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.     

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.     

苏里格气田苏59井区气水分布规律研究

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。     

致密砂岩气藏类型差异对天然气分布控制作用——以松辽盆地徐家围子和古龙地区登娄库组为例

为了明确致密砂岩气藏类型差异对天然气分布的控制作用,以徐家围子地区和古龙地区登娄库组储层为例,通过天然气成藏地质要素和地质过程分析与对比,系统研究了两个地区致密砂岩气成藏规律和气藏类型,提出了徐家围子地区与古龙地区登娄库组致密砂岩气藏类型具有本质差异,且气藏类型差异性控制两地区具有不同天然气分布规律的观点.结果表明:徐家围子地区登娄库组储层致密化时期(约87 Ma)晚于烃源岩生排烃高峰期天然气充注(105~90 Ma),以储层后期致密的"后成型"致密常规气藏为主,天然气主要聚集于断陷期气源岩生气范围及其周边的断裂密集带和邻近气源断层的继承性古隆起、古圈闭;古龙地区登娄库组储层致密化过程(约108Ma)则发生在烃源岩生排烃高峰期天然气充注(108~70Ma)之前,登二段气源岩发育区易于形成储层先期致密的"先成型"深盆气藏,天然气分布主要受登二段气源岩与致密砂岩储层的叠合范围控制.     

醇处理减缓低渗气藏水锁效应的实验研究

水锁效应是低渗透砂岩气藏开发中普遍存在的问题.为提高低渗透砂岩气藏的气体有效渗透率,尝试用醇来减缓低渗透砂岩气藏水锁效应.以室内实验为基础,时醇处理原理进行了探讨,评价并比较了几种醇溶液用于减缓低渗透砂岩气藏水锁效应的应用效果,实验结果显示:醇处理措施可以有效的减缓低渗透砂岩气藏中由水锁效应产生的伤害.     

孤东浅层天然气气藏的分布及其开采规律分析

孤东二区浅层气藏为典型的浅层疏松砂岩气藏，目前已进入开发后期。随着采出程度的提高，出现了地层压力逐年下降，停产井增多，气井出砂出水严重，低产能井增多等诸多问题。通过进行气藏精细描述研究，分析浅层气藏的分布及开采规律。     

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。     

吸附对气藏及凝析气藏储量的影响探讨

将化工中的可动吸附模型[1]应用于气藏工程中,建立考虑吸附的原始地质储量的理论模型.首先对化工中分子筛上的单组分吸附实验数据进行了拟合,在此基础上对双组份吸附的实验数据进行了预测,通过和实验数据的对比分析,验证了本模型的可靠性;然后采用Clark[2]在砂岩及砂岩-粘土多孔介质中测得的单组分吸附实验数据和单组分吸附延伸扩展方法,获得了其它单组分的吸附扩展实验数据和基础吸附参数,应用此参数分别对实际的天然气和凝析气在不同多孔介质中的吸附进行了计算.通过计算说明不同介质及不同体系组成的气藏在原始条件下考虑吸附对常规地质储量产生的影响程度.     

巴喀致密砂岩气藏气井完井管柱设计与应用

致密砂岩气藏作为一种非常规气藏,储层具有岩性致密、低孔低渗、自然产能低等特征,如何有效开发这类气藏,是石油工程人员普遍关注的问题。本文以吐哈盆地台北凹陷柯柯亚构造带巴喀油田下侏罗统三工河及八道湾组致密砂岩气藏的开发为例,研究设计了具有气举排液、测试、生产为一体的完井管柱,对气藏的高效开发具有重要的研究意义。     

东海某气田气藏预测与开发实践

东海某气田气藏主要受构造与岩性控制。分布于地下2200～2800m,发育多套气水系统。其中明月峰组的M1^1与M1^2气藏是常规气藏,也是该气田的主力气藏。钻前通过AVO正演及“亮点”技术预测了M1^1与M1^2气藏的分布范围,发现与构造含气范围不一致;开发井钻后,经新井数据校正,两者匹配较好,从而落实了“亮点”的存在,证实“亮点”技术在该气田进行气藏预测是可靠的。     

致密气藏束缚水分布规律及含气饱和度研究

油气藏储层含气(油)饱和度是储量计算、储层评价及制定合理开发方案的关键参数之一.针对致密砂岩气藏孔喉细微、毛管力和束缚水饱和度较高的特点,经气水离心实验优选认为,2.07 MPa是致密砂岩气藏岩样的合适离心力,传统使用的0.69 MPa及适合于低渗油藏的1.38 MPa离心力均不适用于致密气藏.结合毛管压力方程,计算得到致密砂岩气藏储层有效渗流喉道半径下限为0.07μm.结合低磁场核磁共振弛豫谱技术,发现致密气藏束缚水并不完全分布在微孔隙中,被小喉道所控制的较大孔隙中仍含有约16.39%的束缚水,这与该类储层喉道半径较小、孔喉半径较大有关.与密闭取心岩样核磁共振实验结果对比表明,优选离心力2.07 MPa的离心实验结果与气藏原始状态束缚水分布规律及原始含气饱和度具有很好的一致性.致密气藏束缚水饱和度较高,初始含气饱和度仅为26.76%.     

盆缘稠油油藏与浅层气藏联合勘探方法及实践——以渤海湾盆地济阳坳陷三合村地区为例

以济阳坳陷三合村地区为研究对象,对盆缘稠油与浅层气联合勘探方法进行研究.综合原油物理性质测试、饱和烃气相色谱-质谱分析、天然气样品组分及碳同位素分析,厘清了稠油油藏与浅层气藏成因相关性并提出联合勘探方法,认为三合村地区新近系稠油具有明显微生物降解成因特征,浅层气藏为混源气藏,且主要为微生物降解气.利用已发现的浅层气藏,...     

低渗火山岩气藏可动流体T2截止值实验研究

使用核磁共振岩样分析技术与离心实验,确定出吉林、大庆和新疆3个地区低渗火山岩气藏储层标定可动流体T2截止值的合适离心力为2.76MPa,该离心力同时也是储层可动用流体对应的下限离心力.对3个地区102块不同岩性火山岩岩芯核磁实验研究表明:低渗火山岩气藏储层可动流体T2截止值分布范围很宽,不同地区和不同岩性火山岩储层T2截止值差别很大,102块岩芯T2截止值平均值为49.31 ms,大于低渗砂岩但小于碳酸盐岩储层T2截止值;低渗火山岩T2截止值随岩芯渗透率的变化差异较大,与储层孔隙空间类型及孔喉连通性等因素密切相关.3个地区火山岩储层T2截止值从大到小依次为大庆、吉林和新疆火山岩,其中大庆流纹岩T2截止值平均值最大并且分布范围最宽,新疆玄武岩和安山岩最小.     

杭州湾入海口处浅层气成因与类型

杭州湾地区浅层天然气主要赋存于第四纪全新世和晚更新世地层中。气样组分分析表明 ,该区天然气属甲烷型生物成因气。有机地球化学分析表明 ,生物气气源层具强—较强的还原环境 ,同时具有较高的有机质丰度、较好的有机质类型等有利条件。钻井资料表明 ,浅层天然气气藏类型有 :顶凸型透镜状砂体气藏、底凸型透镜状砂体气藏、侧缘尖灭型砂体气藏、厚层块状型砂体气藏。具有良好的勘探前景。     

缅甸D区块Patolon-1构造凝析气藏判断方法

根据缅甸D区块Patolon-1井组分特征、生产状况、流体性质以及已经投入开发的凝析气藏资料对Patolon-1凝析气藏进行了凝析气藏判断研究。根据高压物性、气油比、分子量、原油性质综合判断该气藏属于凝析气藏。根据C5+含量法、C1/C5+比值法、流体组合判断法(Φ1)对Patolon-1凝析气藏类型进行了判别分析,研究表明该凝析气藏属于不带油环的凝析气藏。     

杭州湾入海口处浅层气成因与类型

杭州湾地区浅层天然气主要赋存于第四纪全新世和晚更新世地层中。气样组分分析表明，该区天然气属甲烷型生物成因气。有机地球化学分析表明，生物气气源层具强-较强的还原环境，同时具有较高的有机质丰度、较好的有机质类型等有利条件。钻井资料表明，浅层天然气气藏类型有：顶凸型透镜状砂体气藏、底凸型透镜状砂体气藏、侧缘尖灭型砂体气藏、厚层块状型砂体气藏。具有良好的勘探前景。     

白马庙气田蓬莱镇组气藏储层特征研究

白马庙蓬莱镇气藏属构造背景上的岩性气藏,也是以次生溶孔为主的致密砂岩体次生气藏.气藏具有近常规孔隙型和非常规裂缝-孔隙型两类储层,总体上具孔径小、喉道小、孔喉配位数小、宏观缝少、微裂缝发育、孔隙结构复杂、连通性差的特征.从砂岩储集特征的研究入手,分析了气井产能差异的根本原因,提出了提高气井产能的相应对策、建议.研究表明:气藏砂体规模小但砂体多且相互叠置;单层产能低但多层射开可积少成多.因此在精细地质评价基础上,采取多气层打开、分层压裂改造、分层测试和多层合采的方法可提高气井产能.     

致密砂岩气藏储量难动用影响因素及开发对策

致密砂岩气藏复杂地质特性和特殊渗流机理造成相当一部分储量难以得到有效动用.以川西新场气田Js12、Js32气藏为例,在大量室内实验及现场试验的基础上,对致密砂岩气藏渗流机理进行了深入的研究,认为水锁效应、应力敏感伤害、启动压力效应是影响储量难以动用的主要影响因素.目前的生产压差为10 MPa,远大于合理的生产压差7 MPa,造成较严重的应力敏感伤害;压裂过程中水锁效应则导致压裂液返排率低,压裂液滤失带启动压力高,气相渗透率低,制约了压裂开发的效果.以低伤害为核心,高效返排为手段的大型加砂压裂技术、多层压裂合层套采技术、水平井及水平井压裂技术是开发新场气田Js12、Js32气藏难动用储量的主要技术手段.     

延安气田致密砂岩气水相对渗流特征研究

针对延安气田上古生界山2段主力产气层致密砂岩储层,通过核磁共振和非稳态气驱水实验研究,分析该储层T_2谱分布以及不同温压条件下的两相渗流特征。研究表明:致密砂岩储层孔喉结构复杂,T_2谱呈双峰分布形态,且以小孔—微孔—超微孔发育为主,较大孔隙与较小孔隙之间的连通性差导致砂岩样品束缚水饱和度高、有效孔隙度低;样品的渗流特征受样品中孔径分布与孔隙连通性的双重影响,当大孔径孔隙发育越普遍、孔隙度越大且孔隙间的连通性越好时,样品中水的驱替程度和渗流能力也越好;在储层条件下,流体性质及储集层孔隙结构的变化也使得气相渗透率有所升高。     

水溶气—四川盆地新的天然气资源

水溶气是一种非常规天然气,国内尚未开展研究。本文首次提出了水溶气藏的分类,并阐述了影响天然气在地层水中溶解度的因素,水溶气藏的地质和开发特点。最后对四川某些地区的水溶气资源进行了估算,初步提出了勘探有利地区。