川东石炭系气藏产出地层水特征初探

文章通过对川东石炭系气藏开采过程中产出地层水特征、机理分析，将出水气井归纳为沿高渗裂缝水窜、沿网状缝局部水侵和均匀水侵三种类型。三种水侵类型在地层中的水侵速度，以及对气藏开采的影响和危害各不相同，从而不同程度影响气藏和气井的开发效益。文中提出了预测和治理石炭系气藏地层水水侵和产水的主要措施。     

川东沙坪场石炭系气藏治水效果初步评价

对大天池气田沙坪场区块石炭系气藏的各水侵区域的地层水治理效果进行评价,结合各区不同阶段地层水的治理方案与实际生产情况,对比认为现阶段各出水井的治理效果均较好。同时,在对Td90井不同治理措施的效果进行对比分析后认为,高压气举排水和电潜泵排水均起到保护气藏主产区的作用。根据目前气藏的生产现状,提出了气藏南区继续采用泡沫排水措施、北区采用控水采气措施、保证Td90井排水强度不得低于300m3/d方可减缓地层水入侵气藏的速度以及在其附近补打一口井的建议。图7表2参10     

高峰场气田石炭系气藏水侵特征分析

高峰场气田石炭系气藏，已有峰8、峰7两口井产出了地层水，峰3井也有地层水推进迹象。峰8井水侵主要表现，为局部大压差下的边水舌进；峰7井水侵与断层裂缝的导通密切相关，但同时也存在一个逐步推进的过程，总体评价气藏边水能量较弱，属不活跃边水气藏。水侵已导致峰7井产能降低、气藏动态储量减少和生产管理难度增大，并影响了开发方案实施，最终开采效果也将变差。下一步治理措施应立足于整体开发和储量、产能动用，峰3、峰8井应实施控水采气，峰7井应尽快恢复带水采气生产。在南区有必要增打1口～2口开发补充井，同时还应考虑气藏整体增压、泡排、地层水回注处理和管串结构调整等方面的工艺适应性改造。     

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沙坪场气田石炭系气藏是西南油气田分公司重庆气矿继五百梯、龙门石炭系气藏之后的又一重要发现 ,它是川气东输工程的骨干气田 ,探明储量近 4 0 0× 10 8m3 ,属大储量气田。据 2 0 0 1年 5月完成的开发方案 ,沙坪场石炭系气藏的生产规模为 13× 10 8m3 /a ,推荐的开发方案能否顺利实施 ,对整个东输工程和该气田的开发至关重要。然而 ,气藏局部出现的边水活跃现象不容忽视 ,在试采期间 ,天东 90井投产仅 17d就开始产地层水 ,且水量迅速增至 98.76m3 /d ,该井见水突然、产水量大 ,在川东石炭系气藏中实属罕见。文章通过剖析沙坪场气田石炭系气藏出水特征 ,结合气藏动、静态研究 ,再借鉴川东其它有水气藏的分析研究成果 ,认为沙坪场石炭系气藏天东 90井出现的早期出水属边水沿裂缝水窜 ,天东 90井附近产层存在大、中裂缝 ,水侵方向来自东翼的沙③号断层 ,但边水能量有限。     

有水气藏特性及开采对策浅议

有水气藏动态特征具有特殊性,其气水分布模式多样,同一水动力系统可能存在多个含气圈闭,正确认识气藏地质背景和水体驱动能量非常重要。气藏出水井可能出现在气藏任何位置,对于裂缝发育、构造平缓和高含水等气藏,更是如此。不同类型有水气藏,出水特征不同。产水气井动态特征可归纳为孔隙水产出、异层水产出和边水产出特征。地层水一旦获得必需的驱动力,比天然气更容易通过多孔介质,根本原因是水分子和天然气分子的物理特性不同,在一定驱动力下,水比烃类流体更具通过性。有水气藏在开采过程中发生水侵危害是必然的,合理布井、合理工作制度有利于延长气藏无水采气期和自喷生产时间。排水采气应该是降低地层水危害,提高开采效果的首选措施。有水气藏开采对策直接影响开采效果,开采对策应兼顾近期生产目标和远期开采效果,以提高气藏采收率为终极目标。     

裂缝水窜气藏单井数值模拟研究

活跃水侵气藏均表现为裂缝水窜的特征.在这些气藏中水的活跃程度往往取决于裂缝的发育程度,特别是大裂缝的发育程度.本文研究了裂缝水窜气藏单井数值模拟技术问题.应用单井模拟技术,研究和分析了裂缝水窜气藏气井开采机理.模拟试验表明裂缝是底水活动的主要通道;裂缝-孔洞型底水活跃水侵气藏早期气水界面以下层段排水是提高气藏采收率的有效途径;对于水淹气井,排水采气是提高采收率的最佳途径.     

W区块石炭系气藏三维地质建模技术及裂缝预测

以多学科理论一体化为原则,以气藏精细描述为手段,充分利用地震、钻井、测井、试井及实验分析等资料,在沉积、成岩研究、测井综合解释等研究基础上,对W区块石炭系黄龙组气藏进行了三维地质建模,落实了该含气藏区块的三维地质结构模型、岩石物理相模型、相控属性模型、三维裂缝预测模型,从而确定了最有利的生屑滩、砂屑滩、粒屑滩等储集微相带位置、最佳属性参数位置和裂缝主体发育位置。通过研究深化了W区块气藏认识、弄清了气藏潜力、提高了该气藏勘探开发成效。     

寨沟湾—复兴场气田石炭系气藏增产措施建议

较长时间以来,针对低渗酸性气藏的增产改造措施一直处于试验和探索之中。文章立足于寨沟湾—复兴场气田石炭系气藏的储层特殊性,归纳分析了常规增产措施应用于寨湾沟—复兴场气田石炭系气藏面临的困难。针对这些困难,提出了以酸化和酸化压裂技术为基础、引入胶凝酸和乳化酸为代表的新型酸液体系、辅以前置液酸压及多级注人等工艺技术、视储层类型和井部位及完井方式不同而选择不同酸化工艺组合的应对措施及建议。     

四川盆地檀木场气田石炭系气藏开发评价

檀木场气田石炭系气藏属低孔、低渗气藏。章强调了低渗透气藏开采应树立尽可能提高单井产气量的开发决策理念，力争气藏开采达到规模经济效益的边际要求；分析了已获气井提高单井产气量的必要性和可能性。对气藏开采的采气速度与经济合理井数进行了论证，保证了气藏开采能获得预期的经济效益。     

裂缝性有水气藏合理开发技术对策

高效开发非均质性较强、气水分布无规律性的裂缝性有水低渗气藏,关键是选用最佳布井方式,优选合理的开发井距,确定气井的合理产量和气藏的废弃压力,从而提高气藏的采收率.以新场气田须二气藏为例,通过对气田的地质模式、井网分布、气井生产过程的对比,综合须二气藏动、静态特征,提出了对低渗透裂缝性有水气藏采用"分层、分区、分类"的开发方式,并结合经济评价研究,得出气藏合理井网密度,确定气井的合理生产制度,为合理、高效开发新场气田提供了科学依据.     

川东石炭系气藏含气系统研究

从含气系统研究思路和方法出发,详细研究了川东地区石炭系气藏的生烃子系统、运移子系统和捕集子系统.石炭系气藏天然气主要来自下伏的志留系生油(气)岩,也有部分来自上覆的阳新统.川东地区志留系-石炭系含气系统的充注能力较强,其生烃潜力指数值较高;含气系统的持续时间从早志留世到早白垩世,而其保存时间从晚白垩世一直至今.志留系烃源岩排烃为垂向排烃,是通过压力封存箱的破裂而产生的混相涌流完成的.油气二次运移的排烃是通过流体对流实现的.川东地区石炭系气藏属于箱外成藏.气藏的成藏类型有:①低覆压准散失型常压气藏;②中覆压富(满)集型常压气藏;③高覆压富集型常压气藏.     

四川盆地芭蕉场石炭系储层特征研究

芭蕉场气田是川东地区的小型气田。唯一的芭蕉1井，仅钻获石炭系气层与区域特征相似。石炭系为主要由石灰岩、白云岩与少量石膏构成的岩性组合。由于沉积和剥蚀的原因，仅残存上石炭统黄龙组。储集岩包括细粉晶云岩、泥-细粉晶云岩、细-粗粉晶云岩、针孔云岩、残余生屑灰质云岩及细-粗粉晶灰岩、泥晶、细-粗粉晶灰岩。储集空间主要为各种孔隙，辅以洞穴和裂缝；孔隙分为溶蚀孔隙及原生孔隙，溶蚀孔隙包括粒间、粒内溶孔、砾内溶孔、铸模孔、体腔孔及粒裂孔等。原生孔隙中包括粒间晶间孔、生物遮蔽孔，裂缝为主要的渗流通道；有利储层发育的成岩作用主要有白云化作用和溶蚀作用。综合评价，芭蕉场石炭系储层为为低孔、低渗、高含气饱和度储层。     

川东石炭系气藏中固体沥青形成机理探讨

针对四川盆地东部石炭系气藏储层中发现的大量固体碳质沥青,通过对其保存产状和碳同位素的分析,表明固体碳质沥青主要充填在碳酸盐岩储层的溶孔(粒间溶孔、粒内溶孔及晶间溶孔)、裂缝及溶洞系统中。固体沥青碳同位素值主要分布在-28.83‰~-23.99‰之间,与气藏中储层沥青抽提物中饱和烃、芳香烃、非烃及沥青质和志留系干酪根碳同位素值相比,其值最重;而甲烷碳同位素值为-37.7‰~-29.2‰,值最轻。固体碳质沥青和甲烷的碳同位素值居于两端,其差值为碳同位素热动力分馏的结果。固体碳质沥青形成机理是原油中芳香烃类富含芳香核的高分子物质缩聚为高碳固体物质的结果。     

川东石炭系气藏形成条件

川东石炭系气藏发现于1977年10月。经勘探和综合研究证实,它是界于两个侵蚀面之间的碳酸盐岩中形成的。石炭系沉积时受古构造的控制比较明显,沉积环境以潮间带为主。储集条件在川东中部最好,北部次之,南部显著变差。气藏类型以背斜层状型为主,也有断层圈闭,地层超复和残丘型气藏。     

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川东石炭第气藏广泛地分布于四川盆地东部，已成为主力气藏。在勘探开发过程中气层受到伤害。自然渗透率下降，为提高天然气产能，大量地采用了压裂酸化技术措施。压裂酸化工艺技术的水平，影响到天然气增长的效果。为了确保压裂酸化工艺技术的有效作用，文章着重分析了四种盆地燕地区石炭系气藏压裂酸化的效果及影响酸化效果的主要因素，压裂酸化技术的发展趋势。提出了对于构造轴部，高点的井，一般宜采用每米厚度注入约１．５ｍ＾     

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对张家场气田石炭系气藏的原始气水界面用４种方法进行计算，这些方法是：（１）据气，水井含水饱和度随海拔深度变化值确定气水界面；（２）据气，水井测井电阻率比值随海拔深度变化值确定气水界面；（３）用气水界面统计迭代方程确定气水界面；（４）用川东地区石炭系气藏气水界面经验统计法确定气水界面。     

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龙门气田石炭系气藏是一个储量较大的中型整装气藏,平面展布长２４ｋｍ,宽仅１．０～２．５ｈｍ,含气面积４５．１ｋｍ＾２,产层埋深４６００～４８００ｍ,带有边水,气水界面－４４２０ｍ,含气高度仅４６０ｍ,储层非均质性较强,气藏地质和工程条件复杂。为尽快搞清其动态特征,为开发设计提供详实资料,试采中,根据气藏地质和工程特点,采用最先进的精度电子压力计,在开井、关井条件下通过井口、井底单点或连续测试等方法     

川东石炭系古油藏—古气藏演化史研究

以高压热模拟实验为基础,运用生烃动力学方法,计算川东石炭系地层各时期油裂解生气量,探讨古油藏—古气藏演化史;再结合前人测试的石炭系包裹体均一化温度,根据生烃期与注入期相匹配的原理,验证计算结果的可靠性。研究表明:在距今200 Ma(晚三叠世)左右,古油藏开始裂解生气,持续至135 Ma前(早白垩世),这与代表油裂解生气期的Ⅲ期包裹体形成期(187～140 Ma)相匹配。     

川东沙罐坪气田石炭系储层裂缝识别与预测

四川盆地川东地区石炭系碳酸盐岩气藏天然气储量十分丰富，然而储层总体物性差、非均质强，裂缝发育范围及状况成为制约气井产能的关键因素。根据区内沙罐坪气田石炭系储层岩心裂缝发育情况，将其划分为裂缝发育段、裂缝较发育段和裂缝不发育段。通过分析其常规测井系列的特点，研究储层裂缝所对应的测井响应特征，应用SPSS统计软件对3种裂缝发育模式作多元判识，得到了3类裂缝的判别关系式，回判率达到98%。然后利用该模型对研究区内各井裂缝的发育程度进行了判识，并在平面上对裂缝发育状况进行了预测评价。储层裂缝预测结果与各井钻井显示、测试情况较为吻合。该模型在沙罐坪构造取得了较好的应用效果，也为其他地区储层裂缝识别与预测研究提供了参考。     

川东石炭系天然气富集因素

川东石炭系的天然气勘探已经四年,除早期连续发现了相国寺等四个气田和一个含气构造外,近两年来勘探成效不大。为探求油气富集规律,谨写此文,以期对勘探能有所裨益。