海上油气田开发风险及其对策分析

海上油气田开发由于所处地理环境恶劣、地质条件复杂、投资巨大,是一个风险较大的行业。海上油气田开发在地质、开发技术、工程技术、政治及经济等方面较陆上油气田有更大的风险,特别是开发建设投资占比大,因此分析其开发风险因素,提出相应对策,对后续海上油气田开发项目管理有着极为重要的意义。此文结合我国海域已投入开发的油气田案例,探讨海上油气田开发项目的风险因素,并由此提出关注的一些技术问题,以期在开发管理过程中降低风险、提高项目经济效益提供一定帮助。

引入比产能进行气井产能评价引发的思考

气井产能的评价,理论基础已相当成熟,实际生产中也已形成相当成熟的方法,具体的操作过程亦不复杂。然而在实际运用中由于受到资料数量和质量的制约,稍不留意就会使得评价结果与实际产能出现较大差异,从而影响开发技术政策的制定、气田的开发效果及气田的经济效益。笔者引入比产能方法,在对XXX气田进行产能评价过程中,遇到一系列难以用常规方法解决的问题,由此引发产能评价的思考,对其原因以及对实际气田开发的影响进行分析和探讨,并提出了相应的应对措施。

致密砂岩气储层微观孔隙结构与分形特征——以松辽盆地长岭气田登娄库组为例

致密砂岩储层的孔隙结构是决定其储层物性及油气产能的重要因素,也是当前致密储层研究的热点。以松辽盆地长岭气田登娄库组致密砂岩为研究对象,通过核磁共振、恒速压汞、铸体薄片及扫描电镜等实验资料,用定性和定量相结合的方法对致密气储层孔隙结构特征进行表征;基于饱和和离心状态下测量的T_(2)谱进行分形分析,探讨孔隙结构参数与可动流体之间的关系,开展储层孔隙结构分类评价研究。结果表明:登娄库组致密气储层孔隙类型多样,主要发育残余粒间孔、长石溶蚀孔和黏土矿物晶间孔,孔喉关系以大孔细喉和小孔粗喉为主,核磁共振T_(2)谱呈双峰或单峰分布。研究孔隙结构特征与可动流体关系发现,最大连通喉道半径才是控制可动流体大小的主要因素。致密气储层孔隙结构具有分形特征,离心状态T_(2)谱计算的分形维数D_(2)(2.3551~2.8035)要高于饱和状态的D_(1)(2.2399~2.7557),表明微小孔隙域决定了微观复杂性,中大孔隙域控制了宏观储层品质。综合储层的储集能力和流体的赋存特征将长岭气田登娄库组致密气储层划分为3种类型,Ⅰ类孔隙结构多为小孔粗喉类型,最大连通喉道半径下限为0.8μm,分形维数小,为优质储层。研究成果定量表征了孔隙结构的复杂性,为致密气储层评价与分类提供了新思路,可以指导致密气储层的勘探开发。