储层应力敏感对异常高压低渗气藏采收率的影响

异常高压低渗气藏由于其自身的地质特征,在衰竭式开发过程中表现出较强的储层渗透率应力敏感性,其对气藏开发效果影响显著,并对该类气藏采收率的标定带来较大的偏差。在非线性渗流力学基础上建立考虑储层应力敏感性的三维、气水两相渗流及数值模拟模型。利用室内岩心实验和气藏前期经济评价等参数,模拟计算不同采速和考虑与不考虑储层应力敏感性等多种情况下的气藏采收率,研究结果表明在该类气藏采收率标定中应充分考虑应力敏感性的影响,否则会使标定的采收率偏高10%左右;同时应力敏感性越强,其对气藏采收率的影响就越大。     

复杂碳酸盐岩礁滩气藏三维地质建模研究

针对传统建模思路与流程的不足,进行三维地质建模研究。研究中采用"关键构造面+层序节点控制技术"定义骨架三维模型,对区域构造及旋回特征进行精细刻画,建立起地层构造模型;利用"层序格架内地震约束+井控沉积微相"建立沉积微相精细模型,并在此基础上利用"相控+地震储层预测技术"建立储层属性模型。所建模型能够对地层构造形态加以准确刻画,可展现出复杂礁滩纵向多旋回沉积序列。     

苏里格气田苏59井区气水分布规律研究(1)

苏里格气田苏59井区气藏属于典型的低孔低渗致密砂岩气藏,气水分布规律及控制因素不明,主力产层出水严重,气水分布复杂.针对此现象,根据气田录井、钻井、测井、试气等资料,运用交汇图法识别工区气水层,讨论气水分布特征.研究认为,该区存在多个气水系统,未见统一的气水界面,单个气水系统内呈“上气下水”的分布状态.H8段储层物性优于S1段,砂体之间连通性较好,但产水量大.S1段靠近下伏烃源岩,受到烃源岩的高强度充注,表现出“气多水少”的特征;单砂体内气水明显分异,没有“上水下气”的倒置现象.气水分布受储层构造、圈闭类型、储层非均质性和物性等因素的控制.     

致密砂岩气藏水锁损害评价实验研究(13)

致密砂岩气藏由于其特有的地质特征极易导致水锁损害,而损害一旦发生则难以完全解除.针对此现象进行水锁评价实现研究,提出气藏水锁评价方法的改进建议,并设计欠平衡条件下的水锁损害模拟装置,以实现水锁情况的准确分析.结合现场岩心实验评价,认为避开盐析现象可以提高水锁评价效果,且在考虑合理欠压值的条件下,欠平衡钻井对于水锁损害有良好的保护效果.     

库车拗陷东部侏罗系“连续型”致密砂岩气成藏条件分析

有利的成藏条件是"连续型"致密砂岩气大规模聚集成藏的重要基础,明确成藏条件对于致密砂岩气藏理论研究和勘探实践具有重要意义.文中讨论库车拗陷侏罗系阿合组"连续型"致密砂岩气藏形成所需要的烃源岩、致密砂岩储层、盖层条件及构造条件.结果表明:下伏三叠系烃源岩为致密砂岩气藏的形成提供充足的气源,广泛分布的致密砂岩储层控制致密砂岩气藏在时间和空间的分布范围,致密储层上覆煤系地层与下伏泥岩为致密砂岩气成藏提供保护作用;后期的强烈构造活动,一方面促进地层快速沉降,有利于烃源岩快速演化,另一方面对致密砂岩气藏具有调整改造的作用,构造裂缝改善储层的物性,同时形成天然气散失的通道.因此,有利的源岩、储层、源储配置关系、盖层及构造活动是库车拗陷东部侏罗系"连续型"致密砂岩气藏形成的有利条件.     

致密砂岩气藏应力敏感性评价方法研究

在评价致密砂岩气藏应力敏感性时,选用不同的初始应力、步长、终止应力及评价方法,都将影响储层应力敏感性评价的结果。在数据对比分析的基础上针对上述问题开展研究,推荐一套针对致密砂岩气藏应力敏感性的评价方法。     

水淹气藏型地下储气库提高库存动用关键技术——以板中北储气库为例

国内已建的地下储气库（以下简称储气库）大部分是由水淹气藏改建而成,为了进一步提高水淹气藏型储气库库存动用程度,进而实现储气库达容达产高效运行,以板中北储气库为例,深度剖析注采气运行各项指标及周期扩容达产能力,分析了影响库存动用的因素,提出了提高库存动用关键技术和措施,优化了储气库运行的关键参数。研究结果表明：(1)水侵气藏流体分布复杂、注采速度、气井产水、压力差异、井网井距是影响储气库库存动用程度的主要因素;(2)建立了不同区带单井合理配注方法,实现储气库均衡驱替,提高储气库波及效率;(3)建立了含水气井产能修正数学模型,指导了含水气井的合理配产,延长了生产时间,提高了水淹区库存的利用率;(4)论证了合理井网井距,优化了注采结构和地面压缩机配置,地下地面整体联动,实现了储气库差异化、精细化注采气,提高了气驱扩容效率。结论认为,板中北水淹气藏型储气库库存动用关键技术的研究与应用,将储气库库存动用程度提高了近10%,有效指导了水淹气藏型储气库的高效运行,对同类储气库库存分析与动用提供了借鉴和参考。     

鄂尔多斯盆地低渗-致密气藏水平井全生命周期开发技术及展望

基于鄂尔多斯盆地天然气开发实践,系统描述了低渗-致密气藏地质特征。依据水平井开发的主要对象、技术参数和生产指标等因素,将水平井开发历程划分为实践探索、攻关试验、规模应用和优化提升4个阶段。详细阐述了鄂尔多斯盆地水平井开发的技术内涵,系列开发技术包括多学科甜点优选技术、多层系大井丛整体部署技术、多专业融合导向技术、精细化压裂改造技术以及全生命周期生产管理。综合评价了不同气藏水平井的开发效果及潜力,认为致密气水平井具有良好的开发效果和前景;明确了加强多学科全过程联合研究是水平井技术发展的主要方向,也是实现低品位天然气资源规模、效益开发的关键。今后面对深、薄、低丰度等更为复杂的开发对象,将针对性地优化、提升苏里格等老气田水平井技术,攻关形成庆阳、宜川等新气田水平井配套技术,超前储备页岩气、煤层气等新型天然气资源水平井有效开发技术,为鄂尔多斯盆地天然气上产及稳产提供技术保障。     

鄂尔多斯盆地乌审旗古隆起对岩溶气藏的控制机理

随着鄂尔多斯盆地北部中国石化大牛地区块一系列深井的钻探成功,发现乌审旗古隆起对奥陶系马家沟组的成藏起着重要的控制作用。在充分利用盆地北部钻井、地震和分析化验资料的基础上,研究乌审旗古隆起的形成与演化对下古生界成储和成藏的控制作用。结果表明：(1)乌审旗古隆起形成于新元古代,一直持续活动到奥陶纪末,具有“水上、水下交替发育”的特点,可分为5个演化阶段;(2)乌审旗古隆起在早古生代的持续活动造成了其东侧断裂系统发育,这些断裂为加里东期—海西期马家沟组岩溶作用提供了通道,形成深层岩溶储层;(3)乌审旗古隆起上沉积水体较浅,利于微生物岩的形成和准同生白云石化,可以形成白云岩孔隙型储层;(4)乌审旗古隆起东侧的断裂是成藏期天然气运移的主要通道,断裂沟通了多套储层,具有“三向供烃、断裂控储、立体成藏”的特征。该研究为鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系的立体勘探提供了一种新模式。     

元坝气田长兴组超深层高含硫生物礁底水气藏持续稳产关键技术

四川盆地元坝气田长兴组气藏为高含硫生物礁底水气藏,具有礁体多期叠置发育、储层非均质性强、气水关系复杂的特征,开发初期部分气井底水锥进迅速,产量、压力下降快,预测天然气稳产期短,且存在部分小礁体储量动用不充分等问题。为实现气井见水时间预测与防控、剩余气精准高效挖潜、压降控制和硫堵防治,梳理了气田开发过程中形成的复杂生物礁底水气藏控水稳气、剩余气高效动用及保压稳产等系列气藏持续高产稳产关键技术,并提出了气藏持续稳产的攻关技术方向。研究结果表明：(1)控水稳气技术可实现产水井采侵平衡和水气比总体稳定,可有效提高气藏开发效果;(2)剩余气高效动用技术可对剩余气进行精细描述和潜力评价,实现了调整井的高产高效,夯实气藏稳产基础;(3)保压稳产配套技术可有效控制气藏压降速率,保障了气田长期稳定生产;(4)综合应用上述多项技术,元坝气田高产稳产年限由方案设计的6年延长至9.7年,气藏采收率提高了12.8%,持续稳产效果显著。结论认为,该技术能够有效解决储层高含硫、强非均质性、气水关系复杂、底水锥进迅速、剩余气区礁体分布“小、散、薄、深”、压降速率过快和井筒硫沉积等方面的难题,对实现同类气田长期高效开发...