项配套技术进行了简要论述及其总体应用效果作了分析评价,认为该项配套技术具有针对性、有效性和实用性,较好地解决了气田开发的关键问题,为实现长庆气田的高效开发奠定了基础。     

长庆上古生界气藏开发获重大突破

2004年11月30日，随着中国石油长庆油田分公司采气二厂天然气日产量跃上450万立方米台阶，长庆榆林气田今年油气当量100万吨的目标已成现实。这是长庆油田自2000年以来，坚持以“超前、创新、实用、高效”的开发理念和“研究一批、实施一批”的科学程序，在上古生界气藏开发中取得的重大突破。     

长庆上古生界气藏CO2泡沫压裂技术研究

初步形成适合长庆上古生界低渗、低压气藏的气井(井深4000m以内)CO2泡沫压裂工艺技术。在压裂液体系的室内研究中，选用羟丙基胍胶作为交联的增稠剂，研究合成了AC—8酸性交联剂，使压裂液在酸性条件下有较高的黏度和携砂能力，优选出在清水中发泡性能较好的YFP—1发泡剂和CQ—A1、DL—10助排剂。现场压裂施工通过增大CO2用量来增加施工规模，通过提高基液浓度，通过添加表面活性剂以保证压裂液与液体CO2完全混合并乳化，以及保持压裂液一定排量来保证实现较高砂比。现场试验19井次，14井次增产效果明显。与常规水基压裂液相比，CO2泡沫压裂液的返排率提高近50％、返排时间缩短了近40h、对地层的伤害率(平均为48．51％)降低了近30％。     

长庆气田奥陶系岩溶古地貌对气藏的控制作用

长庆气藏基本上分布在靖边古潜台之上,潜台区面积与储层面积相当,古潜台东部边缘被古侵主潜沟切割,许多支潜沟已经侵蚀延到西部,西部主力储层受古岩溶地貌的控制作用日益明显,长庆地区可划分为三个二级古岩溶地貌单元,分别是西部古岩溶高地,中部古岩溶斜坡和中东部古岩溶盆地,中部古岩溶斜块可进一步划分出三级古岩溶地貌单元的为古台地,古残兵和古沟槽（或古谷地）,古台地为岩溶斜坡带主体,可进一步划分为古台丘,台缘斜坡和古洼地等三个四级古岩溶地貌单元,通过研究,该区古岩溶作用具有六个方面的特点;（1）主力储层的网状裂缝十分发育;（2）小型溶蚀孔洞发育,岩溶洞穴少见,层位性强;（3）主力储层微角砾岩比较强（4）岩溶作用普遍具有较强的选择性。（5）小型溶蚀孔洞中的残留物主要是原地聚集的含膏质等易溶矿物的碎屑白云石;（6）古沟槽（或古潜沟）十分发育,根据在古岩溶地貌上探井和开发井所钻获的高,中,低或无产能井的研究和分析,认为古岩溶斜坡是天然气富集的有利地区,而台缘斜坡是寻找高中产井的目标区,古残丘的古岩溶作用差异大,天然气富集规律难寻,古洼地和沟槽的溶蚀作用极弱,孔洞极不发育,是低产或无产能地区。     

长庆气田奥陶系马五1储层井间构造预测的三维数学模型和方法

通过对长庆气田Ｓ８１井区井间储层三维数学模型和方法的总体描述，提出了三维联合插值的新方法，并将测井数据和地震数据联合运用，利用三维地质模型建立起了Ｓ８１井区构造模型的三维数据体，使井间的构造形态在立体空间的展布显示更进一步细致化。     

鄂尔多斯盆地长庆气田成藏条件及气藏分布规律

长庆气田是我国目前已探明的大型天然气田。通过藏形成地质背景及成藏机制的研究，总结出６条成藏条件：（１）大面积分布的含膏云坪微相带奠定了储层形成的基础。（２）三期古岩溶的叠加发育造就了风化壳储集体。     

川中古隆起下古生界——震旦系勘探发现与天然气富集规律

近期川中古隆起震旦系灯影组、寒武系龙王庙组的天然气勘探获得重大新突破,古隆起东段发现了一个纵向3套产层、平面连片叠置的特大型气田。已探明龙王庙组天然气储量超过4400×108m3,控制灯四段气藏含气区面积7500km2。研究认为:川中古隆起特大型气田具有产层年代老、埋藏深度大、含气层系多、气藏类型多、规模大等特征,其形成得益于多套广覆式优质烃源岩与大面积岩溶储层互层叠置、大型稳定古隆起存在、古今构造圈闭叠合,更为关键的是古隆起继承性发展与各成藏要素演化匹配。川中古隆起东段高部位是天然气富集有利区,其中,高石梯—磨溪西部南北向带状区为灯影组天然气富集高产区,磨溪—龙女寺古、今构造叠合区为龙王庙组天然气富集高产区。     

新场气田上沙溪庙组致密砂岩气藏中高产带分布规律

据新场气田中侏罗统上沙溪庙组气藏的特点，从最基础的地震，钻井，地质和试采等资料入手，对储层开展三维气藏描述；以动态信息为线索，实验分析与气井相结合为手段，表征储渗差异现象的地质模型为突破口，建立等效地球物理模型为纽带，筛析并形成识别储层差异性的方法，以达到预测上沙溪庙组气藏富集带分布规律的目的。     

古生界气藏酸化压裂矿场试验新成果

鄂尔多斯盆地古生界气藏具有低渗、低压、低产的特点,酸化压裂技术作为低渗气田勘探开发关键技术,为实现气田高效勘探开发起到了重大促进作用。以长庆气田上、下古生界储层改造技术为着眼点,总结回顾长庆油田酸化压裂研究与矿场试验成果,阐述了具有长庆特色的古生界气层酸化、压裂工艺主体技术,并提出酸化压裂工艺技术发展方向。     

长庆气区低渗透气藏开发技术创新与管理创新

鄂尔多斯盆地是我国第二大沉积盆地,天然气资源十分丰富,但开发对象是典型的“低渗、低压、低丰度”气藏。由于受储层物性差、隐蔽性强和非均质性强,以及复杂的黄土、沙漠地表条件等客观因素的限制,长庆气区的开发难度很大。近年来,中国石油长庆油田公司面对低渗透实际,依靠技术创新和管理创新,先后实现了靖边、榆林和苏里格等气田的成功开发。形成了气藏精细描述、高精度二维地震预测、薄层水平井轨迹控制、水力喷射压裂、井下节流工艺等低渗透气田勘探开发配套技术系列;创新了勘探开发一体化模式,大大缩短了气田从预探发现到规模开发的周期,提高了气田开发投资效益。这些管理创新和技术创新为长庆油田天然气业务持续、健康发展提供了保障,同时也为类似气藏的开发提供了经验借鉴。     

长庆气田奥陶系马五段碳酸盐岩裂缝发育程度与气藏关系研究

通过钻井岩心描述、裂缝测井资料综合解释以及野外地质露头观察表明：长庆气田区奥陶系马五段碳酸盐岩裂缝的成因类型有3种：①构造成因裂缝；②风化成因裂缝；③成岩成因微裂缝。与构造应力有关的裂缝发育在马五1-马五4亚段中；风化成因裂缝主要发育在马五1^1-马五1^2砂层组；成岩成因微裂缝主要发育在马五1^1-马五1^4砂层组。马五段碳酸盐岩裂缝发育与气藏聚集、单井产能关系密切。这不仅得益于因裂缝的贯通作用，使得碳酸盐岩中孤立无效的溶蚀孔隙变为有效孔隙，同时也因裂缝的存在大大地改善了储层的渗透能力。尤其是在密集的裂缝发育区与大量溶蚀孔洞有利地叠合时，通常形成高产气藏。     

松辽盆地深层火山岩气藏富集规律与勘探前景

松辽盆地深层为多个独立断陷组成的断陷群,火山岩为深层天然气藏主要储集层。在对深层火山岩气藏形成条件和成藏富集规律系统分析的基础上,提出深层火山岩气藏具有近距离运移成藏,围绕主断槽、沿断裂分布的特点;烃源岩、储集层和断裂共同控制气藏的分布。烃源岩、火山岩都发育且配置关系良好并具有一定构造背景的区带为有利勘探区带。目前未突破的断陷多,勘探潜力大。营城组火山岩依然是下步勘探的重点,火石岭组是火山岩气藏勘探的新层系;深层碎屑岩分布广,烃源岩与储集层大面积直接接触,是深层勘探重要的接替层系。     

鄂尔多斯盆地东北部上古生界天然气成藏模式及气藏分布规律

通过气源岩成烃史、古构造演化特征及天然气成藏组合、成藏期次及气藏类型的分析研究,认为鄂尔多斯盆地东北部因气源岩有机质埋藏热演化程度与盆地中南部存在差异,并且受多期构造抬升影响,天然气运聚成藏经历了早、晚两期。其中早期成藏主要集中在研究区南部,具有高温高压下的近源成藏的特点;晚期随着构造活动的加剧及区域封盖层异常压力的散失,天然气向上运聚,形成穿越式成藏组合。因此,根据气藏温压特征及形成过程,将该区天然气成藏模式概括为高温高压、高温低压及温压调整定型3个阶段。并在此基础上分析了气藏控制因素及分布规律,为该区上古生界天然气勘探指明了方向。