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苏里格致密砂岩气田储层岩石孔隙结构及储集性能特征 被引量:33
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作者 王国亭 何东博 +1 位作者 王少飞 程立华 《石油学报》 EI CAS CSCD 北大核心 2013年第4期660-666,共7页
基于覆压条件下储层渗透率的变化特征,分析认为苏里格气田整体为致密砂岩气田。在50~60 MPa的覆压下,渗透率相对变化量的1/3次方与常压渗透率的1/2次方表现为线性关系。储层孔隙度表现出一定的覆压敏感性,覆压孔隙度与常压孔隙度比值的... 基于覆压条件下储层渗透率的变化特征,分析认为苏里格气田整体为致密砂岩气田。在50~60 MPa的覆压下,渗透率相对变化量的1/3次方与常压渗透率的1/2次方表现为线性关系。储层孔隙度表现出一定的覆压敏感性,覆压孔隙度与常压孔隙度比值的1/3次方与常压孔隙度表现出较好的线性关系。扫描电镜及常规压汞实验分析表明,储层孔隙半径表现为百微米级至纳米级尺度的连续分布,渗透率越小的储层微米级孔隙所占比例越少,纳米级孔隙越多;储层喉道半径总体小于1μm,表现为纳米级尺度的连续分布。束缚饱和度与渗透率具有一定的负相关性,与特定渗透率值对应的束缚饱和度并非定值,而是一个数值范围。拟合分析表明常压孔隙度与单位厚度储能系数呈较好的幂函数关系。由于物性越差的储层覆压敏感性越强,含气饱和度越低,其储气能力也越差,因此蕴含的天然气资源也越小,物性较好的储层则反之。 展开更多
关键词 致密砂岩 孔隙结构 纳米级孔隙 束缚水饱和度 储集性能 天然气资源
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鄂尔多斯盆地东部奥陶系古岩溶型碳酸盐岩致密储层特征、形成机理与天然气富集潜力 被引量:25
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作者 王国亭 程立华 +4 位作者 孟德伟 朱玉杰 孙建伟 黄锦袖 彭艳霞 《石油与天然气地质》 EI CAS CSCD 北大核心 2018年第4期685-695,共11页
目前鄂尔多斯盆地东部古岩溶型碳酸盐岩储层的研究相对薄弱,因此开展奥陶系古岩溶型储层形成机理与天然气富集潜力研究可为天然气储量的发现和开发前景评价奠定基础。通过对鄂尔多斯盆地东部奥陶系岩溶储层特征、形成控制因素、天然气... 目前鄂尔多斯盆地东部古岩溶型碳酸盐岩储层的研究相对薄弱,因此开展奥陶系古岩溶型储层形成机理与天然气富集潜力研究可为天然气储量的发现和开发前景评价奠定基础。通过对鄂尔多斯盆地东部奥陶系岩溶储层特征、形成控制因素、天然气富集主控因素与富集潜力的评价分析,认为盆地东部碳酸盐岩风化壳储层较为发育,气源供给充足,源-运-储配置关系良好,具备天然气规模富集的条件。鄂尔多斯盆地盆地东部岩溶储层总体表现为低孔与致密的特征,将孔隙度为3%、渗透率为0.05×10^(-3)μm^2确定为储层物性下限标准;将孔隙直径为30μm、喉道直径为5μm界定为储层孔、喉尺度下限标准。有利沉积微岩相、有效岩溶作用和综合成岩作用等共同影响储层形成,半充填型硬石膏结核云岩为最重要的储层类型。研究认为天然气富集主控因素包括:(1)有效储层发育是天然气富集的基础物质条件;(2)良好的源-运-储配置关系是天然气富集的关键。总体而言,盆地东部下古碳酸盐岩岩溶储层具备较大的勘探开发潜力。 展开更多
关键词 物性下限 天然气富集 古岩溶储层 奥陶系 鄂尔多斯盆地东部
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鄂尔多斯盆地苏里格气田西区气水分布主控因素 被引量:28
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作者 王国亭 冀光 +4 位作者 程立华 庞正练 唐海发 刘群明 李朝曾 《新疆石油地质》 CAS CSCD 北大核心 2012年第6期657-659,共3页
在分析苏里格气田地层水地球化学特征基础上,研究了该区气、水分布规律。指出,苏里格气田气、水分布主要受储集层物性及有效砂体规模、生烃强度及储集层距气源岩的距离等因素的控制:在一定生烃强度下,物性较好的储集层天然气充注程度较... 在分析苏里格气田地层水地球化学特征基础上,研究了该区气、水分布规律。指出,苏里格气田气、水分布主要受储集层物性及有效砂体规模、生烃强度及储集层距气源岩的距离等因素的控制:在一定生烃强度下,物性较好的储集层天然气充注程度较高,物性差的则较低,气层、气水层、含气水层以孤立状为主;气层、气水层主要分布于生烃强度较大的东南部区域,而含气水层则主要分布于生烃强度相对较小的中部、北部区域,储集层距离烃源岩越近,气层越发育,反之则含气水层、气水层较为发育;由于构造幅度较为平缓,对气、水分布控制不明显,气水难以分异。 展开更多
关键词 鄂尔多斯盆地 苏里格气田西区 致密气藏 气水分布 主控因素
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苏里格致密砂岩气田潜力储层特征及可动用性评价 被引量:17
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作者 王国亭 贾爱林 +3 位作者 闫海军 郭智 孟德伟 程立华 《石油与天然气地质》 EI CAS CSCD 北大核心 2017年第5期896-904,共9页
苏里格气田开发已全面进入稳产阶段,后备优质储量资源相对不足,对低于物性下限标准的储层进行潜力储层筛选并评价其开发可动用性,具有重要意义。面对气田致密砂岩储层分类不尽完善的问题,继承性开评展了储层系统性综合评价,将储层划分成... 苏里格气田开发已全面进入稳产阶段,后备优质储量资源相对不足,对低于物性下限标准的储层进行潜力储层筛选并评价其开发可动用性,具有重要意义。面对气田致密砂岩储层分类不尽完善的问题,继承性开评展了储层系统性综合评价,将储层划分成5大类6种类型,并明确Ⅲ2类储层是未来最具有开发潜力的储层类型。潜力储层形成主控于同砂岩粒度密切相关的储层物性,即发育于高能心滩-辫状河道微相中上部、中-低能心滩-辫状河道微相主体及中下部物性较差的中-细粒岩相部分。总结了潜力储层的6种发育模式,提出了间接动用、组合动用和直接动用等3种开发动用方式。可动用性评价表明,直接和间接动用方式开发效果相对较好,潜力储层具备较好的开发前景。潜力储层特征及可动用性评价可为未来此类储层开发提供有力支撑。 展开更多
关键词 可动用性评价 潜力储层 储层评价 致密砂岩 苏里格气田
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吐哈盆地巴喀气田八道湾组致密砂岩储层分析及孔隙度演化定量模拟 被引量:14
5
作者 王国亭 何东博 +4 位作者 李易隆 蒋平 张喜 程立华 王丽娟 《地质学报》 CAS CSCD 北大核心 2012年第11期1847-1856,共10页
在吐哈盆地巴喀气田八道湾组砂岩储层特征及控制因素分析的基础上,以地史时间和埋藏深度为变量,以现今孔隙度为约束条件,紧密结合埋藏阶段分析和关键成岩阶段窗口分析,分阶段建立了巴喀气田八道湾组储层从埋藏初始直至现今的孔隙度演化... 在吐哈盆地巴喀气田八道湾组砂岩储层特征及控制因素分析的基础上,以地史时间和埋藏深度为变量,以现今孔隙度为约束条件,紧密结合埋藏阶段分析和关键成岩阶段窗口分析,分阶段建立了巴喀气田八道湾组储层从埋藏初始直至现今的孔隙度演化定量模型,动态体现了整个孔隙度演化过程。定量模拟结果表明:研究区储层总孔隙度演化是一个七段式分段函数,各个阶段孔隙度演化或遵循减小模型或遵循减小与增大的叠加模型;机械压实阶段的孔隙度减小模型是以埋深为自变量的函数,压实和胶结综合作用阶段则是以埋深和埋藏时间为变量的函数;孔隙增大模型适用于Ro值范围为0.6%~1.0%的溶蚀作用窗口内;早期的纯机械压实作用使八道湾组储层已接近致密,溶蚀作用之前的压实和胶结综合作用导致储层致密化,而后期溶蚀作用仅在一定程度上提高了孔隙空间。 展开更多
关键词 吐哈盆地 孔隙度演化 定量模拟 埋藏阶段 成岩作用 致密砂岩
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吐哈盆地巴喀气田八道湾组致密砂岩气藏气水分布特征 被引量:12
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作者 王国亭 何东博 +4 位作者 程立华 蒋平 李易隆 张喜 王丽娟 《现代地质》 CAS CSCD 北大核心 2012年第2期370-376,共7页
基于核磁共振、压汞测试、物性分析、相渗曲线及生产动态等多种资料,对吐哈盆地巴喀气田八道湾组致密砂岩储层的物性特征、孔喉分布、束缚水含量、气柱高度、"甜点"发育的主控因素进行了分析,总结了研究区气水分布特征和气水... 基于核磁共振、压汞测试、物性分析、相渗曲线及生产动态等多种资料,对吐哈盆地巴喀气田八道湾组致密砂岩储层的物性特征、孔喉分布、束缚水含量、气柱高度、"甜点"发育的主控因素进行了分析,总结了研究区气水分布特征和气水分布模式。研究结果表明:八道湾组发育典型的致密砂岩储层,其孔隙度总体小于7%,渗透率小于0.2×10-3μm2;喉道半径较小,主喉道半径的分布范围为0.01~1μm;束缚水饱和度较高,且同孔隙度呈负相关关系。研究区气水过渡带的范围约为640 m,研究区储层总体处于气水过渡带之内;处于过渡带不同构造位置处不同物性的储层具有不同的含气特征和气水生产特征,位于气水过渡带较高部位的物性较好的区域和裂缝发育区是"甜点"的主要发育区。 展开更多
关键词 吐哈盆地 巴喀气田 致密砂岩 气水分布 气水过渡带
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苏里格气田致密气开发井网效果评价与调整对策 被引量:5
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作者 王国亭 贾爱林 +2 位作者 郭智 孟德伟 冀光 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2023年第8期66-79,共14页
鄂尔多斯盆地致密气资源丰富,其天然气资源量占全国致密气总资源量的60%以上,已发现苏里格、神木、大牛地、延安、米脂等多个致密气田。其中苏里格气田引领中国致密气开发已20年,由于气田开发井网复杂多样,其结构特征与开发效果缺乏系... 鄂尔多斯盆地致密气资源丰富,其天然气资源量占全国致密气总资源量的60%以上,已发现苏里格、神木、大牛地、延安、米脂等多个致密气田。其中苏里格气田引领中国致密气开发已20年,由于气田开发井网复杂多样,其结构特征与开发效果缺乏系统评价,因此未来天然气井网优化调整对策尚不明确。为此,充分利用区内1.8×104余口气井的动、静态生产资料,系统梳理了开发进程中井网的持续优化过程,将其划分为直井规则、混合、水平井整体、加密试验与欠完善等5种类型,并采用加密井增产气量评价方法,评价了不同井网的特征和开发效果,提出了高效调整对策。研究结果表明:(1)500 m×650 m、600 m×600 m井网下,天然气的采收率较高,但优化调整面临较大风险;(2)600 m×800 m井网较优,既可达到较高的天然气采收率,又具备优化调整空间;(3)混合开发井网占比高,但储量碎片化严重,优化调整潜力有限;(4)水平井整体井网的优化调整可能性较低。结论认为,针对成熟天然气开发区需加强剩余气精细挖潜与井网精准调整技术攻关,针对未开发区应强化储层结构精准描述与可视化部署、差异化井网实施与储量极致动用技术研究,从而为气田长期稳产及提高天然气采收率提供支撑,也为我国致密气藏高效开发提供技术参考。 展开更多
关键词 苏里格气田 致密气藏 井网特征 混合井网 开发效果 提高采收率 剩余气挖潜 差异化部署
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“改造型”致密砂岩气藏特征:以吐哈盆地巴喀气田下侏罗统八道湾组为例 被引量:3
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作者 王国亭 李易隆 +2 位作者 何东博 蒋平 程立华 《地质科技情报》 CAS CSCD 北大核心 2014年第3期118-125,共8页
受后期多阶段构造活动的影响,原生致密砂岩气藏或后期储层致密化的常规天然气藏经多期改造调整可形成"改造型"致密砂岩气藏。根据烃源岩排烃天然气充注期同砂岩致密化期的先后顺序和后期构造活动影响两个因素,"改造型&qu... 受后期多阶段构造活动的影响,原生致密砂岩气藏或后期储层致密化的常规天然气藏经多期改造调整可形成"改造型"致密砂岩气藏。根据烃源岩排烃天然气充注期同砂岩致密化期的先后顺序和后期构造活动影响两个因素,"改造型"致密砂岩气藏可划分为A、B两种类型;A类的储层先致密,后成藏,再改造,B类则是先成藏、后致密、再改造。受北部博格达山多阶段造山运动的影响,吐哈盆地巴喀气田发育A类"改造型"致密砂岩气藏;甜点分布受局部构造高部位的控制明显,物性甜点和裂缝型甜点是主要的甜点类型。"改造型"致密砂岩气藏的形成可划分为物性圈闭的形成和初期充注阶段、差异聚集阶段、初始改造阶段、强烈改造及残存阶段共4个阶段。由于经受多期构造活动的改造,最终形成复杂多期叠合的"改造型"致密砂岩气藏,总体表现出受构造高部位主导的甜点型富集的特征。 展开更多
关键词 “改造型”致密砂岩气藏 巴喀气田 构造主导 差异聚集 八道湾组
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大牛地气田太原组储集砂体沉积相研究 被引量:6
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作者 王国亭 姜在兴 陈昭佑 《新疆石油天然气》 CAS 2010年第1期9-13,共5页
综合运用岩心、录井、测井、薄片及地震等研究资料,研究认为大牛地气田太原组太1段主要储集砂体为障壁海岸沉积,主要发育障壁岛和潮汐三角洲;太2段储集砂体主要为辫状河道沉积。该研究成果可能对气田的下一步的勘探具有一定的指导作用。
关键词 大牛地气田 太原组 障壁坝 辫状河
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四扣洼陷西部沙四上亚段湖相碳酸盐岩沉积特征及沉积模式 被引量:1
10
作者 王国亭 姜在兴 +1 位作者 朱克 杨扬 《内蒙古石油化工》 CAS 2009年第18期108-112,共5页
综合运用微观薄片、岩芯、录井、测井等资料,总结了四扣洼陷西部地区沙四上亚段湖相碳酸盐岩的沉积特征,并根据古地貌特点建立了与之相应的湖相碳酸盐岩沉积模式。研究认为在洼陷缓坡带主要发育灰泥坪、岸滩、滩间和浅滩-藻礁沉积微相,... 综合运用微观薄片、岩芯、录井、测井等资料,总结了四扣洼陷西部地区沙四上亚段湖相碳酸盐岩的沉积特征,并根据古地貌特点建立了与之相应的湖相碳酸盐岩沉积模式。研究认为在洼陷缓坡带主要发育灰泥坪、岸滩、滩间和浅滩-藻礁沉积微相,而在洼陷陡坡带则主要发育灰泥坪、岸滩-藻礁沉积微相。 展开更多
关键词 岸滩 浅滩 碳酸盐岩 沉积模式 四扣洼陷
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苏里格气田苏南国际合作区开发效果、关键技术及重要启示
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作者 王国亭 贾爱林 +3 位作者 孟德伟 韩江晨 邵辉 冀光 《中国石油勘探》 CAS CSCD 北大核心 2023年第2期44-56,共13页
苏里格气田勘探发现以后效益开发面临极大挑战,为吸收借鉴国际先进的开发技术和管理经验实现开发突破,确立了与法国道达尔公司共同开发、中方担任作业者的国际合作开发模式。10余年的合作开发实践表明,在相同的储层地质条件下国际合作... 苏里格气田勘探发现以后效益开发面临极大挑战,为吸收借鉴国际先进的开发技术和管理经验实现开发突破,确立了与法国道达尔公司共同开发、中方担任作业者的国际合作开发模式。10余年的合作开发实践表明,在相同的储层地质条件下国际合作区单井开发指标明显高于自主开发区,系统梳理关键开发技术并进行系统总结对提升自主开发区开发效果具有重要意义。与自主开发区追求规模效益与低成本控制的开发理念不同,国际合作区以经济效益、正现金流策略为目标,以风险控制为核心。经过多年集中攻关与实践检验,形成了三维地震—地质融合储层评价、网格分区棋盘丛式标准化井网部署、批量实施工厂化钻完井作业、TAP Lite分层压裂储层改造、适度放压间歇生产气井管理、速度管柱主导的措施增产6项关键核心特色开发技术,通过与自主开发区技术对比,落实了5项可供借鉴的特色开发技术,并总结了3条重要启示:(1)持续深化地质研究支撑高质量部署;(2)加强顶层优化设计支撑科学有序实施;(3)强化全过程管理与质量控制助推开发效果提升。国际合作区关键核心开发技术与重要经验的吸收借鉴可对致密气新区开发效果的提升提供有力支撑。 展开更多
关键词 苏里格气田 国际合作区 开发效果 关键技术 重要启示
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中国致密砂岩气开发现状与前景展望 被引量:85
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作者 贾爱林 位云生 +3 位作者 郭智 王国亭 孟德伟 黄苏琦 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2022年第1期83-92,共10页
致密砂岩气(以下简称致密气)在世界各大含油气盆地广泛分布,是重要的非常规气类型之一,其中储层改造技术突破与开发成本的下降助推了致密气的规模化与工业化开发,中国是世界第三大致密气产气国,2020年致密气年产量已达470×10^(8)m^... 致密砂岩气(以下简称致密气)在世界各大含油气盆地广泛分布,是重要的非常规气类型之一,其中储层改造技术突破与开发成本的下降助推了致密气的规模化与工业化开发,中国是世界第三大致密气产气国,2020年致密气年产量已达470×10^(8)m^(3)。为评价中国致密气的开发前景,首先在简要分析全球致密气资源分布、开发历程的基础上,系统总结了我国在20年的致密气开发实践中形成的系列关键技术,进而结合中国石油第四次资源评价结果,预测了我国致密气的开发前景。研究结果表明:①中国致密气资源较为丰富,约占全球资源量的10%,其开发可划分为开发评价和开发调整2个阶段;②开发评价阶段中的关键技术包括有效储层成因单元确立与富集区优选、开发指标评价、井网井型优化、储层改造、开发方案优化等技术;③开发调整阶段的核心是提高采收率,其最主要的技术手段为井网优化与加密,可提高采收率10%~20%,查层补孔、老井侧钻、二次压裂、排水采气及增压开采也是有效的技术手段。结论认为:①中国致密气仍具有较大的上产潜力与发展前景,已动用探明储量挖潜、未动用探明储量开发、新增探明储量有效开发是保障致密气中长期发展的3个重要方面,前二者可支撑致密气年产气量峰值(700~800)×10^(8)m^(3),达峰时间介于2030—2035年,稳产超过10年;②新增探明储量的持续开发将进一步支撑致密气产量稳产至2050—2060年。 展开更多
关键词 致密气 储层改造 开发评价 开发调整 气藏特征 提高采收率 技术进展 储量 前景展望
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大型致密砂岩气田有效开发与提高采收率技术对策——以鄂尔多斯盆地苏里格气田为例 被引量:60
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作者 冀光 贾爱林 +4 位作者 孟德伟 郭智 王国亭 程立华 赵昕 《石油勘探与开发》 SCIE EI CAS CSCD 北大核心 2019年第3期602-612,共11页
以致密气采收率影响因素及储集层地质特征分析为基础,从剩余气成因角度对苏里格气田已开发区致密气剩余储量进行分类,估算不同类型剩余气储量,并提出相应提高采收率技术对策。苏里格气田致密气剩余储量可划分为4类:井网未控制型、水平... 以致密气采收率影响因素及储集层地质特征分析为基础,从剩余气成因角度对苏里格气田已开发区致密气剩余储量进行分类,估算不同类型剩余气储量,并提出相应提高采收率技术对策。苏里格气田致密气剩余储量可划分为4类:井网未控制型、水平井漏失型、射孔不完善型和复合砂体内阻流带型,其中,井网未控制型和复合砂体内阻流带型井间未动用剩余气是气田挖潜提高采收率的主体,井网加密调整是主要手段。综合考虑储集层地质特征、生产动态响应和经济效益要求,建立定量地质模型法、动态泄气范围法、产量干扰率法、经济技术指标评价法4种直井井网加密技术,以及直井与水平井联合井网优化设计方法,论证气田富集区在现有经济技术条件下,合理井网密度为4口/km^2,可将采收率由当前的32%提高到50%左右。同时针对层间未动用型剩余储量形成老井挖潜、新井工艺技术优化、合理生产制度优化、排水采气、降低废弃产量5种提高采收率配套技术,可在井网加密的基础上再提高采收率5%左右。研究成果为苏里格气田230×10~8 m^3/a规模长期稳产及长庆气区上产提供了有效的支撑。 展开更多
关键词 鄂尔多斯盆地 苏里格气田 致密气 剩余储量 井网加密 提高采收率 配套技术
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古地貌恢复及对流体分布的控制作用——以鄂尔多斯盆地高桥区气藏评价阶段为例 被引量:41
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作者 闫海军 何东博 +7 位作者 许文壮 王国亭 冀光 田国庆 霍俊洲 马洪浩 黄航娟 谢题志 《石油学报》 EI CAS CSCD 北大核心 2016年第12期1483-1494,共12页
目前常用的古地貌恢复方法对于油气田的勘探开发起到了重要的指导作用,但是这些方法也存在着不足之处。在综合分析常用古地貌恢复方法的基础之上,结合各自的优点,形成了"双界面"古地貌恢复新方法。该方法以确定上覆地层标志... 目前常用的古地貌恢复方法对于油气田的勘探开发起到了重要的指导作用,但是这些方法也存在着不足之处。在综合分析常用古地貌恢复方法的基础之上,结合各自的优点,形成了"双界面"古地貌恢复新方法。该方法以确定上覆地层标志面和下伏地层基准面作为古地貌恢复方法的基础,以完钻井和地震资料分别求取地貌值为核心,绘制古地貌值的平面分布图,实现了古地貌恢复的半定量化。最后依据区域古地貌分析结果,进行古地貌单元的划分。该方法操作方便、准确快捷。同时依据古地貌划分结果及分布特征,分析了古地貌对流体分布的控制作用,有效指导了油气田富集区优选和产能建设。 展开更多
关键词 风化壳 古地貌恢复方法 双界面 古地貌值 流体分布
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鄂尔多斯盆地低渗透-致密气藏储量分类及开发对策 被引量:31
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作者 程立华 郭智 +4 位作者 孟德伟 冀光 王国亭 程敏华 赵昕 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2020年第3期65-73,共9页
鄂尔多斯盆地低渗透-致密气藏储量规模虽大,但储层物性差、非均质性强、储量动用程度低且差异大,要实现气藏的长期稳产及效益开发难度大。为此,以该盆地5个主力气田为研究对象,以效益开发为导向,以内部收益率为核心评价指标,结合动、静... 鄂尔多斯盆地低渗透-致密气藏储量规模虽大,但储层物性差、非均质性强、储量动用程度低且差异大,要实现气藏的长期稳产及效益开发难度大。为此,以该盆地5个主力气田为研究对象,以效益开发为导向,以内部收益率为核心评价指标,结合动、静态特征对低渗透-致密气藏进行储量评价单元划分、储量分类评价和储量接替序列的建立,并针对不同类型的储量提出相适应的开发技术对策。研究结果表明:①该盆地单井动态储量小、产气量低,产气类型可以划分为多层协同供气和单层主力供气两种;②基于地质条件和单井动态特征相近的原则,结合开发管理区块分布情况,将该盆地内5个主力气田划分为11个储量评价单元,以内部收益率30%、8%和5%作为界限,把储量评价单元划分为高效、效益、低效和难动用4种储量类型;③以内部收益率8%为有效开发的基准,将其对应的井均估算最终开采量(EUR)与各个储量评价单元实际的井均EUR对比,按照效益由高到底的顺序,建立了储量评价单元经济有效动用序列;④高效储量适宜采取增压开采和局部井网调整对策,效益储量需通过井网加密提高储量动用程度,低效储量应采取富集区优选、滚动开发对策,难动用储量需加大技术攻关以实现效益开发。结论认为,该研究成果有助于提高鄂尔多斯盆地天然气储量的动用程度,可以为该盆地天然气长远开发战略的制订提供技术支撑。 展开更多
关键词 鄂尔多斯盆地 低渗透-致密气藏 储量评价单元 储量分类 储量接替序列 EUR 内部收益率 开发技术对策
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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 被引量:30
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作者 郭智 贾爱林 +3 位作者 冀光 甯波 王国亭 孟德伟 《石油学报》 EI CAS CSCD 北大核心 2017年第11期1299-1309,共11页
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... 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。 展开更多
关键词 致密砂岩气 苏里格气田 储量分类评价 储层叠置样式 井网加密调整
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苏里格气田西区高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策 被引量:17
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作者 何东博 冀光 +6 位作者 江乾锋 程立华 孟德伟 王国亭 郭智 程敏华 韩江晨 《天然气工业》 EI CAS CSCD 北大核心 2022年第1期73-82,共10页
苏里格气田是典型的致密砂岩气田,年产气量达250×10^(8)m^(3),气田西区是苏里格气田长期稳产的重要后备储量区。由于该区低阻气层和富集区识别困难,生产井气水同产、携液能力弱,制约了该区天然气的有效开发。为此,以气藏地质特征... 苏里格气田是典型的致密砂岩气田,年产气量达250×10^(8)m^(3),气田西区是苏里格气田长期稳产的重要后备储量区。由于该区低阻气层和富集区识别困难,生产井气水同产、携液能力弱,制约了该区天然气的有效开发。为此,以气藏地质特征为基础,从动、静态结合角度出发,开展了产层测井识别、气水分布控制因素、富集区优选及不同天然气富集级别区差异化开发技术对策等研究。结果表明:①西区具有气水分异差,气、水层混杂分布,无统一气水界面的气水分布特征;②生烃强度、储集层非均质性对气水分布具有主控作用,生烃强度控制了气、水分布的宏观格局,区域生烃强度越大,气层相对越发育,储层非均质性则控制天然气的局部充注和聚集成藏;③气水分布模式纵向上可划分为上水下气型、上气下水型、上下水夹气型、巨厚储层气水混存型及纯气型5种类型;④针对气田开发主要面临的4个方面的挑战,提出了以产层测井识别、富集区优选、产水劈分、生产制度及排采周期优化为核心的高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策。结论认为,形成的高含水致密砂岩气藏差异化开发技术对策能够解决苏里格气田开发面临的4个挑战,可为气田持续稳产提供技术支撑,且对同类型气藏开发具有参考和借鉴意义。 展开更多
关键词 苏里格气田 西区 高含水致密砂岩 气水分布特征 富集区优选 气水层识别 气井产水劈分 开发技术对策
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开发中后期气田产能挖潜技术对策——以四川盆地东部五百梯气田石炭系气藏为例 被引量:11
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作者 贾爱林 孟德伟 +4 位作者 何东博 王国亭 郭建林 闫海军 郭智 《石油勘探与开发》 SCIE EI CAS CSCD 北大核心 2017年第4期580-589,共10页
以四川盆地东部五百梯气田为例,针对开发中后期气田面临的开发不均衡、低渗低效储量多且动用程度低、气井动态产能变化导致配产不合理、气井普遍产水、富集区采出程度高且综合递减率高及缺少新的储量动用评价和剩余储量分布预测方法等... 以四川盆地东部五百梯气田为例,针对开发中后期气田面临的开发不均衡、低渗低效储量多且动用程度低、气井动态产能变化导致配产不合理、气井普遍产水、富集区采出程度高且综合递减率高及缺少新的储量动用评价和剩余储量分布预测方法等主要问题,提出五百梯气田开发后期技术对策。技术对策主要有:(1)地层划分与构造描述,依据地震解释资料精细刻画断层及构造起伏变化;(2)储渗单元划分和定量表征,动、静态结合评价储渗体形态、尺度、连通性及含气规模;(3)流体分布及动态响应分析,综合构造、储集层及气井生产动态特征,分析确定气藏气水分布规律;(4)储量动用程度评价与产能复核,从静态地质储量和动态储量角度评价气藏储量动用情况及剩余可动储量规模,明确下一步动用方向,校正气井产能,指导气井开发后期合理生产制度的确定;(5)静态地质模型建立及动态修正,利用精细三维地质建模和数值模拟手段预测气藏压力及剩余储量分布特征;(6)剩余储量预测及分类评价,结合动态修正后的预测模型,开展剩余储量分类评价,指导产能挖潜部署;(7)采气工艺技术及工具研发,针对开发中后期气田的现状,提出针对性的采气工艺技术并研发了配套工具。 展开更多
关键词 四川盆地东部 五百梯气田 储集层描述 气田开发 剩余储量 产能挖潜 技术对策
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黄骅坳陷歧口凹陷沙河街组二段物源分析 被引量:18
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作者 刘群明 王丽娟 +3 位作者 饶良玉 王国亭 叶国 刘毅 《现代地质》 CAS CSCD 北大核心 2012年第2期363-369,共7页
为弄清歧口凹陷沙二段物源-沉积体系展布特征,通过碎屑组分、重矿物、稀土元素等多参数物源分析方法,对歧口凹陷周边源区分布及其各自对凹陷内部沉积的影响范围进行系统研究。发现各源区母岩岩石类型以中基性喷出岩为主。研究区存在北... 为弄清歧口凹陷沙二段物源-沉积体系展布特征,通过碎屑组分、重矿物、稀土元素等多参数物源分析方法,对歧口凹陷周边源区分布及其各自对凹陷内部沉积的影响范围进行系统研究。发现各源区母岩岩石类型以中基性喷出岩为主。研究区存在北部、西部和南部3大物源区,可细分为北部燕山、西北沧县隆起、西部港西和港东凸起以及南部赵北和张东6个分支物源。其中北部燕山和西北沧县隆起分支物源控制了北大港潜山北部以及板桥凹陷一带的大部分三角洲沉积,并与西部港西凸起分支物源在港中一带形成混源滩坝沉积。而港西、港东、赵北和张东4分支物源仅控制其周边的扇三角洲和滩坝相沉积。总之,古物源区与沉积体系具有良好的空间配置关系,为沙二段岩性地层油气藏的形成提供了良好的物质基础。 展开更多
关键词 歧口凹陷 物源分析 碎屑组分 重矿物
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基于储层构型的流动单元划分——以扶余油田东5-9区块扶杨油层为例 被引量:20
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作者 蒋平 吕明胜 王国亭 《石油实验地质》 CAS CSCD 北大核心 2013年第2期213-219,共7页
为了揭示扶余油田扶杨油层砂体分布和流体渗流规律,采用层次分析方法,将扶余油层划分成复合河道、单河道、河道内加积体等构型要素,将杨大城子油层划分成河道、点坝、点坝内侧积体等构型要素,并归纳总结了不同构型界面同渗流屏障关系。... 为了揭示扶余油田扶杨油层砂体分布和流体渗流规律,采用层次分析方法,将扶余油层划分成复合河道、单河道、河道内加积体等构型要素,将杨大城子油层划分成河道、点坝、点坝内侧积体等构型要素,并归纳总结了不同构型界面同渗流屏障关系。在此基础上,综合孔隙度、渗透率、流动分层指标(FZI)、剩余油饱和度、水驱指数等参数,采用聚类方法,将扶杨油层划分成4类流动单元,并得到各自的判别标准。结合储层构型,识别出5种流动单元成因类型。油田动态数据和划分流动单元关系表明,流动单元能够有效预测产能、指示剩余油分布和砂体动用效果。 展开更多
关键词 储层构型 流动单元 扶余油层 杨大城子油层
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