基于PVT相态图的凝析气井产出剖面测井解释

针对国内凝析油气井数量日益增多而配套的动态监测技术却停滞不前的现状,提出凝析气田生产测井产出剖面解释方法。通过分析凝析油气井内流体特性(井筒中气油比大),传统方法使用受限,提出基于相态图的凝析气井生产测井解释模型及相态变化模型,解释的油、气单相误差8%以内,为实现凝析气田产出剖面解释提供强有力的技术保证,并取得了较好的应用效果。     

准噶尔盆地克拉美丽气田滴西10井区石炭系火山机构识别及空间模式

以准噶尔盆地克拉美丽气田滴西10井区石炭系古火山机构为研究对象,利用振幅时间切片和相干体时间切片识别火山口的平面分布,依据建场测深反演电阻率剖面和常规地震剖面识别火山通道,并刻画火山机构的外部形态。进一步利用钻井取心、测井和地震等资料综合识别火山岩相类型及其组合关系,并划分了火山机构的喷发序列。在此基础上,建立了该区石炭系中心式古火山机构空间模式。结果表明,滴西10井区石炭系发育1处中心式火山机构。该火山机构发育5种火山岩相类型,从火山机构中心往外延伸分别是火山通道相、喷溢相、火山沉积相和爆发相,局部岩浆超浅成侵入形成次火山岩相。火山喷发序列为早期岩浆喷溢、后期火山爆发,火山作用间歇期形成火山沉积相。     

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。     

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。     

自动投棒装置在苏里格气田的应用

自动投棒装置主要用于产水的气井口,通过往气井内投放泡排棒,泡排棒与气井内的水相溶起泡,由天然气带出气井实现排水功能,从而提高气井采收率。苏里格地区是低渗、低压、低丰度,大面积分布的中粗颗粒砂岩岩性气藏,非均质性强,连续性差,随着苏里格气田开发程度的逐渐增大,大部分气井在开发过程中,随着地层压力的下降,产水井逐渐增多,井口压力大幅度下降,产量逐渐递减,单井泡排试验工作量大,劳动强度较高。自动投注装置在苏里格气田的应用大大减轻了单井泡排工作量,有利个降低劳动强度,提高工作效率。本文对自动投棒装置在苏西区块应用效果进行分析评价,评价其现场可行性,及推广应用前景。     

波形差异分析技术在气田高产气区预测中的应用

 针对大牛地气田含气层段多、砂体非均质性强、横向变化快、波阻抗差异不突出的问题,在地层格架划分的基础上,结合生产井的生产信息,对储层进行波形差异分析,结果表明,不同类产层所对应的井旁道质心、均值、方差、变方差的中心、概率及特征值有一定差异,但敏感度不够。为得到含气性敏感度更高的地震波形参数,对地震波形敏感信息进行分析与重构,构建出7个新的波形差异参数,建立不同产能储层与地震波形的对应关系;在此基础上,反演出目的产层的波形差异数据体;结合沉积相等地质信息对波形差异数据体进行综合解释,得到目的产层的高产气区的预测图;利用生产井及新投产井对预测结果进行分析,总预测符合率达86%。     

延长气田天然气水合物抑制剂注入量的确定

延长气田大部分气井采用高压集气工艺,在一定的温度和压力条件下,集气系统不可避免的会形成水合物。预防天然气水合物形成的方法有很多,其中在气井中注入水合物抑制剂的方法较为普遍。以延长某一气井为例,精确计算了井口天然气水合物抑制剂的注入量,然后对不同种类水合物抑制剂（甲醇和乙二醇）的操作安全性和经济性进行对比,从而确定最合适的水合物抑制剂。气井井口抑制剂注入量的大小与诸多因素有关,针对不同因素对抑制剂注入量的影响进行了综合分析,对延长气田实际运行具有一定的指导意义。     

米脂气田上古生界盒8段储层特征及成岩作用评价

为加强鄂尔多斯盆地米脂气田的天然气勘探,对研究区辅助产层上古生界盒8段砂岩储层进行了综合研究.储层属低孔低渗类型,以残余剩余粒间孔为主.储层主要岩石类型为岩屑砂岩,含量较高的岩屑为储层致密化提供了物质基础.早成岩阶段的机械压实作用使储层原始孔隙度急剧下降(孔隙度减少了75%),压实作用是导致储层致密化以及储层孔隙结构和孔隙连通性变差的主要原因;晚成岩阶段铁方解石、铁白云石的胶结作用、石英次生加大和自生黏土矿物形成不但加剧了储层原始孔隙度损失,更使各井渗透率大多降至0.5×10-3μm2以下;成岩晚期的溶蚀作用虽然较弱,但对储层物性有一定的改善作用,使孔隙度和渗透率均有所提高.辫状河水下分流河道微相控制着储层有效砂体的展布,寻找此类微相发育区是研究区天然气进一步勘探的重点.     

苏里格气田岩石力学场建模研究

以苏里格气田为例,运用多元回归分析的方法对常规测井曲线和岩石力学参数之间的函数关系进行分析,并运用地质统计学的方法建立非均质的岩石力学参数场,准确认识储层的岩石力学参数。研究结果可以为气田后期水力压裂过程中压裂设计提供依据,降低压裂设计计算过程中的误差,有利于得到更为准确的水力压裂裂缝形态,降低气田开发风险。     

克拉苏构造带克深区带超高压大气田成藏过程与特征

克拉苏构造带克深区带发育多个大气田,但形成和分布复杂。文章通过解剖克深2和大北1超高压大气田,分析了克深区带超高压大气田的形成过程,研究了克深区带超高压大气田的成藏特征。克深区带天然气δ13 C1分布在-2.83％～-4.07％之间,具有正碳同位素系列特征,天然气干燥系数都在96％以上,组分偏干。储层孔隙度主要分布在2.0％～9.0％之间,渗透率主要分布在（0.01～0.10）×10-3μm2之间,属于特低孔特低渗储层。断裂运移通道和圈闭形成于库车期,形成时间晚。总之克深区带具有晚期快速高效一次成藏的特征。