砂岩油藏改建地下储气库注气能力预测方法

目前国内对于水驱后期砂岩油藏改建地下储气库的建库筛选以及地质评价研究工作才刚刚起步,需要进一步深化与加强。在借鉴国外含水层建库技术经验基础上,提出了描述水驱后期砂岩油藏恒速宏观注气能力数学表达式,并利用该表达式进一步建立了宏观注气能力与油藏埋深、渗透率、注气增压系数等的关系图版。实例计算表明：在其他地质和工艺参数基本相同的条件下,选择埋藏适中的油藏建库,既可以保证较高的注气能力又可以节省建库投资;同时由于气液流度比的显著差异,利用高渗透且非均质程度小的油藏建库将更为有利。     

裂缝性底水油藏储气库最大工作气量的预测方法

利用华北油田水驱开发晚期裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建大型地下储气库，对保障京、津、冀等地区安全、平稳供气，具有重要意义。虽然前期对华北任11井裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库的可行性已开展了相关研究工作，但没有解决工作气量、气垫气量优化评价的关键技术问题。文章通过借鉴国外含水层储气库注采运行的经验，在物质平衡原理基础上，提出了描述裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库工作气量预测的数学模型。该模型能较准确地预测随油气界面下移，气库能达到的最大工作气量和相应气垫气量。通过实例求解得出注气增压系数对工作气量及其在库容量中所占的比例影响较大。随着注气增压系数的增大，工作气量及所占的比例迅速增加，气库效率随之提高，因此，提高注气增压系数是提高裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏储气库效益的重要途径。     

碳酸盐岩裂缝性油藏建储气库气井产能评价

利用华北油田碳酸盐岩潜山油藏改建地下储气库,具有构造较为完整、圈闭规模大以及裂缝系统渗流条件较好的优势,对保障京、津、冀等地区安全平稳供气,具有非常重要的意义。虽然前期针对华北油田某裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库的可行性开展了相关的研究工作,但都是基于油井采油指数类比气井采气指数方法进行评价的,存在一定的局限性和偏差。为此,以可压缩气体地层稳定渗流理论为基础,根据潜山储层裂缝系统的地质特点,引入了气体半球渗流和等效气井打开半径的概念,最终推导出了碳酸盐岩裂缝性油藏建库气井稳定渗流产能方程。通过对华北油田某潜山油藏的实例计算表明：由于该油藏裂缝系统物性条件很好,无论气库运行在高压还是低压条件,稳定渗流计算得到的地层产气能力都很高,可以认为地层气体基本为无限供流条件。     

多级可拓评价法在储注气油藏筛选中的应用

筛选出既符合改建地下储气库、又能够满足注气驱技术条件的储注气油藏,是油藏筛选评价技术的一个新课题。为此,通过综合分析国内外地下储气库的建造标准与注气驱油藏开发的基本条件,构建了储注气油藏筛选的多级指标体系,提出了应用物元理论对储注气油藏特征指标进行多级可拓评价的方法：基于可拓学的物元理论建立储注气油藏多级物元模型,引入可拓集合中的关联函数与关联度,由综合关联度的大小对多个油藏进行定量评价。实例应用表明：该方法对某油田多个储注气油藏的筛选评价具有较好的适应性,可以避免传统方法的评价失效与偏差,能满足储气、注气的双重要求。     

任11裂缝性底水油藏注气提高采收率研究

对任11裂缝性底水油藏注气提高采收率的可行性进行了研究,评价了注气地质特征和水驱开采特征。同时,借鉴雁翎油田注氮气驱油试验成果,进行了注气驱油机理和流体界面运动规律的研究,提出了注气采油方案,并分析了地下储气库与提高采收率的协调关系。结果表明,任11裂缝性底水油藏的盖层具有良好的密封性,可以形成次生气顶和富集油带,具备注气提高采收率和建立地下储气库的地质条件。同时表明裂缝性潜山油藏注气与建设地下储气库相结合可以提高原油采收率。     

裂缝性潜山含水构造改建地下储气库库容计算方法

利用华北油田潜山含水构造改建地下储气库,对保障京、津、冀等地区平稳供气和能源安全 具有非常重要的意义。针对砂岩层孔隙型含水构造所开展的改建前期的某些基础研究工作, 在很大程度上并不适用于以裂缝作为储渗空间的含水构造,特别是在库容计算上具有明显的 差别,需要进一步的深入评价。以潜山圆锥体模型为预测基础,提出了描述潜山含水构造改 建地下储气库库容量预测模型。\;通过预测模型的实例求解得出,在潜山顶部注气驱替过程 中 ,随着气水界面逐渐下移和次生气顶含气高度的增加,气库库容量也将逐步增大,并且库容 量的变化规律和潜山岩体体积随埋深的变化密切相关。     

永22潜山油气藏改建地下储气库可行性评价

经过多年的评价论证,华北油田永22潜山储气库于2009年开始钻探。从油气藏的构造特征、储层特征、断层及盖层的封闭性、储气库的容积计算等方面综合评价了永22潜山油气藏改建地下储气库的可行性。根据储气库规划设计原则确定了建库方案：在潜山构造高部位新钻5口水平井作为注采井,既能保证单井的高注采量,又能充分利用现有地面设施,可节约大量投资。     

一种预测砂岩油藏改建的地下储气库最大工作气量的新方法

借鉴国外含水层储气库注采运行的经验,提出了描述块状底水砂岩饱和油藏改建地下储气库注采运行的预测模型。认为该模型能够比较准确地预测建库,达到的最大油气界面位置和库容,并在此基础上可进一步预测最佳工作气量和相应气垫气量。     

任11井潜山油藏改建地下储气库库容评价技术

通过任11井油藏注气地质特征综合评价和水驱开采特征的研究，认为任11井油藏具备改建地下储气库的地质条件。对任11井裂缝性底水油藏改建地下储气库后的库容评价进行了研究，重点开展了室内实验、数值模拟研究，借鉴华北雁翎油田注氮气驱油现场试验经验，进行了类比计算等油藏工程研究。综合利用已有的认识和结论建立了任11储气库的三维数值模拟模型。在精细历史拟合的基础上，对库容和溶解气量等重要基础参数进行了指标预测。结果表明，任11井油藏改建储气库后，可以形成30×108 m3的库容。     

中国地下储气库现状与发展展望

地下储气库包括枯竭油气藏、含水层、盐穴和矿坑等四种类型，经过50多年的发展已经成为一种成熟的应用技术，目前地下储气库技术正朝着以下趋势发展：①加强气库的上下游协调优化，提高储气库的协调能力；②加强地下储气库优化管理，提高储气库的利用效率；③在油藏和含水层储气库领域进行实验和摸索；④盐穴储气库建库技术将得到进一步发展。中国地下储气库技术发展已有近10年的历史，在气藏改建储气库方面技术基本成熟，但在油藏改建储气库、含水层建设储气库和盐穴建库方面还存在着技术不完善等方面的不足。由于中国主要天然气消费区建库目标资源缺乏，因而储气库的建设在技术和建库目标资源两个方面还存在一定的挑战。未来15年内，中国的天然气需求激增将促进储气库需求量的不断加大，预计将有300×10⁸m³工作气的储气库建库需求量，应在满足调峰和应急供气的基础上向战略储备延伸，并在中国中东部形成区域协调的地下储气库群。     

中国石化东部探区潜山油气藏勘探前景

潜山油气藏是中国石化东部探区重要的油气藏类型,其成藏条件受控于多种因素。从潜山的成山过程来看,先成潜山比后成潜山经历的溶蚀作用强,储层条件较好;从潜山储层的岩性来看,碳酸盐岩比碎屑岩更易遭受溶蚀,且储集空间易于保存;构造应力对潜山储层有一定的改善作用,表现在断裂和褶皱有利于裂缝和地下溶蚀的发育;潜山储层与上覆烃源岩和盖层之间的就近配置利于油气进入潜山圈闭而成藏。下一步的勘探应分3个层次进行:一是深化济阳坳陷,扩大储量规模;二是突破东濮凹陷和苏北盆地,形成新的场面;三是探索南襄盆地和江汉盆地,积极寻找新的领域。     

车西北部古潜山油气藏特征

近几年，车西北部古潜山带的勘探获重大突破，发现了太古宇、下古生界、上古生界等多层系的古潜山油气藏，油气藏类型有风化壳型、古潜山内幕型。该区古潜山地质结构、成藏条件分析表明，被下第三系覆益的车西北部古潜山带是油气聚集的主要单元之一，不同的构造单元具有不同的油气分布特征，而储集条件控制了油气富集高产。古潜山油气藏多与第三系油气藏上下叠置，形成复式油气藏。     

东营凹陷高青—平方王潜山带油气藏类型及其成藏控制因素

针对东营凹陷高青一平方王潜山带勘探程度低、难度大的特点,依据研究区潜山油气藏形态及成因的不同,将其归纳为3类:地层不整合潜山坡油气藏、断裂一不整合潜山风化壳油气藏和断裂潜山内幕油气藏,其中后2类勘探潜力较大。研究区潜山油气藏的成藏控制因素主要有油源条件、储层条件和断裂作用,因其成藏控制因素的差异,各类油气藏在潜山带中的发育部位具有一定的规律。地层不整合潜山坡油气藏主要分布在平方王潜山带的北翼斜坡;断裂一不整合潜山风化壳油气藏在高青一平方王潜山带均有分布,且主要位于相对较高的断棱部位;断裂潜山内幕油气藏主要分布在平南潜山。     

冀中坳陷隐蔽深潜山及潜山内幕油气藏的勘探发现与认识

渤海湾盆地冀中坳陷具有潜山油气藏形成与富集的良好地质条件,已发现了以任丘潜山为代表的一系列大中型潜山油气田(藏)。随着油气勘探程度的不断提高和勘探技术的不断进步,积极预探隐蔽的深潜山及潜山内幕油气藏,又发现了牛东1超高温深潜山油气藏、长3古储古堵潜山内幕油气藏等多个隐蔽的富集高产潜山油气藏,展现出该领域的良好勘探前景。碳酸盐岩深潜山储层物性受埋深影响小、储集物性好,且具有油气早期充注、长期充注和高压充注特点,成藏条件优越;潜山内幕存在多套储盖组合,可以形成多种源山接触方式,输导体系的输导能力与潜山内幕储层物性的耦合关系控制油气成藏。隐蔽的深潜山和潜山内幕油气藏的发现,主要得益于解放思想、精细研究、模式创新和技术进步。     

塔河-轮南油区奥陶系潜山油气藏特征

塔河-轮南油区奥陶系为潜山型油气藏,潜山形成于古生代、定型于中生代,经过多期构造抬升、剥蚀作用,潜山构造作用、岩溶作用比较发育,由构造、岩溶作用形成的缝洞系统构成奥陶系储层。中部、西部以风化壳岩溶作用为主,东部以深部岩溶作用为主。区内奥陶系潜山整体含油,局部富集成藏,油气分布受储层发育的控制。由于奥陶系油气藏具有多期生油、多次运移、成藏、调整的特点,造成区内不同构造带油气藏特征不同。西部为重质油或稠油油藏,中部斜坡区西部为正常密度的原油油藏,桑塔木断垒、桑南斜坡、轮南断垒的东部为带油环的凝析气藏,东部为凝析气藏。在潜山顶部"天窗"作用下,形成油水界面倾斜的悬挂式油气藏。     

塔里木盆地轮古东奥陶系凝析气藏成因类型

通过对流体性质的分析后认为, 轮古东奥陶系特殊的凝析气藏是在古油藏基础上形成的混合型油气藏, 其原油带有古油藏的一些特征, 但总体上表现为凝析气藏特征; 轮古东奥陶系油气藏不是孤立的油气藏, 而是整个轮南古潜山油藏的一部分。     

海拉尔盆地贝尔断陷苏德尔特变质岩潜山油藏特征

海拉尔盆地贝尔断陷中的变质岩潜山油藏规模大,产量高。变质岩储层在纵向上可分为:风化破碎带,裂缝、溶孔、溶洞发育带和致密带。前两个带储层均具有裂缝和孔洞储油的特点,它们是在长期剧烈的断裂构造活动、风化、淋滤、湖水侵蚀等作用下形成的。变质岩潜山油藏可分为侵蚀残丘块状潜山油藏、反向断块块状潜山油藏、顺向断块层状不规则潜山油藏3种类型,均具有储集物性优越、油质好、产能高的特点。尤其是在反向屋脊高部位,因裂缝、溶孔、溶洞发育而使其油气富集高产。另外,这些潜山的储集特点不受埋深的控制。