松南气田排水采气工艺技术应用

本文分析了松南气田排水采气工艺工作原理,剖析了松南气田的生产状态,据此设计并实施了一套切实可行的工艺技术方案。在实际应用过程中,排水处理技术、抽水机械效能、管网系统等排水采气工艺技术得到切实优化,让气田的产能和开采效率得到了进一步。以期为提升松南气田的总体开采水乎起到良好助力,帮助松南气田排水采气能更好进行。

松南气田泥岩井壁失稳形式及失稳机制的微观数字化分析

针对松辽盆地松南气田青山口组、泉头组和登娄库组泥岩井壁失稳的问题,运用高精度CT扫描数字化成像技术建立了数字岩样,并应用岩石微观结构数字图像数值分析方法提取物性参数,通过综合对比不同地层泥岩矿物组成、理化性能,以及泥岩经蒸馏水、不同钻井液处理剂溶液和现场钻井液浸泡后内部微观结构损伤变化等,揭示了泥岩井壁失稳的形式及其机制。3组泥岩岩样黏土矿物含量平均达到34.56%,且以伊/蒙混层、伊利石为主,均具有较强的毛细管自吸水化作用;因组构特征不同,水化损伤微观裂变扩展、裂变过程及其破裂模式与程度存在明显差异;裂变扩展过程决定了次生裂缝的走势与强度,从而决定了泥岩地层井壁宏观上的失稳形式主要是片状剥离和掉块坍塌;不同测试液抑制泥岩水化的作用机理不同,其效果存在明显差异,预防泥岩水化的关键是有效控制或阻缓水分子侵入。分析结果表明,采用数字化成像分析技术进行井壁稳定性评价时,在岩样微观结构损伤的直观刻画、定量描述及对比分析等方面具有明显优势;泥岩地层井壁失稳形式及失稳机制的揭示,为松南气田钻井液处理剂的优选和钻井液配方的优化提供了科学依据。

松南气田营城组火山岩气藏的精细描述

根据松辽盆地南部长岭断陷的钻井、测井和地震资料,针对营城组火山岩,给出气藏在不同火山机构的分布特征。结果表明:气层多发育在火山机构的顶部,差气层多发育在火山机构的中下部。在同一火山机构内部,火山岩储层连通性好,延伸范围广。在不同火山机构中,受亚旋回、火山机构类型和断裂的影响,火山岩储层不连通,独立成藏。储集空间类型多样化的火山机构,其孔隙度和渗透率值较大,易形成良好的油气储层。

火山岩储层综合评价方法与应用——以松南气田营城组旋回三为例

综合利用钻井、测井、地震和产能等资料,通过对松南气田营城组火山岩的岩性、岩相、储层物性和火山机构相带分布等特征的深入分析,建立了研究区营城组火山岩储层综合评价方法。依据影响火山岩储层质量的因素,首先选取了储层评价的7个关键参数,然后根据专家经验对参数赋值计算,最后进行了单井储层定量评价,结果表明,研究区营城组旋回三火山岩主要发育Ⅰ类和Ⅱ类储层。结合松南气田营城组旋回三火山岩相和火山机构平面分布特征,对研究区不同类型火山岩储层的分布进行了预测,明确了研究区下一步勘探与开发的重点区块。

松南气田火山岩气藏特征

松南气田火山岩储层储集规模大,储层物性受岩相、喷发方式及火山口距离控制,不同火山机构的火山岩储层厚度和物性都存在差异。总体上松南气田为中低渗透储层,储层非均质性强,储层流动单元及气水关系比较复杂;在火山机构的不同部位布井时,具有不同的流动特征,火山岩气藏除了在纵向上具有分层流动特征之外,在横向上还有分区流动的特征。我们认为松南气田是多断块(鼻)、多火山机构、多旋回期次、复式层状气藏。

松南气田营城组火山岩气藏储层预测

松南气田发育于松辽盆地长岭凹陷中部断陷带老英台-达尔罕断凸带的腰英台深层断鼻构造上,是一个白垩系营城组火山岩气藏。营城组火山岩由5个喷发期次组成,岩石类型主要为凝灰岩、熔结凝灰岩、流纹岩和火山角砾岩;岩相主要为溢流相上部、中部、下部亚相,爆发相的热碎屑流亚相、空落亚相及火山通道相;储集空间主要为基质孔隙、裂缝与各类孔隙空间构成。受多旋回、多期次火山岩喷发的影响,火山岩储层岩石类型复杂、岩性岩相变化大、储层孔、洞、缝分布不均、地震响应特征规律性差、储层描述难度大。采用井震结合,以测井资料为约束,通过多数据体地震波形属性分析和相控地震反演技术,较好地表征了火山岩储层有效储集空间。经过4口开发水平井验证,不仅控制了有效储集层,而且均取得高产气流。

松南气田低密度低伤害随钻堵漏钻井液技术

松南气田火成岩储层地层压力低,且裂缝发育,在钻井过程中极易发生井漏,降低钻井时效。针对该地区的地质特征与钻井要求,以钻井液的动速比为指标,优选了疏水缔合型两性离子聚合物PAADDC作为携岩剂;通过滤失造壁性能评价实验和压力穿透测试,优选了PB-1和不同粒径的超细碳酸钙构成的钻井液封堵防塌剂;通过堵漏评价实验,优选了中空弹性橡胶、碳酸钙颗粒和中空弹性微珠作为主要随钻堵漏材料。在此基础上研制了低密度低伤害随钻堵漏钻井液体系,并对其性能进行了综合评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性和封堵防塌性,防漏堵漏效果良好,酸化解堵效果显著。在腰平16井的现场应用中,钻井液性能稳定,成功解决了火成岩低压储层井漏影响钻井时效问题,满足了现场钻井施工和储层保护的需要。

松南气田地震属性预测火山岩储层含油气性

针对火山岩这一特殊岩性体埋藏深、岩性复杂、成层性差、平面分布规律复杂,储层油、气、水分布规律复杂等特点,应用地震叠后频率衰减属性和分频属性对松南气田火山岩储层含油气性进行纵向和平面上的预测,主要研究松南气田白垩系营城组火山岩储层含油气情况。实践证明,预测结果与实际情况符合率较高,有效地对营城组火山岩储层空间展布特征进行了识别。通过检测地震反射波的振幅衰减梯度变化和高频段吸收衰减特征,可检测其含油气性,为开展营城组火成岩储层的油气藏描述工作奠定了基础。

松南气田营城组火山岩储层建模技术

火山岩具有结构复杂、岩性岩相变化快、储层非均质性强等特点,从而使火山岩储层的地质建模工作变得十分复杂。在借鉴松辽盆地徐深气田火山岩储层建模技术和经验的基础上,以松辽盆地松南气田为例,运用建模软件开展了该区的储层建模工作。利用钻井、测井、地震、岩心分析等资料完成了火山岩期次的划分,建立起了松南气田地层格架,并在此基础上,结合综合地质研究成果,建立了该区的构造模型及属性模型。其研究成果与后续开发井钻探结果符合性较好,为气藏开发决策提供了依据。

松南气田火成岩气藏试井工艺应用与分析

阐述了松辽长岭断陷松南气田火成岩气藏的特点,分析了松南气田火成岩气藏试井测试难点,提出了针对性措施：测气合理工作制度的选取；防止水合物的形成；建立产能方程、确定无阻流量,并在YS1井进行了完井测试、试采和第2次复试等相关工作.完井测试中采用常规回压试井,在第2次复试中采用修正等时试井,2种产能试井工艺在该井均得到了很好的应用,计算的无阻流量基本相同,试井资料解释结果基本一致,求取的储层参数可信,为该构造的下1步勘探开发提供依据.

松南气田登娄库-泉头组天然气成藏特征分析

松南气田位于松辽盆地南部长岭断陷中央隆起带达尔军断凸带腰英台深层构造高部位。通过分析解剖烃源岩、输导等,认为松南气田登娄库—泉头组天然气藏具有双向供烃的特征;达尔罕断裂是控制气藏规模的主断裂,它的开启与封闭直接决定天然气藏的形成保存及破坏散失。在典型气藏解剖的基础上,综合油气成藏条件,总结了成藏规律:多期生烃,北、西次凹供烃、近距离运移,长期运移指向、聚集,深层储盖组合匹配。

火山岩气井产能评价方法及其在松南气田中的应用

为了解决火山岩储层非均质性强,渗流稳定性较常规砂岩储层差,缺少准确评价火山岩气井产能方法的难题,笔者以松辽盆地南部长岭断陷松南气田8口火山岩气井的产能测试为基础,利用“回压法”,构建二项式产能方程;利用“一点法”归纳产能经验公式,建立了2种火山岩气藏产能测试方法。在火山岩气藏勘探初期钻井较少的情况下,适合采用“回压法”,可提升产能测试准确性;火山岩气藏开发中后期,在测试资料增多的前提下,“一点法”可以有效提高产能测试效率,节约成本。综合2种方法可以较为准确、高效地评价火山岩气井产能。

松南气田火山岩储层天然气地球化学特征及成因探讨

通过对松南气田营城组与登楼库组火山岩天然气的组成、碳同位素及惰性气体同位素特征分析,天然气烃类组成以甲烷为主,含极少量重烃,干燥系数均在0.99左右,为干气;天然气中CO2含量高,在-20.74%^-25.75%之间,为高含CO2的天然气藏;天然气甲烷同位素偏重为-18.3‰^-26.5‰,并且有δ13C1>δ13C2>δ13C3负碳同位素序列,表明有无机成因烃类气体混合的特征,营城组的CO2同位素表明为幔源无机成因气,3He/4He的比值高,介于壳源成因与幔源成因之间,也表明有幔源3He/4He的输入,多种参数表明松南地区天然气的有幔源成因的甲烷,也有煤系地层生成的煤型气,营城组的CO2为幔源成因,为煤幔混合气。通过模拟计算,松南气田深层天然气幔源成因的烃类气体占40.62%~100%。煤系成因来源为0~59.38%,加之20%左右的CO2气体均为无机幔源成因,因此该区天然气主要为无机幔源成因的天然气。

多相干属性分析技术在断裂和裂缝识别中的应用——以松南气田营城组火山岩为例

火山岩油气藏储层岩性复杂,非均质性强。自2006年以来,松辽盆地南部长岭断陷相继钻探腰深1、腰深101、腰深102、腰平1等井,证实该区深层断陷地层的火山岩是深层天然气的重要储层之一。松南气田地质条件复杂,营城组火山岩储层非均质性强,孔、洞、缝是火山岩气藏的主要储渗空间,裂缝的发育程度是决定油气产能高低的主要因素。通过对松南地区营城组火山岩野外露头、岩心观察描述,结合测井测试等综合研究,认为营城组火山岩裂缝以构造成因裂缝为主。针对研究区目的层裂缝特点,采用多相干属性分析技术,对地震资料进行相关处理,获得倾角体、方位角体和相干体等多种属性数据体,通过对倾角体、方位角体和相干体的联合显示,落实了研究区的微断裂及裂缝发育带,为该区开发井位部署奠定了基础,钻井验证吻合程度高。

松南气田天然气脱碳工艺技术研究

松南气田是中石化在松辽盆地的勘探新区,气田产出天然气为高含CO2天然气,为满足气田外销商品气气质要求,需对其进行脱碳处理。通过脱碳工艺比选,重点对MDEA溶剂吸收法、膜分离法及联合法这3种方法从投资、成本、优缺点方面进行了分析比较,提出了推荐方案。

松南气田火山岩致密储层分类及有利目标潜力评价

松南气田属于致密火山岩气藏。根据松南气田大量火山岩气井产能测试数据,以气井产能为依据进行分类,并分别统计它们的岩性、密度、声波时差、孔隙度、渗透率、阻抗范围,建立松南气田致密火山岩储层的分类标准。在此基础上,利用岩心、铸体薄片和扫描电镜,识别不同类型储层的宏观、微观孔隙-裂缝组合特征,研究不同类型火山岩储层的孔隙-裂缝发育模式。并进一步根据储层类型、地震反演孔渗参数,探讨了大型火山岩气藏潜力目标区优选方法。松南气田火山岩储层可分为I类未措施高产、II类措施后高产、Ⅲ类未措施不出气、Ⅳ类致密层四类。四类储层对应四种储层发育模式:I类储层为原生孔+微裂缝型,II类储层为次生孔+微裂缝型,Ⅲ类储层为原生孔+构造裂缝型,Ⅳ类储层为次生孔+构造裂缝型。潜力优选研究表明,YS1断块2号、3号目标体具有一定的开发潜力。储层分类更适合于本区致密储层的实际生产情况。

松南气田腰深1井区火山岩气藏的新认识

通过研究松南气田火山岩气藏的喷发模式,气水界面,突破了松南气田是单一整装气田的认识,松南气田为具有不同气水界面的多机构,多期次,多相带的复合藏。

流体包裹体技术在松南气田成藏期次研究中的应用

利用包裹体分析技术对松南气田充注期次和成藏期进行初步分析后认为:松南气田存在四期有机烃类气体充注,分别为泉头组沉积时期、青山口组沉积末期、姚家组沉积末期和嫩江组沉积末期,具有多期充注多期成藏的特点;新近系以来受深大断裂的影响,幔源二氧化碳充注,形成混合气藏。

松南气田火山岩气藏产能评价及影响因素分析

松南气田火山岩气藏产能评价主要以修正等时试井或回压试井为主,通过"二项式"或"一点法"计算无阻流量,但是由于火山岩成藏及储层分布的特殊性,无阻流量不能完全真实反映各井产能,因此结合压降储量、单位平方压差下产气量对比及试采情况对产能进行综合评价,发现各井产能存在较大差异,通过地质分析认为产能的主控因素:火山机构、储层物性、井型及边底水影响;依此认识,松南气田下一步井位优化部署主要以S1火山机构为主,选取构造位置相对较高和古地形相对较高位置布井,井型以水平井为主,井轨迹尽可能选择高孔渗体和裂缝相对发育部位,以获得较高单井产能,同时也利于规避底水锥进的风险。

松南气田营城组火山岩气藏地质特征描述

通过对松南气田营城组火山岩气藏地层岩性、火山机构、构造特征、岩相储层特征、流体性质、气藏类型等的分析,明确松南气田营城组是一套由火山喷发形成的地层,气田主体区是受达尔罕断裂控制的断鼻构造,区内断裂发育。松南气田营城组气藏为受断裂控制的具有底水的岩性-构造气藏,总体上为上气下水,不同气藏的气水界面不同,主体气藏气水界面基本统一。