致密砂岩气藏稳产后期动用效果评价与动用潜力分析:以子洲气田山2气藏为例

以子洲气田山2气藏为例,利用钻井及生产动态资料,通过对地质储量、动储量、累产气、累产水和动静储量比的计算与分析,采用综合评判指数法和类比法,详细评价了山2致密砂岩气藏动用效果和动用潜力。结果表明:山2气藏平面动用严重不均衡。7个井区中,主砂体带中部的榆30井区动用效果最好,属Ⅰ类动用区;主砂体带南部的洲3和北部榆81井区动用效果中等,为Ⅱ类动用区;主砂体周边的榆69、榆48、麒麟沟和榆29井区动用效果差,属Ⅲ类动用区。初步预测山2气藏整体动用潜力为198.1×10^(8) m^(3)。其中,Ⅲ类区的动用潜力为174.7×10^(8) m^(3),占88.2%,是山2气藏后续挖潜重点。

三角洲前缘亚相致密砂岩储层的成岩作用与有利成岩相带：以鄂尔多斯盆地子洲气田山_2~3段砂岩为例

致密砂岩储层成岩作用复杂,成岩相分布表现出明显的差异性。以物性、铸体薄片、扫描电镜、X衍射、高压压汞等测试数据为基础,对鄂尔多斯盆地东部子洲气田山32段砂岩的成岩作用和成岩相进行了研究。结果表明:岩性以石英砂岩为主,岩屑含量自西向东表现出增加趋势;残余粒间孔、溶蚀孔和晶间孔为主要孔隙类型;压实压溶作用使原生粒间孔大量损失;胶结作用对储集空间具有双重影响,但整体使物性变差;溶解作用对石英砂岩和岩屑石英砂岩的影响不同,对石英砂岩的溶蚀程度更高;综合多项成岩阶段划分指标,子洲气田山32段砂岩已进入晚成岩B期,部分指标进入C期;参考多项定性和定量参数,划分出6种成岩相,分布于水下分流河道厚砂体中的石英加大粒间孔-溶蚀孔相是最有利的成岩相带,石英加大粒间孔-晶间孔相和粘土杂基充填晶间孔-溶蚀孔相次之,成岩相的平面分布受沉积微相和碎屑组分变化影响明显。

子洲气田西干线积液量计算及药剂排液工艺技术

中国石油长庆油田子洲气田公司西干线积液导致管输效率低、能耗高、管网节点压力高,目前采取的频繁清管措施,不但影响正常供气,还存在着卡球、憋压等风险,给安全生产带来了极大的隐患。为此,根据实际管线路由以及气液两相流理论,建立了适用于该气田支干线的积液量计算数学模型,利用实际生产数据、清管参数进行模型的拟合和修正,得到西干线积液量与集气量、集气压差的实用关系式。同时根据该气田管线积液高含醇(体积分数为35%)、高含凝析油(体积分数为42%)的特点,研制开发了高抗醇、高抗油管道泡排剂UT-14,并进行了药剂排液试验。结果表明:试验前后管道进出口压差最多降低0.22MPa,排液效率超过33%,证实西干线积液实用公式的正确性和药剂排液在复杂地表下集气管线的适用性,可作为目前清管工艺的替代工艺,以确保集气管线的连续、安全生产。该成果对提高起伏管线集输效率、降低集输能耗和清管风险具有重要意义。

子洲气田气水层测井识别方法

作为岩性气藏的子洲气田山2气藏,其气水分布受构造、储层砂体变化的控制,在测井识别储层流体中要综合考虑各类因素。应用电阻率-孔隙度交会图法、视孔隙度法和地层水孔隙度法对子洲气田山2段气层、水层、干层进行识别,认为上述方法共同应用可有效识别储层流体。电阻率-孔隙度交会图法、地层水孔隙度法可以有效区分气层与水层;视孔隙度法可以将干层与气层、水层区分开。结果表明,上述3种方法共同应用于本区进行气水层测井识别,其符合率达95%,具有较高的准确率。

子洲气田山_2气藏地层水分布模式

子洲气田山2气藏岩性气藏的气水分布受构造、砂体条件变化综合控制,气水关系复杂,单井剖面上存在"上水下气"倒置现象.综合测井、岩心分析、地层水化学分析和试采等资料,认为气井产出的地层水按不同来源类型可划分为边(底)水、孤立透镜体水、致密透镜体水和气层残留地层水,并总结相应的测井识别特征和生产动态特征.在单井气水层识别的基础上,提出砂体分布特征、现今砂顶微构造、天然气运聚成藏过程和储层物性变化是控制山2气藏水体分布的4种主要因素,并且对各类水体的纵、横向分布特征进行描述.地层水类型的划分和水体分布规律研究对于气藏的开发井网部署有重要的指导作用,对于其他有水岩性气藏的合理开发也具有一定的借鉴意义.

地震叠前分析技术在子洲气田的研究与应用

由于子洲气田山2段砂岩储层薄,横向变化快,因此,该文在叠后地震储层预测的基础上,开展了叠前地震储层预测方法的研究与应用。研究表明:大入射角的地震数据包含了丰富的储层AVO信息,通过叠前反演计算弹性阻抗及弹性参数,可提高有效储层预测精度。该技术在子洲气田天然气气藏地震储层综合预测中的推广与应用,保证了快速的开发建产,提高了预测符合率,为完成子洲气田整体开发奠定了基础。

长庆油田子洲气田井漏现状及堵漏方法

长庆油田子洲气田存在比较严重的井漏问题,最近3年统计表明子洲气田井漏比例高达77%,主要是刘家沟地层漏失。分析了子洲气田的井漏现状,根据岩心资料确定了井漏原因,总结了目前预防和处理井漏的方法,针对子洲气田的特点提出了治理对策。

阻流带对子洲气田低渗透砂岩气藏开发的影响

低渗透砂岩气藏的储层物性差、非均质性强,阻流带发育,从而造成气井的控制储量低,因而在分析气田整体开发指标时需要对阻流带进行评价。为此,以鄂尔多斯盆地子洲气田为例,综合地质分析、试井解释和数值模拟等方法对低渗透砂岩气藏中的阻流带进行了研究。通过地质资料分析揭示了阻流带主要存在的两种模式,即河道的底部滞留沉积和河道边部沉积引起的致密夹层。结合试井解释和气井的生产动态历史拟合,可得知该地区的阻流带间距大小不等,差别较大,间距一般在200～2 000m。区块整体开发的数值模拟结果表明,子洲气田的单井控制面积约为1.3km2。结论认为,阻流带的间距、形状对气田的储量动用程度和采收率影响不大,当阻流带隔离开的流动单元的面积为1.2km2、井网为1 200×1 200m时,气田的储量动用程度可达60%,采收率在47%左右。阻流带的研究为评价气井的产能和气田的整体开发指标提供了必要的参数。

鄂尔多斯盆地东部盒8段致密砂岩储层特征——以子洲气田清涧地区为例

清涧地区位于鄂尔多斯盆地东部,是子洲气田稳产的主力接替区块。研究区面积大,钻井数目少,地质认识程度低,尚处于开发评价阶段。以盒8段为研究对象,开展了沉积、储层等精细地质研究工作,并与苏里格致密砂岩气田进行综合对比,落实了有效砂体的厚度、规模、发育频率,总结了有效砂体在空间的分布规律,认识到区内有效砂体分布零星,连续性差,与心滩等优势相带对应关系较好,平面上主要集中在研究区的西砂带,垂向上在盒8上^2、盒8下^2小层相对发育。结合地质与试气资料,以＂连续性有效厚度＂为主要依据,将储层分成好、中、差、干层等4种类型,优选了富集区,按照开发级次将研究区划分为3类区,建议在一类区、二类区优选直井开发,不建议部署水平井开发。本研究为气田开发方案编制提供了地质依据,同时也可对类似气田的地质工作起到借鉴作用。

子洲气田中二叠世山2^3期沉积相再认识

经过地球化学、生物化石和沉积构造方面的研究论证,确定子洲气田山23段三角洲类型为近海湖泊辫状河三角洲,纠正了以往的沉积相认识误区。根据自生矿物、层理构造、岩石颜色等沉积环境标志性产物首次划分出了中二叠世山23期湖岸线位置,对研究区沉积微相的详细研究认为子洲地区山23段发育近海湖泊辫状河三角洲平原沉积亚相,清涧地区发育三角洲前缘沉积亚相。同时,在沉积相重新认识基础上分析了沉积相对储层储集性能和气水分布的控制作用,对子洲气田滚动扩边开发具有重要的理论指导意义。

子洲气田山_2段单井出水机理研究

气井产水不仅在地层中气水两相渗流时影响产能,还会在井底形成积液影响气井生产,可见,产水对气井的生产的危害是很大的。因此,为了充分利用地层能量,防止气井高产水,有必要研究单井出水类型及机理。本文依据地质、测井等资料对生产井出水类型及机理进行研究,划分出单井产水类型;再利用试气、生产、水化学等资料分析给与证实,最终得出单井地层水层识别原则。

鄂尔多斯盆地子洲气田山23致密砂岩气藏储层特征及成因分析

鄂尔多斯盆地子洲气田山23段砂岩为一套典型的低孔、低渗储层,平均孔隙度为4.94%,平均渗透率为0.78×10-3μm2,主要孔隙类型为残余粒间孔、溶蚀孔和晶间孔,孔隙结构以中粗孔径—细喉道为主。山23致密砂岩储层经历了复杂的成岩作用,如压实、胶结、压溶等作用,其中压实和胶结等破坏性成岩作用使储层的原生孔隙大大减少,使储层的孔隙度和渗透率降低,导致储层变得致密。研究表明,沉积环境是控制致密砂岩储层形成的基本因素,填隙物含量对储层物性有重要影响,随着填隙物含量的增加,储层物性逐渐变差,而成岩作用对储层的致密化起决定性作用,其中三角洲前缘砂体中的水下分流河道砂体物性最好,而且主砂体展布带内中心部位物性相对较好,向两边逐渐变差。

子洲气田榆30井区精细地质建模与潜力分析

三维地质特征模型是油气藏描述的重要手段,对子洲气田榆30井区进行了精细地质建模,在地震解释、测井解释、沉积微相、小层对比、录井解释、物性分析等工作的基础上,建立了该井区的三维精细地质模型,实现了沉积微相研究成果的量化应用及与储层参数分布的有效结合,并在此基础上对该地区的剩余油分布和勘探开发潜力进行了分析。

测井资料识别子洲气田气水层方法研究

运用测井资料识别气田不同井区的气层、水层及干层分布是气田勘探开发中基本任务之一。在子洲气田山2气藏开发过程中,由于其气水分布受构造、储集层砂体变化的控制,必须综合考虑各类因素进行识别。在简述子洲气田深层气测井响应特征的基础上,分别用声波时差-深侧向电阻率交会图、补偿中子孔隙度-密度交会图、地层水孔隙度法、多元判别法,建立判别储集层流体性质的模型并用于对山2段储集层流体性质进行判别。对比试气结果可知,判别符合率均较高,分别为87.91%、81.7%、84.6%和85.71%。通过实际应用证明,上述方法对子洲气田的气水层解释具有很好的效果。

子洲气田开发动态评价新方法研究

子洲气田经过6年的滚动开发,生产动态上表现为单井的产能差异较大,目前的开发动态评价方法不适应,为此提出了气井地层压力评价的新方法,即黄金分割优选法和生产数据优化拟合产能评价方法,实例计算表明,这两种方法计算精度高、实用,能满足工程计算实际需要。

子洲气田山_2致密砂岩气藏水体分布及影响因素

子洲气田山2致密砂岩气藏气水分布复杂,气井产出的地层水按不同来源类型可划分为边(底)水、气层残留地层水、透镜体水3种,利用试气、测井和生产动态等资料对子洲气田生产井出水类型及机理进行研究,深入分析了其成因及识别特征。结合地质背景分析认为,作为典型的岩性气藏,子洲气田山2气藏水体分布主要受砂体分布、构造、储层物性变化和天然气运移成藏过程等因素影响,宏观上存在3大类气水分布模式。在地层水类型和水体分布模式研究的基础上,对子洲气田各类水体的纵、横向分布特征进行了描述。

子洲气田气水分布主控因素分析

针对子洲气田生产井产水问题进行研究,结合水化学特征和生产井产水动态特征识别产出水类型;同时在构造、储层物性和沉积相、生烃史的认识基础上认识子洲气田山23段气水分布规律,指出研究区各个区块气水分布的主控因素,并提出预防出水建议,为子洲气田下一步高效滚动开发提供了指导建议。

低孔低渗砂岩储层物性下限确定方法研究——以子洲气田山西组山_2~3段气藏为例

子洲气田山西组山23段储层孔隙度主要分布在0.10%～10.50%之间,平均4.77%,渗透率主要分布在(0.01～87.8)×10-3μm2,平均为1.52×10-3μm2,属典型的低孔—低渗型储层。以子洲气田山西组山23段低孔—低渗型砂岩储层为例,针对砂岩储层物性孔隙结构特征,结合岩心分析的孔隙度、渗透率与含油岩心饱和度相渗透率的关系等方面进行深入研究,采用最小喉道半径法,以及孔隙度、含水饱和度和相渗曲线组合法等方法确定了该储层的物性下限值。

子洲气田山2~3段低孔低渗砂岩储层物性下限确定方法研究

长庆油田子洲气田山2~3段砂岩储层具有典型的低孔—低渗特征。文章论述了其储层物性孔隙结构,分析了岩心孔隙度、渗透率与含油饱和度和相渗透率的关系,采用3种方法确定并相互验证了该储层的物性下限值:孔隙度下限值为3.5%,渗透率下限值为0.1×10^(-3)μm^2。该值得到了试油试采资料的证实,为储量计算提供了依据,对该储层的开发生产具有指导作用。

气田管输带压条件下天然气水露点测定及应用——子洲气田集气站为例

天然气从井口到处理厂的流动过程中,由于流程中温度和压力等不断变化,可能出现部分凝析水,造成输送效率下降。子洲气田集气站采用"小站常温分离、湿气气相输送、处理厂集中脱烃脱水"的工艺模式,其中常温分离的方法,需要通过水露点的研究确定凝析水产生的部位,明确不同工况下合理的集气站运行温度,提高集气站分离效率。利用自研的水露点测试仪对子洲气田(洲1、洲4、洲8)集气站外输部分取天然气进行不同压力下水露点测试,建立了水露点—压力的指数预测模型,进而建立了水露点与含水量的关系方程。子洲气田洲4站数据计算表明,该站夏季凝析水主要出现在外输到接收站的管道中,日产凝析水量约8 m^3,冬季时站内就出现了凝析水,从外输端到接收站的凝析水量少于夏季,但外输到接收站的管道中仍有一定量的凝析水出现,矿场外输压降和清出积液量随日期变化曲线说明了该次计算结果是比较可靠的。根据该次带压条件下水露点预测可计算的集气站管线日产水量,为现场措施清管提供有力指导,减少了管线运行阻力。