延长气田延气2井区山2段微观孔隙结构特征及其对气水渗流规律的影响

储层微观孔隙结构特征控制着气水渗流特征,影响着气井的生产能力。延气2井区山2段砂岩储层气井产量差异明显,微观孔隙结构和气水渗流特征复杂。通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、气水相渗等实验,对山2段储层的孔隙类型、孔隙组合类型、孔隙结构特征和气水两相渗流特征进行了描述,并在此基础上对影响气水相渗特征的因素进行了探讨。储层的孔隙类型主要为粒间孔、岩屑溶孔、晶间孔。根据毛管压力曲线形态特征,结合排驱压力、孔喉分选性、进汞饱和度、中值压力等参数,将研究区毛管压力分为四类:粒间孔类,粒间孔-岩屑溶孔类,岩屑溶孔-晶间微孔类和晶间微孔-微裂缝类;4类孔隙结构有着不同的气水渗流规律,应采取不同的开发策略。     

杭锦旗地区东胜气田构造及断裂特征研究

东胜气田地处杭锦旗断阶处,位于渭北隆起与伊陕斜坡连接处,构造及断裂极为发育,现有多口井证实该地区气藏多为构造+岩性复合型圈闭。在实际勘探开发进程中发现,断层不仅是天然气运移的良好途径,同时也对天然气产能有一定的控制作用。通过研究,查明了杭锦旗地区东胜气田主要目的层构造及断裂分布特征,对于勘探开发部署具有积极的指导作用。     

延长气田上古生界气藏废弃压力综合研究

延长气田上古生界气藏是低渗透致密砂岩气藏,确定其废弃压力是计算气藏可采数量和采收率的不可缺少的参数之一。基于经验方法及气藏工程原理,应用经验公式法、埋藏深度法、考虑经济因素的二项式产能方程法、节点系统分析法计算了气田废弃压力。结果表明,由于影响废弃压力的因素很多,不同的方法计算废弃压力有一定的差别,综合各种方法延长气田上古生界气藏废弃压力为7.8MPa较为适合。     

基于智能RTU的气田井场监控系统

根据气田井场监控系统智慧化建设需求,提出一种基于物联网架构的气田井场监控系统,该系统以气田井场智能RTU为核心,采用STM32嵌入Linux操作系统开发智能RTU程序,对气井生产数据与图像集中采集并构建CDMA无线传输网络。开发了上位监控程序及图像处理程序,接收、处理智能RTU上传数据,完成气田井场生产的动态监视及在线监控与管理。现场应用结果表明,基于智能RTU的气田井场监控系统能够有效提高气田生产作业管理的智能化水平,完全满足智慧化气田井场的远程无线监控的需求。     

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。     

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%。     

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。     

苏里格气田南区下古生界气藏气水分布规律及成因

针对苏里格气田南区下古生界气藏产水严重、气水分布复杂的问题,利用地质、测井、录井、生产测试等资料对其气水分布规律及成因进行分析和总结。研究结果表明:下古气藏马五_5地层水类型为CaCl_2型,矿化度较高。在平面上,水体主要分布在研究区西部,水体发育相对独立,剖面上气、水分布无统一界面,井与井间连通性较差;气、水分布主要受烃源岩及生烃强度、储层非均质性、构造以及古地貌等因素的影响。进一步将研究区地层水模式总结为:受构造高点控制的边(底)水、构造底部滞留水、致密白云岩封隔的滞留水以及孤立白云岩形成的透镜体水。     

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。