辽河断陷盆地火成岩油气藏勘探现状与展望

在对辽河盆地火成岩油气藏的勘探现状进行系统分析的基础上，从岩性识别、岩相分析、形成期次、储集层测井识别、火成岩地震储层预测、火成岩成藏条件等方面，系统介绍了辽河盆地火成岩气藏勘探的新进展、新方法，并从构造背景、油源条件、岩性特征等方面对辽河盆地火成岩成藏条件进行了阐述。综合分析认为：辽河盆地火成岩具有良好的勘探开发前景。     

带油环底水凝析气藏开发方式优化及均衡开采对策——以东海盆地西湖坳陷CX北区块为例

东海盆地西湖坳陷CX北区块H3b、H3c油气藏为海上带油环底水凝析气藏,采用油气同采且初期优先采油的开发方式共设计了4口水平井,水平段位于油气界面以下的油环上部。为了尽快回收投资,该气藏在开发初期采用较高速度开采,油气井生产动态开始出现产量递减加快、气油比快速上升、含水率快速上升等现象,表明气顶和油环开采出现不均衡状态,而且位于油环下部的井已开始出现底水锥进。为此,基于该区块油气藏地层油气流体相态特征,同时结合油气井生产动态特征,分析反凝析、气顶气下窜、底水上升锥进等因素对该油气藏开发动态的影响,进而提出对策:(1)利用气顶气和油环油溶解气的弹性能量以及边底水天然水驱方式来开采油气藏,并合理控制采油采气速度,尽可能地实现油气藏的均衡开采;(2)由于过早打破了油气井的均衡开采状态,导致了气顶气过早下窜和边底水过早侵入,需要通过实时调整采油气速度来平衡开采状态,从而使得油气藏气油比和含水率得到有效控制。实施结果表明:上述对策的成功应用,确保了凝析气藏进入了稳定均衡的开发状态。     

辽河断陷气藏开采特征

辽河断陷油气相当丰富。断陷内尚未发现气田,气藏属油气田中的夹层气及气顶气,且储量分散,类型多样,在开发及开采上均不同于一般气田。本文系统介绍了辽河断陷气藏的基本地质概况、开发特点及开采特征,并提出了相应的开采措施。     

辽河天然气CH_4分布及开采中的变化特征

本文统计辽河断陷断块砂岩油气田天然气CH_4分布特征,认为原始组份中的CH_4含量沿油气运移方向增高。不同油气藏类型CH_4含量的分布界限明显:纯气藏CH_4含量最高,凝析气藏最低,油藏介于二者之间。有气顶的油藏比纯油藏CH_4含量要低。氧化严重的油藏析出的气体CH_4含量特高。油气藏开采中,凝析气藏CH_4含量呈上升——较稳定型;纯气藏(未包括凝析油含量较高的气藏)开采中CH_4含量较稳定;油藏开采中,气顶油藏当油井气窜CH_4含量升高,靠近边水的油井当边水推进油井CH_4含量升高。     

卫2断块气顶气藏开发技术政策论证

针对卫２断块气顶油气藏的地层倾角陡、油环条带窄,油气藏开发过程中油井气窜严重、油气资源不能合理利用这些问题,深入细致地开展了构造、储层、天然气储量动用状况及剩余气分布等方面的综合研究;认清了气藏构造破碎气顶储量分布复杂（既有纯气藏,又有气顶油气藏）、气顶采出程度较高但各断块（砂组）间差异大等方面的特点;在此基础上,对卫２断块气顶气藏的下步开发政策进行了论证,提出了在不影响油环开发原则下优先动用纯气     

辽河油区凝析气藏特征及天然气类型识别

以辽河油区40个已知油气田的天然气组分分析和单井生产数据为基础,根据统计学原理,建立了根据不同烃类系列组分识别天然气类型的统计方程。这些方程能够有效地区分辽河油区目前已发现的油气田中的溶解气、气藏气、油气藏气和凝析气藏干气,为辽河油区天然气储量评价和天然气高效合理开发提供可靠的地质依据。     

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深盆气藏是致密储层中与源岩相连的有根状气水代倒置关系的气藏,是一类在成藏机理和分布规律方面都比较特殊的油气藏类型,常发育在盆地的构造低部位,在碎屑岩沉积盆地中具有广阔的和发现前景。目前对深盆气资源量－储量方法的系统研究基本上仍是一个空白。根据深盆气藏的基本特征,结合油气资源评价方法论中的基本原则,较为扼要系统地提出了10种深盆气资源量－储量预测方法：特尔菲估计法、相似盆地地质条件类比法、盆地剩余资源量分析法、天然气聚散平衡计算法、地层流体异常压力恢复法、深盆气成藏条件分析预测法、盆地数值模拟法、深盆气藏甜点规模序列法、有效储层体积（容积）统计法和生产开发过程中的动态分析法等。     

辽河盆地红星地区浅层气藏成因及其勘探意义

通过分析辽河盆地红星地区浅层气的分布、控制因素与成藏特征,搞清了该区浅层气的成因,指出红星地区与驾掌寺生油洼陷紧邻,驾掌寺大断裂的晚期活动为深层油气在纵向上的调整提供了通道条件和圈闭条件,进而为浅层气藏的形成奠定了物质基础,同位素资料显示东营组浅层气为高成熟热解气,与深层油气藏具有亲缘关系,深部（沙一段）的原生油气藏被改造,导致部分油气沿断裂发生垂向运移至浅层,并沿断裂两侧聚集而形成浅层气藏。认为该区的浅层气已形成了一定规模的产能,在目前天然气勘探开发形势严峻的情况下,可为辽河油田天然气的勘探开发提供一个具体目标。     

生物-热催化过渡带气气藏形成的地质条件——以辽河盆地为例

生物-热催化过渡带气概念的提出受到国内外同行的关注,生物-热催化过渡带气气藏的发现(如在我国的苏北、胜利、辽河等盆地,意大利的波河盆地发现的气田和前苏联的乌连戈依气田等)增强了人们寻找这种埋藏浅、见效快的资源的信心。本文从构造地质背景、沉积环境特征以及生、储、盖层适时匹配关系等方面对热催化过渡带气气藏形成的基本地质条件进行了讨论。     

中国浅层天然气资源及开发前景

浅层气指埋深小于1500m的各类天然气资源,主要包括生物气、油型气、煤成气、水溶气等。我国的浅层天然气资源主要分布在南方沿海小型中新生代盆地,东、西部含油气盆地及主要含煤盆地。气藏类型分为3种:原生超浅层微气藏、近源浅层小气藏和浅埋常规气藏。其开发特点是:压力低、产量小、开采工艺简单、投资规模小。     

文南油田文95断块区剩余油分布研究

随着中原油田开发程序的不断提高，开发难度越来越大，主力油层相继进入高含水开发期。油藏开发中暴露出的问题是井网不完善、水驱控制程度低、层间矛盾突出、注水效果不明显。为了适应开发阶段的需要，了解和掌握油藏中剩余油的宏观和微观的空间颁由，确定其剩余油储量、剩余可采储量，是油藏下部挖潜的重要依据。文95块沙三中油藏是文南油田最早投入开发且开发效果最好的区块之一。在精细油藏描述地质模型上，对油藏的开发关况进行分析，充分利用油水井产、注两个剖面、C／O比测井资料、2高速井水淹状况分析评价，应用油藏数值模拟研究技术，将剩余油分布从定笥化到定经、可视化。通过对剩余油分布的定性和定量研究，结合影响剩余油发布的地质和开发因素，对文95块油藏剩余油分布特征进行了3方面的研究；未动用或少动用的油砂体形成的剩余油；已动用油层的平面剩余油滞留区；层内非均质形成的剩余油。     

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胜利油气区的浅层气藏主要分布于第三系馆陶组、明化镇组及第四系平原组。气藏类型主要为透镜状岩性气藏，少量为构造—岩性气藏。由于气层埋藏浅、成岩性差、胶结疏松，以及大部分气砂体存在边底水，存在气井易出水、出砂、稳产期短等开发特征。经过２０余年的开发实践认识到：①稳定、合理的工作制度是延长气井自喷期的基础；②新井先期防砂是延长气砂体生命期的必要保证；③自下而上逐层上返的分层开采是浅层气藏生产的基本原则；④合理的射开程度是延长边底水气井无水采气期的先决条件；⑤降低井口回压，排水采气是增加气砂体可采储量的有效途径。     

鄂南地区中生界浅层油气藏特征

为发现和更好地开发利用鄂尔多斯盆地南部中生界浅层油气资源，探索油气复合成藏规律，依据盆地南部几个浅层油气藏的勘探开发实例，结合实验分析及试采成果等，对鄂南中生界延长组浅层油气藏地质特征进行了分析研究。分析认为：延长组浅层油气藏与构造及岩性圈闭密切相关；适度的埋深和一定的构造匹配以及良好的封盖条件是其成藏的关键，岩性-构造（低幅度）复合油气藏的发育具有更为普遍的意义；其砂岩储层均具特低-低渗透特征；平面油气水自内向外常呈环带状及半环带状分布；纵向油气分异较好，油水分异较差，含油饱和度低，开发效果差；中高电阻率、高声波时差及显著的电性差异是识别浅层油气藏的重要标志。进而得出结论：浅层油气藏是鄂南中生界油气成藏的一种重要形式；延长组浅层油气藏埋深浅，发育条件广泛，油气性质优良，地质储量可观，勘探开发潜力较大；其次，稳油控水、油气并举是提高浅层油气藏采收率的关键。     

胜利油气区浅层气藏地质特征及开发对策

胜利油气区浅层气藏以岩性气藏为主 ,埋藏深度小于 15 0 0 m ,主要分布于上第三系馆陶组和明化镇组。储层为河流相透镜状砂岩 ,物性好。气藏在平面上分布极不稳定 ;气水关系复杂 ,一个含气砂岩体就是一个独立的气藏单元。气藏面积小 ,气层厚度薄 ,储量分布分散。受经济条件制约 ,整个气田的储量无法全部动用 ,因此控制尽量多的地质储量是布井的主要目的。气藏分布分散使得井网不规则、井距不均匀。气藏开发面临的主要问题是 ,气层易污染 ,地层易出砂 ,井底易积液。因此 ,实现合理开采要做到以下几点 :(1)在钻井作业时切实做好气层保护工作 ;(2 )气井投产前必须进行防砂 ;(3)气井应以较小压差进行生产 ,并且工作制度要保持稳定 ;(4 )加强气井的动态监测 ,及时合理地采取排液措施     

深层凝析气藏单井控制地质储量下限研究

我国东部气田近几年探明深层凝析气藏的储量规模越来越大，但气藏开发技术难度大、工艺复杂，使开发风险增大。开发好深层凝析气藏的关键之一就是要确定气藏单井控制地质储量下限，指导开发井位部署，优化井位设计，提高其经济开发效益。以东濮凹陷深层凝析气藏为例，综合应用气藏工程理论和现金流量法，对深层凝析气藏单井经济可采储量和控制地质储量下限进行了研究，在此基础上对影响气藏单井控制地质储量下限的因素进行了分析，认为气藏单井控制地质储量下限与气藏单井产能、天然气价格、凝析油含量呈幂指数递减规律，与井深呈指数递增关系。     

复杂断块油藏高含水期剩余油精细挖潜方法

复杂断块油藏进入高含水期,剩余油分布复杂,挖潜难度大,为提高水驱采收率,提出了将研究单元细化到油砂体的剩余油精细挖潜方法。在精细地质研究的基础上,结合生产动态数据和测试资料,根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征,将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水+边水驱、边水驱和未动用等类型,详细解剖不同类型油砂体的动用情况,分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力,提出了不同类型油砂体的剩余油挖潜方法。利用该方法对跃进2号油田的剩余油进行了挖潜,水驱效果大大提高。研究表明,以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高复杂断块油藏高含水期的开发效果,为剩余油的挖潜提供了新的思路。      

气顶边水油藏气/水驱产油量贡献评价方法

通过对锦州油田S31油藏的油气、油水两相渗流规律研究,结合物质平衡方程,推导建立了气/水驱产油量贡献评价方法,量化了该类油藏气驱和水驱在累计产油量中的贡献,为气顶边水油藏可采储量和开发效果评估奠定了基础。研究结果表明：①水平井井网将气顶边水油藏分为受气驱作用和受水驱作用2个部分,可分别对其进行可采储量及开发效果评价;②气/水驱产油量贡献评价方法反映了该类油藏气/水驱贡献产油量与生产气油比、含水率存在内在联系,利用生产动态数据可计算出气驱和水驱在累计产油量中的贡献;③利用气驱、水驱贡献累计产油量和生产动态数据,结合气驱、水驱特征曲线,以及气驱、水驱开发效果评价图版,可以评价气顶边水油藏可采储量和开发效果,为油田后续挖潜指明方向。     

二连蒙古林普通稠油油藏开发调剖堵水技术

蒙古林油田由普通稠油砂岩油藏和普通稠油砾岩底水油藏组成,油层单一,油水粘度比大,层间接替能力差、稳产难度大。为了改善常规注水开发效果,15年来,形成以重建地质模型和剩余油分布规律研究为基础调剖堵水稳产技术,即砂岩整体化学调剖为主体的“调水增油”技术、砾岩层状区横向驱替整体调剖稳产技术,实现了由低含水期到高含水期的相对稳产。     

凝析气顶油藏油气产量的计算方法探讨

大港油田存在一些凝析气顶油藏(带油环的凝析气藏),在降压开采过程中,由于气顶区和油区压降不平衡,会导致气窜或油窜现象,因此生产井采出的油、气中均可能出现原油、凝析油、气顶气和溶解气混合物。根据凝析气的特殊热力学性质,结合油气藏动态分析方法,导出了两种凝析气顶油藏产量的计算方法,实例证明两种方法都能准确计算出4种烃类的产量,对凝析气顶油藏的开发动态分析、剩余油气分布研究、开发调整和油气最终采收率及可采储量的确定具有指导作用。表3参2（余元洲摘）     

东营凹陷胜坨地区岩性油气藏物理模拟

砂岩透镜体及构造-岩性油气藏是东营凹陷胜坨地区深层增储上产的重要岩性油气藏类型,通过物理模拟实验对其成藏特征进行研究表明:充足且有效的油气源条件、充注方式、砂岩透镜体自身物性变化及沟通源岩与砂体的断层与砂体的相对构造位置是决定岩性油气成藏的重要条件,其中是否有沟通有效烃源岩的通道是岩性油气藏成藏的关键,砂体物性变化及断层与砂体相对位置是影响油藏含油饱和度的主控因素。研究认为砂岩透镜体中心及构造-岩性油气藏断层上盘砂体为该区下一步的勘探目标。