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沙坪场气田石炭系气藏为中丰度、超埋深大型气藏 ,于2 0 0 0年 3月底投入试采 ,至 2 0 0 2年 9月底止 ,累计采出程度4 .4 7%。天东 90井位于沙坪场 4、5号高点鞍部 ,靠近试采激动井天东 30井 ,完钻后即进行井间连通关系监测 ,其结果表明证实两口井的连通关系相当好。2 0 0 1年 2月天东 90井开井投产并进行产能试井 ,随后按照 4 5 .0× 10 4m3 /d组织生产 ,生产中压力和产量均不太稳定 ,压力下降较快 ,于当月 2 5日产出地层水。出水后水量上升迅猛 ,力图采取压减产气量提高生产压力来控制产水量的上升 ,但收效甚微 ,在产量压减到 15× 10 4m3…     

气举工艺在川东石炭系气藏治水中的应用

中国石油西南油气田公司重庆气矿在吊钟坝气田和沙坪场气田石炭系气藏实施了以气举排水采气工艺为中心的治水工程，取得了显著效果。文章对实施气举排水采气工艺初期出现的高压气源、高压气举管线输送、气田水回注等配套工程以及气举工艺运行过程中存在的问题及采取的对策，进行了分析、总结，提出了在川东石炭系气藏整体治水过程中，应推广气举排水工艺、保护好高压气源，重视高压气源管线、气田水回注和地面采气工艺流程等配套建设。建议针对性地在沙坪场气田天东90井实施增压连续气举、在吊钟坝气田池27井实施循环增压气举等措施。文章对川东地区出水气藏地层水治理工程配套建设具有一定的指导意义，同时可作为其它气田地层水治理工作的参考。     

天东90井排水采气效果分析

天东90井为沙坪场气田石炭系气藏的一口开发井，仅生产17天就开始产地层水，且水量上升迅猛，多次采取压产控水措施，但效果不明显。后因产水量大、气田水处理困难且影响到沙坪场气田脱水装置的正常运行而关井。气井出水后，曾先后采取堵水采气，以及连续油管和环空注液氮气举、解堵酸化和车载气举等排水采气工艺措施，均未复活该井。针对该井的出水特征及储渗类型，分析了气井产地层水的原因，并就历次排水采气效果进行了深入的剖析，提出实施连续气举工艺的必要性和可行性。     

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龙门气田位于大天池构造带中段断下盘,其石炭系气藏探明储量183.99×108m3,气藏生产井6口,日产能151×104m3,年产能5×108m3。《龙门气田石炭系气藏初步开发方案》认为,气藏存在边水,且气水界面海拔－4420m。1997年12月7日气藏投入试采,动态资料表明6口气井彼此相互连通为同一压力系统。以构造鞍部相连的任市高点与龙门高点气区相互连通为同一压力系统。气藏存在两个独立水体,天东9井附近存在一个有限水体和气藏较大范围内的边水。气水同产的天东9井多次加大气量提水的生产管理方式在川东气田开发史上属于首例。位于构造北端的水井动态资料表明与气区可能不连通。生产动态表明气藏的气水界面比原气水界面低50m左右。试采对气藏水体的认识与气藏初步开发方案的结论有较大差异。文章结合气藏大量生产动态资料,对水体进行分析研究,为正在进行的气藏开发方案的编制提供依据。     

沙坪场石炭系气藏合理排水强度论证

随着四川盆地东部石炭系气藏的全面、快速开发，部分石炭系气藏和气井开始产水，严重影响了石炭系气藏的正常生产和整体开发效益，因此，加强四川盆地东部地区石炭系气藏的治水工作已经迫在眉睫。文中以沙坪场石炭系气藏为研究对象，在利用大量静动态资料分析气藏的地质特征和动态特征的基础上，深入分析气藏天东90井出水特征，在地质机理上对出水原因取得了一定的认识。通过建立气藏合理的地质模型，利用气藏数值模拟技术对气藏水侵机理进行了研究，并进一步对气藏水侵强度及水侵对气藏造成的危害程度进行了早期预测和分析。通过气藏不同排水强度的分析论证，确定气藏合理排水强度为日排水量200m^3d-300m^3／d左右。     

高峰场气田石炭系气藏水侵特征分析

高峰场气田石炭系气藏，已有峰8、峰7两口井产出了地层水，峰3井也有地层水推进迹象。峰8井水侵主要表现，为局部大压差下的边水舌进；峰7井水侵与断层裂缝的导通密切相关，但同时也存在一个逐步推进的过程，总体评价气藏边水能量较弱，属不活跃边水气藏。水侵已导致峰7井产能降低、气藏动态储量减少和生产管理难度增大，并影响了开发方案实施，最终开采效果也将变差。下一步治理措施应立足于整体开发和储量、产能动用，峰3、峰8井应实施控水采气，峰7井应尽快恢复带水采气生产。在南区有必要增打1口～2口开发补充井，同时还应考虑气藏整体增压、泡排、地层水回注处理和管串结构调整等方面的工艺适应性改造。     

异常高压气藏生产特征及后期开采措施探讨——以天东95井为例

以大天池气田沙坪场区块天东95井飞仙关组气藏为例,对川东地区异常高压气藏的生产特点及后期开发措施进行初步探讨.天东95井压力系数为1.65,完井测试产气108.3×104m3/d,储量小(动态储量1.018×108m3),在开采过程中主要表现出投产初期产能高、气藏压力和产量递减迅速、关井压力恢复缓慢等特点.研究认为异常...     

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中坝气田须二气藏为一具有裂缝—孔隙性的砂岩边水气藏，储层物性差，非均质性强，边水主要沿裂缝不均匀水窜。气藏１９７３年８月投产，１９７８年出水，受裂缝及边水的影响，构造北部由开始产水至水淹，其水淹范围由北开始向南延伸扩大，相继有９口井出水，其中３口井被水淹。气井出水后，井口压力、产气量下降快，日产水量增加较快，对气藏稳产造成了很大的影响，而此时气藏采出程度较低。为了弄清中坝须二气藏水驱气的采收率，裂缝性气藏水淹后的水淹封闭压力及水淹封闭气饱和度大小和采取强排水措施后气藏的最终采收率，我们对中４６井…     

张5井出水后的生产管理及措施

张家场气田5号井因异层水窜入井筒,气产量逐日下降,且有气井、气藏被水淹的危险。由于生产管理得当,并及时采取了一系列技术措施,使气井恢复了正常生产。气井概况张5井位于川东张家场构造高点西北翼。1980年4月25日完钻,井深4482.5m,完钻层位为志留系,产层为石炭系,产层中部井深为4424.0m。原始地层压力52.713MPa,测试产量44.88万m～3/d。该井是张家场气田石炭系气藏的主力气井,1983年8月12日投产,平均日产气14万m～3。1984年11月5日进行中型压裂酸化,酸化后测试产量为46.8万m～3/     

大庆火山岩气藏开发初期排水采气工艺适应性研究

徐深气田水体分布范围较大,火山岩气藏底部普遍含水。由于储层多为裂缝沟通,一旦见水极易造成水侵或水窜,部分气井试气阶段即出水。随着徐深气田深入开发,所有气井都会面临气-水同产问题,水不仅影响气井产能,严重时会导致井底积液,甚至气井水淹停产。通过分析徐深气田产水机理和具体出水类型,对照国内外常规排水采气工艺适用界限进行技术及经济适用性评价,结合典型井生产情况,提出了适合大庆火山岩气藏开发初期的排水工艺为泡排、优选管柱,为大庆徐深气田火山岩气藏的高效开发提供指导。     

论四川盆地中二叠统栖霞组天然气勘探

四川盆地的栖霞组主要为灰-灰黑色灰岩及生物碎屑灰岩,沉积相以碳酸盐台内生屑滩相、深和浅缓坡相为主,海水较平静,生物繁茂,富含有机质,具志留系和阳新统2套较好的生油层,生气强度一般＞20×10⁸m³/km²,最高达170×10⁸m³/km²,是四川盆地最好的优质生油层。由于灰岩结构以泥晶为主,孔渗差,储气主要靠白云岩化作用、古岩溶作用和裂缝作用,白云岩化作用改善了孔隙空间,古岩溶形成了洞穴（钻具放空量最大可达4.75m）,裂缝主要起着孔洞间的连通作用。尽管目前栖霞组的勘探程度尚很低,钻获的气藏较少,但也有高产气井,如自流井气田自2井栖霞组与茅口组合采已累积采气＞46.6×10⁸m³说明潜力不小,前景乐观。     

苏里格气田成藏条件及勘探开发关键技术

截至2017年,鄂尔多斯盆地苏里格地区有利勘探面积为5.5×10⁴km²,天然气总资源量近6.0×10¹²m³,已探明(含基本探明)储量为4.77×10¹²m³,已建成产能为230×10⁸m³/a的天然气生产规模,是中国陆上发现的储量最大的天然气田。多年研究表明:①苏里格气田产层主要为上古生界二叠系石盒子组8段和山西组1段,为典型的致密砂岩气藏;②石炭系本溪组、二叠系太原组和山西组广泛发育的煤系地层为气藏提供了充足的气源;③发育"敞流型"湖盆三角洲沉积模式,平缓底形、多源供砂、强水动力、多期叠加控制着大面积储集砂体的分布;④储层为河流-三角洲相砂岩,物性较差、非均质性强,平均孔隙度为4 % ~12 % ,平均渗透率为0.01~1 mD;⑤气藏具有广覆式生烃、弥漫式充注、近距离运聚、大面积成藏等特征;⑥气藏压力系数为0.62~0.90,属低压气藏,单井产量低;⑦沙漠区全数字地震技术、黄土塬非纵地震技术、测井精细评价技术、致密砂岩储层改造技术、水平井开发技术是苏里格气田勘探开发的关键技术。     

四川盆地安岳气田龙王庙组气藏多层盖层天然气扩散量

四川盆地安岳气田是古老高热演化程度原油裂解气大气田,其原油大量裂解生气及气藏定型时间在侏罗纪-白垩纪。根据中国大气田成藏特征以及对天然气分子小、易扩散特点的认识,早期成藏的大气田随着扩散时间增长,其天然气散失量也会不断增加。针对安岳气田在早期成藏但仍能保存为大气田的问题,开展深层天然气扩散模型分析和古老天然气藏扩散量评价,目前已成为认识深层古老气田能否有效保存的关键问题。多层盖层模型利用了气田上覆地层的综合扩散系数,考虑了深层气田上覆多套地层的综合封盖效应。以安岳气田为例,采用单层盖层和多层盖层扩散模型分别计算寒武系龙王庙组气藏的扩散量,并通过古气藏与现今气藏的天然气密度比例计算天然气散失总量。按照经典的单层盖层扩散模型进行计算,气田经历从90 Ma至今的累积扩散量(3 340×10⁸m³)将远远超过天然气散失总量的上限(1 020×10⁸m³),这表明单层模型不适用。而多层盖层扩散模型计算的累积扩散量为920× 10⁸m³,比单层盖层扩散模型的计算结果大幅降低。深层气田上覆多套区域盖层,可大幅降低天然气扩散量。研究结果提供了一种评价深层气藏扩散量的方法,有助于深化对深层古老气田保存条件的认识。     

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塔里木天然气综合利用现状塔里木油田已探明的气层气还没有开发和利用,油田伴生气利用得也很少。至今先后开发了８个油田,总面积１８３６ｋｍ２,动用石油地质储量２２６１５×１０４ｔ,溶解气储量２４５６２×１０８ｍ３。十年来已累计生产原油１８８６７７×１...     

四川盆地海相页岩气富集条件及勘探开发有利区

历经十余年探索实践,四川盆地海相页岩气勘探取得了一系列进展,锁定五峰组—龙马溪组为最有利产层,提出了一批页岩气富集高产理论,形成了集地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发等为一体的勘探开发技术,探明了万亿立方米级储量的页岩气大气田。时值中国页岩气勘探发展的重要节点,回顾四川盆地海相页岩气勘探开发历程、梳理五峰组—龙马溪组页岩气在地质条件与富集规律上的成果认识、展望四川盆地海相页岩气勘探的重点接替领域,对推进盆地海相页岩气的勘探开发有积极意义。(1)四川盆地海相页岩气勘探开发经历了4个阶段：评层选区找目标阶段;浅层至中—深层先导试验阶段;浅层至中—深层示范区建设阶段;浅层至中—深层上产、深层评价、常压页岩气评价、立体开发评价、超深层和新层系探索阶段。(2)四川盆地五峰组—龙马溪组的沉积条件优越,深水陆棚相高有机质含量页岩呈连续稳定分布;页岩气主要赋存在有机孔隙中,页岩储层在纵向上集中发育,连续厚度大;川南地区和川东南涪陵区块的构造相对简单,气源持续补给、远离古/今剥蚀区和大型断裂逸散区是页岩气富集保存的有利区;目前,五峰组—龙马溪组的页岩气资源量为33.19×10<...     

多层透镜状致密砂岩气田井网优化技术对策

苏里格致密砂岩气田储层物性差、垂向上发育多层透镜状有效砂体、规模小、非均质性强,现有井网对储层控制不足,采收率偏低。井网优化调整是致密气提高储量动用程度及采收率的最有效手段之一。根据储层结构及气井生产开发效果,将气田可效益动用储层划分为3种类型,分别对应储量丰度为：>1.8×10⁸ m³/km²、（1.3~1.8）×10⁸ m³/km²、（1.0~1.3）×10⁸ m³/km²。基于不同储层条件下的密井网试验区实际生产数据,结合储层规模分析和气井泄气范围评价,兼顾开发效益和提高采收率,从采收率增幅拐点、区块整体有效、新井能够自保等方面开展适宜井网密度综合分析,明确了3类储层的适宜井网密度分别为3口/km²、4口/km²、4口/km²。苏里格致密砂岩气田剩余可动储量1.23×10¹² m³,新的差异化布井方式相比于600 m×800 m井网,可多钻井1.2万口,多建产能450×10⁸ m³,累计多产气2 000×10⁸ m³,可将采收率由32%提升至48.5%。     

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在气田的开发历程中 ,试采处于基础阶段 ,搞好气田的试采工作就是打好基础。大天池气田有探明储量 12 0 0× 10 8m3 以上 ,可采储量 90 0× 10 8m3 以上 ,有气井 5 2口 ,井口产能 75 0× 10 4 m3 /d以上。大天池整装气田已投产三个 :五百梯、龙门、沙坪场 ,总结大天池气田从 1992～ 2 0 0 1年共 8年多的试采情况 ,主要有认真编制并严格执行试采方案 ;选择有利气井作为激动井 ;分阶段进行试采 ;搞好全气藏关井及稳定试井 ;产出流体性质及井口压力加密监测 ;运用先进测试技术及仪器参与试采 ;见干扰 1口井投产 1口井 ;新井投产时进行稳定试井 ;试采成果作为部署开发井依据等试采技术。同时对这些试采技术的综合效果进行分析总结 ,并建议在今后的新气田试采中 ,应用这几项技术 ,有利于缩短试采期 ,降低气田开发成本 ,为企业创造了最佳的经济效益。     

延长石油集团非常规天然气勘探开发进展

延长石油集团通过强化地质认识,明确了鄂尔多斯盆地陕北斜坡具备形成非常规天然气的地质条件,而致密砂岩气和页岩气是当前最为现实的勘探开发领域。在地质勘探理念上,确定鄂尔多斯盆地的南部物源对古生界砂体的发育具有重要贡献,而频繁的水进水退作用是促进优质储层发育的最主要因素;建立了"成熟烃源灶迁移控藏"的成藏模式,以此预测致密砂岩气藏的空间展布;重视陆相页岩砂质纹层的气体赋存能力,找到游离气赋存空间;以地化、储层、测井、地震等多种学科相结合实现了页岩气储层甜点的地震预测。同时,形成了陆相页岩气水平井钻完井技术、致密砂岩气藏储层保护钻井液体系、VES-CO₂泡沫压裂技术、液态CO₂/滑溜水混合压裂技术等开发技术,保证了致密砂岩气和页岩气的规模化开采。以勘探开发一体化模式为指导,探明中生界页岩气地质储量677×10⁸m³,古生界致密砂岩气地质储量3000×10⁸m³,目前的天然气生产能力已达到6×10⁸ m³/a,基本打破南油北气的开发局面。     

苏里格低渗透气田开发技术最新进展

苏里格气田发现于2000年,2010年天然气产量达到10５×１０^８ｍ^３,生产能力达到135×10⁸ m³/a,是我国目前储量和产量最大的整装气田。该气田储层物性差,非均质性强,气井压力下降快、单井采出量小,常规技术难以实现高效开发。面对该气田的开发难题,以生产试验区为载体进行了针对低渗透气田高效开发技术的攻关,形成了12项开发配套技术。最近两年在精细气藏地质描述技术、丛式井和水平井开发技术、储层改造等关键技术上又取得了新的突破,应用效果良好,初步探索出了适合苏里格低渗透气田高效开发的方法,为今后苏里格气田年产230×10⁸ 3/a开发目标和持续发展提供了技术保障。