复杂底水型气藏储层发育控制因素及气水分布模式——以四川盆地龙岗礁滩型碳酸盐岩气藏为例

受沉积和成岩作用控制,礁滩型碳酸盐岩气藏储层非均质性严重,流体分布极为复杂,这一类型气藏整体表现为分散底水型特征。以龙岗礁滩型碳酸盐岩气藏为例,研究储层发育控制因素、气水分布规律及生产特征。储层研究结果表明,礁滩型碳酸盐岩气藏储层受沉积、白云石化、岩溶和裂缝控制,有利沉积相带是储层发育的物质基础,白云石化作用是储层形成的有利因素,岩溶作用是优质储层形成的关键所在,裂缝能有效增加储层渗透性。动静态资料综合分析龙岗气田气水分布类型主要有薄层状边水型、厚层块状底水型和层状纯气型。不同类型气水分布特点和富集规律受构造、储渗体形态、储渗体物性、裂缝和储渗体上倾方向致密层遮挡以及气源充足程度控制。不同流体分布模式气井具有不同的生产特征,根据这些特征制定有针对性的开发技术政策,可有效提高气藏开发效果。     

龙岗礁滩型碳酸盐岩气藏气水控制因素及分布模式

流体分布的复杂性是礁滩型碳酸盐岩气藏开发过程中面临的一个难题。为此,在对四川盆地龙岗气田礁滩型气藏特征、储层及流体分布特征研究的基础上,发现礁滩型碳酸盐岩气藏流体分布整体上受构造控制,同时储层岩性、物性控制着局部和微观气水的分布。结果认为,龙岗气田礁滩型碳酸盐岩储层流体主要存在3种气水分布模式：①边水型气水分布模式;②统一底水型气水分布模式;③分散底水型气水分布模式。该研究成果将有助于龙岗气田高效井布井和对水侵井的综合防治,对气田高效开发具有重要的指导意义。     

不同类型典型碳酸盐岩气藏开发面临问题与对策

中国碳酸盐岩气藏主要分布在塔里木、四川和鄂尔多斯盆地,碳酸盐岩气藏开发面临着储层非均质性强、预测难度大、流体性质及分布复杂、单井产量差异大、稳产难度大等难题。立足于中国碳酸盐岩气藏的开发实践,可将中国碳酸盐岩气藏划分为：缝洞型、礁滩型、风化壳型以及层状白云岩型4种类型。不同类型碳酸盐岩气藏在储集空间、储层成因、开发特征等方面存在很大差异,气藏特征的差异导致不同类型碳酸盐岩气藏面临不同的开发难题。以中国目前正在开发的4个典型碳酸盐岩气藏为例研究不同类型气藏开发面临的问题,并在此基础上提出了典型气藏开发的解决对策,从而为不同类型碳酸盐岩气藏实现“规模建产、高效开发”提供技术支撑。     

安岳气田灯影组四段气藏特征及开发技术对策

安岳气田灯影组四段为强非均质性碳酸盐岩气藏,面临储层非均质性强、气井产能差异大等众多难题。为了进一步提高气藏储量动用程度,采用动态和静态相结合、研究和管理并重的研究方法,综合地震、钻井、测井、生产动态等资料,深入分析了气藏地质特征和开发特征。研究结果表明,气藏地质特征为：①构造-沉积分异导致有效储层发育在平面上呈现出明显分区的特征;②优质储层的发育受沉积、岩溶和微裂缝3个因素综合控制;③由台缘向台内,地层岩性趋于复杂、储层变薄,储层非均质性变强。气藏开发特征为：①叠合岩溶发育导致气井产能在平面上具有明显分区分带特征;②储层强非均质性特征导致气井初期的高产与长期稳产能力不匹配;③特殊工艺井和分段酸压工艺可大幅度提高单井产量。在气藏特征分析的基础上,结合模型分析和同类气藏开发经验,确定开发技术对策：①多手段融合刻画气藏特征,明确优质储层发育特征,夯实储量基础;②全生命周期提高采收率,采用不规则井网,优选大斜度井、水平井井型,有针对性制定增产工艺方案,中—后期通过打补充井、地面增压、排水采气等多手段结合挖掘气藏开发潜力;③分单元管理提高气藏开发水平,以单井动态储量评价为核心制定开发指标,以气井类型划分为基础开展跟踪评价,以一体化布局为抓手提高管理水平,整体协同实现气藏高效开发。     

基于地震的碳酸盐岩双重介质建模技术及应用

碳酸盐岩气藏裂缝孔隙型储层非均质性强,裂缝复杂,仅依靠井资料和随机模拟的三维地质建模无法准确描述储层以及裂缝特征,数值模拟历史拟合误差大,无法进行有效的流体动态分布预测。以土库曼斯坦阿姆河右岸S气田群为例,提出基于地震的复杂碳酸盐岩双重介质建模技术,利用多级相控反演礁滩体内幕储层技术对基质模型进行约束,利用地震多属性融合裂缝预测技术对裂缝模型进行约束,精细表征了碳酸盐岩储层非均质性特征及裂缝分布特征,提高了复杂碳酸盐岩建模精度,提升了数值模拟预测的准确性。同时,利用双重介质模型和数值模拟对储层连通性开展了有效评价,准确判断了水源方向,为后期开发方案的制定提供了有效信息。     

龙岗地区礁滩气藏地质建模方法探索

针对四川盆地龙岗地区礁滩储层非均质性强及气藏气水关系复杂、地质建模存在诸多技术难题的现状,开展了三维地质建模的探索工作,并总结形成了以“双相控制,分步建模”技术方法为核心的复杂礁滩气藏建模技术。其建模思路及技术对策为：①突破等时地层界面,以储渗体为研究单元;②沉积相建模确定气藏大的沉积背景及格局;③确定岩性在空间的分布规律,精细刻画储渗体空间的非均质性;④采用局部建模与整体建模相结合的分步建模方法;⑤采用随机与确定性建模相结合的技术方法。模型验证结果表明,该建模技术适用于龙岗地区以及稀井网条件下储层非均质性强、气水关系复杂的礁滩型碳酸盐岩气藏的整体描述。     

徐深气田火山岩气藏动态描述追踪方法

徐深气田单井动态描述研究方法,以传统解析试井解释结果为基础,结合静态地质研究成果及气井长期试采动态资料,应用数值试井方法,建立与火山岩储层形态、参数分布更贴近的地质模型,对徐深气田火山岩储层的开发动态特征实现全新的解读.该方法可较好地考虑储层的非均质性,是认识气藏开发生产条件下的储层动态参数,可靠预测气井未来生产动态的有效手段.     

靖边气田动态精细评价及水平井开发技术研究与实践

靖边气田马五1+2气藏含气面积大、井数多、储层渗透率低、非均质性强、单井产量低,经过多年开发后气藏非均衡开采严重,开展精细的气藏动态评价存在难度。通过动静态资料结合,形成了地层压力评价、动态储量评价、产能评价等低渗非均质气藏动态精细评价技术,落实了气田开发动态指标,并创新应用相控建模技术形成了靖边气田碳酸盐岩气藏基于动态约束的地质建模方法,准确刻画了沟槽的分布形态和描述了储层属性的非均质性。另外针对靖边碳酸盐岩气藏"古地貌侵蚀沟槽发育导致井位优选难度大,气层薄、局部小幅度构造变化快导致地质导向难"的特点,技术攻关和现场实践相结合,形成了靖边气田水平井开发技术,为靖边气田单井产量提高及气田的持续稳产提供了技术支撑。     

徐深气田火山岩气藏特征与开发对策

松辽盆地徐深气田是中国石油大庆油田有限责任公司2002年发现、2005年探明的,主要气藏类型属于火山岩气藏。为了有效开发该类气藏,先后开展了露头勘测、密井网解剖以及长井段取心等研究,研究成果证实:大庆地区火山岩气藏在地质上具有储层岩性、岩相类型多样,平面和纵向变化快,非均质性强,气藏受构造和岩性双重控制,气水关系复杂等特征。对徐深气田试气、试采和试验区开发动态跟踪研究的结果显示:该类火山岩气藏在开发动态方面具有气井早期产能差异大、平面分布不均衡,单井控制的动态储量差异大,出水类型复杂多样等特征。通过综合地质、气藏工程、压裂工艺等多学科研究成果,结合火山岩气藏储层描述、地质建模、产能评价、水平井开发优化设计以及压裂增产等方面的实践成果,形成了一套适用于该区火山岩气藏的开发对策:①深化火山岩气藏地质规律认识;②开展产能评价技术研究,完善技术手段;③优化直井设计,实现Ⅰ、Ⅱ类储层区块有效开发;④"整体考虑,分类治理",实现有效控水;⑤开展水平井开发技术攻关,探索火山岩气藏开发新模式。     

复杂礁滩气藏储层流体测井识别技术

礁滩气藏的储层非均质性强,具有低孔隙度、高电阻值和岩性复杂等特征,其流体的测井识别一直面临着较大的困难。为此,针对不同的储层岩性和储集空间类型建立针对性的判别模型,以四川盆地龙岗礁滩气藏储层流体识别为研究对象,在对目前国内外已有的碳酸盐岩储层测井流体识别方法--电阻率法、孔隙度重叠法、P^1/2法等11种方法进行深入分析研究的基础上,优选出了3种适合龙岗地区复杂礁滩气藏流体识别的方法（即电阻率法、中子和声波信息组合法、纵横波信息法）;此外,在分层位、分岩性开展岩电试验和纵横波速度对比试验的基础上,对这3种方法进行了改进,建立起了该区礁滩气藏储层的流体判别技术,使流体识别符合率从78%提高到了90%,为复杂碳酸盐岩储层的流体识别提供了技术支持。     

气藏开发阶段划分及最佳开发指标确定的研究

文章在对四川气田地质开发特征和生产情况分析的基础上，应用计算机仿真模拟技术和经济分析方法，借鉴国外相似气田的开发经验，提出气藏开发阶段的划分依据及开发阶段的划分；总结各开发阶段的动态特征，研究它们的制约因素，确定出气藏的最佳开发指标，以达到提高气藏开发水平的目的。     

���������￪�������̽��

气顶油气田因气顶及油气界面的存在，同时因气顶和油环的大小、储层物性、几何形态不同和边底水活跃程度不同，致使气顶油气藏在开采过程中具有多种驱油机理，采收率变化较大，这关键是气顶油气藏在开发过程中存在油气界面的移动问题，而调整和控制油气界面是相当困难。文章以唐家河油田东三段油气藏为例，应用动态分析法和数值模拟法，讨论了不同类型气顶油藏中油气水的分布特征以及气顶气投产时机等对油气采收率的影响，提出了高效开发气顶油气藏的具体措施。在精细地质描述的基础上正确选择开发方式，加强动态监测，适时完善注采系统，保持油环和气顶开发相协调。当气顶气储量相对较大时，采取气顶、油区同时开发；而对于气顶体积相对较小并且边、底水能量充足时，采取先依靠天然能量开采油区，然后人工注水，最后开采气顶。     

�������dz�㳣ѹ����ɰ�����صĿ���

洛带气田蓬莱镇组气藏具有常压、低渗、低产能、非均质性强、气水关系复杂等特点，具有不同于常规气藏开发的特殊性和困难性，开发的工艺技术方法比常规气藏复杂，气藏开发难度大。为改善气藏开发效果，提高开发水平，加快气藏的开发进程，针对气藏特点和开发中存在的问题，在深化对储层和气藏认识的基础上，进行了以产能评价、开发层系、井网部署、开采规模等为重点的气藏工程论证，充分发挥了气层潜在优势，制定了适合气藏特点和合理开发部署的初步开发方案；同时采用以提高气藏单井产能为核心的配套工艺技术，使其发挥整体效益，提高气藏的整体开发水平和经济效益。     

�й�ú�����ص������Լ��俪������Ҫ��

中国从80年代末开始引进美国的地面垂直井技术在全国约18个含煤盆地中进行了煤层气的勘探和开发试验,几乎所有的试验结果都表明中国的煤层气井不能获得高产,作者通过分析中国煤层气藏的特殊性解释了当前煤层气井不能高产的原因,将中国煤层气藏的主要特征概括为五个方面,提出,根据中国煤层气藏的特殊条件。应从提高导流能力,建立有效压差等五个方面入手,完善现有的煤层气开发技术,最后,作者建议应积极采用欠平衡钻井技术,并针对我国目前煤层气藏的地质条件建立了三个煤层气开发技术系列。     

运用多目标决策优选天然气开发区块

影响气藏开发效果的因素较多,在进行气藏开发投资决策时,必须综合考虑各方面因素,选择地质条件好、储量落实、产能高及经济效益好的气藏投入开发。为提高开发综合评价水平,建立了气藏多目标决策方法,并对新疆油气区10个气藏进行了综合评价和优选。通过该方法的应用,对进一步提高天然气开发投资决策水平、减少决策失误具有一定的实用价值     

�Ͳ�Ӱ�캯���������е�Ӧ��

应用油藏影响函数，可以研究具有严重非均质性的油藏开发动态，特别是实现地质储量的早期预测。文章将油藏影响函数应用到了气藏开发动态研究之中，根据气体特性，提出了均质气藏的影响函数解，并建立了气藏通用影响函数模型，采用线性规划法求解其数值解。利用气藏的生产计量和定期流压测试等短期弹性试采资料，就可快速、准确地预测气藏弹性容量、孔隙体积、地质储量等，这为气藏合理开发提供决策技术依据，为气藏工程研究提供新的途径。     

���������ؼ����������۷���

凝析气藏开发过程中的经济效益主要受开发过程自身特点的影响，反凝析现象的出现带来了一些特殊的经济问题。选择经济合理的开发方式、实现地下地面的整体规划，提高凝析油的采收率，成为了当前经济评价工作中迫切需要解决的难题。文章针对气田的特殊地质条件、地理状况和开发实际情况，建立了一套适应凝析气藏开发的技术经济评价方法。针对两种不同开发方式（衰竭式开发和循环注气）及其相配套的地面回收工艺，分别进行了开发钻井工程、地面建设工程、公共及系统工程投资估算。考虑到开发变量对采气成本的影响，将成本项目划分为7大类别，并进行了预测。对于单井经济极限问题，选取单井控制极限储量和经济极限井距作了分析。整套评价较为完整地考虑了各个影响因素，着重分析了凝析气藏开发特征对经济评价方法的影响。提高了评价的准确性。该方法应用于某凝析气田，对12个不同的开发方案进行技术经济指标优选，结果证实了可行且具有一定的适用性。     

阳信地区沙一段气藏试气特征及开发技术政策研究

阳信地区沙一段气藏是胜利油区天然气产能建设的一个重要接替阵地,为了评价气井产能,了解储层渗透性以及确定合理的开发技术政策,对阳信地区三口获工业气流井进行了试气.根据常规气藏工程方法及数值模拟研究,阳信地区合理的开发技术政策是:采用一套层系开发;单井初期产能为0.61×104m3/d;宜采用在含气范围内均匀布井的方式,气藏井距800m;采气速度4.8%.     

油田不同开发阶段油藏数值模拟工作特点及发展方向

油藏模拟技术已应用于油田开发的各个阶段，但在不同开发阶段，油藏模拟工作有其各自的特点。论证了油藏早期评价、油田开发方案编制、油藏管理及调整方案编制（包括加密钻井）和提高采收率方法研究等不同阶段的油藏模拟工作的目的、做法和应注意的问题，并简单讨论了油藏数值模拟的发展方向。（陈志宏摘     

“�������鷨”�������￪�������Ż�����е�Ӧ��

低渗油气田开发效果不仅取决于储层地质条件，而且合理开发技术的制定也尤为重要。传统的开发设计方法只能建立在对单一指标对开发效果影响分析的基础上，无法知道因素间的交互作用给开发指标造成的影响。文章针对气田开发效果受多因素交织影响的实际情况，以长庆气田某区块为例，通过多因素交互分析，介绍了“正交试验”法在油气田开发方案编制中的应用，克服了传统方法无法确定因素间交互作用的局限性，形成了一套有效的开发方案优化设计技术。该技术应用的关键是充分考虑储层地质条件及油气藏工程论证结果，以及各影响因素、试验水平、合理正交表的选择等；该技术已成为近年来指导长庆气田开发的关键技术之一。