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。     

川东沙坪场石炭系气藏治水效果初步评价

对大天池气田沙坪场区块石炭系气藏的各水侵区域的地层水治理效果进行评价,结合各区不同阶段地层水的治理方案与实际生产情况,对比认为现阶段各出水井的治理效果均较好。同时,在对Td90井不同治理措施的效果进行对比分析后认为,高压气举排水和电潜泵排水均起到保护气藏主产区的作用。根据目前气藏的生产现状,提出了气藏南区继续采用泡沫排水措施、北区采用控水采气措施、保证Td90井排水强度不得低于300m3/d方可减缓地层水入侵气藏的速度以及在其附近补打一口井的建议。图7表2参10     

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。     

川东石炭系地层—构造复合圈闭气藏的预测、分类和评价

近年来川东石炭系天然气储产量急剧上升的主要原因,就是发现了一批高产地层－构造事圈闭气藏,如五百梯、龙门场、门西等气藏,但其构式一般较复杂,不易识别和预测,特别是储层尖来线很难确定。经过历年大量钻探资料的研究后,发现气藏主要分布在石炭系残厚〉１０ｍ区。以石炭系残厚１０ｍ等厚线（据二叠系底界地震反射层的极性、振同和时差等信息结合地面和井下资料确定）为为储层的尖来边界,据其展布与石炭系构造和构造等高线相     

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沙坪场气田石炭系气藏是西南油气田分公司重庆气矿继五百梯、龙门石炭系气藏之后的又一重要发现 ,它是川气东输工程的骨干气田 ,探明储量近 4 0 0× 10 8m3 ,属大储量气田。据 2 0 0 1年 5月完成的开发方案 ,沙坪场石炭系气藏的生产规模为 13× 10 8m3 /a ,推荐的开发方案能否顺利实施 ,对整个东输工程和该气田的开发至关重要。然而 ,气藏局部出现的边水活跃现象不容忽视 ,在试采期间 ,天东 90井投产仅 17d就开始产地层水 ,且水量迅速增至 98.76m3 /d ,该井见水突然、产水量大 ,在川东石炭系气藏中实属罕见。文章通过剖析沙坪场气田石炭系气藏出水特征 ,结合气藏动、静态研究 ,再借鉴川东其它有水气藏的分析研究成果 ,认为沙坪场石炭系气藏天东 90井出现的早期出水属边水沿裂缝水窜 ,天东 90井附近产层存在大、中裂缝 ,水侵方向来自东翼的沙③号断层 ,但边水能量有限。     

川东石炭系地层─构造复合圈闭气藏的预测、分类和评价

近年来川东石炭系天然气储产量急剧上升的主要原因,就是发现了一批高产地层─构造复合圈闭气藏,如五百梯、龙门场、门西等气藏,但其构式一般较复杂,不易识别和预测,特别是储层尖灭线很难确定.经对历年大量钻探资料的研究后,发现气藏主要分布在石炭系残厚>10m区.以石炭系残厚10m等厚线(据二叠系底界地震反射层的极性、振幅和时差等信息结合地面和井下资料确定)作为储层的尖灭边界,据其展布与石炭系构造和构造等高线相配置的关系,预测出川东石炭系地层-构造复合圈闭有8种类型48个圈闭,已探成功率达65%,还有多半圈闭未探,前景乐观.     

川东石炭系气藏类型及富集特征研究

川东石炭系是四川盆地重要的勘探层系之一。基于气藏发育构造部位、圈闭类型及主要特征的不同,将川东石炭系已有气藏分为主体构造断垒型、潜伏高带断垒型和潜伏高带断鼻型等3类,预测了向斜悬挂式、向斜低缓微隆型和向斜地层岩性型等3种新的气藏类型,并总结了川东石炭系气藏分布模式。在分析6种气藏富集特征后,认为川东石炭系气藏富集优越性依次应为潜伏高带断鼻型、潜伏高带断垒型、向斜悬挂式、主体构造断垒型、向斜低缓微隆型、向斜地层岩性型。其中,潜伏高带断鼻型富集优越性最好,是川东石炭系大型气藏勘探的重要目标;向斜悬挂式气藏富集优越性较好,可能是川东石炭系下一步勘探的最为有利气藏类型;向斜低缓微隆型和向斜地层岩性型也是川东石炭系勘探的潜力类型。     

边水气藏水侵特征识别及机理初探

对于有水气藏,正确认识地层水活动规律是非常重要的。为了正确判断边水气藏水侵特征，文章对一些边水气藏出水气井生产动态数据及其产层的物性参数进行了统计和对比，研究了不同气井动、静特征的共性和差异，借助数学表达式对气井出水变化规律进行了描述，并根据数学表达式将出水类型分为线形型、二次方型及多次方型等３类。分析了３种出水类型与储层物性之间的因果关系，提出气井出水特征是井区储层物性展布特征的反映。在假设井区为正方形含气区域、１口生产井位于区域内偏向水侵方向一侧、井与水侵边之间有一相对高渗透带连通的基本模式下，研究了水侵机理，提出了边水气藏水侵特征分类及识别图版。通过实际出水气井生产史拟合检验，所提出的分析方法和识别图版是行之有效的，有助于正确地定量认识边水气藏地层水活动规律，为实际生产管理中制定相应的治水措施提供了一种有利的分析手段。     

孔滩气田茅口组气藏水侵特征研究

通过分析孔滩气田茅口组气藏的地质特征和生产动态资料,提出了气藏裂缝圈闭系统的划分新观点.同时根据各裂缝圈闭系统的静、动态资料,分析了每个裂缝圈闭系统的地层水存储模式,认为该气藏存在4个裂缝圈闭系统,其中孔6井区裂缝圈闭系统为底部地层水存储模式,孔9井区裂缝圈闭系统为边部地层水存储模式,孔24井区和孔27井区裂缝圈闭系统为物性差异局部封存水存储模式.分析孔滩气田茅口组气藏水侵特征,为气藏的整体治水措施提供了可靠的依据.     

孔滩气田茅口组气藏孔6裂缝系统水侵探讨

孔滩气田茅口组气藏由于早期不均衡开采,导致气井水淹停产,降低了气藏的采收率。为了寻求合理的治水措施挖掘气藏剩余储量,以孔6裂缝系统为例,计算并分析了水侵量、水体能量、水体强度、产水特征、水侵动态与途径,得出了孔6裂缝系统外部水体为底水,并且为有限封闭水域,地层水是以底水锥进的方式侵入气藏,给出了系统下一步排水合理化建议。以上研究成果完善了水侵理论,为气藏水侵治理提供了参考依据。     

川东石炭系气藏的岩性封堵与高压流体封堵

川东地区是四川盆地稳定地块中的相对构造活动区,发育10排高陡构造带。20世纪90年代以来,高陡构造带石炭系成组气田勘探获得巨大突破。石炭系气藏的直接盖层是下二叠统梁山组泥岩层。从梁山组的渗透率、孔喉中值半径值分析可知,其属于较差盖层,封盖能力较低;而从孔隙度和突破压力看,梁山组具较强的封闭能力,但这种单一因素的封闭能力还不能完全封盖住研究区具有较高含气高度的石炭系丰富的天然气藏。从压力封闭的机理来考察,上覆层系对下伏层系天然气聚集产生的封闭条件必须是上部地层的原始地层压力大于下伏层系,上部地层的原始地层压力系数大于下伏层系。石炭系上覆二叠系阳新统具有异常高的孔隙流体压力,形成了阻挡烃类逸散的高质量封闭层,从而对下伏石炭系天然气聚集产生高压流体封堵。部分高陡构造带上“通天”破裂逆断层出现压力释放和油气大量散失的现象。研究与勘探实践表明,可将二叠系阳新统现今流体压力系数1.30作为压力封闭的临界值,超过此值即能对下伏石炭系气藏起压力屏蔽作用。     

川东石炭系低压气井解堵工艺研究与应用

川东石炭系气井生产时间长,部分气井出现不同程度的井筒堵塞影响产能,常年反复酸化导致气井井周形成大的近井酸蚀通道,酸液未发挥作用就已漏失,酸化效果差且稳产周期短。鉴于目前川东石炭系气井解堵难的问题,通过井筒堵塞物分析明确了堵塞物主要由铁的氧化物、碳酸盐、BaSO₄和SiO₂等无机物和月桂醇聚醚类有机物组成,推荐的解堵工作液体系(15%(w)HCl+1%(w)缓蚀剂+2%(w)铁稳剂+3%(w)表面活性剂)在地层温度下对垢物的溶蚀率最高达77.6%。对不同堵点位置的堵塞提出了针对性的解堵工艺,油管堵塞推荐连续油管或油管注酸解堵,套管堵塞推荐真空回位抽砂工艺,地层堵塞推荐泡沫酸酸化解堵。采用研究的解堵液体系和工艺开展现场试验6口井,解堵有效率100%,为本区和同类型低压气井解堵提供了有效的技术手段。      

川东地区石炭系天然气成藏动力学研究

川东地区是四川盆地稳定地块中的相对构造活动区,发育10排高陡构造带.应用油气成藏动力学的原理和方法,剖析了石炭系碳酸盐岩储层油气成藏的主控因素,恢复与再现了石炭系天然气成藏动力学过程.研究成果表明,可将二叠系阳新统的现今流体压力系数1.30作为对石炭系气藏压力封闭的临界值.石炭系为具正常地层压力的区域孔洞型储集体,致使大规模的褶皱型构造圈闭成为仓储空间,石炭系捕集成藏的天然气又是在高压驱使下上下邻层流体跨层充注的结果.川东地区石炭系天然气的成藏动力学特征可归纳为:"压力封闭,流体上下充注,天然气仓储式成藏".     

川东石炭系大型岩性地层气藏形成条件与勘探方向

四川盆地东部石炭系经过30多年以构造圈闭为目的的天然气勘探与开发,已经成为了四川盆地重要的产气层系。近来以岩性地层气藏为目标进行了新一轮的地层、沉积微相、储层、烃源岩、构造、成藏与圈闭等方面的研究,结果表明川东石炭系发育构造与岩性地层两类目标。石炭系内幕因粒屑滩微相控制与埋藏白云化不均一影响,储层具有不连续性,存在岩性圈闭;石炭系大范围尖灭与大面积残留,在尖灭带与残留区发育大型地层圈闭。川东石炭系具备岩性地层气藏形成条件,目前发现4个有利区带和12个有利目标,展示其具有较大的勘探潜力。     

中国致密砂岩煤成气藏地质特征及成藏过程 ——以鄂尔多斯盆地上古生界与四川盆地须家河组气藏为例

中国煤系天然气分布受多种因素控制,以鄂尔多斯盆地上古生界与四川盆地须家河组气藏为例,从构造、烃源岩演化、储集层特征、成藏历史等多方面探讨中国煤系天然气的聚集和成藏过程.对比结果表明:鄂尔多斯盆地上古生界天然气藏与四川盆地上三叠统须家河组天然气藏的成藏地质条件有许多相似之处,两地气藏特征产生差异的主要原因是盆地构造特征和成藏过程不同.鄂尔多斯盆地上古生界天然气成藏过程是气体推动着水体整体向构造高位运移,多种成藏条件共同影响下形成的气水倒置是气藏负压的主要原因.四川盆地须家河组气藏成藏以构造圈闭控制成藏为主,局部发育岩性气藏,气藏异常高压是快速沉积引起的欠压实作用、烃源岩的生烃作用及后期构造挤压共同作用的结果.     

四川盆地长兴组生物礁气藏及天然气勘探

四川盆地上二叠统长兴组主要发育了平原河流相、海陆交互相、碳酸盐岩台地浅缓坡相、台地边缘礁相、开梁海槽相和蜀北-鄂西海盆相,具有形成生物礁气藏的有利生、储、盖条件.为提高地震预测生物礁异常的可靠性,根据已知礁体地质特征及相应的地震反射特征,经过反复研究,于20世纪末成功建立了生物礁地震异常识别模式,在川东发现生物礁异常182个.据沉积相研究,发现开梁海槽两侧至鄂西存在一台地边缘礁相,其上已发现36个边缘礁地震异常,这些边缘礁面积大,钻探证实储量、产量高,是很有价值的勘探领域,预测该相带向北西很可能延伸至盆地西缘.台地浅缓坡相发育大量点礁,仅盆地东部即已发现146个点礁地震异常,预测盆地中部广大地区都很可能是点礁发育区.图6表2参18     

地层水特征与油气保存条件的研究

以胡尖山延8和延9储层为例,通过研究其地层水测试数据,分析该地层水的化学组成特征及变化规律,在已知区域沉积和构造的基础上,对油田水的成因类型进行划分。水化学特征分析表明,延8和延9油层组地层水主要阳离子中,K~++Na~+含量最高,Ca~(2+)次之,Mg~(2+)最小;主要阴离子中,Cl~-含量最高,HCO_3~-次之,SO_4~(2-)最小,其中K~++Na~+、Cl~-有向组分端元集中的分异特点。延8和延9油层组地层水水型均为氯化钙型油藏,该型油藏水文地质分带处于缓慢水交替带,构造的闭合程度属于弱冲洗的未开启构造。根据国内外许多油气田水化学统计,并对比各种水化学特征系数值,延8和延9油层组地层水完全符合油气伴生水的特点。     

四川盆地中部上三叠统地层水成因与天然气地质意义

四川盆地中部上三叠统须家河组地层水矿化度大多较高,局部地区也存在中、低矿化度的地层水;地层水中几乎不含硫酸根离子,却含有大量的钡离子.须家河组地层水具有与侏罗系地层水类似的形成环境,而与下伏海相地层水形成环境差别较大.须家河组地层水具有较低的钠(钾)氯系数和较高的变质系数,展示出高变质地层水的特征;其中不含硫酸根离子,表明具有极好的还原条件或封闭条件.须家河组地层水具有原陆相沉积地层水受后期海相高浓度地层水改造的基本特点.储集层改造过程中应避免使用含大量硫酸根离子的地表水,更应尽量避免快速改变地层温度、压力与化学平衡,以免引起地层水中出现大量沉淀物而堵塞储集层孔隙与喉道,进而影响产能.     

四川盆地碳酸盐岩储层的气、水判别

四川盆地碳酸盐岩储层的地震、地质特征表现为：①含气层段的泊松比数值明显低于非储层段，含气层段的泊松比数值也明显低于含水储层段；②含气储层对应的反射振幅随入射角增大而增大，含水储层对应的反射振幅随入射角的增大变化不明显；(④碳酸盐岩储层的反射波振幅绝对值随入射角的增大而增大，不存在极性反转现象。基于碳酸盐岩储层的上述地震、地质特征，文中指出：在AVO预处理时应采用叠前时间偏移法将共中心点道集变换为共反射点道集；在AVO属性分析时，除进行常规AVO属性分析、弹性波波阻抗反演之外，还要进行连续频谱分析研究。应用文中的AVO技术系列对多套碳酸盐岩储层进行了气、水判别，并获得了数十口探井的钻探试油结果验证。     

济阳坳陷CO2气藏主控因素分析

济阳坳陷CO2气藏为岩浆幔源成因,岩浆是幔源CO2气的载体,为气藏形成提供气源.济阳坳陷 CO2气藏具有晚期成藏的特点,气藏主要是与新生代中晚期岩浆活动,尤其是晚第三纪的碱性玄武岩具有密切的关系.沟通气源的深大断裂及其派生断裂是幔源气体运移的有效输导通道.新生代中晚期岩浆活动与沟通深部气源的基底深大断裂及派生断裂的发育展布是幔源CO2气成藏的两大主控因素.