徐深气田火山岩气藏水平井开发应用效果

徐深气田火山岩气藏属于深层特低渗透气藏,采用单一直井开发单井产量低,大部分井区难以有效动用。为了探讨这类气藏的有效开发模式,从2005年开始了水平井开发试验研究,逐步建立了徐深气田火山岩气藏水平井开发优化设计技术和水平井随钻地质导向技术,发展完善了火山岩气藏水平井钻井和压裂等配套工艺技术。水平井已成为徐深气田火山岩气藏开发井的首选井型,取得了明显的应用效果。通过对比分析水平井与直井的开发动态特征,对水平井开发应用效果进行了详细评价。开发实践表明,水平井技术是提高徐深气田火山岩气藏单井产量、储量动用程度和实现气藏高效开发的主体开发技术。     

徐深气田成藏条件及勘探开发关键技术

火山岩气藏的勘探和开发是世界级难题,国内外可借鉴的经验极少。通过研究徐深气田的成藏条件,明确了徐深气田发育以沙河子组泥岩和煤层为主的4套烃源岩和以登娄库组二段和泉头组一段+二段泥岩为盖层的生-储-盖组合,通过成藏史模拟确定了徐深气田具有4次充注时期,以构造高、厚度大、物性好的火山口区为最有利勘探目标。以成岩机理为研究基础,建立了气层层序系列、岩性识别、储层类别等标准,精细刻画了火山岩体,厘清了气藏有效储层展布规律。在储层储渗特征评价基础上,确定了气井产能特征（以Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ类井为主）,形成了火山岩气藏开发优化设计技术。将徐深气田各区块气藏归纳为单体单一、多体不连通及多体连通3种气藏模式;形成直井多层压裂、裸眼水平井分段压裂及体积压裂等增产改造技术;根据气井生产动态、压力变化、井控储量及火山体空间展布,结合气藏数值模拟预测,形成了火山岩气藏剩余潜力评价方法。建立完善的复杂火山岩气藏有效勘探开发关键技术,实际应用开发效果良好。这一研究成果对同类气藏的勘探开发起到一定的指导和借鉴作用。     

测试资料在火山岩气藏评价中的应用——以徐深气田为例

火山岩气藏开发是近年来天然气勘探开发的热点领域,利用测试资料评价火山岩气藏是优质开发这类气藏、提高对气藏认识重要方法之一,测试资料通常包括压力资料、温度资料、产能资料和流体物性PVT资料等。以徐深气田为例,根据测试资料建立了火山岩气藏试井解释模型,评价储层连通性,判断储层的压力变化,分析水气井的动态特征;根据不稳定试井可以判断表皮系数和裂缝对徐深气田水平井的影响;根据分析生产动态资料可以确定气井合理产量。     

徐深气田火山岩储层岩性岩相模式

2002年随着徐深1井在火山岩中获得日产百万立方米的高产工业气流，揭开了大庆深层火山岩气藏勘探开发的序幕。目前徐深气田火山岩气藏天然气储量已占该区天然气总储量的89.8%，成为我国东部陆上发现的最大气田，而火山岩气藏储层描述困难则是制约该区深层天然气勘探开发的“瓶颈”。为此，介绍了通过多学科联合攻关研发所形成的火山岩岩性岩相描述、测井火山岩岩性识别、地震火山岩体识别等火山岩气藏储层描述配套技术。这套技术为徐深气田火山岩气藏的高效开发奠定了基础，填补了我国在这类气田储层综合描述技术方面的空白。     

CS气田火山岩气藏开发初步认识

CS气田是吉林油区发现并开发的第一个大规模火山岩气藏,储层为火山岩,具有岩性、岩相复杂,储层非均质性强,裂缝发育等特点。同时,空间上发育多个火山岩体,存在多个流动单元,且底水体积大、能量强。针对CS气田地质特征,先后完成了CS气田概念设计及开发方案的编制工作,通过开展火山岩气藏水平井先导试验,确定以水平井为主的开发方式,已建成产能10×108m3/a。通过对CS气田火山岩气藏分析解剖,总结了4年来CS气田火山岩气藏开发实践效果。提出气藏开发存在的问题及合理开发建议。     

徐深气田火山岩气藏高效开发难点及对策

松辽盆地徐深气田火山岩气藏开发的难点在于：储层物性差异大,有效储层预测难度大;单井产能低,经济效益差;气藏普遍含边底水,出水治理难度大。针对这些难点,从气藏开发模式、开发井类别及出水治理措施等方面对该类气藏高效开发进行了探讨,并提出以下技术对策：采用以动用Ⅰ、Ⅱ类储层为主,利用高渗透部位气井开采低渗透部位储层;采用水平井开发提高单井产量;对不同的出水井类型采取对应的出水治理措施,使该气田能达到经济高效开发的目的。该方法和技术对类似的火山岩气藏开发具有一定的借鉴作用。     

徐深气田火山岩气藏水平井优化设计

徐深气田D区块属于深层大型低渗透火山岩气藏,岩性、岩相横向变化快,有利相带延伸范围有限,气藏底部普遍发育水层;储层物性差,单井产能低,气井以压裂投产为主,部分直井压裂后产较多的地层水。为了试验研究应用水平井技术控制底水、提高气藏单井产能的可行性,探讨这类气藏的有效开发模式,提高其储量动用程度和整体开发效益,在该区块开展了火山岩气藏水平井开发先导性试验,通过开展气藏精细描述、三维地质建模、储层地质条件适应性评价,地质、地震和气藏工程等多学科优化设计论证,优选有利区带,针对Ⅰ类火山岩储层部署1口水平井,完钻后采用筛管完井,测试求产,日产气达到55．5×10^4m^3,无阻流量高达165．9×10^4m^3／d,是区块内同层位直井无阻流量的5．0倍,取得了明显的增产效果。开发试验证实应用水平井技术开发Ⅰ类火山岩储层是可行的,可在Ⅰ类火山岩储层中推广应用水平井技术,同时可探索利用水平井开发Ⅱ、Ⅲ类火山岩储层。     

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。     

徐深气田A区块低渗透火山岩气藏早期动态特征认识

火山岩气藏开发是近年来天然气勘探开发的一个新热点领域,低渗透储层气藏的动态特征认识是火山岩气藏开发领域的一个难点.A区块是徐深气田储量规模较大的井区,储层非均质强,整体以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,是比较有代表性的低渗透火山岩气藏.从对A区块地质特征分析入手,重点结合井区内试气和短期试采测试资料分析,开展气藏早期动态评价,初步认...     

徐深气田火山岩气藏试气试采模式建立和工作制度优化

徐深气田营城组火山岩储层,受火山喷发多期性的控制,气藏岩性、岩相变化较快,储层致密且非均质性严重,受构造与岩性双重因素控制成藏,气藏类型复杂。根据徐深气田火山岩气藏地质特征和试气、试呆动态资料,建立适合徐深气田火山岩气藏气井的试气、试采模式,并对气井产能测试的工作制度进行优化。获得的资料能更好的评价储层动态特征。