川东北地区河坝异常高压气藏产能评价探讨

在气井产能分析中,井底流压是十分重要的参数。川东北地区河坝飞仙关气藏属于异常高压气藏,无法将压力计下到井底,只能根据井口测试压力和产量来计算井底压力。目前计算井底流压的方法较多,但因计算模型及计算参数选择的影响,导致气井产能差异很大,给产能评价及合理产量确定带来极大难度。通过对克拉2异常高压气井井底流压及天然气无阻流量计算方法分析,井筒压力-温度模型法计算井底流压、压力平方法计算气井产能适合河坝异常高压气井。为此,选择井筒压力-温度模型法和压力平方法计算了河坝H井的产能,并与其它方法进行了对比分析,为河坝区块飞仙关异常高压气藏气井产能评价及合理产量确定提供了依据。     

元坝气田复杂生物礁气藏气水分布精细表征方法

生物礁气藏储层非均质性强,气水分布复杂。为了得到与实际气藏更相符的气水分布模型,首先确定储层分类评价指数,如储层质量指数（RQI）、流动单元指数（FZI）和物性综合指数（Zs）等,建立新的储层分类标准;然后据此标准对气藏三维地质模型的储层属性进行分类和分区,并分类赋予归一化后的每类相对渗透率曲线和毛细管压力曲线,达到对流体分布精细刻画的目的。研究表明：综合考虑多个储层物性特征参数和渗流属性参数对岩心实验样品及气藏模型进行分类,更能反映不同类型储层的储渗特征;在基于储渗属性分区的气藏模型中,利用J函数方法重新生成气藏的毛细管压力,并结合各类相对渗透率曲线的端点值,精细描述气藏气水分布特征,能更好地反映气藏流体分布的非均质性。利用该方法建立的数值模拟模型与气藏静动态特征吻合度较高,同时解释了产水井生产动态与前期地质认识不一致的现象。     

川西坳陷致密砂岩气藏差异性开发实践与认识——以新场J2s2气藏为例

四川盆地川西坳陷低渗透致密砂岩气藏分布广泛、类型多、资源量大、地质特征复杂、有效开发难度大。该类气藏随着地质、开发、增产工艺技术的攻关突破而陆续得到了规模效益开发，但不同开发阶段开发方式均有其针对性。为此，以川西坳陷新场气田中侏罗统上沙溪庙组（J2s2）气藏为代表，针对低渗透致密气藏不同开发阶段面临的核心技术问题，从地质、开发和增产工艺技术三方面开展攻关研究，实现了气藏地质认识从储渗体零散分布到有利储层连片分布的三次飞跃、增产工艺从直井多层压裂到水平井多级多缝压裂的三次突破，同时也实现了气藏的规模上产和长达9年的高产、稳产，并且突破了对致密砂岩气藏采收率低（30%～50%）的固有认识，预计采收率超过56%，为同类气藏开发提供了可借鉴的经验和技术。     

新场气田蓬莱镇组气藏储层速敏问题及其控制措施

实验结果表明，新场气田蓬莱镇组气藏储层岩石对速流很敏感，不同岩石的临界流速多介于０．５－１．０ｍＬ／ｍｉｎ之间，当流速大于临界流速时，储层岩石的渗透率急剧降低，降低幅度均在３０％以上。通过对高产气井产量异常变化结果的统计，发现部分高产气井在投产初期产量急剧降低，降幅通过４０％，在计算这些气井的临界产量后发现，产量急降的气井其初始产量已超过 临界产量，而产量稳定的产井苦难 初始产量小于其临界产量，过     

应用产能模拟技术确定储层基质孔、渗下限

采用WS-2000全模拟岩心综合测试系统，在全模拟条件下研究了四川盆地和鄂尔多斯盆地碎屑岩油、气藏在弹性开采过程中，产量和模拟生产压差的关系，得到了日产气（油）量与储层岩石物性呈正相关关系，在模拟生产压差范围内，单井产量随生产压差增大而增大的认识；根据工业产油（气）井的产量标准，应用产能模拟资料确定：鄂尔多斯盆地P₁x₈储层孔隙度下限为5%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²；四川盆地J₃p储层孔隙度下限为6.7%，渗透率下限为0.4×10^-3μm²，T₃x²产层孔隙度和渗透率下限分别为3.3%和0.045×10^-3μm²；J₂s油藏的孔隙度下限为2.7%，而渗透率下限则为0.24×10^-3μm²。其中除T₃x²气藏外，其余油气藏下限值均已被生产证实。     

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平落坝气田须二段是该气田的主要产气层段,产层埋深３４００￣３９００ｍ,以细粒,细一中粒或中粒长石石英砂岩和长石岩屑砂岩组成的裂缝－孔隙型致密储层。粘土矿物含量为５％￣１５％,其中伊利石占８８％￣９４％,绿泥石为５％￣１０％,多样样品中还发现了数量不等的伊蒙混层矿物。     

元坝气田长兴组气藏SEC储量评估方法

SEC储量评估是储量全生命周期的综合评价,在不同开发阶段适用的评估方法不同,对其储量评估的结果也会产生影响,只有让多种方法相互印证,才能使评估结果更加科学、合理。为此,介绍了四川盆地元坝气田上二叠统长兴组气藏SEC储量评估在不同开发阶段采用的评估方法,探索评估方法和评估参数对储量的影响。该气田长兴组气藏SEC储量初期采用容积法进行评估,该方法适合气藏勘探开发初期,结合产建开发方案提交SEC储量;后期通过对气组分样品进行修正,降低了气藏收缩系数,增加了气藏烃类技术可采储量。随着气藏开发阶段的变化,建立超深高含硫井底压力折算模型,补充了压力资料,采用典型图版拟合法、流动物质平衡法、生产历史拟合法、压降法等动态评估方法评估气藏储量。通过对比分析容积法评估结果与动态法评估的储量结果之间的差异,明确了气藏SEC储量评估的潜力与风险,该研究成果可以为超深高含硫气藏SEC储量评估工作提供参考。     

中江气田侏罗系致密砂岩气藏测井流体识别及定量评价

四川盆地中江气田中侏罗统沙溪庙组气藏为典型的致密砂岩气藏,其储层具有孔隙度低、渗透性差、孔隙结构复杂、非均质性强的特征,地层骨架对测井信息的影响远大于孔隙流体,致使前期所采用的储层流体识别方法和储层参数评价方法效果较差,影响了气藏的开发效果。为此,在详细分析不同类型储层测井响应特征的基础上,提出了适应于该区致密砂岩气藏测井流体识别的定量评价方法,即采用基于视孔道弯曲度指数、电阻率侵入校正差比等新流体识别因子的多参数组合法和BP神经网络法来开展储层流体识别,采用基于岩心实验分析资料的多元回归法来计算孔隙度、流动单元法计算渗透率、变岩—电参数的Archie公式计算饱和度,进而利用上述技术方法,对该区沙溪庙组气藏进行了储层流体识别与储层参数定量评价。结论认为,该套测井评价技术在中江气田的生产过程中取得了良好的应用效果,测井解释符合率超过90%,证明了其可靠性,可以为四川盆地致密砂岩储层的测井评价提供借鉴。     

低渗致密气藏水平井分段压裂优化研究

水平井分段压裂是开发低渗致密气藏难动用储量的重要技术手段,而水平井分段压裂参数优化设计研究是这类气藏有效开发的基础。针对常规网格加密和气藏工程在描述水平井压裂方面的不足,提出了应用PEBI网格加密进行水平井分段压裂参数优化设计的方法。以某低渗致密气藏为例,通过建立低渗致密气藏的地质模型,研究了压裂水平井水平段长度、裂缝条数、裂缝长度以及裂缝导流能力对水平井产能的影响,结果显示:水平井段长800 m、裂缝5条,裂缝半长70 m,裂缝导流能力为3.03～3.06μm2·cm,且在气藏中下部时开采效果最佳。该研究对低渗致密气藏水平井渗流规律和优化水平井参数具有重要的指导意义。