涩北一号气田动态储量影响因素分析

涩北一号气田经过多年的开发,获得了可观的天然气产量,增加了国内天然气供应,积累了丰富的开发经验,但也遇到了出砂、出水、储量动用差异大等问题。目前,涩北一号气田采出程度已经超过10%,达到了动态储量评价条件。采用物质平衡压降法计算动态储量,通过对影响气田气井动态储量的试井解释渗透率、出水、压力等因素进行综合分析,认为影响气井动态储量的主要因素是渗透率。该认识为提高涩北气田储量动用以及其他类似气田的开发提供了参考依据。     

涩北一号气田气藏动态储量计算与评价

柴达木盆地涩北一号气田经过12余年的试采开发,积累了大量生产测试数据,基本达到了动态储量评价条件。采用物质平衡压降法和递减分析法2种动态储量计算方法,对涩北一号气田Ⅱ、Ⅳ号气藏进行动态储量计算。计算过程中结合生产测井资料、射孔资料,合理地解释了动态储量和地质储量存在的计算差异,评价了气藏的开发效果,指出了影响该区高效开发的问题,为涩北气田其他气藏的高效开发提供了参考。     

柴达木盆地涩北气田地质储量和水侵量计算

地质储量和水侵量是确定气藏开发规模及开发设计的重要参数。传统的视地层压力识别法是判别 气藏驱动类型的常用方法,但对于柴达木盆地涩北气田水驱作用不强的气藏,其早期的压降曲线为一条 直线,容易被误判为定容无水驱气藏,所计算的储量要比采用水驱气藏计算出的储量高。以涩北二号 气田A 气藏为例,应用视地质储量法,在不需要知道水侵量大小的情况下直接应用生产动态数据,绘制出 气藏视地质储量变化曲线,这样就可以计算出地质储量,再把计算得到的地质储量代入视地质储量计算 公式即可反求出水侵量的大小。该方法简便、实用,对指导气田的后期开发具有借鉴作用。     

柴达木盆地涩北气田动态储量计算与评价(为庆祝《新疆石油地质》创刊30周年而作)

利用生产动态和静态资料,依照SEC储量评价方法,通过2种常用的动态储量计算方法(压降法和递减分析法),对柴达木盆地涩北一号气田2个典型气藏(A和B)进行了动态储量评价,较合理地解释了动态储量和地质储量存在的计算差异.     

气井压降曲线的类型及井控储量计算研究

在实际生产过程中,压降曲线在反映气井压力变化的同时,可以用来推测气藏是否封闭、是否有能量补充等,其重点是对压降曲线类型的判定和利用其进行气井控制储量的计算。统计涩北气田相关资料,得到各开发层组测压井单井压降曲线,对其进行分类,对井控储量进行计算。结果表明,利用压降指示曲线计算气井控制储量简单、可靠。     

涩北二号气田高低压集气工艺及管网两相流模拟

青海油田所属涩北气田为全国陆上的大气区，涩北二号气田为其主力气田之一。截止到2002年，该气田的天然气地质储量为826.33×10⁸m3。 2005年，涩北二号气田成功实施了高、低压集输地面工程，2007年5月29日，涩格输气管道复线工程投产，标志着青海油田天然气管输能力得到大幅提升。为此，对涩北二号气田高低压集气工艺进行了介绍，对集气管网进行了水力和热力核算，提出了高低压集气管网的流量、压力和温度运行参数；还对高低压集气管网在不同工况下的两相流状态进行了模拟，获得了气田集气管网各管段在事故状态下的最长允许停输时间，并对其启动时的含液量进行了预测。以期为气田生产及事故状态下的运行提供决策依据。     

涩北气田疏松砂岩气藏压降法储量计算方法

疏松砂岩气藏随着地层压力的降低,孔隙度和渗透率也随之降低的孔渗特性,导致其压降储量曲线也表现出特殊规律。若仍然按照普通气藏的处理方法计算疏松砂岩气藏储量,则会导致认识上的偏差及计算结果的失真。以涩北气田为例,在解析疏松砂岩气藏储层特殊渗流规律的基础上,结合压降法理论,提出了疏松砂岩气藏动态储量计算的新方法。并通过对该区块生产井压降图的绘制与校正,阐明引起其变化的原因,对该类气藏动态储量计算具有一定指导意义。     

塔北隆起三叠-侏罗系储集特征

塔北隆起三叠系储集层具有孔隙度由上往下逐渐变好、砂体由北往南增厚、储集性变好的特点;侏罗系储集层具有砂体北薄南厚,孔隙由北往南递增的特点。有粒间孔、粒内孔、填隙物微孔隙和缝隙四种孔隙类型,其中粒间孔占60%～80%,是最主要的孔隙。Ⅰ类储集岩P_d<0.01MPa,D_m>5μm;Ⅱ类P_d 0.1～2MPa,D_m 2～5μm;匾类P_d 0.2～5MPa,D_m<2μm.从Ⅰ类到Ⅱ类,孔队结构由好变坏,毛细管压力由粗歪度变为细歪度,排驱压力和他和度中值压力由小变大、孔喉半径不断变小、储集性也不断下降。储层发育主要受埋藏深度和断裂及不整合面的控制。     

涩北气田排水采气优选模式

针对柴达木盆地涩北气田所面临的气井井底积液、产水导致产量迅速递减的问题,从准确把握气井排水采气时机、优选经济有效的排水采气方式出发,结合涩北气田生产动态,综合考虑动能因子、积液高度、油压、日产水以及油压、套压压差等多种因素准确诊断了气井积液的状况;分析了涩北一号气田递减阶段气井日产气量和水气比等生产数据的变化规律,根据多项管流井底压力计算理论、临界流量计算模型及涩北气田实际的采气油管尺寸,研制出了排水采气方式选择控制图,并建立了涩北气田排水采气优选模式;回归出了相应的计算公式,预测了涩北一号气田大规模进入优选管柱排水及泡排排水采气时期的具体时机,由于涩北气田属于次活跃与不活跃水驱气藏,水气比上升缓慢,除少数离边水比较近的井外,在整个开发期内不会大规模进入气举排水开采期。     

涩北一号气田出水特征分析及排水采气技术研究

针对涩北一号气田日益严重的出水现状,从分析出水历史入手,系统的分析了涩北一号气田平面和纵向上的出水分布特征,掌握了边水推进的现状。针对涩北一号气田的出水特征及地质特征,从分析积液原因,准确计算气井临界流量出发,优选了动能因子模型作为涩北一号气田的临界流量计算模型,并优化了参数下限值;结合涩北气田的生产现状及各中排水采气工艺的适应性和经济性,优选了适合涩北一号气田的主体排水采气方式;建立了排水采气选择模式,为气井排水采气方式选择提供了一整套的分析流程,现场使用效果良好。     

国外天然气地球科学研究成果介绍与分析————-以索科洛夫的著作为主线

考虑到前人对生物成因天然气来源和泥质岩、碳酸盐岩、煤等作为气源岩问题已有相当深入的研究，文中不再涉及。文中将从更深的气源(例如中、下地壳火成岩、变质岩甚至地幔岩)角度对国外有关科研成果和资料加以搜集和整理(以前苏联学者В А 索科洛夫的著作为主线)①，做出了以下分类并进行了力所能及的分析：①火山气；②热泉气、气泉气和冷泉气；③火成岩气;④金属矿床气;⑤盐层气;⑥石油伴生气;⑦煤层气;⑧泥火山气;⑨地下水中气;10断层气和地震气;11韧性剪切带气;12地幔气。有关资料年代尽管有些久远，但仍希望对现代研究有所启示。     

页岩气赋存形式和初始原地气量（OGIP）预测技术

页岩气有利区或核心区评价的关键是确定页岩初始原地气量（OGIP)的空间分布,页岩气赋存形式介于致密砂岩气与煤层气之间,主要呈3种状态：孔隙中游离气、固体有机质吸附气、油和水中溶解气,温度和压力条件控制3种状态气体的量和相互转化。游离气量主控因素是页岩孔隙度和气体饱和度,吸附气量主控因素是有机质数量和有机质成熟度,溶解气量的主控因素是页岩中残留油的数量。提出了页岩气中游离气量、吸附气量和溶解气量的算法,并在油气系统模拟软件Trinity 3D中实现页岩气OGIP量空间分布计算,以Fort Worth盆地Barnett页岩为例展示了这一技术的实际应用。     

也谈致密砂岩气藏的气源——与戴金星院士商榷

致密砂岩气属于非常规天然气,目前关于致密砂岩气气源的认识尚未统一。四川盆地元坝气田和通南巴气田须家河组气藏同为致密砂岩气,元坝气田须家河组9口井14个天然气样的碳、氦同位素等地球化学数据分析表明,元坝气田须家河组致密砂岩气主要由自源型的煤成气和他源型的油型气组成,同时伴有少量的无机成因气,为混合改造型;通南巴气田须家河组5口井5个天然气样的碳、氦同位素等地球化学数据分析表明,通南巴气田须家河组致密砂岩气主要由他源型的油型气组成,也伴有少量的无机成因气,为混合成因型。因此元坝气田和通南巴气田须家河组致密砂岩气并非单一的煤成气来源,故非常规致密砂岩气具有多种来源,而非"中国致密砂岩气藏的气源均为煤成气",主要为有机成因的煤成气或油型气,或二者的混合气。     

川西平落坝气田原生与次生气藏烃类组成特征

对川西平落坝气田的原生气藏和次生气藏的地质和地球化学特征进行了对比。原生气藏是形成于生烃层系内的气藏和与烃源层系上部、下部相接触或接近的非生烃层系内的气藏。根据气藏与生烃层系的关系将次生气藏分为再分配型次生气藏、非再分配型次生气藏和混合型次生气藏。平落坝次生气藏的天然气重烃含量高、相对密度高 ,甲烷含量相对低 ,非烃气体很少。原生气藏和次气藏的异戊烷 /正戊烷比值接近或比后者略高。次生气藏的异丁烷 /正丁烷比值高于原生气藏。侏罗系次生气藏的碳同位素要比原生气藏天然气碳同位素轻。原生气藏比次生气藏中含有更多的较重的残留烃。     

准噶尔盆地凝析气藏成因与分布规律

准噶尔盆地凝析气资源丰富,但探明程度不高,为了拓展勘探领域,对盆地凝析油气的地质地球化学特征和成因进行了系统分析,在此基础上阐述了油气藏的分布规律,提出了勘探方向。研究结果表明,准噶尔盆地凝析油气主要来源于石炭系、二叠系、侏罗系气源岩,具有多层组含油气的特点。气藏类型主要为构造-岩性气藏,储层物性以低孔、低渗储层为主。凝析气藏类型按成因划分为油气同源热成因型和油气不同源气侵型。高—过成熟烃源灶对凝析油气分布起着决定性作用,断裂对油气运移和聚集起到良好的纵向调节作用,优势沉积相带对油气成藏的规模与分布具有局部控制作用。盆1井西凹陷及其周缘、沙湾凹陷西斜坡、南缘冲断带中段、滴水泉—五彩湾烃源槽及周缘、东道海子—吉木萨尔烃源槽及周缘是准噶尔盆地凝析气藏勘探的有利区。     

不同压力气藏的天然气扩散特征

方法在研究不同压力气藏含气浓度及盖层生烃能力封闭特征的基础上,分析了不同压力气藏的天然气扩散作用的特征。目的评价气藏中天然气扩散损失量及其保存条件。结果高压气藏中的天然气扩散散失作用强,只有上覆盖层具更高的含气浓度时,方可阻止其天然气的向上扩散散失;常压气藏在通常情况下,其天然气向上扩散散失,但在上覆盖层具较高含气浓度时,也可阻止其天然气的向上扩散散失;低压气藏中天然气的向上扩散散失已被抑制,保存条件好。结论不同压力气藏具有不同的天然气扩散特征,其扩散损失量和保存条件也就不同。     

新疆天然气产业发展对策探讨

新疆石油天然气资源丰富,天然气产业发展迅速,已成为我国油气产量增长的主要地区。快速发展天然气产业, 是历史赋于新疆的难得机遇和重要使命,也是新疆自身发展的迫切需要。新疆要依托天然气责源优势,加快天然气的开发与利用,统筹规划气田开发和管网建设,不断扩大3大盆地气区生产规模,开拓天然气利用新领域,延伸天然气化工产业链, 优化产业结构,加速工业化进程,保障西气东输及当地市场的需要。     

游离相天然气成藏动力连续方程

游离相天然气主要包括置换武运移并聚集的常规储层气、活塞式运移并聚集的根缘气和兼具上述两种运移模式并具有复杂运聚机理的页岩气等,根据游离相天然气运聚的连续性动力平衡方程可以对不同运聚机理类型的天然气进行成藏描述.结合游离相天然气成藏动力平衡方程,常规储层天然气成藏主要受浮力和盖层毛细管压力所控制,连续气柱高度和盖层物性是成藏动力平衡的主要影响因素;根缘气成藏与烃源岩的生气作用强度、储集层物性以及天然气的聚集深度等因素有关,烃源岩的生气有效性和致密储集层的物性条件是约束成藏动力平衡的关键要素;在页岩气成藏的复杂地质条件下,泥页岩的生供气有效性、储集物性、连续气柱高度以及埋藏深度等均是影响其中游离相天然气聚集的基本因素.图5参32     

A New Method to Prevent Stealing Gas in a Natural Gas Supply System

The problem of stealing gas through natural gas supply system is getting increasingly serious in China and other countries. The authors introduce a new technique to prevent and reduce behavior of stealing gas. The new technique is to establish a monitoring network through which data of consumed gas volume and gas flow rate of home gas meters can be monitored dynamically. Through analysis of these data, the monitoring center can automatically discriminate the potential users with stealing gas behavior and then report list of the users to the monitoring center. This method prevents the occurrence of stealing gas effectively.     

高3块气顶稠油油藏天然气采收率研究

气顶稠油油藏中稠油和天然气的流动性能相差悬殊，在采油过程中不可避免地会发生油井气窜。由于气窜气量难以准确劈分，目前国内该类油藏气采收率大多以类比法确定，其结果误差相对较大。该文通过对高３块油井气窜气量的准确劈分，把气顶稠油油藏中天然气分解为气顶和稠油溶解气两部分研究。并通过总结在开发过程中气顶总压降与累积产气量关系，得出了高３块稠油气顶气藏的开采特征类似弹性定容气驱气藏的结论，进而应用压降法、物质平衡法、产量统计规律法分别对高３块气顶气和稠油溶解气采收率进行了计算。经多种方法验证，结果较为准确。为今后制定开发技术政策提供了依据。