低渗含硫气藏开发后期井筒化学解堵工艺——以磨溪雷一^(1)亚段气藏为例

磨溪雷一1亚段气藏(简称“磨溪雷一^(1)气藏”)属低渗透碳酸盐岩中高含硫气藏,为了解决气藏开发后期地层压力低、井筒堵塞严重导致气井低产甚至停产的难题,进行了井筒化学解堵工艺措施的研究。在分类统计低压气井井筒堵塞现状的基础上,分析堵塞机理,优选解堵剂,并选择磨溪雷一^(1)气藏的典型堵塞气井,开展化学解堵现场试验。针对气井低压特征,优化关键工艺参数,最终形成井口泵注解堵剂、连续油管解堵剂冲洗两套化学解堵工艺措施,适用于堵塞程度不同的气井。研究结果表明:(1)磨溪雷一^(1)气藏井筒堵塞物主要由烃类、酯类组成的有机物和由FeS、Fe_(3)O_(4)等组成的无机物构成,大部分堵塞物来源于井下工具及管材的腐蚀产物;仅无机解堵剂对堵塞物有溶解分散作用,其中CT4-12B性能最优。(2)井口泵注解堵剂工艺,适用于井筒内有一定流动通道的中、轻度堵塞井以及堵塞井段较短的重度堵塞井;解堵剂加注量0.5 m^(3)、浸泡时间24 h时,效果最佳。(3)连续油管解堵剂冲洗工艺,能够有效解除井筒重度堵塞,但井筒造斜点以下施工难度增大;解堵剂加注量1 m^(3)、直井段浸泡时间3 h、斜井段浸泡时间24 h时,效果最佳。两种井筒化学解堵工艺在磨溪雷一^(1)气藏的现场应用试验结果,4口中度堵塞井、8口重度堵塞井共计12口气井实现解堵,日增产气量共计24.1×10^(4)m^(3),取得较好效果,表明两种井筒化学解堵工艺切实可行,对同类气藏具有一定借鉴意义。

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。

崖城13-1气田构造模型和流动单元层模型的建立

崖城13-1构造是一个半背斜构造,构造的形成与基底隆起有关。崖城13-1气田是中国近海在开发的最大的气田,陵水组三段储层是其主要的储气层。陵水组和崖城组在构造顶部被剥蚀,对于陵三段气层来说其构造形态是一个“秃顶”的半背斜。利用储层顶底精细的深度构造图建立起了气田的构造模型;利用高分辨率层序地层学把陵三段储层划分为7个流动单元,根据井点流动单元分层数据和地层模式建立了流动单元层模型。上述工作为崖城13-1气田的地质统计学三维储层建模打下了很好的基础。

南海琼东南盆地崖13-1气田古近系陵水组海陆过渡带沉积特征及演化

南海北部琼东南盆地中的众多凹陷均有海陆过渡相沉积,沉积相类型包括海湾辫状河三角洲和河口湾—潮坪。本次研究以高分辨率层序地层学理论为指导,将崖13-1气田古近系渐新统陵水组三段及二段各划分为1个长期基准面旋回,并在其内部进一步识别出10个中期基准面旋回(S1—S10)。在等时地层格架内,对陵水组三段及陵水组二段发育的沉积相特征及演化进行深入的探讨。陵水组三段沉积时期,研究区主要发育海湾辫状河三角洲沉积,其具有独特的层理构造、富含泥质纹层以及遗迹化石丰富。该沉积体系自下而上潮汐作用越来越强,早期以河流作用为主(S1—S4),中期为河流和潮汐混合作用(S5—S6),晚期逐渐过渡到以潮汐作用占主导(S7—S8)。陵水组二段沉积时期,研究区发生全面海侵,沉积作用方式及沉积特征更加复杂,生物成因构造更加独特,本次研究将其解释为河口湾—潮坪沉积(S9—S10)。研究表明,区域海平面的不断上升是研究区沉积相从海湾辫状河三角洲演化到河口湾—潮坪的主要控制因素。

长庆气田靖边区北部奥陶系马五1储层难采储量区块综合评价

鄂尔多斯盆地长庆气田靖边区北部奥陶系马五 1 储层天然气藏因其开采难度较大 ,被称之为难采区 ,然其难采程度不一致 ,且存在较大差异 ,通过分析天然气难采主控因素产能的高低及分布状况 ,进一步了解影响产能的沉积 -成岩微相特征、储集物性、岩溶古地貌等因素 ,将难采程度分为最难采、难采、较难采 3类 ,建立评价标准 ,并对研究区难采储量区块进行综合评价。

琼东南盆地崖13-1气田气源区圈定与成藏运聚模式

琼东南盆地崖13-1气田成藏运聚模式一直存在不同的认识。应用生烃动力学、碳同位素动力学及流体包裹体方法对该气田有效气源区、气藏充注时间和运聚效率等进行了研究。结果表明,崖13-1气藏成藏时间较晚,天然气主成藏期出现在2Ma以后;有效气源区是崖南凹陷斜坡带崖城组,现埋深范围4000～5500m;天然气为累积聚集气,目前天然气仍在有效的充注阶段。在此基础上,提出了崖13-1气田天然气成藏运聚模式。此研究方法及建立起的成藏模式对于莺-琼盆地天然气勘探具有重要指导意义。

长岭1号气田登娄库组储层特征与分类评价

长岭1号气田位于松辽盆地南部的长岭断陷中部凸起哈尔金构造带上，从储层岩石学、储集空间类型、孔隙结构、储层物性等方面对长岭1号气田登娄库组储层特征进行分析，并采用模糊聚类方法对储层进行了分类，综合应用多属性模拟及建模技术确定了各类储层的分布。研究表明，储集层岩性主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，储层结构成熟度中等，成分成熟度低，不稳定矿物含量高；储层储集空间类型复杂多样，次生粒间溶孔、粒内溶孔为主要的储集空间，储集空间小、连通性差、非均质性强，属于低孔、低渗储层。储层分类评价结果表明，以长深1—1等5口井为界的工区中部哈尔金构造高点区，Ⅰ类和Ⅱ类储层集中发育，储层叠合厚度大，是将来勘探开发的有利区域。

东胜气田盒1段地质特征及水平井储层改造对策

为了明确鄂尔多斯盆地东胜气田下二叠统下石盒子组气藏水平井储层改造对策,以下石盒子组盒1段气藏地质特征为研究对象,系统分析了物探、测井、录井及化验分析等资料,总结了盒1段气藏构造、沉积、岩石学、物性、孔吼、隔夹层及气层叠置等特征,并提出了该气田盒1段气藏水平井相应的储层改造对策。研究结果表明:(1)盒1段气藏整体构造相对简单,呈北东高、南西低的单斜构造,发育近物源的冲积扇-辫状河沉积;(2)砂岩以浅灰色粗-中粒岩屑砂岩、岩屑石英砂岩为主,物性较差,砂岩孔隙类型以次生粒间溶孔和原生粒间孔为主,喉道以中小喉为主,盒1段储层属于特低孔-超低渗型储层;(3)盒1段地层厚度大,砂体发育,纵向多套气层叠置,其中发育两套和三套气层的占比为65%,气层间隔夹层主要为泥质隔夹层和物性隔夹层;(4)结合水平井目的层与相邻气层间隔夹层厚度提出有针对性的储层改造对策,隔夹层厚度大于等于7 m的设计思路为长缝压裂,其造缝长、应控制压裂规模,隔夹层厚度小于7 m的设计思路为穿层压裂,其造缝高、应加大压裂规模。结论认为,通过实施差异化的水平井储层改造对策提高了气井产能,为东胜气田盒1段的高效开发提供了依据。

靖边气田马五1气藏地层水形成机理及控制因素分析

结合储层特征及构造演化史，通过马五1气藏地层水形成机理和控制因素分析，将靖边气田马五1气藏地层水演化过程划分为6个阶段。研究认为马五1气藏既无边水，也非底水，无明显的气水边界。所谓气井产水，是成藏过程中由于受区域构造和储层非均质性影响而形成的局部成藏滞留水。

东胜气田锦30井区盒1段储层非均质性特征

为了深化对鄂尔多斯盆地北缘东胜气田二叠系下石盒子组盒1段储层展布及其非均质性特征的认识,进一步指导该气田的勘探开发,以东胜气田锦30井区盒1段致密砂岩储层为研究对象,分析了测录井、岩心、化验分析等地质资料,指出了研究区盒1段储层孔隙度、渗透率及砂体展布特征。研究结果表明:①盒1段储层纵向叠置发育,储层内部垂向粒度韵律以复合韵律和均质韵律为主,夹层包括泥质夹层和物性夹层,以泥质夹层为主;②盒1段的3个亚段储层非均质性均较强,其中盒13亚段非均质性最强;③平面上,盒11、盒12亚段在研究区东部相对高孔隙度、高渗透率区发育,盒13亚段在研究区西部相对高孔隙度、高渗透率区更发育。结论认为:①盒1段储层复合连片发育,但孔隙度、渗透率受沉积作用控制较明显,盒1段的3个亚段中,盒13亚段砂体规模更大、物性更好,高孔隙度、高渗透率区分布范围更广;②沉积相与成岩作用共同影响了储层非均质性特征,垂向上,辫状河不同沉积微相岩性及粒度变化大,成分成熟度及结构成熟度存在差异,储层物性变化较大,平面上,辫状河河道摆动迁移频繁,受沉积微相控制,储层非均质性较强;③研究区压实作用较强,黏土矿物发育使储集层物性变差,储层岩石成分的差异导致成岩作用后储层存在明显的非均质性。

大牛地气田中二叠统盒1段气藏产液特征及控制因素

为了明确鄂尔多斯盆地大牛地气田北部中二叠统下石盒子组盒1段气藏的产液特征及控制因素,以该气藏地层水赋存状态、生产动态特征及分布规律为研究对象,分析了产液井储层地质特征、生烃强度、泥岩隔夹层发育状况、局部砂体构造等对气水分布的影响,指出了含水气藏的控制因素。研究结果表明:①大牛地气田盒1段气藏属于浅水低能辫状河沉积体系,储层物性差,气体以气水混生为主;②气藏产液类型主要为孔隙中的自由水和毛细管水,基于生产特征将气田北部划分为低产液、中产液、高产液3个区域;③生烃强度控制了产液井的分布范围,生烃强度大的区域有着充足的气源补给,易于天然气富集;④储层内部泥岩隔夹层及泥质含量发育情况决定了天然气的富集程度,对于储层泥岩隔夹层薄、泥质含量低、储层物性好、孔隙度大、渗透率高的连通心滩厚砂体,储层多以气层为主,表现为低产液区;⑤整个大区域构造对气水的分布控制作用不显著,但在同一期连通的砂体内部表现为上气下水的特征,局部构造高点仍是天然气的相对富集区。结论认为,通过气水分布特征及控制因素的探析,可以对气田开发调整与气井管理提供指导。

库车坳陷大北1煤成大气田储层流体包裹体特征和成藏期研究

对库车坳陷大北1煤成大气田白垩系和古近系砂岩储层样品中流体包裹体进行了透射光和荧光显微镜观察,测试了与烃类包裹体共生的盐水包裹体均一温度。白垩系储层样品包裹体均一温度主要在120℃～140℃之间,古近系储层样品主要在100℃～120℃之间。结合埋藏史和古地温史,运用包裹体均一温度,研究了大北1煤成大气田的成藏期。研究认为,大北1煤成大气田为一次成藏,主要成藏时间为距今3～1.5Ma,这与地质条件相吻合。

川中地区金秋气田侏罗系沙一段有利含气区预测

针对金秋气田沙溪庙组一段(沙一段)河道砂体普遍致密化、物性差且非均质性强的问题,通过正演模拟优选多种叠前属性,运用三维透视和人工智能反演开展砂体边界、储层和含气性预测,优选致密气开发有利区。结果表明:沙一段Ⅲ、Ⅳ砂组河道最发育,河道集中在西部近物源区,向东宽度明显变窄,Ⅱ砂组和Ⅴ砂组次之,Ⅰ砂组河道数量最少。沙一段储层受分流河道控制明显,Ⅲ砂组和Ⅳ砂组储层厚度普遍大于8 m,呈连片状集中分布在西部JQ8井区,或呈条带状局限分布于东部JQ5H井区,Ⅱ砂组和Ⅴ砂组储层厚度为6~8 m,分别位于西部JQ8井区河道交汇处和东部JQ5H井区分流河道内部。通过人工智能有监督的学习,预测各砂组有利含气区,Ⅲ和Ⅳ砂组含气饱和度高,气藏集中分布在JQ8、JQ5H井区河道交汇处,Ⅱ砂组气藏呈窄条状分布在JQ8和JQ5H井区河道发育区,Ⅴ砂组则局限分布在QL7和JH5井区分流河道内。Ⅲ、Ⅳ砂组河道和储层厚度大,含气饱和度高,是致密气开发重点目的层。研究成果可以为川中地区金秋气田沙一段致密气高效开发提供地质依据。

大牛地气田大28井区下石盒子组盒1-1亚段沉积微相

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地东北部、伊陕斜坡之上,上古生界构造较为平缓,断裂不发育,属于强非均质性的致密砂岩气藏,油气近源聚集。大28井区位于大牛地气田北部,二叠系下石盒子组一段盒1-1亚段为主力开发层系之一,辫状河沉积特征明显。为了厘清该井区主力开发层系的沉积特征,以盒1-1亚段沉积微相为研究对象,分析了露头、岩心、测井资料,识别出辫状河道、心滩、泛滥平原共3种主力沉积微相。研究结果表明:①盒1-1亚段可细分为盒1-1-1、盒1-1-2两个小层,共发育4期河道,垂向、侧向叠加均表现出正韵律特征,单期砂体保存完整,剥蚀不明显,河道多次冲刷导致厚层泥质沉积较少,局部发育细粒薄夹层,为高能辫状河道沉积;②砂体沿物源向南连片推进,主河道位置不变,具有中部厚、两侧薄的特征,北部砂体更为发育,以粗粒沉积为主。结论认为:①盒1-1亚段砂体叠置规律复杂,厚度与含气性存在明显差异,心滩有效砂体厚度超过6.5 m,辫状河道有效砂体厚度小于4.0 m;②气层在心滩与辫状河道沉积微相中均可发育,尤其是在二者演变区域,受水流冲刷影响,砂质更纯,泥质含量低于15%,自然伽马值介于45~70 API,砂体物性更好,含气程度更高,可以作为后期开发、措施井位部署的参考依据。

珠江口盆地白云凹陷深水区LW3-1气田有效气源区与运聚模式探讨

应用天然气分子碳同位素生成动力学技术,对LW3-1气田有效气源区和运移聚集史进行了系统研究,结果表明:该气田有效气源区为白云主洼东部斜坡带恩平组浅湖相—沼泽相沉积烃源层,现今埋深(从海底计算)范围介于4 600～6 000 m;该气田属于阶段性累积聚气,成藏时间较晚,有效充注期在8～0Ma,目前仍处于有效充注阶段。这一新认识对于珠江口盆地白云凹陷深水区天然气勘探具有重要的指导意义。

苏里格气田苏36区块盒8—山1段沉积特征

苏里格气田苏36区块主产层为盒8—山1段,为了探究该区沉积微相类型及砂体展布规律,在前人研究成果的基础,通过岩心观察与描述、岩性分析、粒度分析、单井相解释及连井剖面分析等方法,对研究区沉积微相类型及砂体的空间展布特征进行研究,并模拟沉积演化模式。研究结果表明:盒8上亚段和山1段发育曲流河沉积相,可识别出点坝、决口扇、泛滥平原等微相;盒8下亚段发育辫状河沉积相,可识别出心坝、侧坝、沙泥坪等微相。从山1段到盒8段,沉积体系由曲流河到辫状河,又过渡为曲流河;物源主要来自东北方向,近物源碎屑物快速堆积;砂体平行物源供给方向呈条带状展布,沿长轴方向砂体连续性较好。有利储集体集中在盒8下亚段,储集性能优于盒8上及山1段。

莺歌海盆地东方1-1气田地层水特征及其与油气保存的关系

气田中6口井的17个莺二段的地层水样品进行化学组分分析,采用目前油田水研究普遍应用的苏林分类法进行分类。分别从平面上和垂向上来分析研究地层水的特征与成因,并综合本区构造活动及伴随的CO2上侵和岩石学方面的特征进行分析,判断气田水文地质条件、封闭状况及油气保存条件。研究结果认为,本区莺二段地层水以代表大陆环境的沉积水NaHCO3水型为主,也见Na2SO4及MgCl2水型。该区整体水动力较弱,油气保存较好,有利于天然气成藏。

东方1-1气田储层保护修井液体系研究

针对东方1-1气田水敏、水锁性强,储层压力低,修井液滤失量大,需冲砂作业的特点,开发了低密度储层保护修井液体系.该体系密度可调（0.60～0.95 g/cm3）;水敏、水锁抑制性强,防膨率达91％,油水界面张力可降低96％;暂堵效果好,岩心模拟实验修井液无滤失,浸入岩心深度小于1.0 cm,反驱渗透率恢复值可达90.5％;采用破胶液处理可使渗透率恢复值达94.7％;携砂性能好,与海水相比,石英砂及陶粒在修井液中的沉降速度可降低99％以上.此外,修井液体系还具有好的稳定性及安全环保性能,满足海上油气田修井需求.

崖13—1气田天然气的混源特征

采用储层地球化学研究方法,分析了崖13-1气田储层流体的非均质性,结合包裹体均-温度及源岩有机相分析结果,研究了崖13-1气田天然气的混源特征.崖13-1气田存在两种不同生源构成的"烃源灶”所生天然气以及不同成熟阶段所生天然气的混合作用.从南块3、6井区→北块4井区→北块1、2井区,天然气的"油型”(水生生物的贡献)特征逐渐减少,"煤型”(陆源输人物的贡献)特征逐渐增多,天然气的成熟度增高.

苏里格气田桃2区块山_1段砂体特征及规模定量研究

通过利用桃2区块的基础地质资料和测井资料，分析砂岩的矿物成分和微观结构，研究砂体成因和叠置类型，并在收集和统计研究区山，段单砂体厚度范围的基础上，利用相关公式定量计算砂体规模．结果表明，研究区山，段的砂岩成熟度较低，孔隙类型以次生孔隙为主，边滩、决口扇和河底滞留沉积是主要的砂体成因类型，砂体的叠置类型可分为简单孤立型、冲刷叠置型以及冲刷切削型，并以简单孤立型为主．研究区的砂体发育良好，山1^1、山1^2、山1^3亚段单期河道宽度范围分别为69—151m，107～200m，107～200m以及主砂带的宽度范围分别为665—1460m，1035～1934m，1035～1934m．在此基础上，绘制砂体平面展布图，可以看出研究区的砂体呈北北东至南南西向条带状展布，砂体厚度主要分布在10～20m，具有曲流河的特征．