柴达木盆地天然气开发技术进展

青海气区是我国陆上的大气区之一,现已累计探明天然气地质储量3046.57×108m3,可采储量1619.31×108m3。该区的主力气田——涩北气田为第四系生物成因气田,具有特殊的地质条件,主要表现在气藏埋藏浅、储层岩性疏松、含气井段长、气层层数多、气水分布复杂、气田开发难度大。通过实施科技创新战略,积极探索和试验新工艺、新技术,气田开发水平得到了提高。为此,系统总结了2001年以来青海气区天然气开发技术的进展:低阻气层识别技术水平不断提高,天然气增储效果显著;疏松砂岩取心技术的突破,完成了大批岩心分析试验项目,推动了储层评价、气水关系等深入研究;开发层系及射孔单元的划分、井网部署、多层合采射孔层位优化、多层合采气井合理配产等方面的研究进展,使气藏工程研究及方案设计水平得到了提高。

保压取心储层流体饱和度分析方法——以柴达木盆地台南气田第四系生物成因气藏为例

为了准确获取柴达木盆地台南气田第四系疏松泥质粉砂岩储层原始流体饱和度,在其区内两口气井中应用保压密闭取心及其配套分析技术,对储层温压条件下所含流体含量进行了测定。具体方法是,运用保压密闭取心技术保证岩心从井筒提升到地面后仍保持地层压力,冷冻截取过程中系统收集游离气和游离水,并对岩样开展束缚水、可动水及残余气饱和度等实验分析研究,依据岩心孔隙体积最终按照地面实际收集的流体体积通过校正得到地层温压条件下储层孔隙内的原始气、水总饱和度和可动流体饱和度等参数。在此基础上,对比测井解释储层流体饱和度后发现,测井求取值偏大、物性好的气层平均相差17.89%,物性中等的气层平均相差为20.79%,物性差的气层平均相差36.64%。结论认为,只有采用保压密闭取心才能够准确获取储层的真实原始流体饱和度,其对测井解释计算方法具有修正作用。

涩北气田开发中存在的技术难题及其解决途径

柴达木盆地涩北多层疏松砂岩气田具有气水关系复杂、易出砂、易出水、储量动用程度不均衡等开发技术难题,国内外可供借鉴的经验较少。从涩北气田的储层地质特征入手,结合产量、出水与出砂动态规律,深入分析了涩北气田所面临的各项开发技术难题,以控水稳气、提高天然气采收率为目的,从气藏精细描述、开发机理、气藏工程等角度,提出了下一步解决这些难题的思路:①对于出水问题,需要重点研究气水层的识别技术、出水机理与水源的综合评价、出水气井的产能评价、边水水体能量评价、防水治水措施以及储层内气水运动的动态监测技术;②对于出砂问题,攻关方向是防砂工艺与产能的协调、主动防砂的生产压差控制;③对于提高储量动用程度,需要进一步完善、设计新资料的获取方案、提高三类储层的解释精度;④对于涩北气田水平井技术运用,需要优化设计、精心施工和综合评价。

多层组砂岩气藏气井出砂机理及对策研究

涩北气田的砂岩气层多而薄,生产过程中地层易出砂。统计表明,涩北气田在试气或试采阶段,虽然大部分气井控制产量生产,但已经有相当数量的井有出砂现象,出砂井占气田试采井总数一半以上。文章从储层特征、岩性特征、气体渗流速度、作业液浸泡等多个角度对气田地层出砂的机理进行了较为全面的分析。结果表明,气田的储层特征是地层出砂的内因,地层中天然气渗流速度是是否出砂的决定性因素,作业液浸泡和井筒内的动态响应会降低地层出砂临界速度,使地层更易出砂。在此基础上,基于降低单一气层天然气渗流速度的思路,从气藏工程角度提出了高孔密、大孔径射孔以及逐层叠加开采和多层压力平衡合采两种多层合采的开采方式和技术路线。实践表明,两种方式均能达到提高涩北气田气井产量、防止地层出砂的目的,其中,多层合采方式更能兼顾到防止出砂、提高气井产量和气田采收率,进而实现提高气田高效开发的目的。

砂岩多层气藏多层合采合理配产方法研究

砂岩气藏开发过程中气井出砂是一个较为普遍的问题,若出砂较为严重,就会严重制约气井产能和气田开发效益的提高。为了防止地层出砂、提高气井单井产能,多层砂岩气藏采用多层合采方式是一条有效的途径。为此,文章提出了两种多层砂岩气藏多层合采防止地层出砂、提高气井产能的合理配产方法,实例计算结果表明,临界渗流速度法配产结果与气井实际产量吻合程度较高,该成果为多层砂岩气藏多层合采气井的合理配产提供了新的思路和技术手段。

疏松砂岩气藏开发管理的关键技术

疏松砂岩气藏属于全球范围内比较典型的一类难开采资源,具有岩性疏松、易出砂、易出水、产量递减快、储量动用程度不均衡等开发技术难题,可供借鉴的开发经验少。针对青海涩北气田的开发难点,在解析气田疏松砂岩气藏储层特殊渗流规律的基础上,通过对其开发现状、开发规律以及开发过程中遇到的各类问题的深入分析,探讨了开发管理疏松砂岩气藏的若干配套关键技术,包括生产动态实时分析技术、动态储量计算技术、疏松砂岩出水的水源分析技术、合理配产模式以及几种针对疏松砂岩气藏出水、出砂的提高单井产量的工艺技术,并运用气藏数值模拟来评价气藏开发过程中的不确定性因素及开发技术政策的合理性,从技术管理的层面上为提高疏松砂岩气藏的开发效益提供了理论依据和思路。

油气水层的地球化学识别方法

测井解释是油气层识别最常用方法，它是依据储层流体物理性质差异解释油气水层。由于测井解释受储层岩石成分、地层水矿化度及泥浆侵入等多种因素的影响，因此在解释一些低阻油气层及气层和凝析气层时，常常出现偏差，油气水界面也难以确定。地球化学方法主要是根据储层残留烃的化学性质识别油、气水层，它不受储层岩石成分及储层流体物理性质等因素的影响，只与储层流体的化学性质有关，可弥补测井解释方法的不足，为油气水层的识别提供一种新方法。文章详细研究油层、凝析气层及水层的地球化学特征，结果表明，油层、气层和水层的抽提物含量、荧光强度与荧光分布以及储层烃的碳数分布完全不同，可用来识别油气水层。

涩北气田100亿立方米天然气产能主体开发技术

柴达木盆地涩北气田100亿立方米天然气产能方案编制按照"统筹考虑、整体开发、统一部署、分批实施、体现效益"的原则,采用先进的工艺技术和方法,优选合理的开发技术策略,确保气田"安全、稳定"生产,实现了该气田的高效开发。该产能方案的主体技术有:细分开发层系技术、水平井开发技术、气井优化配产技术、气井防砂工艺技术、油套分采工艺技术、排水采气工艺技术、地面高低压分输技术等。针对该气田开发中目前存在的问题,建议继续深化气、水层的识别,继续探索控砂、控水、防砂、防水技术,加强水平井防砂、排水采气和配套措施作业等工艺技术研究,进一步提高涩北气田的整体开发效果。

油气藏出砂研究现状及其发展趋势

综述了目前国内外在油气藏出砂地质特征、出砂机理以及防砂方面取得的成果,重点是对气藏出砂的研究;指出了目前在油气藏出砂方面所存在的问题;并提出了今后油气藏出砂研究的方向,对现场生产和相关研究人员有实际借鉴意义。

柴达木盆地第四系气田遥感综合勘探研究

柴达木盆地东部天然气藏的圈闭为低幅度构造圈闭。该区含气层、表层气、地表盐沼等均可造成地震剖面上的低速效应,因而构造形态在常规地震剖面上得不到真正反映。该区第四系构造圈闭多为同沉积成因,对遥感数据增强处理识别出多个局部构造。选择已知的涩北1号气田和新发现的达南4号等目标进行地面化探、地磁测量等野外工作。结果表明达南4号与涩北1号具有较相似的地球化学异常。地磁异常揭示达南4号为一继承性局部构造。达南4号在常规地震剖面上有小幅度构造显示,并且多组同相轴有下拉特征。综合分析得出达南4号应为受长轴方向为北西西的构造控制的天然气藏。

采用多级模糊综合评判法对剩余油潜力定量评价

在高含水期碎屑岩储层剩余油形成条件、分布规律及控制因素分析的基础上,选取剩余油饱和度、储量丰度、砂体类型、砂体位置、所处位置、连通状况、微构造形态、注水距离、射开完善程度、注采完善程度、渗透率变异系数等11项静态和生产动态指标组成剩余油潜力评价因素集,并对各因素进行层次划分及权系数统计分析,采用多级模糊综合评判方法,以M油田为例对复杂非均质油藏剩余油潜力进行定量评价,将A、B主力层各井组划分为Ⅰ～Ⅲ类潜力区,从而建立剩余油潜力分析量化模型,实现剩余油定性分析结果的定量化描述。

混采井分层产能确定的新方法

混采油井分层产能的确定通常用生产测井、分层测试及示踪剂跟踪方法 ,但它们成本高、周期长 ,对窜层油井不适用 ,且对流速低和窜层油井不适用 ,有时还需在关井停产条件下进行 ,作业过程中还易伤害油层。介绍了一种产能监测的新方法—原油色谱指纹法 ,利用单层原油色谱指纹差异及井口混合原油的指纹变化特征 ,配合室内原油配方实验 ,求得混采井分层产能贡献。研究表明 ,不同类型不同比例二元及三元原油配方与指纹计算的误差在 10 %以内 ,指纹计算结果与生产测井的误差在 15 %以内 ,可用来计算混采油井分层产能贡献 ,监测油层出力情况。

原油指纹技术在合采油井分层产能监测中的应用

原油指纹技术是根据单层原油指纹差异及混合原油的指纹变化特征，配合室内不同比例的配方，建立计算模型，求得合采油井分层产量贡献。研究表明，原油实际配方与指纹计算的误差，二层小于6％，三层小于10％． 指纹计算结果与生产测井的误差也在10．4％以内，可用来计算合采油井分层产量贡献，监测油层的工作情况。

砂西构造N1-N2^1油藏小层划分与对比

小层划分与对比是油田开发方案实施的基础 ,常用的方法都有一定的局限性。为了克服这一缺陷 ,根据层序地层学的观点 ,在大分层的的基础上 ,采用准层序法、准层序组法、并结合等时法、切片法对砂西构造N1 —N1 2 油藏进行了小层划分与对比。从油水关系与小层划分的对比结果来看 ,采用这一综合分析方法进行小层划分与对比是切实可行的。

知识创新与实事求是——“三基本”的精髓与知识创新的辩证

知识创新是基于一定的价值取向,通过创造活动而求得的对既有理论、方法、技术、手段等 的革新或突破。知识创新不仅是一个国家、一个民族特定时期的指导思想,而且是世界各个国家、各个民 族谋求未来发展的一个时代理念,同时,也是人的本性——创造性的伸张的反映。知识创新是人类发展的 必经阶段和必由之路。只有将知识创新与实事求是统一起来,才能真正做到知识创新,使人类从“必然王 国”进入“自由王国”。

尕斯库勒砂西区块N_1—N_2~1油藏沉积相特征研究

通过对尕斯库勒砂西区块N1—N21油藏Ⅺ、Ⅹ—Ⅸ、Ⅷ—Ⅵ、Ⅴ—Ⅰ油层组段沉积相特征、沉积体系展布及演化规律的综合分析,认为砂西区块N1—N21油藏从下向上发育滨浅湖亚相、辫状河三角洲前缘-滨浅湖亚相、辫状河三角洲平原-前缘亚相,整体为一套反旋回沉积.在此基础上分析了砂西区块N1—N21油藏沉积相与油气分布的关系.结果表明,分布于Ⅷ—Ⅵ油层组的辫状河三角洲分流河道及构造高部位的河口坝、远砂坝微相砂体为该地区的主要储集体,Ⅴ—Ⅰ油层组发育的泛滥平原微相泥岩为该区的区域性盖层.

用储层抽提物的化学性质识别油气水层

用地球化学方法进行测井解释不受储层岩石组成及储层流体物理性质的影响。Baskin和 Huang等 [2 ]的研究结果表明 ,根据不同的碳数分布范围可以直接划分出油层、气层和水层。例举了塔里木盆地及柴达木盆地运用这一方法对一些油层、气层和水层岩石抽提物的饱和烃色谱分析实验结果。此方法可用于随钻过程中识别油、气、水层 。

乌南油田N_2~1油藏储层非均质性研究

乌南油田N12主要为一套三角洲前缘-滨浅湖亚相的沙泥沉积,储层属于特低孔特低渗储层。利用储层的测井物性解释资料,结合岩心分析资料,对研究区N12储层的层内、层间、平面非均质性进行了研究。研究表明,总体储层非均质性强。层内非均质性与沉积微相密切相关,单砂层垂向上渗透率以正韵律和反韵律为主,夹层多。各沉积微相非均质性强弱依次为:水下分流河道、河口坝、远沙坝-席状沙、坝核、坝缘、沙滩。层间渗透率差别大,Ⅰ、Ⅱ油组非均质性最强,单层层数越多,层间非均质性越强。储层平面非均质性变化受沉积相控制,渗透率平面变化较大,砂体相变较快,连通性较差。

柴达木盆地南翼山油田新近系储层特征

对柴达木盆地南翼山油田新近系储层特征进行了研究。柴达木盆地南翼山油田新近系储层属于碳酸盐岩和不纯的泥岩为主的碳酸盐岩与碎屑岩的混积沉积。碳酸盐岩包括颗粒灰岩、颗粒白云岩、泥晶灰岩、泥晶白云岩、藻灰(云)岩,其中颗粒灰(云)岩是最重要的储层岩性。碎屑岩主要以泥岩和粉砂岩为主,夹少量的细砂岩,偶见中粗粒砂岩。储层的物性以中高孔低渗储层为主。储集空间以粒间孔和溶蚀孔为主。孔隙结构类型分为3种类型,分别为大孔细喉型(颗粒灰(云)岩)、中粗孔细喉型(泥晶白云岩)和中孔微喉型(泥晶灰岩)。储层的发育受到沉积微相、断裂作用、晚成岩期沿断裂带大气淡水的溶解作用、有机酸的溶解作用等成岩后生作用。