普光气田与建南气田长兴组、飞仙关组储层对比研究

普光气田和建南气田位于四川盆地东北部,两气田的主力产层二叠系长兴组、三叠系飞仙关组均为礁滩沉积,但储层规模、储集性却差异很大。普光气田储层厚度大、物性好,以中孔中渗、高孔高渗的大套溶孔白云岩为主,而建南气田储层厚度小、物性差,以低孔低渗为主,岩性为灰岩和少量白云岩。研究认为,白云岩成因的差异造成了2个气田储层的差异。普光气田以准同生白云岩化为主,形成了大量早期白云岩;建南气田以埋藏白云岩化为主,形成的白云岩数量少。白云岩成因的差异与沉积环境密切相关,普光气田礁滩沉积毗邻局限台地或蒸发台地,容易获得高Mg/Ca比咸水,有利于准同生白云岩化发育;而建南气田礁滩沉积毗邻开阔台地,不利于准同生白云岩化的发育。因此,毗邻蒸发台地或局限台地等环境的礁滩相更有利于优质储层的发育。

鱼骨状水平分支井建35-支平1井钻井技术

为提高建南气田的采气量和改善开发效果,在建南区块部署了鱼骨状水平分支井———建35-支平1井。在介绍建35-支平1井储层地质情况、井身结构和井身轨迹剖面的基础上,对定向钻进阶段的技术难点进行了详细分析,并从钻具组合、螺杆钻具、钻井参数和钻进方式优选,及套管防磨、分支井眼扭方位、裸眼悬空侧钻和预防再进入分支井眼方面,对该井所采用的工艺技术和技术措施进行了详细介绍。该井的成功,证明采用鱼骨状水平分支井开采海相碳酸盐岩低渗低压裂缝性气藏是可行的,也为今后该技术在海相碳酸盐岩低渗低压裂缝性气藏的推广应用积累了宝贵经验。

鄂西渝东区建南气田地层水水化学特征及其意义

对建南气田地层水常规组分、微量元素、δD、δ1 8O、δ3 4 S同位素测试成果的分析表明 ,该区水化学成分纵向变化不同于其它油田 ,并非正向型或反向型水化学剖面 ,彼此之间也不存在同源性 ,而是存在多套独立、封闭的水化学环境。a)香溪群 (T3 x)地层水有着良好的水化学封闭环境 ,地表水向下交替程度不大 ;b)嘉二段以下具有多套独立而封闭的水化学环境 ,其中飞三段 (T1 f3 )地层水在燕山晚期—喜山期通过断裂系统与黄龙组 (C2 h)

建南气田北部下三叠统飞仙关组飞三段白云岩成因

在鄂西渝东区建南气田下三叠统飞仙关组飞三段沉积相研究的基础上,详细论述了区内泥-粉晶白云岩、藻纹层白云岩、细晶白云岩及具残余粒屑结构(灰质)白云岩的岩石学特征,并结合碳氧同位素、微量元素、成岩温度和盐度的岩石地球化学特征资料认为:泥-粉晶白云岩和藻纹层白云岩为渗滤回流白云化作用形成;细晶白云岩和具残余粒屑结构(灰质)白云岩为埋藏白云化作用形成。

建南气田水平井分压合采工艺技术探讨

建南飞三储层为海相碳酸盐岩气藏,属低压、低孔、低渗裂缝-孔隙气藏,不进行大规模的措施改造,无法获得工业气流;且采取措施后,单井的自然产量仍然偏低。气井的多层合采是今后建南气田开采作业的主要工作方向,JX-2井作为第一口以套管射孔方式完井的水平井,多层分压合采工艺技术在该井进行首次应用,针对不同的储层发育特点采用相适应的酸压改造工艺及入井液体系,同时应用分层压裂合层开采一体化完井管柱以保证施工的顺利进行。现场应用表明:气井分压合采工艺技术对于提高气田整体开发水平和经济效益具有重要的作用,对低压低产多层系气田开采具有一定技术借鉴或指导作用。

含气碳酸盐岩的AVO异常响应特征分析——以川东建南气田区为例

以川东建南气田区为例,在综合测井和地质资料的基础上,从AVO正演模拟入手,分析了含气碳酸盐岩储层的AVO异常响应特征。在AVO截距与斜率交会图上,含气碳酸盐岩样点位于第4象限;AVO技术能够分辨的含气碳酸盐岩储层的最小厚度为10m。这些认识对应用AVO方法检测碳酸盐岩地层的含气性具有重要作用。

井下节流技术在建南气田的应用

建南气田处于高寒地带(最高海拔1647.2m),天然气从井筒采出后需在地面进行节流降压后才能进入地面集输管网。在此过程中由于温度降低,极易形成水合物堵塞地面集输管网,因此必须采取防冻措施防止水合物生成。目前建南气田的防冻措施主要为水套炉加热和注甲醇化学防冻,虽取得一定效果,但存在能耗高(年消耗天然气近150×104m3)、劳动强度高等问题及一些安全隐患。通过在建15井进行井下节流试验,分析建南气田采用井下节流工艺取代水套炉防冻工艺的可行性,从而达到节省投资和减小现场值班人员劳动强度的目的,为解决建南气田地面集输系统存在的水合物防治问题提出了新的思路。

建南气田南高点飞三段气藏储层描述及应用

建南气田南高点飞三段气藏储层具有低孔隙度、低渗透率的特性,通过开展储层综合地质研究,分析储层裂缝分布规律,建立储层三维地质模型,描述孔隙度、含气饱和度和有效厚度的空间分布特征,指出了储层分布有利区域;制定了南高点飞三段气藏开发方案。

建南单一气相管流压力计算方法研究

由于气井井底压力和井底流动压力对气田的整个动态监测和生产管理都有着十分重要的作用,实时准确地掌握气井压力将有助于对气井生产系统进行分析。为了获得气井的井底压力,通过研究单一气相管流压力计算方法,进而推算获得气井井底流压。结果显示与实测数据及RTA推导结果吻合度较高,具有一定推广价值。

建南气田天然气成因、保存与成藏

结合四川盆地地质与构造演化特征,利用天然气组分、稳定碳氢同位素组成和气田地层水地球化学指标,探讨了建南气田天然气成因类型、母质来源、油气保存条件以及不同类型气藏的成藏方式。建南气田天然气以烃类气体为主,CH4含量占87.26%~98.63%,平均为95.31%,干燥系数均大于95%,属于典型的干气。非烃气体除含有一定量的CO2和N2外,天然气中普遍含有H2S,含量占0~4.34%,平均为0.75%,属于低含H2S天然气。天然气δ13 C1值介于-37.4‰^-30.8‰之间,δ13C2值介于-41.8‰^-33.7‰之间,δ13 C3值介于-27.6‰^-40.8‰之间。石炭系天然气主要来自志留系烃源岩,而上二叠统天然气主要来自二叠系烃源岩,下三叠统飞仙关组和嘉陵江组天然气为后期气藏调整过程中上二叠统天然气调整运移形成。建南气田烷烃气碳同位素普遍存在δ13C1≥δ13C2<δ13C3的特征,可能与TSR改造有关,不存在志留系与二叠系生成天然气的混合。建南气田地下水化学特征表明飞三段、长兴组、石炭系储层中,地层水矿化度普遍大于35g/L,且以CaCl2型为主,指示油气藏保存条件良好,可能与嘉陵江组膏岩有效地阻止了地表水向下交替有关。嘉陵江组因局部地区受断层影响,膏岩遭受地表的淡水淋滤,水型以Na2SO4为主,矿化度低,油气封存能力变差。