基金项目:中国石油天然气股份有限公司项目 徐深气田开发技术研究 (040144)部分成果。 作者简介:徐正顺,1953年生,教授级高级工程师;现任中国石油大庆油田有限责任公司副总地质师兼勘探开发研究院院长,主要从事油气田开发工作。地址:(163712)黑龙江省大庆市让胡路区勘探开发研究院。E mail:x uzhsh@petro china.co https://www.doczj.com/doc/ff7430761.html, 徐深气田火山岩气藏特征与开发对策 徐正顺 房宝财 中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院 徐正顺等.徐深气田火山岩气藏特征与开发对策.天然气工业,2010,30(12):1 4. 摘 要 松辽盆地徐深气田是中国石油大庆油田有限责任公司2002年发现、2005年探明的,主要气藏类型属于火山岩气藏。为了有效开发该类气藏,先后开展了露头勘测、密井网解剖以及长井段取心等研究,研究成果证实:大庆地区火山岩气藏在地质上具有储层岩性、岩相类型多样,平面和纵向变化快,非均质性强,气藏受构造和岩性双重控制,气水关系复杂等特征。对徐深气田试气、试采和试验区开发动态跟踪研究的结果显示:该类火山岩气藏在开发动态方面具有气井早期产能差异大、平面分布不均衡,单井控制的动态储量差异大,出水类型复杂多样等特征。通过综合地质、气藏工程、压裂工艺等多学科研究成果,结合火山岩气藏储层描述、地质建模、产能评价、水平井开发优化设计以及压裂增产等方面的实践成果,形成了一套适用于该区火山岩气藏的开发对策: 深化火山岩气藏地质规律认识; 开展产能评价技术研究,完善技术手段; 优化直井设计,实现 、 类储层区块有效开发; 整体考虑,分类治理 ,实现有效控水; 开展水平井开发技术攻关,探索火山岩气藏开发新模式。 关键词 松辽盆地 徐深气田 火山岩气藏 地质特征 开发特征 开发对策 优化直井设计 水平井开发技术 DO I:10.3787/j.issn.1000 0976.2010.12.001 1 徐深气田火山岩气藏地质及开发动态特征 基于松辽盆地徐深气田主体区块的开发资料,结合火山岩露头勘测、密井网解剖、重点评价井长井段取心等工作的认识,以及大量核磁共振、相渗透率、恒速压汞等常规和特殊分析成果,总结了该区的火山岩气藏储层地质特征;同时通过对试气、试采和试验区开发动态的跟踪研究,逐步认识了该区火山岩气藏的开发动态特征[1 7] 。主要表现在以下6个方面:1.1 火山岩储层岩性、岩相类型多样,变化快 徐深气田火山岩经历了多旋回多期次喷发,岩性变化频繁,火山岩岩性可分为2大类8亚类17种。其中,火山熔岩中的球粒流纹岩、气孔流纹岩,以及火山碎屑岩中的熔结凝灰岩、晶屑凝灰岩为有利的储层岩性。火山岩相可分为5类沉积相15种亚相。其中,爆发相热碎屑流亚相,喷溢相上部亚相,侵出相内带亚相,火山通道相的隐爆角砾岩亚相、火山颈亚相为有利 的储层岩相。 从徐深气田营城组火山岩 气层组岩性、岩相平 面分布看,火山岩岩性以酸性为主,中基性仅在汪深1区块及徐深气田南部个别井点处发育;火山岩相主要为喷溢相和爆发相,不同井区差异较大。 1.2 火山岩储层非均质性强 火山岩储层类型的平面分布预测显示,徐深气田火山岩储层总体以低产储层为主,较高产的储层仅在局部少量发育,不同区块间储层平面分布连续性差;储层横向连续性差、变化快,火山岩储层物性纵向变化快,有利储层仅在部分井段发育。 1.3 气藏受构造和岩性双重控制,属于岩性 构造气藏 总体上营城组火山岩气藏气水关系相当复杂。平面上气水系统的分布主要受火山岩体控制,不同的火山岩体相互之间不连通,属于不同的气水系统;而纵向上,在同一个火山岩体内,又发育多个气水系统。处于构造高部位、物性好、裂缝发育的储层则富气高产;在 1 第30卷第12期 本 期 视 点
一、我国天然气工业现状及发展远景 (一)我国能源现状及需求矛盾 我国一次能源资源比较丰富，常规资源总量超过8321亿吨标准煤，探明剩余可采总储量1392亿吨标准煤，资源总量仅次于美国和俄罗斯。能源结构以煤为主，占87.4%，石油、天然气资源相对贫乏，仅占3.1%。能源生产和消费主要表现出以下特点：一是人均能源拥有量低，能耗高。我国人均煤炭探明储量仅为世界平均值的45.5%，人均石油可采储量仅为世界平均值的 10.7%，天然气为4.9%。而值得关注的是，我国万元GDP总能耗是世界水平的3倍，能源的低水平利用造成能源的大量浪费，进一步加剧能源供应的紧张局势。二是我国能源结构以煤为主，能源自给率达到94%，但石油和天然气自给率低。我国是世界第二大能源生产国和第二大能源消费国，能源生产和消费以煤炭为主，占总量的68%左右；石油和天然气工业尽管得到了较快发展，但仍满足不了国民经济快速发展的需要。我国1993年开始成为石油净进口国，目前对进口原油的依存度已超过40％。三是资源勘探程度低，地域分布不均。目前，我国煤炭资源探明程度17.5%，石油可采资源量探明程度不到30%，天然气为 12.5%，从能源地域分布看，煤炭主要分布在西北部地区，石油和天然气的主产区－东部地区资源开发已进入中后期，勘探逐步转向西北部的三大盆地和海洋，是今后资源接替的主阵地。西北部地区远离经济发达区，“北煤南运”，“西电（煤、气）东送”建设投资大，能源输送损耗高。四是石油和天然气供需矛盾突出。我国是世界上石油消费增长最快的国家之一，2004年石油消费创历史新高，年增长4220万吨，增长率高达15.8%，位居世界第一，远高于同期国内原油产量2％的年增长率；同期国内天然气年产量增长率高达22%，供需矛盾将进一步加剧。 (二) 我国天然气工业现状及需求矛盾 经过几十年的发展，我国天然气工业取得了长足的进步，储量大幅度增长，产量稳步上升，输配气系统快速发展，四大产区和八大区域市场格局基本形成（东北地区、渤海湾、长江三角洲、东南沿海、中部、西南部、中西部、西部共八大区域市场），为国内天然气大发展奠定了良好的基础。突出表现在以下几个方面： 勘探不断取得突破，开发资源基础雄厚。我国自90年代以来，不断加大天然气勘探力度，天然气资源量大幅增长。先后在塔里木、鄂尔多斯、四川及莺－琼等盆地，发现了克拉 2、长庆、普光、大牛地等大气田，每年新增探明地质储量1000～4000亿方，年均增加可采储量1500亿方，剩余可采储量由1990年的2416亿方增长到2005年的26757亿方，增长了11倍，探明储量储采比达到44，为天然气开发奠定了雄厚的资源基础。 天然气产量稳步增长，四大产气区格局基本形成。随着长庆、青海和塔里木等地区气田的相继投入开发，天然气产量由1990年的135亿方，上升到2005年的500亿方，基本形成了四川、鄂尔多斯、塔里木和海域四大主力产气区。
碳酸盐岩气藏开发地质特征描述 (SY/T 6110-2002代替SY/T 6110-94) 1、范围 本标准规定了碳酸盐岩气藏开发特征描述的内容和方法；本标准使用于碳酸盐岩气藏开发地质特征的描述。 3.1 构造模型structure model 是指气藏构造几何形态及断层分布。 3.2 储层模型reservoir model 3.2.2 参数模型parameter model 3.2.3 储渗模型reservoir space-permeability channel model 3.3 流体模型fluid model 5、地层特征 5.1 地层层序 5.1.1 气田内全部沉积岩系都进行地层层序和岩序描述,含气层是描述的重点,并以地层综合柱状图展示。 5.1.2 钻遇的地层以阶(组)、段或亚段为单位，未钻达的深部地层以统或阶（组）为单位。 5.1.3 描述内容包括层位、深度、岩性、厚度、接触关系，并按此内容编制含气层的地层对比图。 5.1.4 描述含气层的地震响应特征和测井电性特征。 5.2 储盖组合 描述储层和盖层的层位、岩性、厚度及其变化与分布，并作储盖组合的评价。 5.3 储层的细分与对比 5.3.1 主要采用岩性与电性对比，用标准层控制的方法进行追踪。 5.3.2 小层命名：系和统用年代地层，组、段、亚段用岩石地层单位。层用地下地层单位。 5.3.3 编制小层对比图，描述各小层的纵横向变化。 6 构造特征 6.1 区域构造 6.2 气藏构造：利用地质、测井和地震资料精细描述含气构造的类型和名称、高点的位置和地面海拔、高点出露地层、构造圈闭的形态、闭合面积、闭合度、长轴和短轴的长度和方向、背斜两翼倾角，并编绘构造剖面图。要求沿构造长轴方向至少作纵剖面图一张，通过各构造高点至少作横剖面图一张；对于断层、褶皱复杂的构造，应适当增加反映全构造不同变化特征的横向剖面图。表1 ××气藏构造要素表
1、天然气偏差系数的概念，确定与计算方法。 答：偏差系数：反映实际气体状态偏离理想气体状态的程度。在相同温度、压力下，真实气体所占体积与相同量理想气体所占体积的比值。体积系数：相同数量的天然气在地层条件下的体积与其在地面标准条件下的体积之比。Bg=V/Vsc（倒数为膨胀系数用Eg表示）。压缩系数：等温条件下，天然气随压力变化的体积变化率。天然气偏差系数的确定方法可分为三大类：实验室直接测定法、图版法和计算法。实验室直接测定法由于周期长成本高，不可能随时随地经常做；图版法比较简单，且能满足大多数工程要求，应用广泛；而计算法适于编程计算，所以也得到了广泛的应用。计算方法：H-Y法、D-A-K法、D-P-R法和Sutton方法 2、根据基本原理划分气藏动态储量计算方法的类型，并阐述其适用性与局限性。 物质平衡法：适应性—适用于封闭的未饱和油藏、高渗透小油藏和驱动性好的裂缝性油藏，对于低渗透的饱和油藏效果较差。局限性—在气藏物质平衡中假定是处于平衡的，但是由于地层非均质性和各井处于气藏构造部位的差异，使得各井压力测试值有一定差异，选择合适的井底压力有难度；未考虑水中溶解气的影响。 弹性二相法：适应性—适用于拟稳定状态。局限性—对仪表精度要求高；要有观察井进行观察测压；储量测试前要全气藏关井，否则会造成大的误差。 不稳定晚期法：适应性—适用于有界封闭气藏：圆形地层，平面径向流动；生产流动达到不稳定晚期。局限性—当生产时间不长nt/Re2于Pc2相比甚小，在这段测试时间内，P(上面带杠)近似认为是常数，且P是拟稳定状态刚出现时的压力值。 压力恢复法：适应性—需要气井关井前有较长的稳定生产时间。局限性—是一种较为近似的计算方法。 试井就是对油井、气井或水井进行测试。测试内容包括产量、压力、温度和取样等。 试井是一种以渗流力学理论为基础，以各种测试仪表为手段，通过对油井、水井、气井生产动态的测试来研究油气水层和测试井的各种物理参数、生产能力以及油气水层之间的连通关系的方法。 4、说明等时试井方法，并解释常规回压试井、等时试井、修正等时试井三种方法的不同点。 等时试井：将几个测试流量生产持续时间相同的测压点在双对数纸上做qsc—△p2关系曲线，得到一组相互平行的登时曲线，任选其中一条确定指数方程中的指数n。不同点：常规回压试井要求每个测试流量下生产到井口流压趋于稳定，所有测点完成后才关井；等时试井要求每个测试流量下生产时间相同，每个测点完成后关井至地层压力恢复至原始值；修正等时试井对于等时试井来说是开井和关井时间固定且相同：常规回压试井和等时试井的试井时间都较长，修正等时试井的试井时间较短。 5、试述气藏的驱动方式及主要分析方法。驱动方式：气压驱动，弹性水驱，刚性水驱。 主要分析方法：传统的地层压力系数法，水侵体积系数法，视地质储量法，水侵量计算法 6、凝析气藏与油藏干气藏的差别。 与油藏的差别：a.在原始底层条件下，烃类体系所处的平衡状态不一样，油藏中为液相，凝析气藏中，当地层压力高于上露点压力时，油气处于单相气相状态。b.油藏原始汽油比较凝析气藏气油比小。 与干气藏差别：a.干气气藏地面只产天然气，凝析气井还产凝析油。b.凝析气藏存在反凝析现象。 7、凝析气藏开发技术要点。 分别从三个方面阐述凝析气藏的开发要点：地质特征，开发特征，开发方式。 地质特征：a.从凝析气井中同时产出凝析油和天然气 b.当地层压力降到初始凝析压力以下时，会出现逆行凝析现象，当地层压力处于初始凝析压力和最大凝析压力之间时，凝析油会从气相中析出，有一部分残留在储层中，造成凝析油的损失。 开发特征：a.凝析油的析出造成油的损失，同时污染地层。凝析油气体系的相态和组分组成都会随时随地随压力温度改变而改变，而且，多孔介质中吸附、毛管力、毛细凝聚和岩石润湿性等界面特性及束缚水的存在都会对油气相态和凝析油气开采生产影响。粘滞力、重力、惯性力和毛管力等相互做用，都会影响凝析油气的渗流特征。b.引气凝析气井流体组分组成及相态变化的热动力学条件（压力、温度和组成）变化也会直接影响到凝析油和其他烃类的地面回收率，所以，地面和地下两大开发系统联系的非常紧密。c.凝析油气在储层中渗流是一种有质量交换、并发生相态变化的物理化学渗流，这是目前渗流力学研究中的重点和难点。 开发方式：a.衰竭式开发，适合气藏：原始地层压力高、气藏面积小、凝析气含量减少、地质条件差、边水比较活跃。b.保持压力开发。 8、低渗气藏开发技术要点。 低渗气藏相比与常规气藏更容易受到液相滞留、压力敏感、水相自吸入的损害。1）因而在开发过程中，应注意控制好地层液相饱和度，防止液相滞留及水自锁；2）低渗气藏的渗透率随着有效压力的增加降低十分明显，故在开发过程中应注意控制地层有效压力； 3）由于低渗气藏亲水性及孔喉细小，水相自吸入现象非常明显，侵入水相只要与低渗气藏接触，就会导致近井地带含水饱和度增加，接触时间越长水相自吸入越严重，则开发过程中应慎重对待注水及水相侵入；4）井间动态预测：通过测井、压力等检测手段，提高未动用、较低动用气藏的储量动用程度。 9、不稳定试井的原理、功能及主要方法。 原理：在油气井关井停产后，引起油气层压力重新分布的这个不稳定过程中，测得井底压力随时间变化的资料，根据曲线形状来分析油气层性质求得油气层各种资料。
中国石油大学（北京）现代远程教育 毕业设计（论文） 天然气开发面临主要难点及措施研究 姓名： 学号： 性别： 专业: 批次： 电子邮箱： 联系方式： 学习中心： 指导教师： 2013年3月1 日
天然气开发面临主要难点及措施研究 摘要 本文天然气开发过程为实际情况，以天然气开发出现在气田开发后期压力下降、凝析气藏开发、高硫气田安全生产、低渗气藏开发、超压气藏及疏松砂岩气开发为研究对象，从天然气开发现状分析以及天然气开发相关问题的应对策略分析这两个方面入手，围绕天然气开发过程中出现的困难这一中心问题展开了较为详细的分析与阐述，并提出应对策略，希望能给天然气实际开发过程提供一定的帮助。近十五年以来年新增天然气地质储量平均在3000X108m3以上，年产量平均增幅超过15%，形成了川渝、长庆、塔里木3大核心供气区。未来10年，中国石油的天然气开发速度将持续快速展。但储量的低品位比率将不断增加，需要提高低渗透砂岩气藏的采收率、超深高压气藏保持长期的高产量、预测碳酸盐岩气藏流体的运移及储存、安全高效开发高含硫气藏、关于开发疏松砂岩气藏后期治水防砂等技术课题，同时煤层气、页岩气等非常规天然气开发问题依然存在，制约天然气开发进程。 关键词：天然气开发；难点；措施
目录 第一章引言 (1) 1.1问题的提出 (1) 1.2研究概况…………………………………………………… 1 第二章天然气开发现状及开发过程中遇到的困难………II 2.1碳酸盐岩气藏的开发…………………………………II 2.2致密砂岩气藏的开发 (ii) 2.3页岩气的开发 (iii) 2.4 深盆气藏等异常高压气藏的开发 (v) 第三章天然气开发难点的应对策略 (vii) 3.1裂缝型碳酸盐岩气藏开发策略…………………………… 3.2低渗透气藏开发策略……………………………………… 3.2.1水平井以及大斜度井技术………………………… 3.2.2碳酸盐岩致密气藏整体压裂加砂技术 (viii) 3.2.3气层保护和储层高效改造 (viii) 3.3页岩气的开发策略 (ix) 3.3.1水平井技术和水力压裂技术 (ix) 3.3.2减少建井开发成本 (ix) 3.4 疏松砂岩及长井段气藏开发策略 (ix) 3.5 超高压气藏（异常高压深盆气藏）的开发策略 (x) 第四章总结 (x) 参考文献 (xi)
不同气藏开发难点及开发方式 一、水驱气藏开发难点： 与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。 1、采气速度低 为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。 2、产能递减快 边底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的，边底水侵入气井的主要产气层段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后，井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减，甚至水淹。 3、采收率低 在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。气藏非均质性越强，水侵强度越大，气藏一次采收率越低。 4、建设投资大，采气成本高 由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏的采气成本大大高于气驱气藏。 由于水驱气藏在天然气开发中的重要地位，五十年代以来，国内外科技工作者，围绕水驱气藏开发中的诸多难点，开展了大量理论、实验和气田现场研究工作，我国四川盆地天然气田开发已有较长的历史，水驱气藏从威远气田算起，三十多年来做了大量科研攻关工作，取得了可喜的成果，总结了水驱气藏的开发地质规律，形成了系列配套的采气工艺技术，获得了良好的开发效果和经济效益。本章以四川水驱气藏开发实例为主，从气藏工程的角度，说明水驱气藏开发的地质特征和动态特征，以供同类气藏开发借鉴和参考。 二、水驱气藏开发阶段的划分和特征 根据气藏、气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为：无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。有时为了分析气藏水侵对产气量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。 1、无水采气阶段 无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。此阶段气井所产的水全部是凝析水。一旦气井出水或气藏的主产气井出地层水，即进入气水同产阶段。 无水采气阶段有时包括气藏的试采期、产能建设期甚至部分稳产期。由于水驱气藏边底水水侵的滞后性，该阶段气藏的动态特征与气驱气藏相近似、气井产气量稳定、自然递减率小、地层压力、井口压力下降缓慢与累积采气量相适应，气藏单位压降采气量基本是一常数，因此，该阶段也是应用动态法复核容积法储量的最好时机。 无水采气阶段也是通过试井、生产测井、生产井动态资料的录取，油、气、水分析，开发试验区及水井、观察井等气藏监测系统资料的录取，对气藏地质和动态特征深化认识的阶段。从而对静态地质模型进行调整、进而优化开发方案。 尽量延长气藏、气井的无水采气期，是水驱气藏减少水封气的形成、提高采收率的重要措施。无水采气期越长，气藏稳产期也越长，稳产期末采出程度也越高，因此，加强无水采气期的动态基础工作，对提高气藏的开发效果具有重要意义。 2、气水同产阶段
一、项目名称：复杂致密砂岩气藏开发地质理论及关键技术 二、推荐单位：中国石油大学（北京） 三、项目简介 进入21世纪以后，石油工业充满着挑战、机遇和竞争。受世界油价和经济因素的影响，石油科技在近20年来发生了革命性变化。与油气田评价和开发相关的技术也在向多元化和专业化方向发展，而在这种发展过程中，致密砂岩气开发地质理论及关键技术得到日益关注与重视。我国天然气资源虽然十分丰富，但是，相当一部分赋存于低渗-特低渗致密储层中。“十五”期间，虽然我国在鄂尔多斯盆地、四川盆地的天然气勘探、生产初见成效。但如何扩大生产规模、实现产能接替与稳产，高效评价、开发、建设大气田仍是一项十分艰巨的任务，也是世界级难题。为此，建立致密砂岩气开发地质理论、确立开发模式、研制制约评价开发的关键技术，意义特别重大。本成果强调“产、学、研、企”一体化,以鄂尔多斯盆地北部大牛地气田、川西中江地区为靶区, 形成一套适合复杂致密气藏开发地质理论、开发模式及关键技术，弄清致密砂岩气开发机理,达到迅速扩大致密砂岩气田探明储量和有效开发的目的, 改善我国能源结构。该成果主要包括致密砂岩气藏地球物理识别方法研究及评价、致密砂岩气藏开发理论与开发模式研究、复杂致密河道砂岩气藏精细描述技术研究、已开发致密砂岩气藏精细描述及预测。 本成果取得如下四项创新性成果： 1. 研究中，我们把精准的数理计算方法带到天然气评价领域，在“无序”的强噪声环境中，找出“有序”的弱能量信号。在数学与油气评价之间搭起了一座桥梁，实现了油气评价中“从无序中探寻有序”的重大突破。首次提出弱信号提取法则，开创了致密砂岩储层评价技术的先河，也对信号处理理论应用开辟了新的探索途径。在各向异性去噪、小波子体分频、频变能量融合表征等关键技术基础上，河道外形、内幕刻画取得重要突破。清晰刻画出地下3000米以上曲流河道平面展布特征、河道物源方向、河道内幕结构与现代沉积完全可以对比解释。首次实现了中江气田沙溪庙11套砂组、18层砂体、113条
第四章气藏类型识别方法 深埋于地下的储集烃类物质的岩层统称为储集层，它通常又划分为含油层和含气层。具有同一压力系统的含油层构成一个油藏，具有同一压力系统的含气层构成一个气藏。油藏与气藏存在着一定的联系，又存在一定的区别。两者之间的主要区别在于石油烃被人采到地面之后，液态原油与气态天然气的比例大小不同。从油藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为原油）比例较大，而从气藏中开采出来的烃类物质中液态烃（通常称为凝析油）比例较小，甚至无液态烃（如干气气藏）。这种区别归究于油藏与气藏中的烃类物质的组成组分存在明显的差异。正由于这一差异导致油藏与气藏的开发开采方法存在显著的不同。因此，在开发烃类储集层时，首先确定出油气藏类型是十分重要的。 对于气藏而言，通常又存在干气气藏、凝析气藏之分；或存在定容封闭性气藏、水驱气藏之分等。在开发这些不同类型的气藏时，所采用的开发开采方案因气藏类型不同而不一样。因此，在气田开发初期，识别出气藏类型，对制定气藏开发开采方案以及调整方案都具有十分重要的指导意义。 第一节气藏判断方法 一、分类依据 目前对油气藏的分类方法较多，归纳起来按其分类依据不同而异。 1．按产状进行分类 就其产状而言，天然气分为伴生气和非伴生气。如果气藏中原油含量极少，就称为非伴生气，也称为游离气（纯气田气）。如果油藏中发现天然气，就称为溶解气或伴生气。 2．按组成进行分类 根据天然气中 C含量可将其分为干气（贫气）、富气（湿气）、凝析气藏等。 6 3．接压力系统进行分类 根据气藏的压力系数（原始气藏压力除以静水压力）大小，可将气藏分为正常压力系统气藏和异常压力系统气藏（异常高压气藏和异常低压气藏，异常低压气藏非常罕见，而异常高压气藏常见）。 4．按流体分布进行分类 根据气藏有无边底水侵人可将气藏分为定容封闭性气藏和水驱气藏（或按驱动方式可分，为气驱气藏和水驱气藏）。 5．按经济价值进行分类 根据目前经济、技术条件能否进行工业性开采，将天然气藏分为常规天然气藏（气田气和油田伴生气）和非常规天然气藏（如水溶性气藏）。 6．按岩性进行分类 根据储气层岩石性质不同，可分为砂岩气藏、页岩气藏等。 7．按来源进行分类
3 工作流程 以油田钻井资料、地震资料为基础，通过井点地层精细对比、井断点的落实及地震精细解释，建立三维构造精细模型；通过储层精细划分、井点夹层描述、储层参数测井精细解释及取心井资料研究，建立三维储层精细模型（包括沉积相模型）；开展模型合理粗化方法研究，把精细地质模型不失真的输入到数值模拟软件，并通过快速历史拟合，对模型进行验证，反馈信息，进一步修改完善地质模型。最终实现油藏的高精度拟合，并把数值模拟成果输出，进行各种剩余油指标的定量计算、统计分析，寻找剩余油潜力，结合油田开发状况分析及开发效果评价，制定合理、高效的油田开发调整及挖潜方案。同时实现油藏地质模型和数值模拟模型的资源共享，初步建立“数字油藏”。油藏描述工作流程见图1： 图1 精细油藏描述工作流程 4 精细油藏描述的基础资料 4.1 基础地质资料 4.1.1 地震资料：二维、三维地震资料。 4.1.2 钻井资料：工区内所有的探井、开发井、取心井，包括井别、井位坐标、
补心高、补心海拔、完钻井深、完钻层位、靶点坐标等信息。 4.1.3 测井资料：用于地层对比划分的常规测井曲线及相应的测井曲线数字带，特殊测井（核磁测井、成像测井等）曲线及数字带。 4.1.4 井斜资料：包括斜井、侧钻井、水平井的数字化井轨迹数据。 4.2 开发动态资料 4.2.1 开发数据：油田、开发单元及单井的开发数据，包括油水井月数据、油田开发月综合数据；井史资料（射孔、封堵、措施等数据）。 4.2.2 动态监测资料：包括动静液面、压力、试井、产液、吸水剖面，C/O测井、剩余油饱和度测井等监测资料。 4.3 开发实验资料 4.3.1 取心井资料：常规岩心分析、岩石薄片、扫描电镜、X衍射粘土矿物分析、X衍射全岩矿物分析、润湿性、敏感性、毛管压力、相对渗透率曲线等资料。 4.3.2 高压物性资料：包括油、气、水的高压物性数据（溶解油气比、地下原油密度、粘度、原油体积系数、压缩系数、天然气组份、体积系数等）。 4.3.3 原油性质数据：地面原油密度、粘度，不同含水时期、不同深度、平面不同部位原油性质变化数据。 4.3.4 油田水性质数据：主要包括矿化度和水型，不同含水时期的水型及水质变化数据。 4.3.5 天然气性质：气的类型（溶解气、气顶气和纯天然气）、气的主要成份、气密度等数据。 4.4 已有成果资料 以前开展研究的成果：包括文字报告、图件、表格及数据库等。 4.5 资料核实与修正 数据存在常规性错误，或数据之间存在着逻辑错误在所难免，为使研究成果更加准确、可靠，必须对数据进行检查与修正，减少数据的出错率，提高基础数据质量。如主要在以下几个方面进行数据校验： ◆数据的唯一性和一致性检查； ◆同一层的顶底面关系，顶面深度应小于或等于底面深度； ◆上下层之间的顶底面关系，上一层的底面深度应小于或等于下一层顶面深度；
·86· 从我国目前已经发现和开采的天然气藏中，低渗以及特低渗藏所占据的比例是比较大的。随着我国天然气资源的不断开采，一般将非常规天然气看成是比较有效的能源补充。但是对于低渗气藏来说，其主要特点就是埋藏比较深、储物层的性能比较差，而且含水饱和度也是比较高的，所以目前的产能以及采收效率都比较低。如何更好的实现对于低渗气藏的高效开发，对于解决我国在生产生活过程中对能源的需求具有非常重要的作用。 1 低渗气藏的地质特征以及开发特征 1.1 低渗气藏的地质特征 建南地区下叠统飞仙关组总体上是在大的海退背景下发育的一套碳酸盐岩沉积。飞仙关组自下而上划分为飞一段至飞4段，其中飞1~飞2段厚度一般为220m 左右，其岩性表现为底部深灰色、灰色页岩夹薄层灰岩，向上为灰色、深灰色泥晶灰岩夹瘤状灰岩及蠕虫状灰岩，飞1段层薄，飞2段泥质条纹与缝合线较发育。 飞3段厚度一般在120~140m 间，岩性由浅灰色、灰色泥晶灰岩与砂屑、鲕粒灰岩构成，水平层理、砂屑条带及冲刷构造多见，局部可见丘状交错层理；纵向上常呈现泥晶灰岩-颗粒灰岩-泥晶灰岩的岩性组合特点。 飞4段岩性稳定，厚度一般为20.0~30.0m，岩性由黄灰色、紫红色（含）泥质云岩、含泥质灰岩、含云质灰岩和含灰云岩构成，该段层薄、色杂，发育水平层理，局部见有部分暴露标志，是工区良好对比标志层之一。1.2 低渗气藏的开发特征 在油井投产之前，一般都会经过酸化作业，各井酸化或酸压作业后产气量均得到了明显的增加。因此对于低孔低渗碳酸盐储层，通过酸化酸压等措施可以获得工业气流。并且在进行具体的分析之后有以下几点认识：1）在酸化、酸压前未获得自然产气量的气井，酸化、酸压后均获得了不同程度的天然气。增加程度从0.36~9.55万m 3大小不等。2）能够获得自然产能的气井，酸化后测试产量均有不同程度的增加。所有气井经过酸化后产量都得到了提升，产量从1.34~3.01m 3提升到5.70~36.90m 3不等。3）随着用酸量的增加，酸化效果得到提升，最终的试气产量也得到了不同程度的增加。从经过两次及两次以上酸化作业的气井中选取了4口井进行对比分析，从两次酸化产量与酸量可以看出第二次酸化后的试气产量均比第一次高，且用酸量也比第一次多，得出随着酸量的增加，酸化后的气产量也增加。 2 低渗气藏的开发难点以及相应的对策 2.1 开发难点 1）勘探技术不是非常发达。对于现有的低渗气藏的勘探技术，还不可以对流体的具体分布情况进行预测，这样就非常容易在分析地震以及钻井相关资料时候出现偏差。2）储层物性比较差以及钻井完成后对储层造成的伤害。对于低渗气藏来说，其储层的物理性质是比较差的，这样就会使得地层里面的渗流阻力非常大，形成比较大的压力差，会让渗流条件变得更差。3）不合理的开发方法。如果开发井网的方式选择的不合理，就很难达到预期的采收目标。例如当一个井存在许多层的时候，不同层之间的物理特性以及压力差都会存在很大的差异。如果这时候没有采用合理的开采方式，就会让底边的锥进变得很快，让地层水提前产出来，造成渗流孔道的堵塞。4）气藏的水侵。如果产生水侵，就非常容易使得单相流变成两相流，这样就会让生产压差变得很大，使得气井的产量大幅度降低。2.2 技术对策 1）欠平衡钻井完井技术。通过利用这种方式，可以将正压力差对井底岩屑的压持效应大幅度降低。2）酸化技术。通过利用酸化技术，可以将底层的渗流能力得到极大的改善，从而将低渗气藏的产能提升上去。3）压裂技术。对于低渗气藏的压裂来说，应该达到的要求就是具有很强的携砂能力、能够很好地防止塌陷以及具有较低的密度。4）地震震动法。通过利用地震波可以将储层的物理特性进行改变，具体的实施方法主要包括两种：一种是利用井下震动源来对周围的井进行处理，或者是利用地面的震动源将能量传递到附近井的地带；另外一种方法就是利用振动源将能量从地面传递到气层。 3 结语 对于低渗气藏来说，储层孔隙度比较低、具有很差的通透性，因此气产量还是比较低的，而且也不能够进行稳定的生产。所以对于相关技术人员来说，应该抓紧研究出能够更好对于低渗气藏进行开发的有效方法，将低渗气藏的产量提升上去。 参考文献： [1] 徐冰青,刘强,陈明,等.低渗透和特低渗透气藏提高采收率综 述[J].天然气勘探与开发,2007,30(2):47-49 [2] 郑勇.文23气田低伤害酸化工艺技术研究与应用[J].钻采工 艺,2007,30(3):51-53.收稿日期：2017-11-29 作者简介：银熙炉，中国石化江汉油田分公司采气一厂。 低渗透气藏开发难点与技术对策 银熙炉 （中国石化江汉油田分公司采气一厂，重庆 404120） 摘 要：在这篇文章中，我们的主要研究目的就是低渗气藏开发技术的相关对策，并且对低渗气藏的地质特 征以及开发特征进行了分析，对于不同类型的低渗气藏开发技术进行了整合。 关键词：低渗气藏；开发难点；技术对策 中图分类号：TE348 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）01-086-01
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 枯竭气藏储气库安全管理及措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-2705-77 枯竭气藏储气库安全管理及措施(正 式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行 具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常 工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 通过危险、有害因素分析可知，地下储气库存在潜在井喷失控、天然气泄漏及至火灾爆炸的危险性以及噪声和毒性危害性。 其中，在钻井作业过程中，可能发生的重大危险事故是井喷。因此，应从钻井设计、施工作业、设备与安全管理等方面制定对策措施，消除事故隐患(此部分内容本书不作详细介绍，请参考相关钻井专业书籍)。 (1) 井口集输方面安全对策措施： ①采用硅基防塌钻井液体系，用双向屏蔽暂堵技术对储层进行保护，防止在钻井完井期间对产层造成较大伤害。 ②采用耐腐蚀材料生产的管柱，并且油套环空充填防护液。
③井口布置方案采用丛式井组，井口采气树采用法兰式连接双翼双阀结构。 ④选用的地面信号采集控制系统具有如下功能： a. 在发生火灾情况下，可以自动关井； b. 在井口压力异常时，可以自动关井； c. 在采气树遭到人为毁坏和外界破坏时，可以自动关井； d. 在发生以上意外，自动关井没有实现时，或者其他原因需要关井时，可以在近程或远程实现人工关井； e. 能够实现有序关井，保护井下安全阀。 ⑤开井前必须先检查流程，重点检查分离器、安全阀和压力表，进站前要确保井和站内的各项联系；同时各设备、仪表、流程必须保证完好、准确、灵活、可靠及畅通。 ⑥气井在未进行清水或泥浆压井时，严禁在井口装置无控制部位动火及进行维修作业。 ⑦井口放空管道必须固定后方可使用。
精细油藏描述技术规范 （试行） 中国石油勘探与生产分公司 2003年9月
目录 一、总则 (1) （一）精细油藏描述的定义 (1) （二）精细油藏描述技术规范的适用范围 (1) （三）精细油藏描述的目的和意义 (1) （四）精细油藏描述阶段的划分及主要任务 (1) （五）精细油藏描述成果要求 (2) 二、精细油藏描述的基础资料 (2) （一）基础资料基本要求 (2) （二）基础资料 (2) 三、精细油藏描述内容 (3) （一）精细油藏描述基本内容 (3) 1.油层划分与对比 (3) 2.储层构造及断裂特征描述 (3) 3.储层描述 (3) 4.储层流体分布及性质 (5) 5.渗滤物理特征 (6) 6.油藏的温度、压力系统 (6) 7.驱动能量和驱动类型 (6) 8.静态三维地质模型 (7) 9.油藏数值模拟 (7) 10.预测地质模型 (7) （二）各开发阶段精细油藏描述的特殊（精度）要求 (7) 1.开发初期精细油藏描述 (8) 2.开发中期精细油藏描述 (8) 3.开发后期精细油藏描述 (8) 四、精细油藏描述部分可参考的行业标准 (10) — 1 —
精细油藏描述技术规范 一、总则 （一）精细油藏描述的定义 油田投入开发后，随着油藏开采程度的加深和生产动态资料的增加所进行的精细地质特征研究和剩余油分布描述，并不断完善储层的地质模型和量化剩余油分布，称为精细油藏描述。 （二）精细油藏描述技术规范的适用范围 本《技术规范》主要以“注水开发碎屑岩油藏”为主，重点是高含水阶段的精细油藏描述。对于其它不同类型、不同开发方式油藏的精细油藏描述可参照本《技术规范》或已颁布的行业技术标准。 （三）精细油藏描述的目的和意义 油藏描述本身是一个动态的过程。精细油藏描述是针对已开发油田的不同开发阶段，充分利用各阶段所取得的油藏静、动态资料，对油藏构造、储层、流体等开发地质特征做出现阶段的认识和评价，建立精细的三维地质模型，通过油藏数值模拟生产历史拟合即动态资料来验证或修正，最终量化剩余油分布并形成可视化的三维地质模型，为下一步油田开发调整和综合治理提供可靠的地质依据。 （四）精细油藏描述阶段的划分及主要任务 1、开发初期精细油藏描述 开发初期精细油藏描述是在油田正式开发方案实施后，开发基础井网全部完钻的新增资料基础上进行的精细油藏描述。 开发初期精细油藏描述的任务是油藏地质再认识，落实构造、断层、油层分布状况及砂体连通、油气水界面、储层参数等，检查开发方案设计的符合性，完善地质模型，为储量复算、射孔、井别调整等提供地质依据。描述成果是建立开发初期的地质模型。 — 1 —
低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨 陈献翠,赵宇新,张贵芳,张莉英 (中原油田采油工程技术研究院,河南濮阳 457001) 摘 要:东濮凹陷低渗致密气藏储层物性差,非均质性强,气层自然产能低,为了有效地开发好低渗透气藏,在研究和开发实践基础上形成了储层改造、排液采气、储层保护等配套工艺技术。针对特殊地质状况和开发中难以解决的技术问题,提出适用于东濮凹陷低渗致密储层的采气配套工艺技术对策,以延长气田稳产期。 关键词:水平井;储层改造;排液;不压井 中图分类号:T E37 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0131—01 1 概述 东濮凹陷开发主力气田文23、户部寨、白庙气田,为低孔低渗致密砂岩气藏,在开发过程中均受到地质构造、储层物性、气藏类型、流体性质、井况变化等因素的影响。通过认识和掌握低渗致密气藏的地质、开发特征,在确定合理的开发模式和工作制度的基础上,采用适用于东濮凹陷低渗致密储层先进实用的采气配套工艺技术,保证低渗透储量的有效动用,延长气田稳产期和提高采收率。 2 气藏开发配套技术应用对策与建议 文23气田采出程度高,地层压力低,挖潜难度大,气井维护困难;白庙凝析气井深,工艺复杂,措施效果有效期短,压裂液快速返排困难,储层易被污染。针对整装气藏、凝析气藏的开发以及存在的技术难点,通过采气工艺技术攻关,在气藏储层改造技术、排液采气技术、凝析气藏治理技术及清防盐等方面形成了系列化、配套化的实用技术,并提出低渗透致密砂岩气藏开发配套技术对策如下: 2.1 完善低渗致密气藏储层改造技术,改善产气剖面 根据低渗致密气藏不同气井特征,对长井段应优选应用填砂分层、暂堵分层、投球分层、卡封分层等多种分层压裂方式,改善气井的产出剖面,提高压裂效果。 2.2 优化低压低产气藏气井排液采气工艺,实现气井稳定携液生产 对文23气田结盐、积液、低压低产气井,建议进行小直径管排液采气先导试验,提高排液、洗盐效果;对白庙深层凝析气井,在 88.9m m油管内应用空心杆气举管柱,实现深井闭式气举;开展复杂特殊结构井气举先导试验,优化设计小直径气举阀管柱及工艺参数。 2.3 加强生产作业过程中对气层的保护,减少地层污染 文23气田地层压力低,常规作业压井液漏失严重,建议推广应用泡沫压井液、不压井作业技术、凝胶暂堵冲砂技术;针对白庙凝析气田,建议采用无固相、低密度、低界面张力、防膨、防气侵压井保护液,采取射孔与气举管柱联作,压裂与气举管柱联作技术,避免二次作业。 2.4 建立开发后期合理工作制度,发挥气井潜力 建议在气井积液规律预测的基础上,采用复合排液技术,调整工作制度,合理配产,减小生产波动,通过加强生产管理,充分发挥气井潜力,延长稳产时间。针对低压低产积液气井,引进1.5英寸小直径管,增大气体流速,提高携液能力,依靠地层自身能量达到低水平稳定连续生产。 2.5 开展水平井、分支井复杂结构井先导试验,攻关完善配套技术 通过开展白庙凝析气藏水平井提高产能先导试验,研究深层凝析气藏开发技术经济界限,试验水平井开发配套的储层改造、投产及产量接替方式、合理生产参数和高效采气技术,探索深层凝析气藏低品位储量的有效动用途径。 3 结论与认识 中原油田相继投入开发的文23、户部寨、白庙等 131 2012年第23期 内蒙古石油化工 收稿日期:2012-09-22
低渗透气藏开发及稳产技术研究 罗 迪1,张小龙1,谭 红2 (1.西南石油大学研究生部,四川成都 610500;2.西南油气田重庆气矿开县采输气作业区,重庆 405400) 摘 要:低渗透气藏在世界及我国分布广泛,由于低渗气藏本身的特点,开发这类气藏存在投资大,经济效益低的特点,相比常规气藏而言开发难度大得多。低渗气藏开发技术的发展对经济有效的开发低渗气藏具有非常重要的意义。通过相关文献的调研和分析,对低渗气藏的特点以及开发和稳产的关键性技术进行阐述,对有效的开发低渗透气藏具有一定的借鉴和指导作用。 关键词:低渗透;气藏;开发稳产;技术 中图分类号:T E348 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)09—0115—02 我国的低渗透气藏资源十分丰富,广泛分布在松辽盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地和中原油田,这些低渗致密气藏已成为我国天然气供应重要的气源地[1]。但是,低渗气藏储层物性差,储量丰度低,储层容易受到伤害,开发效益相对较差。因此,提高低渗透气藏天然气储量的动用程度,不断的提高开发技术水平,是低渗透气藏高效开发与稳产的关键。 1 低渗透气藏的特点 目前国内外对低渗透气藏尚没有统一的划分标准,以前关于低渗透气田的定义大多是参考低渗透油田的标准,并且多是根据储层的物性进行划分。胡文瑞在其《低渗透油气田概论》中指出,低渗透气藏是指常规开采方式难以有效规模开发的气藏,包括低渗透砂岩气藏、火山岩气藏、碳酸盐岩气藏以及煤层气气藏等。该类气藏不是一般的技术可以实现有效规模开发的气藏,基本的参数选取条件包括:渗透率小于以及孔隙度小于8%。早期低渗透气藏标准的分类是在1980年[2],美国联邦能源管理委员会(PERI)根据《美国国会1978年天然气政策法(NG -PA)》的有关规定,率先提出了确定致密气藏的注册标准是其原始渗透率低于。 低渗气藏具有储量大、难开发、产量低的特点。一般需要经过一定的增产措施后才能获得有经济价值的产量,在钻井和完井过程中气藏储层易受到伤害,开发技术复杂且难度大。低渗透气藏储层特征主要表现为:非均质性强、泥质含量高、孔隙度和渗透率低、高毛管力以及高含水饱和度。开发上的特征主要表现为:渗流规律不遵循达西定律,具有启动压力梯度;气井自然产能低;弹性能量小,产量和压力下降快,产出程度低等[1]。 2 开发及稳产技术 2.1 气藏描述技术 目前已发现的一些低渗透气藏具有连片性差、非均质性强、气井产能分布不均衡的特点,如长庆气区上古气藏。在气藏描述时将储层分为4类:Ⅰ类储层为试气时产能大,投产后产能高,稳产条件也好;Ⅱ类储层为试气时产量和稳定产量都较低;Ⅲ类储层不经改造难以获得工业气流;Ⅳ类储层在目前的经济、工艺技术条件下难以开采[3]。为了更好的对低渗气藏进行描述,在气藏工程方面应通过气井生产动态特征和压力系统分析开展井间连通性研究,判断储集层的连通性,划分出连通性良好的区域。利用先进的地震软件对有利区内地震资料进行精细处理、解释,进一步优选开发井位,初步形成了储集层地震预测、岩溶古地貌恢复小幅度构造预测、储集层微观特征、砂体描述、储集层连通性分析等技术[4]。 2.2 钻井技术 低渗透气藏钻井技术主要包括钻水平井、欠平衡钻井以及空气钻井[1]。 水平井泄流范围大,单位压差下与直井相比具有较高的产能。虽然水平井的钻井费用一般相当于钻直井费用的2倍,但是水平井对油气田开发的效益却是直井的3～5倍,因此,国外广泛应用水平井开发低渗透气藏。以美国为代表的应用钻水平井的技术已成为一种重要的低渗透致密气藏增产改造的措施。 在钻井过程中,利用自然或人工方法使钻井液当量循环压力低于地层压力,地层流体有控制地流入井筒的钻井称为欠平衡钻井。欠平衡钻井可分为边喷边钻和人工诱导的欠平衡钻井两种类型,其主要特点表现在: 减少地层损害; 提高机械钻速,延长钻头寿命; 避免井漏,减少压差卡钻; 改善地层评价,减少增产措施; 保护环境,降低作业成本。由于欠平衡钻井自身的优势以及世界石油工业 115 2011年第9期 内蒙古石油化工 收稿日期:2011-03-15 作者简介:罗迪(1987-),四川南充人,现为西南石油大学油气田开发工程在读硕士。