川中南部嘉二段气藏储层特征及测井评价

川中南部三叠系嘉二段储层储集类型多，非均质性强，岩性组合与气水关系复杂，测井解释极其困难。文章在深入分析川中南部地区嘉二段储层岩性特征、储层空间类型、储层孔渗性特征的基础上，提出了复杂岩性的识别方法，总结了区域性假储层的测井特征，建立了相应的储层识别方法，提高了测井识别及划分储层的准确度；通过对嘉二段多口井的试油资料、测井资料分析，探讨了多种储层流体性质判别方法的适应性，在此基础上提出了适应本地区储层特征的流体性质判别方法--孔隙度-电阻率交会法。利用关键井的岩心分析数据来标定测井资料，建立了孔隙度、渗透率等参数的解释模型，并验证了其可靠性，提高了测井解释精度，为油气田的生产提供了可靠的依据。     

东溪构造南段低渗透储层分层酸化效果分析

东溪气田在纵向上有多套产层，平面上存在北段中渗区、中段高渗区、南段低渗区。北段中渗区、中段高渗区大部分气井进入开采末期，而南段低渗区由于储层渗透性较差、产量低、采气速度慢、采出程度低，仍具有较大的勘探开发潜力。为此，针对东溪构造南段低孔、低渗、低压、多产层的地质特点，在综合分析钻井、完井、射孔、酸化工艺和对东浅1、2井、东4-1井认识的基础上，东浅3、4井采用了定向钻进，使产层暴露井段长，完井方法采用139.7 mm套管射孔完成，并将３个主要产层全部打开，经对嘉五¹、嘉四³层和嘉三段实施分层泡沫酸酸化，测试产量分别为7.6×10⁴m^3/d、5.92×10⁴m³/d，较东浅1、2井和东4-1井产量有显著的提高，取得了东溪构造南段低渗透储层的产量突破，达到了提高单井产能的目的。     

平落坝须二段气藏单井产能递减分析

气井在生产过程中，产能下降的原因有地层压力下降引起的自然递减和产层物性变化引起的额外递减，采用不同时期试井得到的产能方程可以计算两种递减各占的比重。文章研究了气井产能方程的结构，看出气井在理论条件下，二式中的A、B值不发生变化；但当地层出水、井底积液等情况时，A、B值会发生变化。通过对平落坝须二气藏单井产能方程中的A、B值的变化分析，认为须二气藏各井无论是否出水，均存在额外递减，亦即各井的产层在生产过程中均有不同程度的伤害；但气井出水会造成有效渗透率下降，生产压差额外增加，导致气井产能下降，产量递减幅度明显增大，这对单井影响较大；建议对存在井底积液的气井尽快考虑带液措施，以避免产层进一步受到伤害。     

相控建模技术在磨溪气田嘉二段气藏中的应用

磨溪气田嘉二段气藏为构造-岩性复合圈闭气藏,受沉积微相和早期成岩作用的双重控制,其储层非均质性强,气水关系复杂。要科学布署井位并制定合理的气藏开发方案,就必须弄清储层物性和地层水在三维空间的分布状态。通过储层特征研究,认为沉积微相是磨溪气田嘉二段储层发育的主控因素。相控建模是依据沉积相在时、空域的展布特征对沉积储层随机建模进行约束,所建模型能够真实地反映地下地质体的空间展布特征。因此,利用单井各储层段沉积相分析成果并结合三维地震构造解释成果,建立了各储层段的三维沉积微相模型,又进一步结合单井储层参数解释成果,在相控的前提下采用序贯高斯随机模拟方法,建立了各储层段三维属性模型。实钻资料表明模型具有较高的可信度,为气藏开发部署提供了技术支撑,研究成果对类似地区相控建模技术的应用具有一定的借鉴意义。     

修正的低渗透气藏产能方程

在低渗透气藏开发过程中,由于启动压力梯度、应力敏感的存在,使得气体的渗流不符合经典的达西定律。在考虑启动压力梯度、应力敏感和滑脱效应的综合影响基础上,对气体的流速方程进行了修正,并结合渗流力学基本原理得到修正的低渗透气井产能方程。应用修正产能公式对某气田的实际数据进行了计算,得到如下结论：应力敏感的存在将使气井的产能大幅度下降,最大可下降14%;启动压力梯度的存在将使气井的产能下降,不过下降幅度较小;由于气体黏度远小于油,故低渗透气井中应力敏感对产能的影响比启动压力梯度的影响要大;黏度越大启动压力梯度对产能的影响越大。建议低渗透气藏开发中必须充分考虑应力敏感的影响。     

川西须家河组二段超致密储层有效性测井综合评价

四川盆地西部上三叠统须家河组二段低孔低渗储层非均质性极强,传统的储层有效性测井评价技术方法的适用性受到制约,寻找一套切实有效的测井解释评价技术对解决该区面临的储层综合评价、天然气增储上产等问题有着重要的意义。为此,采用了常规与特殊测井资料相结合,以宏观与微观地质特征研究成果为切入点,寻找测井信息能描述二者具有统一关系的解释模式,建立了一套储层参数确定、流体性质判别、裂缝识别等表征储层储集特征的定性分析与定量计算的评价方法,并在此基础上结合钻井、录井信息,对单井储层进行综合解释,从而达到准确识别储层有效的目的。采用该方法,对川西新场地区须二段储层进行了单井测井精细解释评价,符合率大大提高,地质效果明显。验证了该方法的适用性和有效性。     

四川盆地檀木场气田石炭系气藏开发评价

檀木场气田石炭系气藏属低孔、低渗气藏。章强调了低渗透气藏开采应树立尽可能提高单井产气量的开发决策理念，力争气藏开采达到规模经济效益的边际要求；分析了已获气井提高单井产气量的必要性和可能性。对气藏开采的采气速度与经济合理井数进行了论证，保证了气藏开采能获得预期的经济效益。     

广安地区须家河组气藏气水分布特征

广安地区是四川盆地中部上三叠统须家河组天然气最具勘探潜力的区块之一,其复杂的气水关系一直制约着气藏的高效开发,弄清气水分布情况成为当前气藏开发过程中的首要任务。运用气水分异理论、水蒸气含量计算、试气试采分析等研究手段,分析了气藏的气水分布情况以及产水特征。研究表明,广安气藏气水分布特征仍遵循上气下水特征,气水过渡带纵向范围较宽;通过经验公式确定地层条件下天然气水蒸气含量为0.052 1~0.092 7 m³/10⁴ m³,如果生产中水气比大于该值,气井很可能产地层水;试气试采分析认为：产水量较高的井主要集中在须六段气藏A区构造北北东部和B区,以及须四段气藏部分区域。     

低渗气藏考虑非线性渗流特征的稳态产能方程

低渗、致密砂岩气藏已逐渐成为勘探开发的热点，其储层特征和高含水特点导致了渗流机理不同于常规气藏，主要表现为：在近井区呈现为高速非达西渗流形式；在远井区由于启动压力梯度的影响呈现低速非达西渗流形式。因此，采用常规达西渗流条件下建立的产能方程评价单井产能必然存在误差。目前针对非线性渗流机理对开发的影响已有深入研究，但建立的模型大多是复杂不稳定渗流模型，现场实际应用不方便。为了弥补现有气藏工程理论的不足，从基本渗流方程出发，建立了考虑低速非达西渗流机理的直井稳态产能方程，与实际井测试数据进行了对比，并深入分析了低速非达西渗流机理在不同条件下对产能的影响程度。     

考虑变启动压降的低渗透气藏产能方程的建立

低渗透气藏渗流中启动压力梯度的存在已经被证实并得到认可。目前低渗透气藏的产能方程,均将由启动压力梯度引起的启动压降视为一个与产量无关的常数,实践表明,现有方程在应用中存在较大误差。为此,基于低渗透气藏非达西低速稳定渗流微分方程,推导出了启动压降的表达式,分析得知启动压降并非为绝对常数,而是与测试产量有关,并以修正等时试井为例,分析了现有产能方程的误差;最后通过对启动压降进行定积分近似求解,得出了考虑变启动压降低渗透气藏的新产能方程,提出了相应的修正等时试井资料处理方法,并证明了产能试井分析新方法的实用价值。      

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平落坝须二气藏属断层—构造圈闭类型边水气藏。气藏原始地层压力 42 1 56MPa ,地层温度1 0 0 1 6℃ ;储层埋深 341 9 0 0～ 3845 0 0m ;岩性为细—中粒长石石英砂岩及岩屑砂岩和长石砂岩 ;储层基质物性 ,岩心分析平均孔隙度为 3 42 % ,平均渗透率为 0 1 61 8× 1 0 - 3μm2 ,非均质系数为 44 1 4～ 494 53;裂缝发育 ,试井解释结果 ,渗透率是岩心渗透率的 54 56～ 2 0 72 77倍 ,属孔隙—裂缝型储层。须二气藏自 1 990年开采以来 ,经多项综合研究和开采证实 ,须二气藏为统一的水动力系统 ,且边水不活跃 ,气井原始地层压力具有先期压降特征 ,且连通性很好。天然气中甲烷 96 0 %～ 97 0 % ,相对密度为 0 570～ 0 575,气质好 ,不含硫化氢 ,天然气储量为数百亿立方米 ,采用多种方法计算结果 ,天然气储量数值相对误差仅 0 2 9%。根据现有的 1 1口生产气井 ,经多次试井测试及生产证实 ,天然气产能较高。须二气藏天然气储量及储量丰度是四川盆地目前天然气储量大、储量丰度高的天然气藏之一。     

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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     

川中磨溪气田L_1~1储层古岩溶分析

应用古水文地质方法综合分析了L_1~1储层古岩溶发育特征,阐述了溶蚀期次对古岩溶发育程度的影响,并进行了岩溶分区.     

磨溪气田高成熟天然气的气源与运移

利用天然气的组成、碳同位素和储集层沥青的生物标志化合物分布的综合研究.并根据烃类运移的相态原理,表明磨溪气田雷一~1气藏的天然气主要来源于上二叠统的煤系烃源岩,及其高成熟天然气是通过断层垂向运移至龙女古构造,然后经过横向运移至磨溪构造聚集成藏,在横向运移过程中,地层水的溶解使天然气中的乙烷、丙烷的含量发生倒转。     

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川中磨溪气田Ｔ２ｌ１＾１含硫气藏盐水电化学腐蚀及Ｈ２Ｓ、ＣＯ２腐蚀十分严重。由于未采和封隔器完井，油管为普通的日本抗硫油管，因此开采几年来，井下油套管被腐蚀产生堵塞，多数井压力、产量下降。经修井发现绝大多数井的油管断落。采用封隔器和耐腐蚀的油管柱完井是磨溪Ｔ２ｌ１＾１气藏开发的当务之急。通过以Ｔ２ｌ＾１１气藏第一口封隔器完井的工艺技术为例，较详细地介绍了封隔器完井管柱设计以及工艺技术。     

榆林气田生产动态描述与地质因素分析

文章通过描述气井的生产情况，从开发和地质两个角度对榆林气田的生产动态进行了描述和分析，研究了各井区储层对生产动态的影响。把陕141井区气井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等３类，把榆林南区的生产井分成稳产气井、主砂带内部达不到方案设计要求的井、在主砂带边部生差能力差的井。结合该气田各井区实际生产情况和储层特征，通过绘制各种等值线图，从宏观上描述了榆林气田生产井的产能特征，分析了产层基本生产动态以及地质因素对产能的影响，这为以后开发井的部署、提高产量提供了理论依据。     

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平落坝须二段气藏储层基质物性差,裂缝发育,系次生溶蚀孔和发育的裂缝有机配置的裂缝－孔隙型致密砂岩体储层,文章从砂岩粘土矿物含量,类型及赋存方式,阐明了水敏,水锁疚是储层潜在伤害的主导因素,以多项岩心实验方法,研究了储层敏感性伤害类型,程度及相应的对策,建议,认为：储层气测速敏属弱－弱偏中,其伤害程度为16．2％－39．9％,水敏,水锁效应强,伤害程度达80－96％,应采用欠平衡钻井技术及严格控制各种作业过程中水,特别是低矿化度水（小于25000mg/L0进入地层;应力敏感性强,当压力升至48．3MPa时,孔隙度损失为15－50％,渗透率损失高达87－94％,且围压撤消后渗透率很难恢复,因此气藏开发过程中,应注意生产压差的控制,避免因地层压力下降太快而导致微裂缝和小喉道的过早关闭。     

储层地质建模在气藏描述中的应用――以吐孜洛克气田为例

在地表条件恶劣、地下地质情况复杂、井眼少的条件下 ,为了弥补勘探资料的不足、更好地认识评估沉积储层特征、减小勘探风险 ,有必要选择合适的露头作为野外储层实验区 ,并从沉积学入手展开研究 ,建立了储层地质资料库。通过露头剖面和井下沉积相对比分析 ,建立了沉积模型。通过露头剖面砂体追踪以及砂体内部建筑结构要素分析 ,建立了砂体骨架原型模型。结合钻井和测井资料 ,采用随机模拟方法建立了储层地质预测模型。用上述模型对库车坳陷吐孜洛克气田气藏做了描述 ,为准确评价该气田储层性质及潜在能力提供了可靠依据     

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磨溪气田的天然气中，Ｈ２Ｓ含量为１．６６％～２．３５％，ＣＯ２含量为０．３６％～０．８９％，少量地层水含有Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－，其矿化度为６９６３０～２２２８２０ｍｇ／Ｌ。该气田自１９９４年３月正式投入开发后，气田地下管串及地面集输系统受到严重腐蚀，导致油管断裂，油嘴、针阀被刺，水套炉、输气支线经常堵塞，集气干线超压，清管频繁，严重危及气田安全生产。研究发现，腐蚀以电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ腐蚀为主，兼有ＣＯ２、硫酸盐还原菌（ＳＲＢ）等腐蚀。针对磨溪气田腐蚀特点而研制的ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂，无论在常压条件下，还是在高压条件下，对气／液相均具有十分良好的缓蚀效果，只需很少用量，便可有效抑制Ｈ２Ｓ、ＣＯ２、Ｃｌ－及高矿化度引起的电化学腐蚀和Ｈ２Ｓ应力腐蚀。ＣＺ３—１，３复合缓蚀剂可广泛用于油气田开采和集输系统工艺流程中的井下套管、地面设施以及集输管网等的防腐。     

榆林气田陕141井区气井生产动态特征分析

分析了陕141井区气井压力、产量的变化，研究了储层对生产动态的影响，把16口生产井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等３类。研究得出：气井产能的大小与气井所处的砂体位置及砂体的厚度有关，位于主砂带内部或有效厚度大的气井，生产能力和生产稳定性较好；位于主砂带边部或有效厚度小、渗透性较差的气井生产能力和生产稳定性差。根据井区实际生产情况和储层特征，利用生产指示曲线确定出该井区生产压差应取静地层压力的16%左右，合理产量取无阻流量的1/3～1/4。此外，还建议采取一些提高地层能量的增产措施，更多地应用提高气层渗流面积、气层保护的相关技术以及气层的相关改造方法，增加气井的产能。