徐家围子断陷兴城地区营城组火山岩旋回和期次的划分与对比

徐家围子断陷位于松辽盆地北部的东南断陷区,断陷形成于晚侏罗世到早白垩世早期,中生代火成岩较为发育,主要目的层段为营城组一段.在钻井取心研究基础上,根据火山岩的岩性、电性及地震反射特征,对研究区火山岩旋回和期次进行了划分与对比,建立了营城组火山岩旋回、期次模式,总结了旋回、期次的岩心标志、测井响应标志及地震反射标志.通过对研究区火山岩旋回、期次的对比发现,研究区营城组一段发育4个喷发旋回,旋回I为中基性岩浆喷发,规模小,旋回Ⅱ为流纹质酸性熔浆喷发,局部可见少量安山岩,火山岩发育厚度和范围比旋回I都有明显的增大,旋回Ⅲ为流纹质的酸性岩浆喷发,是本区火山喷发活动的高潮期,旋回Ⅳ以沉火山碎屑岩为主.通过对研究区火山岩地层的划分与对比,为下一步的火山岩勘探开发工作奠定了基础.     

川西气田深层须家河组致密砂岩气藏成藏地质条件和勘探开发核心技术

川西气田须家河组具有资源丰富、储层厚大、保存条件良好、圈闭发育、成藏配套条件良好等天然气成藏地质条件.大型古隆起和斜坡区是天然气区域成矿带,继承性发育的古构造是天然气富集的有利地区,相对优质储层发育是天然气富集和稳产的基础,裂缝发育是高产的关键,相对优质储层叠加规模裂缝构成高产富集带.气藏具有埋藏深、高应力、高压、高温、致密、非均质等特征,高产富集带预测和规模建产难度大.针对高产富集带特点和气藏工程地质特征,初步形成了转换波三维三分量地震勘探和超高压大型水力压裂开发两大核心技术.勘探开发成效表明,基于转换波三维三分量地震资料的高产富集带预测技术,能较好地解决川西气田深层须家河组致密裂缝型气藏优质储层识别、裂缝检测及含气性预测等问题.基于提高深层高应力储层单井产量的超高压大型压裂技术,能较好地解决川西气田深层须家河组致密气藏规模建产的难题.     

准噶尔盆地克拉美丽气田石炭系火山岩储层特征

准噶尔盆地克拉美丽气田石炭系火山岩储层岩石类型多,非均质性强,不同火山岩储层相带具有不同储集性能。通过岩心、铸体薄片观察和分析,从岩相特征、孔隙结构、储层孔渗参数分布等方面,分析火山岩有利储层空间类型、物性特征及储层发育主控因素。石炭系火山岩储层中次火山岩、火山熔岩、熔结碎屑岩、火山碎屑岩储层储集性较好,主要为孔隙-裂缝双重介质型,是火山岩油气聚集成藏的有利场所。火山岩储集空间中孔隙是主要储集空间,裂缝起渗流通道作用,火山岩原生孔隙连通性差,经次生作用改造后成为有效储集空间。裂缝将彼此不连通或连通性差的孔隙连接起来,使之成为有效孔隙网络。影响和控制储层空间发育和储集性能的主要地质因素及作用包括火山岩岩相分布、风化淋滤作用、构造断裂作用以及后期成岩作用。     

普光气田基于多井资料的储层裂缝综合地质分析

普光气田长兴-飞仙关组储集层为碳酸盐岩孔隙型储层,并具有较强的非均质性,储层中发育一定数量的天然裂缝,使储层的孔隙度和渗透率分布更为复杂。本研究主要以成像测井EMI为基础,对裸眼井EMI测井数据进行解编处理,做裂缝识别和裂缝参数定量计算,然后结合常规测井、录井、岩心等资料进行定量评价,并分析裂缝与地层、岩性、储层之间的关系。对17口生产井裂缝发育特征的对比和综合分析显示,普光气田长兴-飞仙关组储层裂缝发育强度不高,各井的裂缝密度以及同一口井的不同井段裂缝密度差异很大,具有很强的非均质性;裂缝在飞仙关组三段发育强度相对较高,飞一段和飞二段次之,飞四段很低,长兴组由于钻穿深度较浅,统计数据不能真实反映该组裂缝的发育情况;裂缝密度、孔隙度、张开度,以及裂缝空间的延展性均很小,属微裂缝级别,且几乎不相互切割,处于孤立状态,无法在三维空间上形成有效的裂缝网络。因此,裂缝对储层孔隙度和渗透率贡献很小,决定储层物性的关键因素是各种原生孔隙和次生孔隙;裂缝的发育与地层年代和地层岩性没有必然关系,地层裂缝发育程度主要由地层所处的构造部位、受到的构造应力大小所决定。     

G区长4+5致密砂岩储层非均质特征研究

陕北斜坡东部致密油藏含油层位大多在延长组,通过岩心及测井资料等对G区长4+5储层的非均质性进行分析研究。不同渗透率韵律变化是不同沉积作用下各沉积相的直观体现,同时也反映了储集砂体的非均质性:层内非均质性主要体现为沉积韵律性、沉积构造、砂泥组合形式等方面的差别,层间非均质性通常用砂层钻遇率、单砂层厚度、砂地比等参数来描述,平面非均质性主要表现在孔隙度和渗透率的平面特征上。研究结果表明,从层内非均质性来看,G区长4+5层内非均质性相对较弱,平均夹层数长4+5-1~2最大,其次为长4+5_1~1、长4+5_2~2,长4+5_2~1最小;层间非均质性分析认为G区储层有相对较强的非均质性;平面非均质性反映了不同层段的孔渗变化较为明显,也说明了G区致密砂岩储层非均质性普遍较大,区内物性相对较差,油层相对不发育,平面上主要发育于分流河道砂体中心部位。     

包14块裂缝性低渗透油藏深部调驱研究与应用

辽河油田包14块为典型的裂缝性低渗透油藏,采用压裂方式投产。该区块裂缝发育,储层非均质性强,层间矛盾严重,常规注水开发效果差,无法达到标定采收率。通过三维地震资料与动静态资料紧密结合分析,对裂缝水驱机理进行研究并对调驱可行性进行论证,确定由裂缝驱油向孔隙基质驱油方式转变,进而引进具有封堵和驱替作用的深部调驱技术。结合包14块优势通道发育分布及裂缝开度,通过室内研究,研制出适合低渗透裂缝油藏的配方体系。优选储层及油层发育、剩余油富集、优势注水通道发育、连通性好的西南部构造高部位两个井组开展调驱先导试验。试验结果表明,日产油由10.8t/d上升至23.9t/d,含水由71.4%下降至56.3%,注入水推进速度由10.9m/d下降至6.1m/d,水驱储量动用程度由39.8%提高至52.2%,区块整体递减率下降,大幅改善了平面及层间矛盾。     

安塞油田王窑区裂缝性储层注水综合研究

安塞油田王窑区长6油藏属典型低孔低渗油藏,主力油层为长611油层。该储层物性差,微裂缝发育导致油藏非均质性强,注水及剩余油分布明显受裂缝影响。进入中高含水开发期后,综合含水率上升迅速,产量递减严重。在进行野外露头观测和室内岩心观察基础上,对裂缝类型、性质、规模、密度进行定性和定量描述,使用古地磁方法确定主应力方向。结合实际生产资料,对注水开发中裂缝发育引发的生产动态特征进行分析,对比王窑区裂缝分布综合图与油井见水方位综合图,用生产动态方法验证裂缝研究的正确性。采用油藏工程与数值模拟相结合的方法,分析裂缝对注水开发的影响和剩余油分布特征。根据王窑区长611储层裂缝发育状况和裂缝发育区剩余油分布特征,提出在控制注水压力的基础上,进行强化注水、合理布局有效井网,提高侧向水驱效率,以及注水剖面调整等措施。     

松南深层气藏压裂井井下压力、温度监测技术应用

吉林油田松南深层气井由于储层温度高、地应力高、非均质性强等因素的影响,在压裂过程中不能按设计程序执行,降低了压后增产效果。通过在压裂施工前将可存储式电子压力计随压裂管柱下人到目的层,完整地记录压裂施工过程和压后排液阶段的真实井底压力、温度变化情况,利用所录取的数据,准确地计算出压裂施工不同阶段管柱的实际摩阻,建立深层气井压裂液摩阻图版。该技术应用后可科学指导破胶剂追加,确保压裂液及时破胶返排;优化设计固化剂固化温度和固化时间,有效防止气井压后返排时发生支撑剂回流现象;解释、拟合人工裂缝长度和储层渗透率等参数,有效评价压后增产效果。该技术在松南深层气井的实际应用中取得了良好的效果,提高了压后分析评价水平。同时为进一步优化深层气井的压裂施工设计提供了理论依据。     

龙女寺区块龙王庙组气藏试采效果分析评价

川中龙女寺区块龙王庙组气藏与磨溪主体区具有相似的构造和沉积背景,是主体区之外最具勘探开发潜力的地区,是主体区重要的产能接替区。龙女寺龙王庙组气藏较主体区圈闭面积小、闭合高度低,滩体分散分布,非均质性强,且无统一气水界面,气水关系复杂。相比主体区生产效果及稳产能力较差,动态储量小,气井产能相对较低,产水机理不明确,试采阶段就有75%的气井产出地层水。龙女寺区块整体试采效果较主体区差的主要原因,一是储层地质条件不如主体区,非均质性较强;二是气井大部分产水,气水关系及水侵机理复杂,导致产能发挥受到影响。为此,提出有针对性的开发对策：深入开展气藏精细描述,刻画气藏地质特征;加强气藏动态监测,深化气水关系及水侵机理认识;开展水锁/水封关键因素研究,实施气井储层改造和工艺井,加密井网提高气藏采收率。     

Paradigm三维可视化解释技术在大庆探区岩性解释中的应用

几年来,大庆地区黑帝庙油层隐蔽油气藏的研究在理论上取得了重要突破,但在地震上如何清晰识别不同埋深的河道砂体、扇三角洲、席状砂等特殊异常体还存在一定困难。为了寻找更有效的三维可视化手段来清晰刻画隐蔽异常体的边界及异常体内部砂体的非均质性,利用Paradigm解释软件对三维可视化解释技术（包括：第三代本征值相干体技术：Gabor-morlet谱分解技术;Stratimagic属性合成技术;Voxel Geo 3D可视化解释技术）进行了储层成像研究,并在大庆探区进行了应用,该技术提高了三维地震资料的解释精度,在储层预测中取得了较好的效果。     

松辽盆地深层气井井眼准备技术探讨

松辽盆地深层气开发营城组砾岩、火山岩储层,经过几年的勘探开发,其中的一些井出现井口漏气、带压等安全隐患问题。在对井口漏气、带压井的实际建井过程进行分析后,认为固井前界面胶结环境恶劣导致固井界面胶结质量差,是井口漏气、带压的主要原因之一。结合松辽盆地地层特殊、井身质量难控制、界面质量差,导致胶结密封不良等深层气井固井难点,2010年,在钻井过程中研究并实践加强钻井液性能管理,提高井眼质量,在固井前进行良好的井眼准备和使用优质前置液技术,有效保证了固井界面胶结质量,一定程度上提高了固井优质率。通过室内实验和现场试验评价,形成了固井前钻井液优化调整和多周循环、固井中使用冲洗液技术和隔离液技术等配套工艺,2010年固井质量合格率达到100%,固井质量优质率从30.3%提高到83.33%。该工艺技术的应用,提高了气井固井质量和层间封隔能力,有效保证了压裂酸化作业的顺利进行和生产井的安全生产。     

川西地区老井挖潜选井评层标准研究

老井挖潜以其"投资少、见效快、周期短"的优点,成为油气藏勘探开发中增储上产、增收节支、降本增效的重要举措。以新场气田为例,针对致密砂岩气藏复杂的地质特征,通过建立地震识别原则、录井地质综合指标评价标准和测井电性标准,结合储层改造工艺的特点,形成老井挖潜选井评层研究的思路与方法,实现挖潜选井评层标准由定性向定量化的转变。就新场气田而言,目前阶段,蓬莱镇组气藏"强波峰、低频率"和沙溪庙组气藏"低频率、强振幅"的特征作为老井挖潜选井评层的地震识别原则及标准是适用的;在对挖潜获得成功的含气层的测井响应及解释资料归纳总结,并与蓬莱镇组、沙溪庙组历年挖潜获得成功的气层的测井响应特征结合的基础上,建立的挖潜选井评层测井电性标准、特别是给出的储层电性特征推荐值是可靠的,可以为老井挖潜选井选层提供参考。     

新疆油田火山岩气藏体积压裂机理研究及应用

进行火山岩气藏压裂改造时,通常采用形成单一裂缝的增产改造技术,气井稳产时间较短.借鉴页岩气开发理念,深入研究火山岩气藏体积压裂机理.根据缝内压力传导的力学模型,研究不同液体体系对压力传导的影响,分析无滤饼压裂液体系对体积压裂的作用,优选出压裂液体系;建立不同角度天然裂缝开启的力学模型,确立体积形成的关键力学条件,并针对火山岩气藏压裂目的层的地应力结构进行实际分析.从储层矿物角度出发,研究对比火山岩储层的脆性系数;根据力学条件,结合压裂工艺过程,建立相关模型,优化研究体积压裂关键工艺参数,包括排量、压裂规模等;分析降阻水、线性胶、浓胶液三种不同黏度液体对裂缝网络的作用.在上述研究基础上,针对新疆油田DX1413井实际地质条件,分析该井进行体积压裂的有利条件,并进行压裂设计与改造施工,对施工曲线、施工过程、施工结果进行分析,得到了一些有益的结论,这些结论对火山岩气藏的开发有重要的启迪作用.     

Characteristics and factors of gas-water relative permeability in volcanic gas reservoir

Volcanic gas reservoirs have features of strong heterogeneity and difficult development. The laboratory experiment results show that the shapes of gas-water relative permeability curves and the values of feature points are related to the experimental conditions. In the same core, the higher the temperature, the pressure, or the content of CO₂ is, the lower the irreducible water saturation is, and the faster the gas relative permeability rises, the better the seepage of gas-water is. During the process of gas driving water, the fractures have significant influences on the bound water saturation and the percolation characteristics of gas-water.     

辽河坳陷火山岩岩性特征及储层评价

辽河坳陷火山岩主要为玄武岩、粗面岩、响岩、安山岩、流纹岩和凝灰岩,以抗压强度较弱的少含暗色矿物的粗面岩和流纹岩为主.粗面岩主要分布在东部凹陷第三系,流纹岩主要分布在西部凹陷中生界.岩石化学分析表明,以浅色造岩矿物为主的火山岩抗压强度低,在应力作用下容易形成裂缝,而含暗色矿物较多的火山岩,抗压强度高,在相同应力下难以形成裂缝,并且暗色矿物蚀变后形成的绿泥石、方解石等,往往将早期形成的裂缝充填.运用岩石化学分析和测井响应特征,分别建立火山岩岩性和火山岩储层划分标准;同时,根据中子和电阻率测井响应特征,将火山岩划分为轻度蚀变、中度蚀变、重度蚀变和泥化火山岩4类.应用氧化物分析法,可将东部凹陷火山岩区分开;利用能谱测井,可将西部凹陷的火山岩划分出来:采用测井交会图法,可以划分辽河坳陷火山岩储层.     

克拉美丽气田火山岩气藏产能评价及配产方法研究

克拉美丽气田属火山岩气藏,由于受火山喷发多期性影响,其岩性岩相变化较快,岩性致密,储层物性平面非均质性严重,渗透性很低、且渗透率差异很大,因而气井产能差异很大:不同岩性单井绝对无阻流量在(16.22-109.34)×104m3/d之间,同一岩性的正长斑岩单井绝对无阻流量在(21.83～56.71)×104m3/d之间,因此评价比较困难.如何科学合理地评价其产能,在其开发过程中显得非常重要.首先利用动静结合的方法给出了气井的分类标准,接着利用产能方程法对其进行评价,最后综合利用产能方程和动态储量联合配产法、试采压降法、试井模型预测法、试气绝对无阻流量法、采气指数法、最小泄液法和管内冲蚀流量法等方法,对每类气井进行了配产研究,提出了每类井的合理配产范围.配产结果对今后该气田新井的单井配产具有一定的参考价值.     

应力敏感对川西气田低渗气藏渗流的影响研究

川西气田中浅层主力气藏平均有效渗透率大多小于0.1×10-3μm2,具有典型低渗致密气藏特征.对于低渗油气藏渗流过程中应力敏感的影响程度,目前在国内外还存在较大的争议:有学者认为低渗透储层存在着较强的应力敏感性;也有学者认为储层岩石越致密,其对应力的敏感程度越低.地层压力变化可以作为验证低渗气藏是否存在应力敏感的重要参数.川西气田多数气井需压裂投产,因此本文仅针对压裂气井建立产能方程,并进行优化,从而建立物质平衡与方程优化法.利用物质平衡与产能方程优化法对CX135井,新场沙溪庙组气藏以及马井蓬莱镇组气藏的部分气井地层压力进行分析,发现考虑应力敏感和不考虑应力敏感计算所得的地层压力、无阻流量很相近,误差在5％以内,这说明应力敏感对川西低渗气藏气体渗流的影响较小,在产能计算过程中可以忽略不计.