松南气田营城组火山岩气藏地质特征描述

通过对松南气田营城组火山岩气藏地层岩性、火山机构、构造特征、岩相储层特征、流体性质、气藏类型等的分析,明确松南气田营城组是一套由火山喷发形成的地层,气田主体区是受达尔罕断裂控制的断鼻构造,区内断裂发育。松南气田营城组气藏为受断裂控制的具有底水的岩性-构造气藏,总体上为上气下水,不同气藏的气水界面不同,主体气藏气水界面基本统一。     

松南气田营城组火山岩气藏产能特征及影响因素分析

松辽盆地长岭断陷松南气田火山岩气藏的许多开发规律还有待探索,已试采的井表明火山岩的气井产能特征复杂,搞清其主要影响因素是成功开发该气田的关键。利用地质、试气、试采、试井等资料,从宏观与微观两个方面对火山岩气藏气井产能的影响因素进行了研究。得出以下认识和结论:宏观上,火山机构的分布范围、构造位置及储层物性对气井的产能有控制作用,火山岩相具有规模小、多变化的特点使得相邻气井产能变化大、可对比性差;微观上有效渗透率、地层系数、井型、地层水以及气井作业等因素都不同程度地对气井产能产生影响。     

松南气田腰深1井区火山岩气藏的新认识

通过研究松南气田火山岩气藏的喷发模式,气水界面,突破了松南气田是单一整装气田的认识,松南气田为具有不同气水界面的多机构,多期次,多相带的复合藏。     

松南气田气井合理产量模式建立

松南气田开采层位为火山岩储层,受构造和火山活动的双重控制,非均质性强,连通性差,而且有边底水,现有的经验难以满足开发需要。目前松南气田已投入开发,如何确保火山岩储层气藏高效开发,首先要解决气井合理产量确定问题。针对松南气田火山岩储层的特点,对不同类型的气井开展试井工作,利用试井成果确定气井的产能方程。松南气田火山岩储层气井在生产上表现为产气量差别大、压力下降快慢不同,因此,在单井合理产量模式确定上,主要是以气井产能方程为基础,考虑气井的边底水特征、井筒积液、稳产期等因素,对不同类型的气井分别建立了合理产量模式。     

松南气田火山岩气藏产能评价及影响因素分析

松南气田火山岩气藏产能评价主要以修正等时试井或回压试井为主,通过"二项式"或"一点法"计算无阻流量,但是由于火山岩成藏及储层分布的特殊性,无阻流量不能完全真实反映各井产能,因此结合压降储量、单位平方压差下产气量对比及试采情况对产能进行综合评价,发现各井产能存在较大差异,通过地质分析认为产能的主控因素:火山机构、储层物性、井型及边底水影响;依此认识,松南气田下一步井位优化部署主要以S1火山机构为主,选取构造位置相对较高和古地形相对较高位置布井,井型以水平井为主,井轨迹尽可能选择高孔渗体和裂缝相对发育部位,以获得较高单井产能,同时也利于规避底水锥进的风险。     

火山岩气田储量动用影响因素分析

松南地区火山岩油气资源潜力丰富,火山岩储层发育。储层岩性构成复杂,单井生产状况及生产规律具有特殊性,火山岩气田储量动用程度不一。通过研究火山岩储层的内部微裂缝、火山喷发单元叠置关系、复杂的气水关系及地层压力对储量动用的影响分析,为下步提高气田储量动用提供思路。     

松南火山岩气藏酸化施工难点分析及技术对策

松南火山岩气藏因其独有的储层特征,酸化改造存在诸多难点。根据火山岩气藏储层特征及以往施工经验,总结火山岩气藏酸化施工难点,并综述了目前的研究进展,明确了松南火山岩气藏酸化工艺的研究思路,为下步酸化改造提供技术支撑。     

松南气田火山岩气藏产水特征和控水策略分析

按照实际的要求,对气田的产水情况在不同的实验条件下可以采用不同的实验方法进行分析。对松辽地区的松南气田进行气井产水类型分析时,我们都是采用闪蒸实验和气藏水化验分析两种方法进行处理。按照水的存在形式的不同可以将松南气田产水分为凝析水和地层水两种类型。在建立不同类型产水的原理模型基础上,我们可以通过数值模拟来探索火山岩气藏控水策略。首先根据高端高配、低端低配的原则,明确不同类型和不同结构的火山岩气藏产水特征,然后制定出了针对性的火山岩气井控水的策略。     

庆深气田A区块火山机构识别方法探讨

本文主要针对庆深气田A区块火山机构进行研究,庆深气田A区块主力产气层为营城组火山岩储层,火山岩储层主要受火山机构的发育情况和火山岩相带展布形态控制,如能准确的识别火山机构就能准确的解读火山岩储层,对以后的勘探和开发都有重要的意义。本文主要从研究区的单井资料出发,收集区域地震资料,应用单井优势相分析、相干体技术和构造趋势面技术等多种技术手段相结合,识别出庆深气田A区块所有的火山机构。为庆深气田的稳产、增产提供可借鉴的地质依据。     

应用地震纵波方位各向异性预测火山岩裂缝

裂缝是火山岩储层重要组成因素,火山岩裂缝的预测是石油物探领域前沿问题之一。文章从火山岩裂缝地质特征出发,基于叠前三维地震资料,研究采用纵波方位各向异性方法预测火山岩裂缝发育方向及裂缝相对发育密度,并结合FMI测井标定预测结果。应用该方法在松南气田营城组火山岩地层进行裂缝预测研究,发现裂缝发育与火山机构构造运动、火山岩相密切相关,区内裂缝方向以东西向为主,南北向为辅。研究结果符合火山岩裂缝发育规律并得到实际钻井资料验证。以上理论及应用实践表明,这种基于纵波方位各向异性的井震结合裂缝预测方法,可以有效对火山岩裂缝进行预测。     

鄂尔多斯盆地YH气田山2段储层特征

通过对铸体薄片、扫描电镜、X-衍射和物性资料的分析,对YH气田山2段储层特征进行研究。认为该区山2段储层孔隙类型以原生粒间孔和次生溶孔为主,平均孔隙度为5.54%,平均渗透率为9.05×10-3μm2,为低孔低渗致密储层。三角洲前缘水下分流河道微相是储层发育的最有利微相类型;强烈的压实作用和胶结作用是导致孔渗降低的主要因素,柔性岩屑溶蚀和火山灰溶蚀是储层发育的关键因素。     

靖边气田新增探明储量区块马五1+2气藏特征

靖边气田新增探明储量区块实测地层压力资料与气层中部海拔进行拟合回归相关性较好,其压力梯度与气田本部压力梯度值很接近.新增储量区块内无论是天然气组份,还是相对密度与靖边气田本部都有明显的一致性,表现了同一气藏的特征.通过气藏流体性质和试气结果的分析,按照气井不同产量分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类井分别进行评价.对比本次新增探明储量区块与已探明面积内投产井配产指标发现,二者不同类型气井井数比例一致,单井平均无阻流量及平均配产产量也接近.     

徐家围子断陷深层火山岩储层气水层录井评价方法

松辽盆地北部徐家围子断陷深层火山岩储层类型多样化,气水关系复杂,气水层识别评价难。为了解决以往在深层储层气水层识别评价上的局限性,提高录井解释评价精度,为试气及压裂选层提供可靠依据,应用储层物性及气测资料计算灌满系数及地层含气量评价储层含气性的方法,建立了深层气水层识别标准及评价图版,在生产应用中取得了较好的效果,提高了深层天然气井的录井解释评价精度。     

日本新近系火山岩油气藏储层特征

本文介绍了日本新近系火山岩油气藏的基本地质概况。通过日本火山岩油气藏勘探开发的成功实例,分析总结了日本火山岩油气藏储层具有岩性复杂,储集空间类型多样,物性较好但非均质性强等基本特征。并且提出了日本火山岩储层受火山活动,成岩作用,构造运动等因素的控制。     

金山气田主要气层组储层特征

为给新区开发提供充分的地质依据,通过岩石薄片、扫描电镜、X-射线衍射、铸体薄片、压汞等资料对金山气田储层的岩石学特征、物性特征及微观孔喉结构特征进行了详细研究。研究结果表明,该区储层岩性复杂、岩石成分和结构成熟度低,砂岩储层主要为含砾不等粒砂岩、中砂质细砂岩和砂质砾岩,砾岩储层以细砾岩和中砾岩为主,储层的母岩类型多,以变质岩为主,填隙物和重矿物含量较高;孔隙类型主要发育原生孔隙,孔喉组合关系以特低孔-细喉为主,孔喉分选差;储层物性纵向上变化大,属特低孔、特低渗储层;影响金山气田储层物性的因素主要是岩石相和成岩作用。     

子洲气田山_2~3段富水区水化学特征研究

油气田地层水与油气伴存,不仅可以改变油气性质,自身在与岩石反应过程中也在不断变化,其形成反映了油气形成、演化的总过程。钠钙系数、碱交换指数等常用的地层水化学特征参数,是判断气藏保存条件的重要参数。本文以这几类水化学参数对子洲气田的山23段气藏保存条件进行了分析,不仅论证了山23段地层水浓度大,具有沉积水漫长水岩作用,深循环、径流停滞或交替缓慢、浓度浓缩、正变质特征,还从水化学的角度论证了在本层的三块富水区不具有相互连通性。     

疏松砂岩气藏水锁机理模拟

水锁损害是气藏开采中最常见的损害之一。对于以层内水、层间水和边水为主的疏松砂岩有水气藏,出水水源不同,气井表现出了不同的产水特征和不同的水锁损害程度。目前,大多数学者对气田水锁研究集中在微观模拟实验定性的研究阶段,具体水锁损害对现场开发指标的影响,还缺乏定量化的研究手段。本文以青海xx气田为例,用1数模模拟方法研究了不同产量和生产压差等开采指标情况下,疏松砂岩层内水和边水对气藏的影响程度,定量分析了这两种水源对气田水锁损害的程度,为今后气田配产和合理生产压差制定及防水、治水,提供了定性和定量化的依据。     

抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的研制及其在英台气田的应用

针对荚台气田火山岩气藏地质条件复杂、压力系数低且富含裂缝等特点,室内研制了抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系。现场应用表明,该体系具有良好的抗高温性、流变性、井壁稳定性、润滑性及优良的抑制性能和储层保护性能,保证了英台气田的正常作业及产量。