靖边下古气藏产水气井合理生产压差确定方法

长庆气田下古气藏是一个低渗、低丰度、低产能的大型复杂气藏。随着长庆气田勘探开发工作的进一步深入,气井的出水问题暴露得越来越多,严重影响了正常生产。在产气水井动态分析的基础上,对出水对气井产能的影响问题进行了理论分析,并根据现场实例进行了计算与分析。探讨了产水气井稳产的对策。鉴于生产压差对气井产能与出水影响极大,文章在"非线性流法"的基础上,提出了产水气井合理生产压差的确定方法,并在现场得到成功应用,对实际生产有一定指导意义。

精细变差函数分析在靖边气田下古气藏的应用

储层地质建模是油气田开发生产和研究工作的基础,是油气藏描述的最终成果,准确的三维地质模型可以有效的指导油气田开发生产。变差函数分析是建立精细三维地质模型关键,在变差函数分析过程中,需根据储层地质和沉积特征,解决数据分析和变换、变差函数模型的选择、变程方向的选择与变程拟合等问题。本文根据靖边气田下古气藏储层地质特征,开展精细变差函数分析,有效的解决了碳酸盐岩储层变差函数分析的问题,建立了符合气藏地质特征的三维精细地质模型,为气田开发调整方案的部署提供了地质基础。

储层建模优化技术在靖边气田下古气藏中的应用

靖边气田下古气藏为典型的海相碳酸盐岩储层,具有工区面积大,储层薄,储层致密区发育等特点。在该区块储层建模的过程中,存在着侵蚀沟槽发育、海相碳酸盐岩无精细相模型和无法判断储层沉积方向等问题。针对上述问题,创造性的提出了分层切割精细沟槽刻画技术、相控建模与储/地比模型约束技术和数据分析对比优化等技术,最终建立了符合气藏地质特征的三维精细地质模型,为气田开发调整方案的部署提供了地质基础。

鄂尔多斯盆地下古气藏形成的“三个有利搭配”

分析了鄂尔多斯盆地下古生界气藏的地质特征,指出下古生界大型工业气藏形成的关键在于三个"有利搭配",即封闭海域与宽阔坪台搭配造就了有利生储相带;剥蚀脊与沟槽搭配孕育了良好的储集空间和有效的地层-岩性遮挡;孔隙空间与裂隙网络搭配做到了储产兼备。在此基础上指出鄂尔多斯盆地下古气藏仍具有向东和向南滚动勘探开发的远景。

吴均体风格及其“古气”发微——兼与万光治先生商榷

在对吴均以及与其同时代的柳恽、阴铿等诗人的诗作以及《诗经》、汉乐府、古诗十九首、汉魏古诗进行统计后发现,吴均体"古气"形成的重要原因在于其诗中双声、叠韵以及重音等联绵词的高频使用。他顺应并超越了当时这种普遍存在的写作现象,进而形成了这种独特的诗体。

长庆气田下古气藏高产富集规律和高产井筛选

长庆气田靖边区下古气藏属于深埋藏的岩溶型碳酸盐岩气数，侵蚀沟谷分复杂，气层薄，非均质性强，开发难度大，在充分研究控制气田成藏和储渗地质条件，总结开发评价井成功经验和失败教训的基础，针对气田特点和开发难点，通过地质－地震－气藏工程综合研究，归纳总结出长庆气田靖边区下古气藏高产富集分布规律和开发井布井程序，经1999年和2000年产建实施证明，高产富集规律和井位优选技术思路和方法正确，经济效益巨大。

新型两性非离子型泡排剂在下古气藏的试验与应用

大牛地气田下古气藏地层水矿化度高、呈偏酸性,多采用井下节流工艺,导致气田广泛使用的两性泡排剂起泡、稳泡性能差,无法满足高效、低成本排水采气的需求。国内外虽已形成几十种泡排剂,但针对大牛地气田下古气藏特性研制的泡排剂未见报道。针对下古气藏流体和工艺特点,考虑高矿化度地层水的影响、对pH的敏感度及泡沫通过节流器时的稳定性等因素,构建一种以磺化AEO3(椰油醇聚氧乙烯(3)醚)与月桂酰胺丙基磷酸甜菜碱为主剂、椰子油脂肪酸单乙醇酰胺为助泡剂、油患子精华素为稳泡剂的新型两性非离子复合型泡排剂。室内评价表明,两性非离子复合型泡排剂在高矿化度、酸性环境下具有较强的起泡、稳泡、二次起泡和携液能力;现场试验应用后,气井排液能力提升、油套压差降低、产气量增加,应用效果和经济效益前景良好。两性非离子复合型泡排剂填补了大牛地气田下古气藏泡排剂的空缺,可改善下古气藏气井携液不足的技术难题,具有推广应用价值。

苏里格气田桃2井区下古气藏开发潜力评价

通过选取气层厚度、孔隙度、渗透率和含气饱和度这4个参数对储层进行综合评价,并最终建立了研究区马五段储层分类标准。按照该区气田成藏条件及制约因素,选择以沉积相、区域构造为基础,以储层综合评价结果、试气产量为线索,对该区储层进行优选,分别选出研究区马五段各小层中Ⅰ类和Ⅱ类有利富集区。针对研究区的开发现状参考靖边气田的生产经验,建议延长无水采气期,确定气井合理产能,提高井网对储量的控制和层间接替。

榆林南区下古气藏产能评价

目的是以榆林气田南区下古气藏为重点,在结合现有生产动态资料和前人研究成果基础上,通过对下古气藏基本地质特征以及气井开发生产动态资料的综合分析,采用动静结合的方法,评价下古气井的产能,提出下古储层的开发指导方针,指导并提高榆林气田下古储层的开发效率和效益。

靖边气田上、下古气藏合采地面集输工艺

靖边气田经过十多年的开发建设,气藏资源和地层能量迅速衰竭,为保证靖边气田稳产规模,研究试验了上、下古气藏气合采地面集输工艺,工艺主要采用了井下节流、单井中低压串接、井口不注醇、集气站大压比增压等技术。通过采用该工艺,技术难度大幅度降低,实现了中低压集气,降低了地面系统运行压力,同时地面投资大幅降低。该工艺技术的试验及实施,为苏东南20×108 m3/a上古气藏天然气,10×108 m3/a下古气藏天然气规划及靖边气田稳产提供了一种新思路及技术支持。

浅谈“洋桶壶”的古气与洋气

"洋桶壶"是紫砂茗壶中的经典壶型之一,具有悠久的历史,以中国古典美和紫砂壶的基本特征为创作基础,融合了异域色彩,既有浓郁的古典风情,又十分洋气。本文根据紫砂壶的基本构成,结合本文中作品所呈现出特点,说明了"洋桶壶"的古气与洋气。

苏里格气田苏6、苏36-11井区下古气藏有利区优选

苏6、苏36-11井区盒8~山1段气藏开发已经进入稳产阶段,如何寻找潜力层位对于该井区长期稳产具有重要的意义,苏里格气田下古生界奥陶系马家沟组为一套古风化壳岩溶型储层,加强对下古储层分布规律研究,弄清气藏分布规律,是实现产能接替的有效举措.通过对井区地层分布、沉积微相、白云岩储层发育规模研究,弄清苏6、苏36-11井区下古有效储层分布规律,综合构造背景、沉积相以及有效储层分布特征、气藏控制因素、气井生产动态特征进行下古有利区预测,评价储量规模,提出下步攻关方向.研究表明,井区马家沟组地层东南部较完整,西北部剥蚀严重,主力产层为马五41,是井区下步对下古气藏开发评价的重点层位.

多维视角解读“吴均体”的“生气”——以《与朱元思书》结尾及其他为例

以《与朱元思书》为代表的“吴均体”的山水小品文,“文体清拔,有古气”,绝立于“绮纷披,宫微靡曼”的齐梁文坛。仕途冷落、身世寂寥的吴均,借助江南山水的“生气”,展示他理想和人格的“生气”、创作的“生气”,进而解脱精神,解放人格。

延长气田上、下古气藏叠合区块地面集输工艺探讨

延长气田开发时间短,尤其是上、下古气藏叠合区块,开发数据及经验较少,为此,为降低地面工程投资,实现经济有效开发,在充分借鉴周边苏里格气田及长庆靖边气田集输工艺的基础上,结合当前完钻井的情况及试气资料,通过工艺路线方案比选,确定了延长气田首个开发建设的上、下古生界叠合区块延969井区主要工艺路线为：＂井下节流、中压串接、湿气输送、单井连续计量、常温分离、集中注醇、分散增压＂。同时介绍了该集输工艺存在的问题及下一步研究的方向。该工艺集输方案的确定及地面建设的实施,为延长气田其他上、下古气藏天然气合采区块的开发建设提供了有益的借鉴。

靖边气田东侧陕X区块古地貌和气水分布规律

靖边东侧陕X区块作为开发新区,下古岩溶古地貌较为复杂,同时气水分布规律不清。本次研究中基于钻测井资料、岩心、薄片和其他分析测试分析认为该区下古发育典型的岩溶角砾岩,储层岩性主要为细粉晶白云岩,储集空间主要为溶蚀孔、晶间微孔和裂缝。该区相对靖边地区,整体孔渗偏差,储层较为致密。通过印模法和残厚法对古地貌进行定性恢复,结果表明:研究区整体处于岩溶斜坡和岩溶洼地过渡地带,沟槽仅在研究区北部发育,从古地貌高部位到低部位,物性逐渐变差,储层逐渐致密。陕X区块气水整体受古地貌控制,局部受现今构造控制。其中在西部古地貌相对高部位下古基本不出水,东北区接近沟槽区域气水复杂,其中出水井点主要位于现今构造低洼部位,东南区古地貌为岩溶洼地,储层基本致密,下古普遍产水。

四川盆地奥陶系油气勘探前景

在详细对比古隆起、斜坡地区奥陶系储层岩石学、水-岩流体活动特征基础之上,应用岩相学和地球化学方法,刻画奥陶系储层特征及其主控因素,并从油气成藏角度探讨了四川盆地奥陶系油气勘探前景。研究表明,奥陶系储层基质相对较致密,川中地区储集空间类型主要为粒内溶孔-粒间溶孔-晶间孔组合,川东南地区则是晶间孔和微裂缝组合,储层发育明显受到原始沉积环境、古岩溶作用、原油充注和裂解及破裂作用控制。生油窗期、生气窗期保存条件相对较好,形成了古油藏和古气藏;燕山—喜马拉雅期以来的隆升,使保存条件变差,古气藏完全遭受破坏。在川南和川东地区,红花园组和南津关组存在浅滩相颗粒白云岩或灰岩,具备发育潜在优质储层的条件;此外,震旦系和寒武系古油藏原油裂解气是天然气成藏的重要气源,为上覆的奥陶系油气成藏提供了气源保障。因此,川南和川东地区应是四川盆地奥陶系有利的勘探地区。

鄂尔多斯盆地东缘上古生界致密储层含气系统压力演化

鄂尔多斯盆地东缘上古生界多层系致密气发育,准确认识气藏压力演化过程对深化致密气成藏认识和实现气井高产稳产具有指导意义。综合应用钻测井资料和岩心流体包裹体测试,结合盆地埋藏史和热演化史模拟,揭示了鄂尔多斯盆地东缘上古生界含气系统压力演化。结果显示,研究区自下而上发育欠压、略微欠压和常压系统。均一温度和盐度总体上连续分布,反映了油气连续充注过程。太原组、山西组和下石盒子组均一温度和盐度正相关,反映近源生烃后快速充注;上石盒子组和石千峰组均一温度和盐度负相关,受流体远距离运移充注和紫金山构造热事件作用下的气藏再平衡影响。研究区在白垩纪中期大量生烃,形成了异常高压,储层压力在34.89~38.26 MPa。后期地层抬升造成储层压力降低,其中地层降温贡献了50.31%~57.85%;天然气膨胀引起的气体运移贡献了28.25%~41.95%,且以上部地层降低为主;孔隙反弹贡献了0.37%~0.79%。相关成果系统揭示了上古生界致密气藏压力系统演化及现今气藏压力成因,对于认识鄂尔多斯盆地和类似盆地致密气富集成藏规律具有借鉴意义。

四川盆地米仓山南缘新立萤石矿床成矿流体研究

为研究新立萤石矿床成矿液体特征,对矿床中的萤石包裹体进行了研究。结果表明,萤石中主要发育液相CH_4包裹体、气液两相H_2O-NaCl-CH_4体系包裹体和气液固三相包裹体。包裹体均一温度峰值为240～300℃,盐度为14%～22%NaCleqv,捕获压力为135～222MPa,具有超压特征。包裹体成分以CH_4为主,其次为H_2O,含有少量CO_2、C_2H_4和H_2S等组分。显微测温和激光拉曼分析结果表明,萤石成矿流体与MVT铅锌矿成矿流体类似,且具有油田卤水的特征。萤石矿的形成与古气藏的破坏密切相关,其成矿时间明显晚于MVT铅锌矿。

靖边气田下古碳酸盐岩气藏储量计算新方法

长庆靖边气田下古气藏是以裂缝—溶蚀孔(洞)为主的层状碳酸盐岩气藏。为提高储量计算结果的可靠性,在容积法的基础上,充分考虑沟槽对于储量计算的影响,采用了单井控制面积法、落空井比例法、确定性模型法等多种方法进行计算比较,其中考虑沟槽分布影响后的确定性模型法计算结果最为准确,应用该方法对靖边气田下古气藏储量进行了计算。计算结果为气田深入开发、开发方案设计和扩边井网部署提供了可靠的依据。

苏里格气田下古低渗碳酸盐岩气藏有利区评价方法

苏里格气田下古生界科斯特风化壳气藏是苏里格气田的兼顾开发对象,该类气藏具有储层薄、丰度低、非均质性强、局部地层水发育、气井产能差异大的特征;受开发方式及气藏地质特征影响,该类气藏开发过程中面临气层钻遇率低难题。勘探开发实践和研究成果认识,进一步明确古地貌是控制优质储层发育的关键、孔隙结构及局部微构造影响气水分布,三者共同控制下古气藏“甜点区”的分布;通过高产气井钻井岩心、薄片、储层物性参数、试气及生产动态效果统计对比分析,认为气、水层在品质因子(RQI)分布特征方面有相对明显的差异,斜坡带背景下的储能系数(hS_(g)φ)与气井产能具有明显的正相关性。基于该认识提出基于储层品质因子、储能系数两种参数进行有利区评价及预测,在苏X区块落实有利区125 km2,近两年实施下古气井25口,气层钻遇率由往年平均42.5%提高至67.5%,开发效果显著提升。