建南气田南飞三储层分布预测

飞仙关组三段是目前建南气田最有效的开发层系,主要生产并位于建南气田南部,储层主要以颗粒灰岩为主,储层整体物性差,单层厚度相对较薄,非均质性强,常规预测手段有一定的局限性,通过引进高精度反演技术,反演出储层的敏感性参数电阻率及波阻抗,有效地提高了储层的识别能力和纵横向分辨率,同时结合传统的地震属性、裂缝预测、含气性检测等多手段预测储层发育有利区,有效地指导了开发井位部署。     

建南气田南飞三气藏水平井完井技术探讨

从岩石稳定性对增产措施和采气工艺的影响方面,对建南气田南飞三气藏水平井完井技术现状进行了评价。根据建南气田飞三气藏低孔、低渗和非均质性强特征,提出了适合于南飞三气藏水平井的完井技术方案并进行了现场试验,为该气藏和其他气藏大规模推广应用水平井技术提供了可借鉴的经验。     

建南气田飞三段储层成岩作用研究

以建43井为例,研究了建南气田三叠系飞三段储层的成岩作用及特点,其中白云岩化作用、溶蚀作用和构造破裂作用对储层贡献较大。其成岩序列为藻粘结、泥晶化→一世代胶结→大气淡水溶蚀→二世代粒状胶结→新生变形→压实压溶→白云岩化→早期张裂缝及充填→构造挤压作用→埋藏溶蚀Ⅰ→进油→白云石、萤石充填、石英充填交代→油演化为沥青→埋藏溶蚀Ⅱ→晚期张裂缝→进气;主要经历了海底(潮间)环境、大气淡水环境、浅埋藏和深埋藏环境。白云石晶体、二世代粒状胶结物、萤石被溶蚀、压性裂缝发育以及孔隙无明显变形是埋藏溶蚀的主要识别标志。     

三维地质建模在建南气田南飞三气藏的应用

通过对建南地区构造几何形态进行精细解释,搭建南飞三气藏准确三维构造模型,利用野外露头及井、震结合的方法合理预测滩体分布范围和缝洞发育特征,建立气藏三维属性模型和三维裂缝模型,为深入了解建南气田南飞三气藏储层物性分布特征、裂缝分布规律及气水分布提供依据,为气藏后期开发对策调整提供理论支撑。     

中坝气田雷三段气藏剩余储量及分布研究

落实气藏剩余储量及分布是气藏开发的关键.为此,利用压降法、产量累积法、罗杰斯蒂函数法、产量递减法、水驱特征曲线法和油压递减法等6种计算方法对中坝气田雷三段气藏动态储量及可采储量进行了研究.结果表明:对于进入开发末期的气藏,运用罗杰斯蒂函数法、产量递减分析法以及油压递减法进行动态储量计算较为准确.综合比较,中坝气田雷三段气藏可采储量为(83～85)×108m3,剩余可采储量为(6～7)×108m3左右;气藏剩余储量主要分布于受水侵影响较小的中46、中18及中40井井区,加强排水采气,减缓水侵对主力气井生产的影响,是提高整个气藏储量动用程度的关键因素.     

建南气田石炭系气藏开采特征

扼要叙述了石炭系气藏生产情况，并从十几年开发生产实践中，总结了石炭系气藏开采动态特征，对该类气藏的开发有一定的指导意义。     

永安气藏开发规律及剩余气分布研究

永安地区气藏类型是断层遮挡的底水构造气藏。根据开发动态分析,底水活跃,加之依靠自身能量无法将侵入到地层中的水全部带出,出水以后气井产量递减急剧加快,大部分可采储量是在无水采气期采出。通过数值模拟研究认为,目前剩余气受构造与井网的控制,主要分布在局部高点及气井之间,这部分剩余气开发将是提高气藏开发水平的重要方向。     

提高建南气田石炭系气藏采收率方案初探

建南气田石炭系气藏目前可采储量采出程度为35．66％,在四口工业气井中有两口气井被水淹,产能从当初的12×10^4m^3／d降到目前的不足5×10^4m^3／d,针对各井的具体情况分析,结合四川排水采气的经验,初步探讨了在该气藏应用排水采气的工艺方案,以求提高气藏的采收率。     

东濮凹陷砂岩气顶气藏剩余气分布规律研究

以濮城、文南气顶为例，采用微构造研究、沉积微相分析、小层储量评价、动态监测法、数值模拟等方法和技术对东濮凹陷气顶储量动用状况和剩余气分布情况开展研究，总结了东濮凹陷砂岩气顶气藏剩余气分布的影响因素、分布形式和类型，为气顶挖潘增效、最大限度地提高采收率提供依据。     

建南气田北高点长二气藏开采特征

扼要叙述了北高点长二气藏的生产情况，从近五年的生产实践中总结了该气藏的开采动态特征，着重提出了生产套管和集输管线的防腐问题，对气藏的递减进行了预测，并就今后生产中存在的问题提出了建议。     

建南气田低压低渗碳酸盐岩气藏储层改造技术

为了更好地开发鄂西地区建南碳酸盐岩气藏,通过三年的技术攻关,研究了一套低压低渗碳酸盐岩气藏的改造技术。在水平井上,实施屏蔽暂堵钻井、氧化解堵和水平井段酸压;在储层深部改造技术方面,进行了酸化、胶凝酸深部酸压和水力加砂压裂措施,并成功应用了2井次压裂、酸压复合工艺。同时还研究了3种配套的酸压措施管柱。     

低渗特低渗气藏剩余气分布的描述

低渗特低渗、无明显边、底水的异常高压干气气藏开采一段时间后,储层中不同区域的地层压力下降不均衡,但含气饱和度(S_g)却相差不大,用含气饱和度无法准确地描述气藏剩余气的分布状况。因此,人们通常用开采过程中压力的分布来定性描述这类气藏的剩余气分布。根据真实气体的状态方程和可采储量的定义,建立了可采储量采出程度(K)与地层压力(P)之间的函数关系,将开采过程中的地层压力分布转化为可采储量采出程度的分布,实现了剩余气分布的定量描述。     

户部寨复杂断块气藏剩余气分布及挖潜研究

户部寨气藏为一复杂断块气藏。分析了断块气藏的特点，并进行了构造精细研究、微构造研究、储层精细研究，在精细研究的基础上，对气藏的构造进行了精细认识，弄清了砂体的分布规律。通过对构造的精细研究，对剩余气的分布进行了重新认识，指出了剩余气的分布规律，和下步剩余气的挖潜方法，通过试验取得了较好的效果。     

濮城油气田南区气顶气藏剩余储量分布规律研究

濮城油气田南区气顶气藏是该油田最大的气藏,但气藏投入试采后表现为严重水淹,因此一直被认为无可采储量。通过对该区气藏储量动用状况,微构造特征等的精细调查研究,提高了对该区气顶气藏的认识,划清了该区气顶气藏剩余储量的分布规律,从而增加了气地质储量和可采储量,以及通过利用下部层系低效,无效及报废井上返采气,提高了采油速度和采收率。     

建南气田长兴组生物礁气藏的勘探实践

建南长兴组生物礁气藏是我国已探明的第一个礁型气藏。该气藏位于川东断褶带东缘,石柱复向斜内的建南构造北高点。生物礁发育在上二叠统长兴组中部(长二段)。现已查明生物礁高156米,面积15平方公里左右;造礁生物以海绵、层孔虫、蓝绿藻为主,为一障积～粘结型生物礁。在礁核区,气井单井天然气无阻流量为82～74万方/日。气藏边界为生物礁岩性圈闭,气水分布受今构造控制。长兴组在鄂西—川东一带,一般厚240—400米,为一套富含生物碎屑的开阔台地相沉积,而在利川县见天坝—花椒坪近南北向一线以东,厚度急剧减薄至100米以下,为一套普遍含硅泥质的泥晶灰岩盆地相沉积。在开阔台地相区的边缘,1977～1978年江汉石油学院师生及南研所鄂西     

建南气田低渗透气藏水锁伤害的防治

低渗透储层的喉道半径更为细小,气体通过喉道所需克服的附加压降更大,水锁现象更为突出,同时对产能带来的不利影响更大.为评价建南气田储层水锁伤害程度,选用合理的储层保护措施,2010年选取了长兴气藏J43井和石炭系气藏J34井的岩心开展了水锁评价实验,测试不同压力条件下的水锁伤害程度.国内外一些油气田采用的减轻或消除水锁损害的主要方法有水力压裂、预热地层、注混相溶剂、添加表面活性剂、增大生产压差和酸化处理等.对具有低渗透储层特征的气井开展大型酸压作业,在前置液中加入适量的表面活性剂,在措施液中拌注液氮,既有利于加快残酸返排,还可有效地防治储层水锁伤害,提高气井产能.     

建南气田飞仙关组飞三段储层特征及主控因素

通过岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、物性、孔隙结构和压汞资料的综合分析,对建南气田飞仙关组飞三段储层特征进行的研究结果表明:飞三储层储集空间以粒内溶孔、晶间溶孔等次生溶蚀孔隙为主;颗粒灰岩储层物性较好-差,主要为特低孔-低渗储层和低孔-低渗储层,孔喉连通性较差、分选性中等-差,以微喉为主;白云岩为相对优质储层,以中孔、中渗储层为主,孔喉连通性和分选性好,以中喉为主;灰质云岩与云质灰岩储层物性为较好,以低孔、低渗储层为主,孔喉连通性、分选性较差,以微喉为主。通过沉积、成岩以及构造因素对储层的控制作用分析认为,高能浅滩和潮坪亚相为储层发育的有利相带,白云石化作用、埋藏溶蚀作用及构造破裂作用使储层得到改善。     

川西坳陷低渗砂岩气藏剩余气类型及分布研究

剩余气的研究有助于气藏后期开发调整部署,进一步改善气藏的开发效果.文章以川西坳陷新场气田JP2气藏为例,采用构造研究、沉积微相展布分析、细分小层储量评价、动态监测、数值模拟等综合研究方法对气藏各气层储量动用状况和剩余气成因类型及分布状况开展了研究,并提出了剩余气的开发对策,为气藏下一步调整部署和挖潜提供了依据.     

建南气田北部下三叠统飞仙关组飞三段白云岩成因

在鄂西渝东区建南气田下三叠统飞仙关组飞三段沉积相研究的基础上,详细论述了区内泥-粉晶白云岩、藻纹层白云岩、细晶白云岩及具残余粒屑结构(灰质)白云岩的岩石学特征,并结合碳氧同位素、微量元素、成岩温度和盐度的岩石地球化学特征资料认为:泥-粉晶白云岩和藻纹层白云岩为渗滤回流白云化作用形成;细晶白云岩和具残余粒屑结构(灰质)白云岩为埋藏白云化作用形成。图4表3参8     

平湖油气田P1气藏剩余气分布方向初探

平湖油气田经过近二十年的开采,目前已经步入开发后期。P1气藏作为平湖油气田曾经的主力产气层,由于生产井相继出水,且出水迅猛,导致三口生产井相继水淹关井。开发生产动态综合分析认为,P1气藏虽然开发井水淹,但气藏仍存在一部分剩余气。若将这部分潜力找到并有效动用,对于缓解平湖油气田生产形势有非常积极的作用。文章主要从地震、地质和油藏动态等多方面资料对P1气藏的出水来源和方向进行分析,认为P1气藏出水主要来源于放二断层开启,引入花港组地层水,大量出水使气藏中形成"水道",致使北部B6井区还存在一定剩余气分布。