天然气注储协同提高凝析气藏采收率关键技术

塔里木盆地牙哈深层碎屑岩凝析气田循环注气开发近20年,即将肩负着提高采收率与储气库调峰的双重重任,但该气藏凝析油含量(671 g/m^(3))高于大张坨、呼图壁等凝析气藏储气库,因此建库过程中必须考虑凝析油气的开发和天然气的注储协同运行,实现资源利用最大化。为此,系统梳理了牙哈凝析气藏建库注储协同所面临的难题,在继承气藏型储气库建库技术的同时,创新提出天然气注储协同技术并形成了提高凝析油采收率等关键核心技术。研究结果表明:①注储协同提高采收率技术是天然气重力驱提高采收率技术和气藏型储气库建库技术的耦合,分为“重力泄油协同扩容、高速交变建库达容”2个阶段;②发展了凝析气藏渗流多周期交变压力下储采理论方法,论述了凝析气藏注储协同建设地层封闭与库容能力评价技术、注储协同提高凝析油采收率技术;③按照“重力辅助、干化保压、兼顾富气”的开发原则,预计采用该项技术分两期运行30年,最终可形成库容量165.6×10^(8)m^(3)、总工作气量50.4×10^(8)m^(3)的储气库,同时较循环注气可再提高凝析油采收率10.6%。结论认为,天然气注储协同新理论与新技术是提高凝析油采收率技术与储气库建库技术的升级,在大幅提高采收率的同时降低了建库投资,该技术必将进一步推动我国同类凝析气藏和油藏型储气库建库技术的新发展。

控制牙哈地区古潜山储集层非均质性的主要因素探讨

通过对牙哈地区潜山油藏流体性质分析及其在储集层内的分布特点,得出控制潜山油藏规模及流体分布的主控因素是储集层平面和纵向上严重的非均质性,并运用沉积学观点,从五个方面进一步分析了非均质性的成因。从而找出了潜山油藏规模小与油源丰富矛盾的具体答案。

地震多属性融合成像技术在储层预测中的应用

随着勘探程度以及勘探开发对象复杂程度的不断加深,隐蔽性油气藏逐渐成为未来油气勘探的重点,这使得地震资料解释技术从单纯的构造解释向更精确的储层预测、油藏描述等方向发展,而地震属性分析技术在这方面发挥着越来越重要的作用,已经成为油藏地球物理研究的核心内容。基于地震影像学原理,利用三维岩相解释技术对塔里木盆地塔中地区东河砂岩段提取了相关地震属性,并在此基础上利用RGB-IHS多谱成像原理进行多属性的融合。研究表明,多属性融合技术降低了地质体的不确定性。

TZ气田石炭系含砾砂岩段储层特征及综合评价

根据岩心观察、铸体薄片及压汞曲线等资料,对研究区储层特征进行研究,并根据储层特征总结出储层分类标准,利用多井对比对研究区储层进行综合分类评价。研究结果表明,TZ气田石炭系含砾砂岩段岩石主要为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩;储集空间以原生粒间孔为主,并发育有较多的微裂缝;孔隙结构类型主要发育中孔中粗喉型和中小孔中细喉型。从纵横向和平面上的储层综合评价表明,研究区储层类型以Ⅱ类和Ⅲ类为主,属于低孔、低渗储层,总体表现为中等-差储层特征。

库车坳陷DB气田白垩系砂岩胶结作用及其与构造裂缝关系

以普通薄片和铸体薄片观察与鉴定为基础，辅以岩芯精细观察、阴极发光显微镜分析、扫描电镜分析、黏土矿物x衍射分析、包裹体分析、油层物性分析等技术手段，结合区域储层地质研究成果，系统研究塔里木盆地库车坳陷DB气田白垩系巴什基奇克组砂岩储层胶结作用特征及其发育期次，并剖析其与构造裂缝的关系。结果表明，DB气田白垩系砂岩为裂缝一孔隙型特低孔一特低渗储层，构造裂缝发育是储层高产的主要因素；储层胶结作用强烈，尤其以碳酸盐胶结为主，与黏土矿物转化有明显的因果关系，共发育“6Ma之前”、“6～5Ma”和“3～2Ma”三期主要的胶结作用；多期次胶结作用与该区三期构造裂缝的有效性关系密切，只有错过主要胶结作用时期的第三期（N2末）构造裂缝才是最有效的储集空间。

利用测井资料计算新疆迪那气田地应力

在新疆迪那气田,根据对地应力分布规律和影响它的诸多因素的分析,引用前人的研究成果,充分利用测井信息,计算了岩石的力学参数、岩石固有强度参数,确定了地应力计算模式中的各参数。测井分析地应力不仅可以方便、迅速得到沿深度连续分布的地应力剖面,而且节约了昂贵的地应力测试费用,具有明显的经济意义和实用价值。同时,利用井壁崩落法、钻井诱导缝法和DSI快横波方位法确定了新疆迪那气田目的层的水平主应力方向。

反褶积法在气井早期地层测试解释中的应用

提出了利用反褶积算法进行试井解释的方法,研究了试井解释方法反褶积算法的求解过程。以DN1气田DN11井完井测试资料为例研究了反褶积方法在早期地层测试资料解释中的应用。结果表明,反褶积方法可以综合整个测试过程的所有产量、压力信息,从而可以更加充分地利用地层测试资料的所有信息。通过反褶积曲线正确确定了DN11井试井解释模型,求得了基岩-裂缝储容比及窜流系数,为后期气田地质模型建立及数值模拟进行开发动态预测提供了重要依据。

库车坳陷大北1气藏白垩系储层裂缝发育规律

为了搞清塔里木盆地库车坳陷大北1气藏白垩系储层裂缝发育规律,以便为该气藏后续井位部署、完井酸化压裂以及建立裂缝和基质统一的三维非均质地质模型提供依据和参数,通过对该气藏单井岩心裂缝的观察描述、镜下薄片和成像测井资料的分析统计,运用系列经验公式计算求取了单井裂缝密度、开度、裂缝孔隙度、裂缝渗透率等表征大北1气藏白垩系储层裂缝发育情况的参数;并在此基础上,从气藏地层厚度与裂缝发育程度的关系,岩相、沉积微相与裂缝发育程度关系,以及构造角度与裂缝发育程度的关系等方面分析了影响裂缝发育的控制因素。最后得出结论:大北1气藏白垩系储层裂缝在粒度较细的薄砂层、构造角度大的部位中比较发育。

利用水平井提高英买7凝析气藏采收率

以英买7带底油的凝析气藏为研究对象,开展了利用水平井提高英买7凝析气藏底油采收率的可行性研究和实践。在建立气藏地质模型的基础上,运用ECLPSE300组分数值模型软件,对水平井水平段的纵向位置、水平段长度和采油速度进行了开发可行性的模拟研究,得出了在不影响天然气采收率的前提下,要提高底油的采收率应将水平井水平段部署在油气界面之上1～2m处,水平段长度为300m,采油速度控制在2.5%以下较为合理的认识。通过该气藏YM7-H1水平井底油开采实践,上述认识得到了证实并取得了提高底油采收率的实效。

柯克亚柯深102井地层水水型差异原因分析

塔里木盆地柯克亚古近系凝析气藏为超深(6400m)、超高压(128MPa、压力系数2.0)碳酸盐岩气藏,目前只有柯深102井在生产,该井于2003年8月7日投产,2003年12月28日开始产地层水,分析认为,水来自产层本身,有CaCl2型和Na2SO4型两种类型。地质分析认为,前一种水是地层压力降低,超高压气藏泥质岩中的残余水被挤出而形成,而后一种是由于局部透镜状水体或边水侵入所致。

迪那气田现今地应力研究

在关键井点测井资料研究基础上,结合岩石力学实验,用有限单元方法对迪那气田古近系储集层现今地应力分布做出预测。研究结果表明:迪那气田古近系现今应力场主应力均表现为压应力,最大水平主应力方向为北北东10°,水平主应力值约为109.56MPa和106MPa,垂向主应力值为115MPa.

迪那2气田压力监测、试井解释及产能评价技术

针对迪那2气田带裂缝异常高压凝析气藏特点,开展了考虑流态、相态、温度、动能损耗和动态摩阻等因素的压力动态评价方法研究。在此基础上,进行了考虑应力敏感的试井解释和产能评价方法研究,编制了相关计算软件,初步形成了迪那2异常高压凝析气田压力评价、试井解释及产能评价技术。通过实例证明,该系列技术能通过井口压力动态监测数据求得储层物性参数等资料,为该类气藏合理、高效开发提供技术支持。

基于灰狼算法的LSSVM模型预测凝析气藏露点压力研究

针对凝析气藏露点压力预测准确性相对较低的问题,基于数据挖掘,提出了一种将灰狼算法(GWO)与最小二乘支持向量机(LSSVM)相结合的新模型(GWO-LSSVM模型)。在Pearson关联性分析基础上,选取气藏温度、(C 1、C 2-C 6、C 7+)摩尔分数、C 7+相对分子质量、C 7+相对密度作为新模型的自变量,露点压力为因变量。采用公开发表的37个露点压力数据优化GWO-LSSVM模型参数(γ,σ2),然后对10组TLM油田实测露点压力数据进行预测。结果表明:GWO-LSSVM模型预测精度较高,平均绝对相对误差(AARD)仅为2.6%。最后,根据Leverage方法,进行了所有数据的异常点检测。本研究为凝析气藏露点压力预测提供了一种有效方法。

库车坳陷 DB 气田白垩系巴什基奇克组砂岩的多期溶蚀

以岩心观察、普通薄片和铸体薄片观察与鉴定为基础,辅以阴极发光显微镜、扫描电镜和油层物性分析等技术手段,结合区域地质研究成果,系统研究塔里木盆地库车坳陷DB气田白垩系巴什基奇克组砂岩储层溶蚀作用特征及其发育机制,并剖析其与孔隙演化的关系。结果表明,库车坳陷DB气田白垩系巴什基奇克组砂岩为特低孔-特低渗储层,发育多种溶蚀孔隙。储层经历多期溶蚀作用,依次为大气淡水表生淋滤溶蚀作用、有机酸溶蚀作用、微弱的碱性溶解作用和较弱的酸碱交替溶蚀作用,分别溶蚀早期碳酸盐胶结物、长石、不稳定岩屑和石英质组分等,形成粒间溶孔、溶蚀缝、超粒大孔隙、粒内溶孔等溶蚀孔隙。结合地层埋藏史、有机质发育史和构造演化史等研究成果,综合分析认为,DB气田多期溶蚀和烃类多期注入相匹配是形成现今高产气田的重要原因。

英买9区块断层与剩余油配置关系研究

针对塔里木盆地英买力地区白垩系地层断裂发育的特点,利用断层分段生长的原理,研究分段生长的断层对油气富集的控制作用,结合最大断距相减法确定英买9区块白垩系巴西改组8条断层的分段生长情况,预测断层边部油气分布的有利区域。研究认为,英买9区块在局部应力场作用下,早期形成的先存裂缝会沿着滑动面开始活动,逐渐形成具有一定断距的小型断层,断层在分段生长点处的抬升或沉降幅度要比周围小,河流会携带沉积物经过上升盘分段生长点,向下降盘断层分段生长点处汇集,是局部构造高部位形成的重要原因。

凝析气藏注气提高采收率数值模拟研究--以牙哈气藏为例

以牙哈(YH)凝析气藏E+K区块M井组为例,建立典型井组数值模拟模型,对注气提高采收率主控因素及其机理进行了研究。在注采部位、注入介质、注气量、注采比、注气时机及压力恢复程度不同的条件下,模拟生产效果并对井组注气方案进行了优化。结果表明,采用“上注-下采”、循环注气、注气量(30.50~36.60)×10^(4)m^(3)/d(年注气量为原始地质储量的2.50%~3.00%)、维持较高地层压力(衰竭至不低于露点压力)等条件时,凝析油开发效果较好。研究结果可为YH凝析气田注气开发中后期提高采收率技术政策制定提供依据,为凝析气田中后期开发调整提供指导。

气水过渡带内底水凝析气藏数值模拟研究——以吉拉克TⅡ2^4凝析气藏为例

吉拉克TⅡ24底水凝析气藏构造幅度低,非均质性强,气藏顶部存在低电阻气层段,气水关系复杂。结合气藏地质和生产特征,对压汞资料分类评价并归一化处理计算气水过渡带高度,结果表明该气藏总体处于气水过渡带内,为气水过渡带内的底水凝析气藏。在对比各种建立气藏原始饱和度方法的基础上,采用毛细管压力法建立该气藏原始饱和度场并进行数值模拟研究。利用2种方法实现了产水气井的精细模拟:一是考虑饱和顺序对相对渗透率曲线影响,实现主要受可动水影响,初期见水且低产稳产水气井的精细模拟;二是采用局部网格加密准确描述反凝析与底水锥进对近井地带影响,实现主要受底水影响,见水后产水量逐渐增大的气井精细模拟。研究结果表明,这些方法对复杂凝析气藏模拟具有很好的效果,对同类气藏模拟具有重要的参考作用。