改革川东气田开发公司管理体制的探讨

局改革工作会议明确提出:管理局将逐步改革旧的管理体制,组建以油气勘探开发为主体的四川油气田企业集团,走企业集团发展的道路。这是四川石油天然气工业为适应社会主义市场经济的需要而采取的重大改革举措,是我局全面深化改革、转换经营机制,提高整体经济效益的现实选择。作为四川油气勘探开发企业集团核心层企业之一的川东开发公司如何适应这一新形势,实现经营机制的转换,促进川东气田开发的更大发展,这是摆在我公司面前的一项重大课题和艰巨任务。下面就建立川东气田开发管理新体制,提出一些个人的意见来共同探讨。

川东北五宝场构造沙溪庙组气藏勘探开发认识

五宝场构造地处川东构造区边缘,位于大巴山弧形褶皱带与川东弧形褶皱带交汇处。该构造在侏罗系沙溪庙组获气,开辟了川东北陆相碎屑岩油气勘探的新领域。为此,利用地震、测井、综合地质及钻井资料,对浅层沙溪庙组地质基本特征进行了研究。结果认为,以嘉祥寨砂岩底界作为划分沙溪庙组沙二段、沙一段的分界线是可行的,明确提出沙溪庙组的天然气主要来自下伏须家河组及下侏罗统的陆相生烃岩系,河道沉积是最有利于储层发育的相带;通过储层特征分析,指出沙溪庙组储集类型为裂缝—孔隙型,气藏圈闭类型为构造—岩性圈闭;还对砂体的地震响应模式进行了探讨,归纳出了(含气)砂体在地震反射剖面及速度反演剖面上的响应模式。进而提出了“滚动勘探、整体开发、分批实施、优质砂体优先”的勘探开发思路。

川东地区低效油气田勘探开发难点及对策

我国天然气工业处于快速发展阶段,加快低效油气田勘探开发的进程,有效地挖掘报废井和低渗区块的资源潜力,对促进川渝地区油气事业发展有重要的推动作用。文章分析了川东地区低效油气田勘探开发存在的难点:①报废井、低产井、低压井、边远井存在很多不利因素;②浅层资料缺乏;③低渗区的难动用储量开采难度大;④后备资源量缺乏,制约着低效气井上产稳产;⑤单井直供用户,对气井产能伤害严重;⑥气井生产受气质、地面工艺制约,这影响气井正常生产。针对不同类型低效井的具体情况,提出了化排、单井增压等不同开采方式和工艺技术措施,提出了加大对低渗储量开发技术攻关、提高低渗储量动用程度的技术手段和工艺措施,取得了开发低效气田、低渗区块的有效方法。

川东铁山气田立体开发效果分析

铁山气田是四川气田川东地区的一个典型的多产层气田，从上到下共有４个产层。预探发现气田后，从评价工作开始到气田进入正式开发的整个过程中，充分运用经营管理手段，多学科合作开展工作：早期钻少量井就发现各产层；以“稀井广探、少井高产”为目标，从勘探开发（立体开采）的角度，整体规划、统一布署评价井；在试采中，充分利用静、动态资料计算、复核气藏储量，评价气藏；以数值模拟为主要技术手段编制整体开发方案。采用“一井两层”分采、利用产能富余井上试新层等工艺，及时建成配套的地面集输系统，加快投产时效，使气田经营效益高，是高效开发气田的成功实例。

川东石炭系新区天然气开发早期动态预测模型

川东石炭系新区大多数气藏尚未进入或结束评价阶段，资料不足而不具备进行数值模拟编制早期开发方案的条件。为了高速高效开发气藏及编制矿区上产规划，就必须选择适当的方法进行新区早期动态预测。本文正是基于此，特提出递推滚动ＢＰ神经网络预测模型。利用老区不同类型气藏的已建模型，对新区不同采气速度下，稳产期和递减期地层压力的变化规律、最终采出程度的大小进行了预测。预测精度与传统的数值模拟方法相当，更具有简便快速的优点。

川东气田中、高产气井生产管理方法探索

川东气田中、高产气井生产管理方法探索四川石油管理局川东开发公司张明文，农成吉川东地区近年来随着天然气勘探开发领域不断延伸和扩大，先后在大地干井、七里峡、大天池、铁山等构造带获得了一大批中、高产气井。这些气井对川东天然气增储上产和天然气生产任务的完成起...

依靠科技进步高效开发川东气田

本文针对目前全国最大的天然气生产基地—川东气田,运用先进技术和科学管理手段高效开发的实践,总结并分析概括出了一套气田开发程序和管理方法。这一套实用性强又较全面的程序和方法,在不断积累和完善的基础上,对进一步用于指导气田的正规、高效开发,具有一定的价值。

从川东已开发气藏谈不同类型气藏合理布井问题

川东地区从1973年卧龙河气田Tj_1~5—Tj_3~4气藏正规开发以来,经过了21年的开发历程,先后发现开发了18个整装气藏,其中有3个气藏已进入开发递减阶段,7个气藏进入了开发稳产阶段,其余为试采阶段。从开发角度,可将这些气藏分为高渗型、中渗型和低渗型三类裂缝一孔隙型气藏。笔者从川东已开发且进入递减阶段的气藏入手,总结研究合理的开发井网,瑶出一些认识,以供参考。高渗型裂缝一孔隙型气藏应集中顶部按'稀井高产'原则布井开发相国寺气田石炭系气藏是川东地区典型的高渗型裂缝一孔隙型气藏,构造闭合面积30.54km^2,埋藏深度2200～2600m,储集层是一套潮坪相沉积,储层岩性以角砾云岩为主,气藏储集层孔、洞、缝极其发育。储层平均有效孔隙度6.55%,渗透率2.5×10^(-3)μm^2,以1+1类储层为主。孔隙层分布均匀,横向变化不大。气藏原始地层压力为28.

高效开发相18井的管理措施

1977年10月,相18井钻至阳一层下面一套白云岩新地层后获高产气流,测试日产气76.38万m～3,经分析确定产层为中石炭统。这一重大发现,不仅为该气田的勘探开发打开了局面,还为整个川东地区石炭系气藏的勘探开发拉开了序幕。相18井位于构造轴部主高点以北,完钻井深2333m,气层中部井深2310m,气层厚度9m,为φ127mm尾管射孔完成,油管φ63.5mm×2309.29m,原始地层压力P_1为28.576MPa,二项式无阻流量Q_(AOF)为391.9万m～3/d。该井于1977年11月14日投产,初期套压24.48MPa,油压22.58MPa,日产气34.5万m～3。至1993年1月,套压2.67MPa,油压2.16MPa,日产气6.9万m～3,累计产气达12.586亿m～3。

四川油气田气体钻井技术

四川油气田地质情况复杂,长段井漏、恶性井漏时常发生,使得钻井工作的难度大大增加。在四川发展起来的空气泡沫钻井技术和纯空气钻井技术,已成为解决井漏(特别是恶性井漏)最有效的方法之一;四川有很大一部分地区的产层属低渗低压油气藏,采用常规钻井液钻井,容易造成不可逆转的储层伤害,甚至难以发现地下油气资源。为了解决这一难题,在四川研究并发展了欠平衡钻井技术,其中包括天然气钻井、尾气钻井、氮气钻井等技术。特别是近年来,气体钻井的优势在川渝地区的钻井中显现得越来越明显,也越来越受到高度关注。为此,回顾了四川气体钻井技术发展历程,阐述了纯空气钻井、泡沫钻井、氮气和天然气钻井、柴油机尾气钻井、充气钻井和雾化钻井等气体钻井技术在四川的应用现状,分析了四川气体钻井技术发展中遇到的气体钻井井斜、地层出水、钻具失效以及井壁垮塌等问题,以期进一步充分发挥出气体钻井的优势。

川东高陡构造薄层碳酸盐岩裂缝性储集层预测

以四川盆地东部大池干井构造带三叠系嘉陵江组二段一亚段(T1j21)裂缝性储集层为例,从构造曲率角度出发,预测高陡构造地区薄层碳酸盐岩裂缝性储集层分布区。采用趋势面拟合法和差分法计算面曲率,用三点圆弧法及曲线拟合法计算线曲率,在此基础上,将4种数学方法计算得到的曲率值进行归一化处理,得到各方法的相对曲率值并取其最大值(即综合曲率)进行裂缝分布预测,即综合曲率法,以克服单一曲率计算方法预测的不足。通过与油气显示、气井产能测试等资料对比分析,认为用综合曲率法预测裂缝效果优于单一曲率方法,综合曲率值与区内气井产能的相关系数最大,说明综合曲率法提高了曲率法预测裂缝的准确程度,能更好地预测地下构造裂缝的分布范围。

川东石炭系气藏含气系统研究

从含气系统研究思路和方法出发，详细研究了川东地区石炭系气藏的生烃子系统、运移子系统和捕集子系统。石炭系气藏天然气主要来自下伏的志留系生油（气）岩，也有部分来自上覆的阳新统。川东地区志留系—石炭系含气系统的充注能力较强，其生烃潜力指数值较高；含气系统的持续时间从早志留世到早白垩世，而其保存时间从晚白垩世一直至今。志留系烃源岩排烃为垂向排烃，是通过压力封存箱的破裂而产生的混相涌流完成的。油气二次运移的排烃是通过流体对流实现的。川东地区石炭系气藏属于箱外成藏。气藏的成藏类型有：①低覆压准散失型常压气藏；②中覆压富（满）集型常压气藏；③高覆压富集型常压气藏。

四川盆地东部下三叠统嘉陵江组储层特征

四川盆地东部下三叠统嘉陵江组(T1j)天然气探明程度约为T1j总资源量的10%,显示勘探潜力较大。文章通过对T1j储集空间特征、储集条件及储集类型等综合研究,认为T1j纵向上多套储产层由于孔洞缝发育程度的差异,T1j15、T1j34、T1j22主要为裂缝—孔隙型储层,T1j14—T1j3、T1j32、T1j12—T1j1主要为孔隙—裂缝型或裂缝型储层;T1j22—T1j1、特别是T1j22孔隙储层是有利目的层;云安厂构造带中—北段、磨盘场—老湾构造、高峰场构造T1j22—T1j1及洋渡溪构造T1j22是有利的目标区块,有良好的油气勘探前景。

川东五宝场地区沙溪庙组沉积相及储层物性

川东五宝场区域构造形态受到以大巴山为主的北西向构造运动挤压力和来自川东北部东西向构造运动压应力的相互作用,构造轴线复合叠加、相互牵引,形态复杂多变。五宝场地区沉积岩巨厚,其间有多套生油层系,钻探证实已具备形成中型气田的资源条件。五宝场地区沙溪庙组河道沉积是最有利于储层发育的沉积相带,其主要储集空间为洞穴、孔隙、裂缝和喉道。构造作用对沙溪庙组储层有重要的影响:一方面表现在使岩石破裂而形成微裂缝,改善储集岩的储渗性能;另一方面表现在形成较大的断层,沟通了气源层和储层,成为下伏气源运移至沙溪庙组砂岩的"气源断层"通道。裂缝发育程度对沙溪庙组低孔低渗储层能否产出工业气流起着决定性作用,有"气源断层"的上覆砂体的裂缝发育有利区是勘探的首选目标。

川东石炭系有效储层下限标准的确定

将川东石炭系储层划分为中孔中渗（Ⅰ级）、中孔低渗（Ⅱ级）、低孔低渗（Ⅲ级）和超低孔渗（Ⅳ级）４级，提出以２％及５０％的孔隙度、含水饱和度界线划分储层和非储层，再依据储层级别及其所处气水界面以上位置，通过对比注入浮力与各级别毛细管阻力大小，来判断储层是否为有效储层的方法──浮力－毛细管阻力比较法。通过比较认为，Ⅰ级、Ⅱ级、ⅢＡ级、ⅢＢ级储层只要分别位于气水界面以上５ｍ，２５ｍ，６０ｍ和１００ｍ，即为有效储层。

川东石炭系流体性质的测井响应特征与判别方法

针对碳酸盐岩储层含流体性质相同而测井特征不同,从而造成对储层含流体性质的误判问题,开展了专题研究。研究中对实钻井的测井、试油和岩心分析资料进行对比分析,最终认识到储层孔隙类型的差别是影响储层含流体性质的测井特征响应不同的主要原因,误判层主要发生在以晶间孔为主的储层。在此基础上,建立了判断储层孔隙类型并结合孔隙度—电阻率交会图判断储层含流体性质的方法。所提出的方法,可以有效解决测井误判油气水层的问题,从而提高测井解释储层含流体性质的符合率。

多方位VSP技术在川东寨沟3井目标选择论证中的应用

在川东高陡构造,由于地腹构造的复杂性以及二维地震资料预测的多解性,钻探中存在着较高风险。近年来随着勘探开发领域的扩展,其钻探对象巳由相对单一可靠的目标,逐渐转至构造更复杂、地震资料信噪比更低的区块,一定程度增大了钻井失误的机率。因此,尽力减少失误,尤其是对失误井下步侧钻目标的选择论证十分重要。历年来,对失误井的论证,主要是通过再次消化地震资料,分析原因,重新拟定目标,因此,引入不同方法和技术手段进行失误井侧钻目标论证十分必要。文章以在川东寨沟湾潜伏构造上首次利用多方位VSP技术对寨沟3井进行侧钻目标选择论证,最终获高产气流为成功范例,介绍了该项技术在解决复杂构造失利井侧钻目标论证中的重要性及推广前景。

川东石炭系气藏的封盖条件研究

川东地区石炭系气藏的直接盖层、浓度盖层、区域性盖层和物性盖层均为上覆下二叠统梁山组。梁山组能够封闭的石炭系气藏含气高度最大值在７３．３１～２３６．２１ｍ之间，远不能封闭现今石炭系气藏的含气高度。石炭系气藏的区域性间接盖层为三叠系嘉陵江组二段（Ｔ１ｊ２）至下二叠统栖霞组（Ｐ１ｑ）。间接盖层能够封闭的石炭系气藏的气柱高度为８５３．１～２２２３．４ｍ。间接盖层的封盖机制为压力封闭。