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新场气田J2S2气藏是一个典型的低渗致密气藏，J2s2^2和J2s2^4气层目前是J2S2气藏的主要产层。文章在系统总结该气藏近十年试采特征基础上，采用数值模拟方法，围绕确定J2s2^2和J2s2^4气层合理的生产规模和生产井网，设计了12套模拟方案进行模拟研究。模拟结果表明：气藏的采气速度控制在2．5％左右，能够达到一定的生产规律，可以实现规模开发气藏的目的；井距的大小对稳产时间和采收率影响明显，井距越小，其稳产时间越长，采收率越高；在相同的生产井数和废弃压力下，不同的采气速度可以获得相同的最终采收率。     

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我国长期实行计划经济体制，气藏开采的经济性往往被忽略，采收率主要反映了技术可采性。在目前市场经济条件下，油气生产企业最关心的是气藏开发能够获得最大经济效益的采收率（即经济采收率）。因此，研究气藏经济采收率，应用于气藏开发可行性论证，指导气藏科学开发，为油气生产企业决策者提供依据。文章采用经济极限产量法和现金流量法研究气藏经济采收率，从经济评价角度研究气藏采收率，使采收率不仅反映了技术的可采性，而且反映了经济的可采性。     

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福成寨气田石炭系气藏开发挖潜研究四川石油管理局地质勘探开发研究院王玉文气藏开发简况１９７８年１０月成２井在石炭系测试获天然气１０．１９×１０４ｍ３／ｄ，证实Ｃ２为工业性气藏。１９８２年１２月成１３井投入试采，迄至１９８４年１２月，该气藏获气井８口，投...     

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复杂断块气藏具有构造复杂，储层物性差，埋藏深，异常高压等特点，因而确定气藏采收率的难度很大。目前气藏采收率测算方法比较多，国内外广泛采用的方法主要有物质平衡法，产量递减法，数值模拟法，经验取值法，类比法等8种方法。章针对复杂断块气藏埋藏深而对采气工艺要求高，构造复杂增加布井方式难度，单井生产层数多而使压裂改造难度增大等问题，进行了综合研究，从而确定了适合该类气藏特点的一种或几种提高气藏采收率的方法，使其更反映气藏实际生产情况，这对同类气藏采收率的研究具有指导意义。     

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位于四川盆地西部的新场气田为一具有浅层蓬莱镇组 ,中深层沙溪庙组、千佛崖组 ,深层须二段等多个气藏叠置的复合型气田 ,该气田 1990年勘探发现后 ,经过 10多年滚动勘探开发 ,目前已经形成日产 330× 10 4 ｍ3 天然气的大型气田。适应新场气田多气藏多层次立体滚动开发 ,气田内部形成了以集输干线为中心的枝状、放射状的集输管网系统 ,有力支持了气田开发。随开发规模进一步扩大 ,气田管网逐渐呈现出管网压力高严重制约浅层气藏气井正常生产、管线局部管径偏小、管线压力损大、输气调度困难等问题 ,对新场气田集输管网进行合理调整势在必行…     

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异常高压气藏的开采与常压气藏有很大的差异。异常高压气藏驱动弹性能量大，开采中压力下降可能引起部分储层明显的变形，使气藏的开采受到多方面的影响。为此，通过衰竭开采物理模拟实验对异常高压气藏的开采动态进行模拟研究，可确定气藏在开发过程中的地层压力(p／Z)与累计产气量(Gp)之间的关系，进而判断利用气藏早期开采数据计算的动态储量是否准确，以及开采过程中边、底水水体大小对气藏开发的影响。实验研究表明，在不考虑边、底水影响的条件下，对克拉2气田利用早期p／Z～Gp曲线外推计算的动态储量误差约为6．3％。     

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本文对汉王场构造香二段儲层特征、汉1井成岩圈闭气藏的形成过程作了论述。之后,利用Hobson公式对本区致密砂岩的封堵能力进行了定量评价。     

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章通过模拟地层上覆压力、地层压力、地层温度和地层原始含水饱和度以及无边、底水定容气藏的弹性气驱降压开采的全模拟试验,对川西蓬莱镇组气藏在废弃压力时的天然气采收率进行了模拟研究,得出如下结论：蓬1和蓬2气藏采收率分别为55％和64％;气藏采收率与渗透率呈正相关关系,水饱和度与孔隙度呈负相关关系;提高气藏在废弃压力时采收率的关键是控制生产压差,避免大量天然气进入尾气生产阶段产出。     

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川西邛崃—蒲江侏罗系蓬莱镇组主要属于湖成三角洲相。本次高分辨率层序地层学研究将蓬莱镇组划分2个长期基准面旋回，6个中期基准面旋回，38～40个短期基准面旋回。在层序地层、岩性和沉积相研究基础上，对白马庙气田蓬莱镇组的段、亚段的划分方案进行了优化。蓬莱镇组分为5个段。主力气层蓬Ⅲ、蓬Ⅳ段又进一步细分亚段。川西蓬莱镇组中、长期基准面旋回具有垂向上不对称性。中期基准面旋回层序的不对称性最为显著。其最能体现前陆沉积盆地的充填层序特征。文章对川西蓬莱镇组储集砂体和盖(隔)层发育规律作了概要总结和预测。     

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侏罗系蓬莱镇组气藏是白马庙复式气田的主力气藏。笔者采用白垩系天马山组和侏罗系蓬莱镇组残厚分布的方法识别出,白马庙构造在燕山晚幕已隆升具雏形,喜山晚幕褶皱定型。由储层中残烃与胶结物的世代关系,按成岩相序列划分和埋深计算,油气的侵入应在燕山晚幕构造期。燕山晚幕的隆升,为油气聚集成藏提供了良好的输导条件和储集场所,下伏的须家河组烃源岩已进入成烃高峰期,油所在压差作用下循断裂裂缝上移;此时,蓬莱镇组埋藏尚浅,压实和胶结作用弱,存在较高的原生孔隙空间,油气的适时侵入,改变了成岩环境,对富长石砂岩进行溶蚀,使孔隙空间得以保存和发展。进入喜山构造期,构造褶皱幅度加大,油气不断充实储层,形成受构造、岩性双重制约的构造－岩性气藏。     

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在对新场气田上沙溪庙组气藏 5 8口井的地震、地质、钻井、测井、测试及生产资料分析的基础上 ,充分运用确定性 (PostStack/PAL、Strata、Rave、RM、Integralplus、Stratimagic)和随机 (Jason)建模新技术、新方法对储层进行全面、细致的三维定量表征 ,建立了气藏J2 s2 1、J2 s2 2 、J2 s2 3 、J2 s2 4四套储层的三维空间储层属性参数 (孔隙度、渗透率、含水饱和度 )模型 ,网格大小为 2 0m× 2 0m× 1μs(2m) ,提高了气藏储层描述的精度 ,改进了原有储层预测在井间插值方面的不足。对上沙溪庙组气藏各类储层的改造及已探明储量的合理利用提供合理的技术支持 ,为气藏开发部署提供了可靠依据。     

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本文通过烃源岩生烃史、油气运移史和成藏史分析 ,对川西白马庙地区上侏罗统蓬莱镇组天然气成藏进行研究。首先 ,采用有机相分析、埋藏史分析、TTI计算和生烃率法 ,建立了烃源岩生烃史 :上三叠统泥质岩和煤为烃源岩 ,侏罗纪末进入生油门限 ,早白垩至晚白垩世进入成熟期 ,晚白垩至今处于高成熟期 ,总生烃量为 115 0 6× 10 8m3 。其次 ,采用平衡浓度法计算天然气运移量为 2 6 46 .6× 10 8m3 ,且散失量小 ,分子扩散相运移对蓬莱镇组天然气成藏起决定性作用。然后 ,结合生排烃史分析 ,采用流体包裹体分析技术确定关键时刻早第三纪。最后 ,通过分析蓬莱镇组天然气成藏的基本要素及其时空配置关系 ,建立了蓬莱镇组天然气的成藏模式 ,动态地再现了天然气成藏的地史过程。     

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川西坳陷中段新场气田首获深层上叠统须家河组二段单井高产工业气流,再次证实了川西地区深部致密－超致密砂岩领域具有十分巨大的天然气勘探潜力,真正形成了新场气田从浅层（300m)至深层（4800m)各种不同类型气藏立体勘探开发的壮观场面。本文从天然气有机地球化学角度入手,利用碳同位素和轻烃气相色谱方法,对X851井及邻区须二气藏天然气进行了研究,结合区域地质和岩石有机地化资料的分析,提出了对新场须二气藏形成机制的认识：即以须二段自身和下伏马鞍塘、小塘子组黑色泥、页岩与煤为气源,天然气呈水溶相经自西向东和自下往上两个方面的运移,于晚三叠世末开始在印支期形成的圈闭中富集,由上覆须三段形成区域性岩性封盖和流体压力及浓度封盖而成藏。文中同时论述了X851井发现须二高产工业气流对勘探深层的重要意义,指出了新场及其以西对龙门山前区域是勘探须二气最有利的地区,印支－燕山期古构造圈闭和复合圈闭的研究对于深部气藏的勘探尤为重要。     

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川西北区块上三叠统须五段广泛分布，其下部有上、下两个砂岩段，分别厚24．4－28．4m及145．8－92．8m。综合地质及测井解释须五储层具有深盆气特征。该区的区域构造可分为中央隆起、东部凹陷及西部凹陷三带，东部凹陷西坡的思依1井获工业气流。产气段底界海拔低于中央隆起带27口井段五段底。选井进行测井解释，中央隆起带各井储层孔隙度、地层水电阻率及含水饱和度高，为水层；东西凹陷带井的储层孔隙度、地层水电阻率及水饱和度低，为气层或气水层。中央隆起带地层压力系数为1．746－1．8569，西凹陷大于2，东凹陷近于1，形成了高低两个异常区。该区须三、须五段及白田坝组煤层发育，煤成气为气藏主要烃源。认为东缘的思依1井须五气藏属于深盆气藏，广大的东部凹陷为含气的深盆区。西部凹陷也具有深盆区特征.     

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川西地区是中国最早发现天然气的地方，深、浅层、均蕴藏了丰富的天然气。近十年来，侏罗系浅层勘探在7个构造均有重大突破，发现了以白马庙蓬莱镇组为代表的中型气藏，展示了浅层气勘探的良好前景。白马庙蓬莱镇组气藏为河、湖相碎屑岩致密储层，砂体分布不稳定，变异大，多呈透镜状，难以用传统的方法对其进行准确的预测和勘探。通过攻关，采用以下技术使气井成功率从40％提高到80％。其一，经反复试验优化出道距20m、30次覆盖最佳施工方案，采用多次、多方法滤液和精细的静校正、分频叠加处理，为获得高信噪比、高分辨率地震资料提供保障；其二，采用地震振幅加强处理技术定性预测含气砂体，其准确率达73％；其三，应用Jason自然伽马和波阻抗反演技术定量预测砂体和含气砂体，经61口井测井、测试检验，准确率分别达70．7％和78．4％。这些技术的运用，为气藏探明储量的成功提交、井位部署和气藏开发奠定了坚实的基础。     

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洛带气田蓬莱镇组气藏含流体测井响应较复杂，首先表现在储层气性测井响应纵向变化大，随着埋深的增大，声波时差降低，密度增大，中子孔隙度减小，变化幅度非常大；其次，储层普遍低阻，测试发现较多的低阻储层产气，不出水，而高阻储层产水现象却时有出现。这些特点导致含气性识别与气水差异分辨难度较大。文章在充分利用测试成果的基础上，以测试的储层类别作为标准样本，通过与测井曲线间关系的研究，寻找出能表征不同含气级别的测井信息，以此建立起储层含气（水）识别模式。对于含气性识别，充分考虑了埋深对含气响应的影响，将不同埋深储层的孔隙度曲线值校正到同一深度，然后以测试结果为依据，确定不同含气级别的测井值域。对于气水差异识别，把对水反映较敏感的电阻率与中子孔隙度曲线进行一定校正和含水信息的放大处理，建立气水识别指标，然后用测试结果对指标进行气水差异的标定。综合含气性识别与气水差异分辨结果对储层含流体性质及丰度进行判别，识别出气层、水层、含水气层、含气层等储层类型。利用测试结果对模型的判别结果进行了检验，符合率较高，达90％以上，判别效果好。     

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以追踪煤型气源岩的δ^13C1-Ro关系式计算出对应天然气的Ro值，除以源岩实测Ro梯度值，求得天然气对应源岩深度，减去天然气产层深度即得天然气运移距离，进而实现对川西坳陷中段陆相天然气源岩的定量追踪。有机质生门限（Ro为0．80％－1．00%），对应古埋深2000－2500m）配合沉积和构造等地质条件，决定着同层位不同地区源岩生气高峰时间有早有晚，进而控制着不同时期天然气运移方向：须五沉积期，鸭子河地区小塘子、马鞍塘组均达生气高峰，须五段沉积末，须三段达生气高峰期，天然气从鸭子河向孝泉－新场－合兴场等方向运聚；沙溪庙组末－遂宁组早期，丰谷、孝泉须三段先于合兴场－新场地区达生气高峰，天然气由丰谷、孝泉向新场－合兴场方向运聚；遂宁组沉积晚期，丰谷须四段达生产高峰，天然气向新场方向运聚；遂宁组末－蓬莱镇组早中期，孝泉须四段达生气高峰，天然气经新场向丰谷方向运聚；蓬莱镇组晚期，合兴场须五段依次先于新场、孝泉达生气高峰，天然气向新场－孝泉方向运聚。据此，丰谷须四段、合兴场须二段是天然气富集的有利地区，新场是从侏罗系到须二段天然气富集的最有利地区。     

稠油蒸汽吞吐阶段采收率计算公式研究

国内外尚没有一套系统的稠油注蒸汽开采计算采收率的方法。本文结合辽河油田稠油的地质特征和开发状况,在系统研究油层渗透率、原油粘度、净总厚度比和单层厚度的基础上,运用《价值工程》中的“功能重要度评价法”,优化出不同类型稠油油藏蒸汽吞吐阶段的采收率计算公式。通过辽河油田稠油已开发油藏、未开发油藏和国外蒸汽吞吐较为完整油藏的实际资料验证,该公式对于未开发油藏或油藏开发早期,缺乏动态资料的条件下,确定采收率,具有较强的适用性。