低渗透砂岩气藏产能递减规律

低渗砂岩气藏的单井产量低、稳产能力差.气田的产能稳产接替方式一般采用新钻井来弥补递减产能,所以研究气田的产能递减规律,可以为产能部署提供一定的参考.为此,建立了一套气田产能递减规律分析的思路:首先分析单井的递减规律,然后结合每年的投产钻井数,计算出气田每年的产能总递减率:即可计算出气田每年递减的产能.利用该研究思路分析了中国典型低渗透砂岩气田——苏里格气田的单井递减规律和产能总递减率.苏里格气田的气井初期递减率较大,中后期逐步减小,递减率的变化幅度越来越小;气田产能总递减率不是逐渐减小或逐渐增大的,而是围绕某一定的区间范围跳跃变化.该递减特征为苏里格气田的产能部署提供了依据.     

大型致密砂岩气田气水分布规律及控制因素——以鄂尔多斯盆地苏里格气田西区为例

以储集层地质特征为基础,分析苏里格气田西区地层水的化学特征和赋存状态,明确研究区气水分布规律及控制因素。苏里格气田西区含水层大面积广泛分布,气层发育差且分布局限,纵向上气、水层呈孤立状交叉分布,储集单元内部气水分异不明显,没有统一的气水界面,总体下石盒子组盒8下段和山西组山1段好于盒8上段。气水分布主要受生烃强度、储集层距烃源岩的距离、砂泥岩的配置关系及复合砂体内部物性差异等因素的控制,其中生烃强度控制了气水分布的宏观格局,随着生烃强度由高到低,由良好的天然气聚集逐渐向气水伴生气藏变化;储集层距烃源岩越近,气层相对越发育,反之则气水同层和含气水层越发育;砂泥岩的配置关系和复合砂体内部物性差异主要控制天然气的局部充注、聚集成藏,由此归纳出5种气水分布模式:纯气型、巨厚储集层气水混存型、上水下气型、上气下水型和上下水夹气型。     

致密砂岩气田储量分类及井网加密调整方法——以苏里格气田为例

苏里格气田是中国致密砂岩气田的典型代表,其储层物性差,有效砂体规模小,分布频率低,非均质性强,区块之间差异明显。依靠600 m×800 m的主体开发井网难以实现储量的整体有效动用,采收率仅约30%,需要开展储量分类评价,针对各类储量区分别实施井网加密调整。优选气田中部苏14区块为研究区,通过密井网区精细解剖、干扰试井分析明确了储层的发育频率及规模;以沉积相带为约束,结合储量丰度值、储层叠置样式、差气层影响和生产动态特征,将气田储量分成5种类型。从I类—V类,储层厚度减小,连续性变差,储量品位降低,单井产量变低。依据密井网实际生产数据与数值模拟结果,针对各储量类型,研究了井网密度、干扰程度和采收率的关系,论证了合理井网密度下的单井开发指标。在现有的经济及技术条件下,各类储量区合适井网密度为2~4口/km2,气田最终采收率约为50%。通过系统研究确定了致密砂岩气田复杂地质条件下的储量构成,为开发中后期加密调整方案的编制提供了地质依据。     

苏里格型致密砂岩气藏水平井长度优化

水平井是开发致密砂岩气藏的最有效手段之一,水平段长度对水平井的有效泄流面积、动态控制储量以及产能等有直接影响。针对苏里格型致密砂岩气藏有效砂体多呈透镜状、孤立状分散分布的特点,综合静态与动态、地质与开发、技术与经济等因素,从地质评价、理论公式计算、数值模拟分析、经济评价及现场应用效果分析5个方面,建立了致密砂岩气藏水平井长度优化方法。综合评价结果表明：目前经济技术条件下,在苏里格气田采用70型以下钻机钻遇单套有效砂体,合理水平段长度应为1 000~1 200m,有效地指导了苏里格气田水平井的规模化应用。该方法在苏里格气田水平井上的成功应用,为我国其他气区致密气藏水平井长度设计提供了借鉴。     

中国石油的天然气开发技术进展及展望

天然气已经成为中国石油天然气股有限公司(简称"中国石油")最具成长性的主营核心业务,"十五"以来年新增天然气地质储量平均在3000×108m3以上,年产量平均增幅超过15%,形成了川渝、长庆、塔里木3大核心供气区。基本形成了具有代表性的6类气藏开发配套技术:①大面积小气藏叠合型低渗透砂岩气藏低成本开发配套技术;②连续型低渗透砂岩气藏水平井开发技术;③超深高压气藏开发技术;④复杂碳酸盐岩气藏开发技术;⑤疏松砂岩气藏开发技术;⑥火山岩气藏开发技术。未来10年,中国石油的天然气业务将持续快速发展,但低品位储量进一步增加,需要解决低渗透砂岩气藏提高采收率、超深高压气藏长期高产稳产、碳酸盐岩气藏流体预测、高含硫气藏安全高效开发、火山岩气藏整体规模开发、疏松砂岩气藏开发后期防砂治水等技术难题,同时要积极发展煤层气、页岩气等非常规天然气开发技术。     

浅谈计算机图形学的发展及应用

随着计算机科学的发展,计算机在图形学中得到越来越广泛的运用,并且日趋完善。计算机图形学的运用主要包括利用计算机实现对图形的辅助设计与改造、科学计算可视化、图形实时绘制和自然景物仿真、计算机动画、计算机艺术等方面的运用。本文首先介绍了计算机图形学的定义和发展历程,并着重分析了计算机在图形设计方面的运用方式。     

产量构成法中措施产量劈分及预测的两种方法

为配合中国石油天然气股份有限公司已开发油田老井产量项目管理工作，给出两种从开发单元原油产量中劈分和预测某些批次油井（参照对象和项目对象）措施增油量的方法：在明确类比对象及其类比参数的求法的前提下，以前几年内整个开发单元产量数据和开发单元投产新井单井产量数据为劈分基础，经回归参照对象的历史参数值得出定量预测模型，进而用类比法预测项目对象在后几年的措施增油量。方法一的回归参数为产量构成法求出的参照对象在历年的措施增油量，从而直接预测项目对象在后几年的措施增油量；方法二则通过两个回归参数（产量构成法求出的参照对象历年的总产量和自然产量）间接预测项目对象在后几年的措施增油量。方法二具有理论依据，在处于递减阶段的开发单元的项目对象措施增油量预测中，可信度较大。表4参11     

致密气藏水平井产能图版及应用

水平井分段压裂技术是提高苏里格气田单井控制储量和采收率、实现规模有效开发的关键技术。根据一点法产能方程绘制了水平井产能图版,利用初期生产数据可快速获取水平气井的绝对无阻流量,作为气井合理产量的参考指标。通过分析６３ 口气井的实际生产数据,回归得到平均日产气量与无阻流量之间的关系式,可用于指导气井初期配产。研究结果显示：利用水平井产能图版,仅需初期生产数据即可快速、直观地估算苏里格气田水平井的绝对无阻流量,误差范围在１０％以内;水平气井的绝对无阻流量越大,其配产系数越小,二者呈负指数关系。该方法对评价压裂水平井产能、指导致密气藏产能建设有积极意义。     

苏里格致密砂岩气田水平井开发地质目标优选

水平井技术是提高致密气单井产量、实现致密气经济有效开发的关键技术之一,与国外致密砂岩气田稳定分布的储层条件相比,国内致密砂岩气田一般具有储层规模小、纵向多层、整体分散及局部相对富集等特点,水平井开发地质目标优选是实现国内致密砂岩气田水平井规模化应用的关键技术问题。以国内典型致密砂岩气田苏里格气田为例,通过实钻水平井地质综合分析和密井网区精细地质解剖,应用储层构型层次分析方法,根据砂体及有效砂体叠置样式的不同,将苏里格气田水平井划分为3个大类6个小类水平井钻遇储层地质模型:A₁垂向切割叠置型、A₂侧向切割叠置型、B₁夹层堆积叠置型、B₂隔层堆积叠置型、C₁单层孤立型、C₂横向串联型。其中分布在辫状河体系叠置带内的A₁垂向切割叠置型和B₁夹层堆积叠置型是水平井开发的主要地质目标。依据储层地质、生产动态、储量丰度、井网密度等关键参数,建立了水平井整体开发和甜点式开发2种开发模式下的井位优选标准,并成功应用于苏中X区块,取得了较好的应用效果,同时该地质目标优选方法与井位优选标准对我国同类气藏的开发具有很好的借鉴作用。     

大型致密砂岩气田采收率计算方法

大型致密砂岩气田储层物性差,含气面积大,非均质性强,气田储量与产量规模大,采收率与最终采气量是指导气田长期稳定生产、制定开发技术对策以及衡量气田开发效果的关键指标。致密砂岩气田孔喉小,渗流机理复杂,常规的实验室模拟方法难以得到准确的采收率数据。以苏里格大型致密砂岩气田为研究对象,优选中区、东区、西区、南区等典型区块进行精细解剖,根据地质特征及开发效果将投产井分成3类;以辫状河体系带为沉积相带约束,确定各类井区的面积比例;选取生产时间较长、基本达到拟稳态的井为分析样本,利用产能不稳定分析及生产曲线积分等方法,评价各类井的井均动态储量及最终累积产量;结合储层规模、结构与生产动态特征,论证单井控制范围;对各类井区以面积比例加权,模拟预测井网足够完善时区块的技术极限采气量及采收率。研究表明,气田各区技术极限采收率为26.8%~75.5%、平均为57.0%,远低于常规气藏的80%~90%。气田技术极限采气量为2.18×10¹²m³,目前经济极限采气量为1.27×10¹²m³,可通过技术进步降低开发成本,未来增产潜力大。