非均质气藏容积法储量计算方法

储量是勘探的综合成果,是开发的物质基础,现行容积法储量计算方法对于非均质气藏存在诸多不适应性问题。本文旨在探索,以工作站为平台,以多学科工作组为组织方式,充分利用地震-测井反演技术描述非均质性,并采用克里金网格化处理技术进行非均质气藏储量计算。

川西坳陷致密非均质气藏储层空间展布刻划

四川盆地川西坳陷陆相致密碎屑岩气藏储层具有致密、低孔渗、薄层交互、多层叠置和强非均质性的特点。长期以来 ,勘探成功率低、效益差。近年来 ,以高精度三维地震资料为主 ,多学科协同 ,深入研究含气地震响应特征 ,充分利用地震资料信息 ,取得了一系列油气勘探开发的重大进展。其间 ,储层空间展布刻划技术起到了十分关键的作用。文章从储层基本地质特点 ,含气砂体地震响应模式建立 ,储层展布预测 ,储层边缘检测及空间展布刻划等方面 ,结合川西地区致密非均质气藏勘探的实践经验详细介绍了实现储层空间展布刻划的系列技术。

非均质气藏局部封存水体性质及水侵动态分析方法研究

对有水气藏的储量核实和开发动态分析 ,水侵动态的研究是必须的基础工作 ,如何利用气藏开发早期的试采数据来研究水体的性质及早期水侵动态 ,对有水气藏的开发中实施早期控水措施具有重要的实际意义。在Coats模型的基础上 ,文章研究了非连续气水界面和气藏非连续测压情况下的AIF模型 ,证明了该条件下水体影响函数的特征值存在不全为零的情况 ,在改进的AIF模型基础上 ,获得水侵动态分析的最优化问题并给出了相应的解法 ,该方法比LP方法具有明显的改进。实例研究表明 ,该方法不仅可以准确获得非均质气藏水体性质和水侵动态 ,而且可正确反应由于断层切割形成的较小的局部封存水体的性质及水侵动态 ,并首次指出了其水体影响函数为抛物线性型。

碳酸盐岩非均质气藏参数的辨识方法及其在天然气储量计算中的应用

根据四川碳酸盐岩气藏的地质特征,借助水动力方法研究并建立了孔隙—裂缝性双重介质气藏系统的地质、数学模型和模拟方法,以最优控制原理设计了系统模拟的目标,用交替变量方法同时计算了系统参数和边界位置,进而达到了利用气藏早期测试或开采资料定量研究储层性质和进行储量计算的目的。给出了七个已知储量数据的实际气藏或裂缝系统的储量验算结果比较。

复杂非均质气藏数字试井理论

针对复杂介质气藏的试井分析问题 ,研究了复杂非均质气藏的数字试井理论。从数字模型的建立、网格划分以及求解方法等多方面进行了深入的研究 ,并将其理论编制成了相应的软件 ,成功地运用于四川某气井的试井分析中。

非均质气藏考虑压力计位置的产能方程校正方法研究

为了消除压力计位置对非均质气藏产能的影响,提出了压力计下入的位置或者压力的校正位置应该是地层系数为总地层系数的一半时的井底深度Hm处而不是储层中部,并且将压力计位置的井底压力校正到井底深度Hm处的压力,发现校正后的压降由重力压降和摩阻压降组成,并在此基础上推导了对压力校正到Hm处的产能方程。从校正的产能方程发现,重力压降的影响并入到了井底流压中,而油气在井筒中的流动摩阻压降系数的影响并入到系数B上。与压力计处于储层中部时产能方程相比,推导产能方程系数A没变,但是系数B由地层中的非达西系数和井筒中的摩阻压降系数组成。如果没有考虑方程的校正,当压力计处于储层上部时,生产压差偏小,摩阻压降增大,会使得系数B减小甚至可能出现负斜率,最终会高估了气井的产能;当压力计处于储层下部时,生产压差偏大,摩阻压降减小,使得系数B增大,最终会低估了气井的产能,这与该文的模拟结果是一致的。提出了考虑压力计位置影响的试井资料处理方法,该方法能够很好的评价气井的产能。

非均质气藏水侵规律物理模拟实验研究

非均质气藏开发难度大,边底水的侵入更增加了气藏开发的复杂程度,因此为了能够深入认清非均质边、底水气藏的水侵规律与开发效果,设计了水侵规律物理模拟装置,开展了不同渗透率级差及不同布井方式对气藏开发效果的影响,实验结果如下:无、边底水时,同一气藏不同区域渗透率级差越大,采出程度越高;存在边底水时,气藏采出程度随着渗透率级差的增加先增大后减小;当低渗区域渗透率为0. 01 m D时,同时在高渗区储层与低渗区储层布井,气藏整体采出程度最高,当低渗区域渗透率为0. 1 m D时,仅在低渗区储层布井,能够获得最大的无水采出程度。实验结果对非均质气藏的高效开发具有指导和实践意义。

厚层非均质气藏避水方案研究

海上某气田W气藏为一厚度超过100m的边水气藏,储层非均质性强,平面及纵向上物性差异均较大。由于厚层非均质水驱气藏的特殊性,目前有关制定该类气藏开发技术方案中如何避水的经验或方法相对较少。研究主要从开发井井型选择、开发井井位和射孔层段、采气速度等方面进行了优化研究,结果表明实现W厚层非均质气藏有效避水措施主要有:选用直井与大斜度井相结合的井型;保持气藏西侧定向井距内含气边界距离600~1000m,避射气藏底部1/5~1/3层段;控制构造高部位开发井的采气速度在6.5%~7.5%,边部位开发井采气速度在3%~4%。

厚层非均质气藏合理井型与井距探讨

海上某气田W气藏为一厚度超过100 m的气藏,储层非均质性强,平面及纵向上物性差异均较大,由于厚层非均质气藏的特殊性,目前关于厚层非均质气藏开发井合理井型与井距研究的相关报道较少,因此,确定W气藏合理开发井型与井距对于整个气田经济高效开发具有重要意义。首先对厚层非均质气藏合理开发井型进行了探讨,进而主要利用规定单井产能法、单井控制储量法、数值模拟法分析了W气藏的合理井距,结果表明W气藏合理开发井型为直井与大斜度井组合的井型模式,合理井距在1 200 m左右。

碳酸盐岩非均质气藏地层压降规律

地层压力是气田开发中的重要指标,掌握气藏压力变化规律,对于气田中长期规划和技术调整决策具有重要的指导意义。文章针对碳酸盐岩储层非均质性强的特点,采用数值模拟方法,研究非均质储层气藏压力变化规律。

非均质碳酸盐岩气藏动静态储量计算的几个问题——以F气藏为例

对储层非均质性强的小型复杂碳酸盐岩气藏,开发早期如何准确计算其储量是一个值得深入研究的问题,以经过近60年勘探开发的采出程度近50%的F气藏为例,在气藏地质特征分析的基础上,通过对不同勘探开发阶段的体积法、概率法和压降法计算的储量进行比较,分析了小型复杂碳酸盐岩储量计算的影响因素。结果表明,F气藏为礁后泻湖相沉积,储层呈薄层透镜状非均质体,属于裂缝—孔隙型带小油环的边底水气藏。根据11口钻井运用体积法计算的储量及概率法计算的储量偏大,不同阶段压降法计算的储量相差达5倍,其原因为将气藏储层均质对待,选取了不合理的有效厚度参数和不准确的孔隙度参数来计算储量造成了体积法储量偏大。短期试气储量动用范围小、气田累积产气量不准确等使压降法储量计算出现很大误差,而运用可靠的累积产气量和采出程度大于10%计算的压降储量比较可靠,可以作为气田的可动用储量。

斜坡型强非均质页岩气藏高效开发技术——以川南威远地区龙马溪组页岩气藏为例

为了破解四川盆地南部威远地区下志留统龙马溪组斜坡型强非均质性页岩气藏高效开发所面临的钻井周期长、形成复杂缝网难度大、单井产量低等难题,经过多年的技术创新、科技攻关与生产实践,形成了“1套理论、4项关键技术”,有效地支撑了威远国家级页岩气示范区的高效建成。研究结果表明:①创新提出了古隆起背景下“沉积选区、构造分带、保存控藏”的斜坡型页岩气藏差异富集理论,形成了多期构造叠加海相页岩气区带评价与甜点优选技术,明确了纵向上最优靶体为龙一_(1)^(1)层中下部富有机质硅质页岩,落实核心建产区面积为165 km^(2),该区域内部署井井均测试日产气量达到27×10^(4) m^(3)、EUR超过1.1×10^(8) m^(3);②形成了以地质工程一体化导向技术、长水平段高效钻井技术为核心的窄箱体水平井高效导向钻井技术,并且建立了页岩气井钻井提速模版,钻井周期较之前期缩短约33.1%,优质页岩储层钻遇率提升至97.2%,水平段延伸能力突破3000 m;③基于压裂缝网动态扩展模型,形成了强非均质页岩储层体积压裂优化技术,实现了对压裂缝网改造区几何尺寸、储层增产改造体积、有效改造体积、支撑裂缝面积等关键评价指标的定量预测,加砂强度由1.3 t/m增至2.7 t/m,提升了改造效果;④影响威远页岩气井产能的主控因素包括龙一_(1)^(1)储层厚度、压力系数、总含气量、射孔簇数、加砂强度、压裂水平段长度等6项,采用基于广义回归神经网络与改进的嵌入式离散裂缝模型的页岩气井生产动态预测方法,使得页岩气井生产动态预测结果符合率接近甚至超过95%。

非均质边底水气藏水侵动态分析方法研究

对于非均质的边底水气藏水侵动态分析,可以掌握气藏的开发动态,合理解决水侵的问题,达到排水采气开采的效果,获得最佳的天然气产能。