徐深气田火山岩气藏开发采用的地质技术

火山岩储层是天然气开发的新领域,具有广阔的勘探开发前景.自徐深气田火山岩气藏发现以来,徐深气田已提交2217×108 m3探明地质储量.徐深气田火山岩气藏由于火山多期喷发,造成岩相变化快、物性变化大,储层非均质性严重,以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,气藏含边底水,直井单井产量低,气藏高效开发难度大.通过几年来的不断探索,开展火山岩气藏开发评价研究,在火山岩岩性岩相识别、储层预测、地质建模及水平井开发等方面取得了初步成果,初步形成了火山岩气藏开发地质评价技术,为火山岩气藏经济高效开发提供了必要的技术支持.应用这些技术,目前,在徐深气田火山岩气藏已建成产能13×108 m3/a,该方法和技术对类似的火山岩气藏开发具有一定的借鉴作用.     

Blasingame 产能分析方法在徐深气田的应用

根据徐深气田火山岩气藏储渗机理复杂,气井产能变化规律差,选择Blasingame产能分析方法对徐深气田进行分析。由径向流动段和拟稳定流动段特征曲线计算气藏参数和原始地质储量,为气田开发、调整措施提供依据。     

徐深气田升平区块火山岩气藏合理开发井距的确定

气田合理开发井距一方面使单井能控制足够的储量,低丰度区单井控制储量应大于经济极限储量;另一方面确保单井生产能波及到该井所控制的面积,使气井具有一定的生产供气能力和稳产期,以保证气井生产取得最好的经济效益。通过对升平气藏地质特征的认识,利用国内外类似气藏开发井距经验、经济极限井距、试井分析井距、压裂投产井距等对比分析,确定了升平区块火山岩气藏的合理井距取值。     

徐深气田火山岩气藏水平井开发实践

徐深气田火山岩气藏是大庆油区未来天然气开发上产的主力产层。该类气藏储层物性差,气井以压裂投产为主,单井产量低,井控动态储量较小。底部普遍发育水层,气井稳产能力差。为改善开发效果,针对火山岩储层开展了水平井开发先导性试验,通过开展气藏地质、储层地质条件适应性评价。三维地质建模、地震和气藏工程等多学科优化设计论证,已在6个探明区块优选有利区带部署8口水平井,见到了明显的增产效果。通过水平井现场实践,初步形成了火山岩气藏水平井优化设计和水平井地质导向等开发配套技术,为提高火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益奠定了基础,对同类气藏的开发具有指导借鉴作用。     

长岭气田火山岩气藏水平井开发技术研究

2005年吉林油田在长岭断陷的中部凸起带发现长岭气田营城组火山岩气藏。该区火山岩储层岩性、岩相复杂、非均质性强,裂缝比较发育、底水体积大、能量强,给气藏开发带来了较大困难。为了有效开发长岭气田火山岩气藏,通过深化地质认识,开展有效开发方式论证,确立了水平井开发方式,并通过水平井的优化部署及现场地质导向,实现了储量的高效动用,水平井成功率100%、气层钻遇率达到92%以上。     

S气田合理井距研究

S气田储层渗透率较低,断层发育,砂体横向上连续性差,气藏规模较小,存在单井点控制的断块气藏,且气藏储量丰度低,导致井控动态储量低,为低压、低产气田.结合气田实际情况,运用单井产能法、产能动态预测法以及井控动态储量公式法等,确定出S气田的合理井距范围,对气藏合理开发有一定的指导意义.     

长岭火山岩气藏水平井开发技术

火山岩气藏一般具有岩石类型繁多、岩性岩相复杂、孔喉结构杂乱、低孔低渗、储层非均质性极其严重等特征.针对火山岩气藏地质特征复杂和开发难度大的特点,对吉林长岭火山岩气田地质特征进行深入研究,分析论证了水平井在提高单井产能、产能替换比、面积替换比和单井控制储量等方面的技术要素.将这些技术要素与直井进行对比,结果表明,利用水平井技术开发火山岩气藏是可行的.     

火山岩气藏压裂水平井非稳态产能模型及敏感性分析

目前我国已探明的火山岩气藏地质储量达数千亿立方米,储量规模属世界最大。与常规砂岩气藏相比,火山岩气藏储集层裂缝发育,储集层物性差、渗流机理复杂。现场多利用压裂水平井技术开发火山岩气藏,有利于改善火山岩气藏渗流状况,降低单井成本,提高单井产能。但目前缺乏适合于火山岩气藏压裂水平井的复杂双重介质的非稳态产能预测模型。利用该研究综合考虑火山岩气藏双重介质特性及有限导流裂缝的情况,建立火山岩气藏压裂水平井非稳态产能预测模型,应用Laplace变换和Duhamel原理,同时结合Stehfest数值反演对模型进行求解。应用建立的产能预测模型,结合XS气田火山岩气藏P1井实际储集层及压裂参数,绘制P1井的产能递减曲线,分析了裂缝半长,裂缝条数,裂缝间距及导流能力对火山岩气藏压裂水平井产能递减曲线的影响。同时,应用正交试验进行了多因素分析。研究所获得的结果有助于提高对火山岩气藏压裂水平井产能递减规律的认识,同时,也可为评价预测火山岩气藏压裂水平井产能及优化其压裂裂缝参数提供依据。     

低渗-致密砂岩气藏开发中后期精细调整技术

低渗-致密砂岩气藏进入开发中后期,面临如何进一步提高储量动用程度与采收率问题,开展开发中后期精细调整是改善其开发效果的重要技术手段。针对该类气藏进入开发中后期地质、生产动态以及开发方式上相对于开发早期的变化,梳理了开发中后期在剩余储量描述、提高储量动用程度和井网适应性评价中面临的关键技术问题,围绕气田挖潜与提高采收率,有针对性地提出了技术对策,提出了以开发中后期精细气藏描述、储量动用程度评价和井网井距优化为核心的气藏开发中后期精细调整的技术思路及流程。以C气田为例,采用该技术方法进行了气田中后期的开发调整,解决了剩余储量的有效动用问题,整体提升了气田开发效果和经济效益。     

徐深气田火山岩气藏动态分析

在徐深气田火山岩气藏静态研究的基础上,结合储层分类情况,充分利用试气、试采及开发井等动态信息,对各类储层压力、产量数据的变化特点进行分析研究,对徐深气田火山岩储层的开发动态特征实现全新的解读。研究中考虑储层的非均质性,是认识气藏开发生产条件、可靠预测气井未来生产动态的有效手段。     

火山岩气藏开发早期产能特征及其影响因素分析

通过应用大庆徐深气田开发取得的矿场资料,分析了火山岩气藏的产能特征。论述了其影响因素。火山岩气藏主要表现为井间产能及井控动态储量差异大、气井动态特征及稳产能力各不相同。受裂缝水窜的影响出水、常规评价技术对产能适应性差。同时也指出储层的物性、井控流动区域形态与物性差异、连通的高渗带(体)的规模、储层微观渗流特性等是气井产能的主要影响因素。这些结论和认识对火山岩气藏的开发具有重要指导意义。     

火山岩气井动态储量预测模型研究

气藏单井控制储量的确定在气藏的开发过程中占有重要地位。由于火山岩气藏在横向上物性差异很大,它的动态储量的计算应当考虑火山岩气藏双重介质储渗模式和存在启动压力梯度的特点。通过流动分析,将火山岩动态储量的增加分为未达到拟稳态流阶段和拟稳态流阶段,建立了火山岩气藏井控储量预测数学模型。以徐深1-1井为例,通过模型计算结果与试井解释结果的对比,验证了模型的正确性;并参照试井解释结果,进一步给出了井控储量随时间的变化模式,从而更加有利于确定动态储量,为火山岩气藏的开发提供了依据。     

概率法在岩性气藏储量风险评估中的应用

苏里格气田属于典型的致密岩性气藏,储层横向变化快、非均质性强,利用确定法难以客观评估储量风险。为此以气田X区为例,采用概率法开展储量风险评估研究,通过各变量的概率分布函数和多次随机模拟计算,定量评估气藏参数的不确定性和不同风险对应储量规模,结合单因素敏感性分析,明确气藏主要风险因素,优化地质模型计算的储量结果。研究表明,（1）概率法模拟计算的地质储量概率分布,提供了不同风险下的地质储量,有助于投资决策和开发方案制定;（2）参数变量的敏感性分析能确定影响各层储量结果的主要参数,对参数敏感性进行排序,估算变量变化区间对储量结果的影响,实现缩短储量评价周期和提高评价准确性;（3）地质模型储量与概率法的基准储量（P₅₀）进行对比,结合单因素敏感性分析,调整模型属性参数,优化后的X区各小层地质模型储量与基准储量的误差均在10%以内。概率法对岩性气藏给出不同风险下的储量规模,能客观评估储量风险,优化地质模型。     

基于数值模拟的延长气田开发指标优化研究

延长气田是典型的致密非均质气藏,开发难度较大。为了使气藏具有较长稳产期且有较高采收率,本研究基于气藏数值模型,结合历史生产数据,对采气速度和合理井距两项指标开展模拟预测和优化。结果表明,当采气速度提高至3%时,可实现气田经济高效开发;目前平均井距储量控制程度低,当降低井距至700 m时,累计产气量最高,后期可在储层不连片、动用程度较低的区域部署完善加密井,以提高储量控制程度和气田最终采收率。     

火山岩气藏开发现状综述

根据国内外火山岩气藏勘探开发的成功实例,分析总结了一般火山岩气藏的地质特征和开发特征,即火山岩气藏岩石类型繁多和岩性复杂、孔隙结构复杂、储集空间类型特殊多样、孔隙度小、渗透率低并且孔隙度和渗透率差异大、储层非均质性严重、含气面积和有效厚度变化大、气水分布复杂、双重介质储层。着重分析了升平气田火山岩储层的地质特征和该火山岩气藏开发特点。指出了产量稳定、地层压力下降小,气井产量大小与裂缝关系等火山岩气藏一般开采特征。提出了火山岩气藏增产措施和储层保护措施。     

丘东凝析气田开发规律研究

目的研究丘陵凝析气田生产开发时的产量变化规律。方法通过对动态生产数据进行拟和分析。结果气藏压力变化同时受采出程度和气藏特性控制;气田自然产能低,但压裂增产幅度大;稳产递减阶段产量下降呈指数规律变化;气田衰竭式开发时,随着压力下降,气油比上升,凝析油产量下降。结论气田实际动态储量与容积法计算储量存在较大差异。     

SEC储量评估参数取值方法及应用

本文从SEC储量定义及评估准则入手,结合国内上市储量评估的实践,阐述了新增探明、已开发、未开发三类上市储量,按照SEC准则确定评估参数(开发参数、经济参数)和现金流法计算剩余经济可采储量的方法,并以实例进行了说明。最后指出了SEC储量评估中应注意的几个问题,以期对国内上市储量评估有所借鉴。     

层间非均质性致密气藏多层合采产量变化规律研究

随着优质天然气资源的开发,我国未来天然气产量的增长点将主要依赖致密气藏的开发。靖边气田作为一个典型的低孔、低渗、低丰度致密岩性构造气藏,层间非均质性强,难动用地质储量所占比例大。目前气田低产低效井数增多、稳产能力弱,层间储量动用程度差异大,整个区块开发效率低。在分析靖边气田层间非均质性及气藏产状的基础上,进一步建立了不考虑层间窜流和考虑层间窜流的多层致密气藏渗流模型,对比分析了两种模式下分层产量变化规律。研究了地层系数、储容系数及层间半透壁率对产气量的影响。研究结果可为整个气田经济、高效、合理开发提供理论依据;并对同类气田的增产研究具有一定指导意义。     

苏里格气田开发技术和经济政策评价

苏里格气田位于河间泥质跟致密砂岩之间被其遮挡,属河流三角洲带状砂岩储集层,辩状流域积淀对天然气造成非均质性的严重影响,所以天然气藏的位置比较深入。天然气藏的位置具有气层渗透率、孔隙度、储量丰度和气井产量普遍较低的致命弱点,大大提高了气田开发的难度。如想达到预期的开发经济效果就不能运用一般气田的开采方式方法。为达得经济有效的目的,长庆油田大批专家对苏格里气田储层难度大的特点,从储层物性专业参数比例和具体开发动态与众不同之处进行深入研究,从其开发出最具体的方案设计。一并现场技术研究人员为制定一套低成本高效率而且又适合苏格里气田的开发模式对开发工艺和地面建设等大方向进行了一系列的研究。     

荔湾3-1气田开发数值模拟研究

对荔湾3-1气田气藏流体高压PVT实验数据进行拟合计算,确定了适合描述气藏流体相态行为的流体组分特征参数。利用地质资料及研究成果所得到的地层物性参数,结合构造形态和井点信息,建立了相应的三维地质模型,完成气藏地质储量拟合。从井网部署、初期采气速度、气层动用秩序、断层的连通敏感性及最小井底流压敏感性等多方面对气藏的开发指标进行了数值模拟对比研究,所得的研究结论有利于指导该气田实际开发生产。