邛西地区邛西构造须二段气藏流体地球化学特征及连通性研究

邛西地区邛西构造须二段的天然气因来源相同而具有相同或相似的地球化学特征,但由于天然气聚集时间上的不同,在烃类的指纹特征上仍然存在一些可检测的细微的地球化学差异。通过天然气的组分、C3—C8轻烃指纹、碳同位素单体烃组成和抽提物的分子地球化学特征综合分析,指出了不同井间流体的地球化学特征和不同井间的连通性,连通情况是:邛西构造须二段气藏整体分为连通性较差的4个区块,即构造西翼鼻突(邛西5井区)、北断垒区、南断高区和邛西12井区,其中构造北断垒区须二段气藏具有较好的内部连通性,南断高区须二段气藏内部连通也较好,二者与西翼鼻突和邛西12井区的连通性均较差。

川西坳陷平落坝气田须二段气藏成藏研究

上三叠统须二段气藏是川西平落坝复式气田的主力气藏 ,储集层属小孔、细喉的致密砂岩。根据液态烃侵入之剩余面孔率以及与淀绿泥石的世代关系认为 ,油气运聚发生时原生粒间孔保存尚好 ,进油时间较早 ,液态烃的侵入改变了储集层的古物化环境 ,产生了大量次生孔隙 ,同时淀出的SiO2 充填了原生孔隙空间。由沉积构造发展研究认为 ,J1末期平落坝构造已具雏型且烃源岩已成熟 ,J2 末进入成烃高峰期 ,生、聚期同步 ;其后又经历了多次继承性隆升、褶皱 ,使构造闭合度增大 ,捕集油气能力增强 ,多期形成的裂缝系统沟通了生、储层及储集层内部的联系 ,既使后续生成的油气继续向圈闭中充注 ,又使气藏连通性强而具统一的压力系统 ,高部位高裂缝率产大气 ,形成了受断裂、裂缝与构造双重因素控制的气藏。图 3表 1参 4(兰大樵摘 )

新场气田须二段气藏X2井区井间连通性及开采对策

综合分析了新场气田须二段气藏X2井区X851、X2、X201等6口井的地层压力变化趋势及井间排水相互影响的动态特征,认为该井区各井间是相互连通的,属统一水动力系统;X2井区水体活跃,供给较充分,据物质平衡方程,计算天然地质储量为68.8×108m3,目前水侵入量为87.2×104m3,水侵速度为389 m3/d,而目前排水量仅为3273/d,采出水量小于侵入水量,气藏存在被水淹停产的风险;据此提出在X2井区构造部位较低、产水量和地层压力均较高的X201井实施强排水,经初步排水表明,排水效果较好,建议排水规模从现在的97m3/d,增加到159m3/d,最大限度的实现井区排水量与侵入水量接近,以利于较高构造部位气井的正常生产。

川东北MLB地区须二段气藏开发储层特征研究

四川盆地东北部MLB地区须家河组二段是一套以岩屑砂岩、石英砂岩为主的致密砂岩储层,近几年来随着勘探、开发上对川内致密砂岩气藏不断突破,尤其是MLB地区的M101的获产,均证实该区致密砂岩储层具有良好的开发潜力。因此针对MLB须二段致密砂岩气藏的特点及开发中存在的问题,综合运用野外露头、钻井岩心、镜下分析等资料开展了储层特征研究。结果表明,有利沉积微相是形成优质储层的基础,成岩作用决定着储层的储集性能,压实作用是破坏孔隙的主要成岩作用,同时裂缝的发育有效改善了储渗性能,形成渗透率相对高的区域,这些区域就是有望获高产的有利区。

合兴场须二段气藏油管腐蚀断裂原因及对策研究

合兴场须二段气藏经开发证实为裂缝—孔隙双重介质、低孔、低渗、非均质、异常高压、高束缚水饱和度、具统一压力系统的干气型底水气藏。开发过程中,由于忽视了缓蚀措施而导致投产气井管串均发生严重腐蚀穿孔及断裂。通过腐蚀调查与分析,确定了须二段气藏气井油管腐蚀原因主要是CO2腐蚀。同时受到介质温度、CO2分压、水介质组成等众多因素的影响。通过模拟实验,提出了适合合兴场须二段气藏油管防腐对策首选为全井或仅在腐蚀严重管段(600～1500m)使用耐蚀合金,其次选用QHS-1、UT-15作为缓蚀剂,或者二者联合使用。

对中坝须二段气藏圈闭分析的思考

拥有压降法储量 10 0× 10 8m3 的中坝须二段气藏发现于 1972年 ,虽然地质研究在勘探初期提出过该气藏为印支期古构造圈闭的认识 ,但随后在整个勘探开发进程中 ,圈闭被视为构造或断封圈闭。笔者通过圈闭分析认为 ,中坝须二段气藏为古构造—成岩圈闭 ,成藏关键时刻是晚侏罗世早期。随着油气对燕山期古构造的充注 ,成岩作用出现差异 ,胶结和充填作用在含油气部位受到抑制甚至停顿 ,而在气水过渡带以外则持续进行 ,大量碳酸盐胶结物使岩石孔渗性急剧降低 ,形成沿古构造边界的环状致密岩带 ,进而封堵已聚集的油气 ,展现了古构造基础上的成岩圈闭特征。统计表明 ,中坝须二段气藏勘探成功率为 5 3% ,工业气井集中于古今构造叠合部位的相对高孔渗带 ,圈闭以外的钻井 ,即使构造位置高 ,也基本失利。因此认为 ,聚集期古构造是形成油气藏的最佳部位 ,由于差异成岩作用将油气“冻结”定位 ,故晚期构造的改造调整作用有限。进而提出 ,圈闭分析是成藏研究的基础 ,为提高气井命中率 ,在勘探布井工作中 ,圈闭分析应列为关键技术。

中国石油西南油气田“合川气田须二段气藏天然气探明储量报告”蝉联国家储委一等奖

近期，中国石油西南油气田《合川气田潼南2井、合川125井区块须二段气藏新增天然气探明储量报告》荣获国家储委2009年度优秀探明储量报告一等奖，这是西南油气田提交的合川气田须二段气藏天然气探明储量报告第二次获得该奖项。此前，《合川气田合川1井区块须二段气藏新增天然气探明储量报告》曾获国家储委2008年度优秀探明储量报告一等奖。

合兴场气田须二段气藏成藏机理研究

合兴场气田须二段气藏位于四川省德阳市北东约１６ｋｍ处，发现于１９８６年。钻探主宰该气藏成藏机理及控气因素复杂，多年来一直没有得肯定的认识，严重阻碍了该气行政泊勘探评价和开发。本文以动态观点，再次对该气藏的构造形态与演化，储层性质与演化，裂缝发育特点，油气生成等进行了详细研究，获得了新的认识，认为须二段气藏的形成和天然气的分布不受现今构造和裂缝系统的控制．

川西新场构造带须二段致密气藏定向井优快钻井关键技术

川西新场构造带须家河组二段致密砂岩储层受限于钻井成本与开发收益的不匹配,长期未能形成规模化商业开发。本文根据工区地质特征,通过以必封点、井眼尺寸和井眼轨道优化为核心进行井身结构设计优化,以旋锤钻具、低成本旋转导向工具、预弯曲钻具组合钻井、基于最小机械比能的实时钻井参数优化为核心进行系列提速关键工艺研究,形成了川西新场构造带须二段致密气藏定向井优快钻井关键技术。该技术在区块全面应用,最短钻井周期由231.1 d缩短到95.7 d,取得了良好的运用效果,实现了区块的效益开发。

安岳气田须二气藏井间连通性与治水对策研究

四川盆地安岳气田上三叠统须二段气藏动态监测资料少,气藏连通性不清楚,治水措施多样,效果参差不齐。以气藏地质为基础,结合生产动态资料,深入分析气藏井间连通关系,认为气藏以独立的单井压力系统为主,井间基本不连通;气藏气水关系复杂,地层水侵方式以裂缝水窜为主,生产受水影响严重,但水体能量小。在此基础上综合排水工艺的适用条件,提出气藏应实施单井排水的治水思路及不同产水特征下的治水工艺措施。该研究成果对安岳气田须二段气藏治水有较好的指导作用,建议措施已在生产现场应用。

新场气田须二段储层的分类与评价

新场气田须二段储层为超埋深、非均质强的典型致密储层,储层不仅宏观裂缝非均质发育,而且微观储集空间也具多元化,由于目前测井解释的局限,前期运用的分类评价方法对于新场气田须二段储层以裂缝-孔隙型储层为主的储层评价适用性不大,为此笔者在前期储层分类评价基础上,以系统的试验分析为依托,以定量划分储层的储集空间组合为手段,重新建立储层的分类评价标准,成功避开了测井解释无法评价微裂缝的局限,结合储层宏观裂缝预测对储层重新进行分类与评价。

安岳有水凝析气藏开发中后期产能挖潜研究

四川盆地安岳气田须二段致密砂岩气藏开发已取得丰硕的成果,然而通过系统梳理与分析地质资料、单井历史生产数据、气井压力资料、排水采气工艺措施效果,发现气藏开发中后期受气藏水侵严重、油管积液、反凝析油污染、治水效果不佳等多方面影响,导致气田目前产量递减快,单井产能下降,间开井和停产井增多,整体开发效果变差,针对目前存在问题,文章研究提出开发中后期产能挖潜对策:研究水淹规律,确定水侵模式;测井二次解释,弄清赋存模式,找准层间潜能;开展一井一策,判定影响因素,提出可行性实施工艺方案,实现难动用储量的高效开发。

新场气田储层裂缝特征及其与动态气水分布的关系

利用岩心、测井及生产测试等资料,在评价天然裂缝特征的基础上,分析了不同类型裂缝的常规测井响应特征,并利用常规测井资料对其进行识别,进而评价不同类型裂缝与气藏动态气水分布之间的关系,并探讨其地质成因。研究表明,新场气田须二段储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝2种成因类型。其中,绝大多数构造裂缝为剪切裂缝,按其倾角特征可进一步分为高角度缝、斜交缝和低角度缝;成岩裂缝主要为层理缝,有效性较好,对整体上改善储层物性贡献较大。新场须二段气藏动态气水分布与裂缝发育程度及裂缝类型关系密切,其中以发育低角度裂缝或网状缝为主的储层表现为产水或快速高含水,而以高角度缝发育为主的储层往往为高产气层,且稳产时间相对较长。研究认为,基于该区气藏气水分布的复杂特点,储层中不同类型的天然裂缝造成渗透率的各向异性是影响气藏动态气水分布的关键因素。