支持石油勘探开发决策的新方法——分形几何与地质统计学

在油气勘探开发中,科学决策的依据是由各种概念模型或数学模型给出的有关油气藏规模和空间分布的预测及储量的合理估算.根据油气勘探中、后期阶段决策的特点,把决策分为战略决策和管理决策,重点讨论了分形几何在油气藏规模分布和空间分布预测以支持战略决策方面的应用前景和地质统计学在储量计算、风险评价以支持管理决策方面的应用前景,并针对我国东部盆地处于勘探开发的中、后期,建议今后应加强有关方面的应用研究.     

试油层产液性质的多参数综合判别方法研究

通过对塔里木油田碎屑岩地层反映产液性的录井、测井资料和试油成果资料综合分析对比，提出了预测储层产液性质的新方法——综合权值法。该方法通过一定的规则给电测解释结论、岩芯含水迹象、滴水试验、含油饱和度、孔隙度、原油粘度等与产液性相关的因素赋以权值，求得综合权值，对储层产液性质进行综合判别。利用该方法判断储层产液性质具有操作简单、判别率高等优点，对于更合理地优选试油层位和优化试油方案具有重要的实际应用价值。     

沁水盆地寿阳勘探区煤层气井排采水源层判识

煤层气井水源层判识,对于单井排采动态诊断、优选作业井层和制定科学的压裂方案均具有重要意义。针对寿阳勘探区煤层气井高产水问题,开展了区域水动力场和能量场、煤系砂岩和灰岩含水性、目标煤层围岩岩性连井对比、井筒与煤层围岩含水层连通关系以及典型煤层气井水源层剖析等方面的研究。研究表明,区域水动力场和煤层渗透率是煤层气井平均产水水平的决定因素,而煤层气井产水量的井间差异主要受控于单井波及范围内局部地质工程因素(断裂、压裂缝类型和高度及岩性组合),水力压裂缝是除断裂外煤层与围岩含水层沟通的一种方式。通过综合分析,本文取得的结论是,煤系砂岩是寿阳勘探区煤层气井的主要水源层,太原组灰岩对排采的影响有限。建议在煤层气开发井层优选和压裂方案设计时,重点考虑目标煤层与砂岩含水层的垂向组合关系。     

煤层气排采局部水动力场模式及其意义——以鄂尔多斯盆地东南缘为例

煤层气排采形成的局部水动力场是对原始水动力场扰动的结果,开展局部水动力场模式及其对排采效果影响的研究对于指导煤层气排采井层的优选具有重要意义。鄂尔多斯盆地东南缘某煤层气田煤层气井排采动态表现差异很大,考虑不同排采井所处构造位置和原始水动力场背景,识别出了煤层气排采引起的3种局部水动力场模式,即有效扰动型局部水动力场、含水层入侵型局部水动力场和淡水补给型局部水动力场。在有效扰动型局部水动力场中,排出水为煤层水,煤层气井表现出见气快、产气量高等特点;在含水层入侵型局部水动力场和淡水补给型局部水动力场中,排出水有部分甚至大部分来自于邻近含水层或近地表的淡水,属无效排水,煤层气井表现出见气晚、产气量低等特点。在局部水动力场模式的指导下,对断层附近的排采井要避免射开邻近强含水层的煤层,同时,排采井的井位应避开近地表淡水补给区。     

开发过程中煤储层渗透率动态变化特征

为了摸清开发过程中煤储层渗透率动态变化特征,分析了影响煤储层渗透率动态变化的3种效应,引用了P & M渗透率模型,并以沁水煤层气田二叠系山西组3号煤储层为例,模拟了储层压力从初始值降至衰竭压力整个过程中煤储层渗透率的变化.结果显示:渗透率先减小后增大;压力降至临界解吸压力3.8 MPa,渗透率衰减少了34%,降至最低值;继续降压至2.5 MPa,渗透率回弹至初始水平;降压至衰竭压力0.7 MPa时,渗透率增至初始渗透率的2.8倍,预示该区块有较好的产气条件和前景.并通过敏感性分析得出,杨氏模量越大,基质收缩效果越显著,含气饱和度越高,越有利于改善煤储层渗透率.并据此提出2条建议：① 在进行煤层气区块优选时,应加入“动态渗透率”这个关键参数,这样可能会发现“先天”条件差而开发中后期物性易得到改善、开发潜力较大的区块;② 以渗透率动态变化特征为依据,不断调整和优化排水降压幅度和节奏.     

韩城煤层气田煤层气井排采精细控制模式研究

为了完善煤层气井排采模式,通过在韩城煤层气田长期的现场排采实践,在现有"两期、五阶段"煤层气井阶段排采模式的基础上,从煤储层解吸-扩散-渗流的角度分析,认为憋压排水-产能释放阶段出现套压和动液面快速波动的现象,是由于现行排采制度与高煤阶、低渗透煤储层的供流能力不完全匹配引起的。依据稳定控制井底流压压降和排采工作制度与地层供流能力相适应的基本思想,将现场采用的模式进行了修正和完善,提出了"两期、六阶段"煤层气井排采精细控制模式,现场试验表明,按照这一精细控制模式,可避免出现套压和动液面快速波动的现象,降低出砂事故率。     

沁水盆地柿庄区块3号煤层压裂曲线类型及其成因机制

煤层气井压裂曲线提供了煤储层中压裂缝扩展的动态信息,压裂曲线的形态特征可在一定程度上反映出煤储层的压裂效果。基于柿庄区块单层压裂3号煤层的45口煤层气井的压裂资料,划分了压裂曲线类型,探讨了压裂曲线类型和排采效果的关系,并首次从地应力类型和压裂缝类型的角度深入分析了不同类型压裂曲线的成因机制。研究表明:根据携砂液阶段形态特征,柿庄区块3号煤层压裂曲线可划分为稳定、下降、上升和波动4种类型。稳定型和下降型曲线对应的煤层气井的排采效果一般较好,而波动型和上升型曲线对应的煤层气井的排采效果往往较差。地应力类型通过影响压裂缝形态影响压裂曲线类型,在II类(σHσhσv)地应力区域,多发育以水平压裂缝为主的"T"型或"工"型压裂缝系统,容易形成上升型或波动型压裂曲线;而在III类(σHσvσh)或I类(σvσHσh)地应力区域,多发育垂直压裂缝或以垂直压裂缝为主的"T"型或"工"型压裂缝系统,容易形成下降型、稳定型或波动型压裂曲线。柿庄区块3号煤层的压裂曲线类型平面上呈现出一定的规律性,在以II类(σHσhσv)或III类(σHσvσh)地应力类型为主的东部,出现稳定、下降、上升和波动多种压裂曲线类型;而在以I类(σvσHσh)地应力类型为主的西部,压裂曲线类型单一,多为稳定型和波动型。     

中国煤储层渗透率分级方案探讨

统计分析了国内外不同煤阶和地区的煤储层渗透率数据,显示国外相同煤阶煤储层的渗透率要比我国高1~2个数量级,且我国不同煤阶煤储层渗透率整体上差异不大。研究表明,煤储层的渗透性主要受现今地应力强度和构造史及与其伴随的流体活动史决定的煤体结构、割理发育程度和割理充填状况等因素控制,高应力、复杂煤体结构和割理充填,是中国低渗透煤储层的基本成因机理。基于我国煤储层渗透率分布特点和不同渗透率条件下单井产量的分析,将有效煤储层的渗透率下限定为0.01×10-15 m2,按渗透率将有效煤储层划分为低渗(k=0.01×10-15~0.1×10-15 m2)、中渗(k=0.1×10-15~0.5×10-15m2)、中高渗(k=0.5×10-15~1×10-15 m2)、高渗(k=1×10-15~5×10-15 m2)和超高渗(k>5×10-15 m2)5个等级,煤层气井的实际产量除受渗透率影响外,还受到煤层厚度、含气量、压裂参数、地质构造、煤系地层含水性和排采工作制度等其他因素的影响,随着我国煤层气开发技术的进步,低渗煤储层(k=0.01×10-15~0.1×10-15 m2)经合理配套的压裂技术和排采方案仍可获得理想的产气量。     

煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法研究

煤层气资源可动用性是指由煤层水文地质条件和煤层压裂改造条件共同决定的煤层气资源开发动用的难易程度,煤层气资源可动用性评价与煤层气储集条件评价构成煤层气资源可采性评价的两个重要方面。通过沁水盆地柿庄区块和寿阳区块排采效果差异的分析对比,从煤系地层含水性、断裂构造、地应力状态和煤层与围岩的岩性组合4个方面深入讨论煤层气资源可动用性的评价问题,进而提出煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法。研究表明:煤系地层的含水性对区块整体的煤层气资源可动用性影响很大;断裂的天然水力连通作用降低了井筒-压裂煤层系统的封闭性,导致断裂附近的煤层气资源可动用性弱,且煤系地层含水性越强,断裂附近煤层气井高产水的风险就越大,煤层气资源的可动用性就越弱;煤层所处的地应力状态和围岩的岩性组合共同构成井层煤层气资源可动用性的客观条件,地应力状态影响人工压裂缝的方位,对可动用性产生重要影响,而煤层与围岩的岩性组合客观上决定煤层气的可动用性,但结合应力状态、水平应力强度和压裂规模的综合分析,才能做出更科学的判断。煤层气资源的可动用性评价方法基于层次分析的思想,综合考虑了煤系地层含水性、断裂、地应力状态和煤层与围岩岩性组合4个方面,可应用于煤层气选区评价和井层优选。     

流体动力系统与油气成藏作用

在一个含油气盆地,尤其是大型复杂的含油气盆地中,往往存在多个流体动力系统,每个系统具有相对稳定的边界及相对统一的压力体系,其中的油气藏具有类似可比的成藏条件和成藏作用。流体动力系统可分为重力驱动型、压实驱动型、封存型和滞流型四种类型。不同类型的流体动力系统,由于其开放程度不同,系统内部的物质流和能量流也有强弱之分和相对重要性的差别,水动力、热动力和地应力在油气成藏中作用的相对重要性是不同的,有不同的成藏动力条件,在油气勘探中研究的思路和侧重点也不同。实践表明,用流体动力系统分析的原理研究油气藏形成和分布规律,对指导油气勘探有十分重要的意义。