卧龙河气田嘉五1—嘉田3气藏增压开采效果及开发前景

卧龙河气田嘉五1－嘉四3气藏是一个已经开发二十余年的老气藏，自1989年9月上压缩机增压开采以来，气藏可采储量增加，增产效果显著，有效地扼制了气藏产量急剧下降的被动局面，对气藏的稳产，增产起到了主导作用，目前，气藏尚有较多的剩余储量，气井产能较高，边水不影响气藏的开发，有加速开采的潜力，展现了良好的开发前景，同时，为老气田的后期开发积累了宝贵的经验。     

从自流井气田嘉三气藏的开采看裂缝—孔隙型气藏远景

自流井气田嘉三气藏已有130多年的开采历史。本文在总结气藏特征、勘探与开发史的基础上,探讨了气藏的渗流机理,提出嘉三裂缝-孔隙型气藏天然气储量系由常规和非常规开采储量组成。经测算,后者至少是前者的两倍,因此应予充分重视。     

重庆东溪气田整体挖潜分析

东溪气田1955年开始勘探开发,1985年进入低压低产开采末期.通过对该气田近50年的勘探开发地质资料分析,基本上搞清了气田地质特征.采用产量统计法,计算气田顶部四个主力气藏动态储量,累积增加3.39×108m3,经复核各气藏目前有剩余储量10.42×108m3,为气田末期整体挖潜提供了依据.在此基础上,提出了气田整体增压开采和南部低渗气藏二次勘探开发方案,经济效益显著.     

磨溪气田嘉二段气藏产能特征

川中磨溪气田嘉二段气藏的勘探开发经历了近３０年，取得了较好的成果，是中国石油西南油气田公司在川中地区发现的最大的嘉陵江组整装气藏。但气藏地质情况十分复杂，给气藏的开发带来了较大的困难。为此，充分利用气藏的静、动态资料，对气藏气井的产能特点及高产井控制因素进行了深入的分析。研究表明：该气藏气井产能低、生产压差大、测试产能差异大、非均质性强、气水关系极为复杂；相对高产气井平面上主要分布在构造的南翼，纵向上嘉二²B层是主力产层，但在嘉二¹亚段也存在获得高产气井的可能性；气井产能主要受到沉积相、沉积微地貌、裂缝的发育程度、储层中天然气的饱和度、储层保护和改造措施等因素的控制。     

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。     

罗家寨气田飞仙关气藏水平井开采机理研究

罗家寨气田为典型高含硫气田,开发此类气田,投资成本高,开采难度大。文章针对气田储量丰度大、储层有效厚度大、孔隙度高、渗透率大的地质特征,提出利用水平井开采技术提高气藏单井的产能、降低投资成本是提高气藏开发效益和减小投资风险的有效策略;利用气藏已完钻井的实测静、动态资料,以气藏描述为基础,建立符合气藏实际的合理模拟试验模型,从影响水平井开采的众多因素入手,对水平井的开采机理进行了模拟研究。模拟研究结果认为,罗家寨飞仙关组气藏水平井井筒长度以不超过400m为宜;储层的非均质性对水平井开采效果的影响表明,水平井的井轨迹与渗透率大的方向垂直时其开采效果最好;而油管尺寸大小对水平井开采效果的影响说明,增大油管尺寸可明显达到提高水平井开发效果的目的。经过对实例井的模拟,表明罗家寨气田利用水平井技术开采可以提高气井单井产能,实现高效开发,具有较高的可靠性。     

洛带气田遂宁组气藏多层分层压裂工艺研究与应用

洛带气田遂宁组气藏属低孔、低渗、低压、多层系气藏,一般单井可钻遇3~10层含气砂体,但含气砂体的展布规模较小、连续性普遍较差,使得气藏在常规单层开采过程中常表现出"气井产量起点低、产量和压力递减快、气藏稳产期短、单井控制储量小"的动态特征,部分井单层开采不能满足经济有效要求,需要采用一次性不动管柱多层分层压裂工艺,压后实施合采来提高开采效果。针对洛带气田遂宁组气藏开发中存在的开发效率和效益亟待提升问题,在单井分层应力剖面计算基础上,研究形成了以"封隔器 投球、组合式、双(多)封隔器"为特色的一次性不动管柱多层分层压裂工艺,提高了单井钻遇砂体利用率和可采储量,延长了气井生产寿命,取得了显著的开发效益。在2006年期间,应用该工艺在洛带气田遂宁组气藏成功地进行了3口井现场试验应用,平均单井增产倍数达14.3,与气田常规单层压裂工艺相比,取得了显著增产和稳产效果。     

四川盆地天然气开发实践与认识

四川盆地天然气开采历史悠久, 在长期的开采实践中,积累了丰富的开发经验, 形成了一套气田开发的方法、技术和理论.80年代以来, 通过"七五"、"八五"、"九五"的攻关,气藏开发技术得到了不断地完善和提高. 本文针对四川气田最具特色的裂缝性气藏、低渗透气藏、有水气藏,汇集了多年的研究成果,特别是"九五"攻关成果,对气藏开发的实践和认识作了简要的论述,主要反映开发这些复杂地质条件和开采特点的气藏,所取得的规律性认识.     

礁滩型高压边水气藏开发特征及对策———以阿姆河右岸区块 Ｙ气田为例

为了研究连片礁滩型高压气藏开发特征以及高效开发对策,以阿姆河盆地 Ｙ气田异于常规气藏的开发特征为例,深入剖析了引起单井产能、连通性变化的主要原因,系统研究了水侵规律及对气藏开采带来的不利影响,针对性地提出了系列开发对策,经过 ３年的严格实施,气藏开发取得显著成效,可为同类型气藏优化开采提供有效的借鉴。研究结果表明,高压气藏开发早期应力敏感对以低角度缝为主的单井产能影响大,随着地层压力降低,影响逐渐减弱,而以高角度缝为主的单井应力敏感影响小,产能保持程度较好;高压气田进入开发中期,连通性存在局部变差的现象;沿断裂带分布的裂缝发育区是水侵优势通道,见水后水气比上升快,“控水”是控不住的,全气藏关井后,水气比再上台阶;保持合理采气速度开采对连片礁滩型高压气藏提高开采效果尤为重要;持续贯彻“内控外排”开发对策,保持气田排侵平衡,对防止水体进一步侵入气藏具有重要作用。     

红台凝析气田合理产能研究

气井合理产能是凝析气藏开发的一项重要指标,关系气藏的开发水平和经济效益.在深入分析红台凝析气田开采特征的基础上,应用最小携液产气量、一点法、类比法、数值模拟法等多方法确定气藏合理产能,为科学高效开发吐哈盆地红台凝析气田提供依据.     

异常高压气藏岩石变形特征及其对开发的影响――以克拉2气田为例

克拉 2气田是至今为止在中国陆上找到的最大整装干气气藏 ,也是“西气东输”的主力产气场 ,因此 ,开发好克拉 2气田意义重大而深远。由于该气田地层压力高 (74.3 6 MPa) ,压力系数高达2以上 ,属于异常高压气藏 ,故在衰竭式开采过程中 ,随着气藏的压力下降 ,该气藏的岩石骨架要承受比常规气藏大得多的净上覆压力 ,结果会使岩石发生显著的弹塑性形变和岩石渗透率、孔隙度和岩石压缩系数等物性参数减小 ,从而影响气藏的开发效果 1。据此 ,研究气藏开发过程中岩石形变对产能的影响是一个非常重要的课题。依据岩石覆压实验研究了克拉 2气田异常高压气藏岩石变形特征及其对开发的影响     

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通过对常规储量计算方法的回顾，针对目前储量计算中存在的问题，以储量建模分析为基础，采用网格内插法和利用地震储层横向预测结果来建立储量参数场，从而完整地提出了砂岩气藏地质储量的微积分计算方法，并推导了其数学模型；以中原油区文２３气田为实例，通过对该气田的储量计算和分析，完善了其储量计算的方法和流程；还改变计算方法、井网密度和储量纵向计算单元等，对该储量计算方法的可靠性和稳定性进行了检验。结果表明，该方法不仅提高了计算精度，而且其计算结果不依赖于井网密度和纵向储量计算单元的变化，具有很好的稳定性。因为它充分考虑了储层的非均质特征和气藏的宏观形态，与经典容积法相比，其方法更先进，计算结果可信度更高，更适合于复杂地质条件和气田勘探开发不同阶段的储量计算需要。     

带油环凝析气藏动态储量计算――以板中北高点带油环凝析气藏为例

带油环凝析气藏(凝析气顶油藏)是最复杂的油气藏类型之一,对其开采过程中的动态分析特别是动态储量的计算同样是非常复杂的。运用现代油气藏工程原理和分析方法并结合目前国内外同类油气藏开采的新方法、新技术,对板中北高点带油环凝析气藏的动态特征进行了研究。依据该油气藏的动态特征,准备了详细的参数并进行了动态储量计算。认为该研究和计算为油气藏的剩余油气分布研究和地质储量、可采储量管理提供了依据,为同类油气藏的高效开发提供了范例。     

柴达木盆地天然气开发技术进展

青海气区是我国陆上的大气区之一，现已累计探明天然气地质储量3046.57×10⁸m³，可采储量1619.31×10⁸m³。该区的主力气田--涩北气田为第四系生物成因气田，具有特殊的地质条件，主要表现在气藏埋藏浅、储层岩性疏松、含气井段长、气层层数多、气水分布复杂、气田开发难度大。通过实施科技创新战略，积极探索和试验新工艺、新技术，气田开发水平得到了提高。为此，系统总结了2001年以来青海气区天然气开发技术的进展：低阻气层识别技术水平不断提高，天然气增储效果显著；疏松砂岩取心技术的突破，完成了大批岩心分析试验项目，推动了储层评价、气水关系等深入研究；开发层系及射孔单元的划分、井网部署、多层合采射孔层位优化、多层合采气井合理配产等方面的研究进展，使气藏工程研究及方案设计水平得到了提高。     

沁水煤层气田开发可行性研究

随着我国经济快速发展，能源需求迅速增加，开发煤层气受到了国家及相关企业的高度重视。沁水煤层气田是国内已探明资源丰度最大、稳产效果最好的煤层气田。文章探讨了沁水煤层气田建立开发示范工程的可行性，根据对气田含气规律的认识，确定气田东部樊庄区块作为示范工程的突破口，对主力产层地下地质条件、储层特征、储量丰度、气井产气能力综合对比，优选气田开发层位和开发技术，确定示范工程的合理产能规模、地面配套建设、输气管线布局与规模，对气田开发经济可行性做出了初步评价，并对环境保护提出了具体措施和建议。     

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温八块油气藏位于新疆吐鲁番地区鄯善县七克台镇附近，与温吉桑、米登油田邻近，属于温吉桑构造带。该油气藏是一个带油环的凝析气藏，自1993年8月W8－45井投产试采以业，堆止1996年12月止，有近4年的油环开发历史。随着鄯乌输气工程即将投运，温八块凝析气的开发成为研究的难点。文章在充分研究吐哈油田温八油气藏地质及开发特征的基础上，应用全组分模型，模拟计算了开采方式，开发层系、井网、井口压力、采气速度及规划配等因素对开发效果的影响，通过技术指标对比分析，优选出实施方案 ，配合丘东凝析气田，为吐哈凝析气地面轻烃回收和地面开发工程提供了依据。     

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新场气田蓬莱镇组气藏属于低渗透致密砂岩气藏，具有一定的储量规模，但低孔、低渗、高含水饱和度的特征使其开采困难，因此实施增压开采工艺技术是保证该类气藏增储稳产的重要手段。文章运用气藏数值模拟方法对该气藏建立了三维地质模型，在气藏储量拟合及气井生产历史拟合的基础上，设计了9套增压开采对比方案。选用三维二相黑油模拟器进行模拟计算，其结果显示实施增压开采方案的采气速度和采出程度均比不实施增压开采的高，而且延长了气井生产时间。同时还评价了经过增压开采后，气藏、增压井组以及单井的可采储量增加量，确定了增压开采后单井合理的井口压力控制程序和降产方式。方案结果对比表明，以目前单井产量敞输，控制最小井口压力在压缩机吸气压力0.2　MPa的开发方案，能使整个气藏在实施增压开采后提高可采储量7.28％。     

变形介质凝析气藏油气相态特征研究

变形介质凝析气藏因储层岩石颗粒细、孔隙小，储层界面效应极为突出。同时，降压开采过程中储层变形作用明显，因而其相态特征不同于常规凝析气藏。考虑吸附、毛细凝聚和毛细管力等界面效应和储层变形作用对油气体系相态特征的影响，建立了变形介质凝析气藏油气体系真实露点预测模型和衰竭开采过程中气藏的反凝析液饱和度预测模型。将该模型用于Q69井的露点和反凝析油饱和度的预测，其计算结果表明孔隙介质界面现象和储层变形作用不仅会导致气藏的露点升高，而且会加剧地层反凝析作用。考虑孔隙介质界面效应和储层变形作用影响后，地层反凝析油饱和度比常规模拟方法的预测结果更大，并且储层渗透率越低、变形作用越大，地层反凝析油饱和度增加就越显著。因此，与常规凝析气藏相比，变形介质凝析气藏在衰竭开采过程中反凝析现象将提前，反凝析污染也将更加严重。     

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将油（气）藏看作一个系统，而将产量认为是对系统的激励信号（输入信号），那么压力则为系统的输出信号。输入信号和输出信号之间的关系，隐含着油（气）藏系统内在的信息，如储层和油（气）藏结构、单井控制面积以及井的状况等综合信息。将气井生产记录资料进行适当的统计作为模式特征，输入ＢＰ神经网络，通过向模式学习，ＢＰ网络便可将生产资料所隐含的信息以权矩阵的形式记录下来。应用ＢＰ网络做动态分析和储量计算，以气井日常生产记录资料为基础，计算单井动态储量，并预测气井未来的生产动态。实例证明该方法可行。该方法的应用为利用大量的井口生产记录做了有益的探索。     

卧龙河气田天然气富集因素解剖

综合大量资料研究认为,卧龙河气田天然气富集的因素,主要在于有较好的生储盖层及其组合。卧龙河气田三叠系以自生自储为主,二叠系为自生自储,石炭系为他源。盖层除有大量石膏岩和泥页岩外,致密碳酸盐岩也是较好的隔盖层;产层多(18个),是裂缝导致的结果,但裂缝却不受背斜圈闭限制,油气也不择岩性而聚集,只要有裂缝便可能有油气,其勘探领域远比背斜圈闭宽广;地层压力系数高低参差,主要是由于储层连通性不好所致。卧龙河富集气的关键,在于具有石炭系和三叠系嘉陵江组T_c⁵₁两个次生孔隙较发育的、经裂缝改造后使全层基本连通的储层,故勘探成功率高,储产量大。