【摘 要】
：
鄂尔多斯盆地东部山2气藏主要分布在榆林气田及子洲气田,2012年形成68亿方年产规模,预计自然稳产至2016年.目前亟需开展地质与气藏工程综合研究,延长气田稳产期.本文拟在三维地质精细建模基础上,结合地层压力、动储量、泄流半径研究,开展气田内部山2未动用储量评价;并针对气田周边神木双山地区,深入开展地质综合研究,对比分析榆林、子洲气田及其神木双山地区地质特征差异,制定富集区优选标准,筛选稳产接替有
【机 构】
：
中国石油长庆油田公司勘探开发研究院,陕西西安710018;长庆油田低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,陕西西安710018
【出 处】
：
第六届全国天然气藏高效开发技术研讨会
论文部分内容阅读
鄂尔多斯盆地东部山2气藏主要分布在榆林气田及子洲气田,2012年形成68亿方年产规模,预计自然稳产至2016年.目前亟需开展地质与气藏工程综合研究,延长气田稳产期.本文拟在三维地质精细建模基础上,结合地层压力、动储量、泄流半径研究,开展气田内部山2未动用储量评价;并针对气田周边神木双山地区,深入开展地质综合研究,对比分析榆林、子洲气田及其神木双山地区地质特征差异,制定富集区优选标准,筛选稳产接替有利区.通过以上措施,可以延长气田稳产期5年.
其他文献
通过塔里木油田一口高压低渗井分段改造过程中管柱失效机理的深入分析,发现分段改造过程中封隔器间环空压力下降导致改造管柱和封隔器受力状况严重恶化.以分段改造过程中井筒压力温度场预测为基础,结合环空流体PVT状态方程、油管柱径向变形计算模型和地层瞬态渗流方程,建立了典型高压低渗井封隔器间环空压力预测模型.以塔里木油田一口高压低渗井为例,开展了封隔器和改造管柱力学分析,并针对管柱失效风险制定了应对措施.
水平井泵送复合桥塞、分段多簇射孔的体积压裂理念正被探索应用于致密油储层改造,华北油田3口重点探井束探1H井、任密1H井、束探2都成功应用了此项技术.本文对此项技术应用进行了深入的研究分析.例如任密1H井是在致密油区域打的一口重点探井,为最大限度提高储层动用率,针对储层低孔、低渗致密、非均质强、粘土含量高、天然裂缝不发育、部分层段塑性强、含油水关系复杂的储层难点,优化分段长度、桥塞座封位置、分簇射孔
采用数值试井模拟方法,建立压裂水平井数值试井模型,模拟分析压裂水平井在五种产能影响因素下的压力一产量特征及绘制采出程度IPR曲线,采用类似Vogel方程形式,最终提出具有普遍形式和代表采出程度的压裂水平井动态IPR方程,为压裂水平井产能快速评价提供新方法;综合数值试井技术和井筒模拟技术,采用生产系统分析方法,综合考虑压裂水平井从储层-井底-井口的流入流出过程,在试井解释结果和井筒模拟结果认识的基础
神木气田属典型的多层系致密砂岩气层,气田前期分压选层标准及分压条件不明确,改造后产量较低,难以满足气田有效开发需求.为解决气田 "一井多层,单层低产"的难题,从分压选层标准、多层系分压条件以及压裂工艺等三方面建立了神木多层系致密砂岩连续分压技术模式,应用近300口井,平均压裂4.2层,试气无阻流量10.21×104m3/d,较前期增产2.5倍.该研究为同类多层系致密储层增产提供了借鉴.
受复杂沉积、成岩、成藏等多重因素影响,苏里格气田南区马五5储层溶蚀浅坑发育、储层品质差异大、非均质性强.针对此类复杂气藏,本文综合应用多种信息和储层分析手段进行储层描述和评价.深入分析储层主要控制因素的作用过程,调研现代岩溶地貌形态,通过沉积类型识别-古地貌恢复描述储层发育区;采用岩溶作用-成岩作用分析储层品质差异性;结合主控因素刻画储层参数空间分布特征;综合以上分析结果,精细描述马五5优质储层平
储层建模及数值模拟是气藏稳产潜力评价及开发指标预测的重要手段.靖边气田为典型低渗碳酸盐岩气藏,沟槽分布复杂、储层非均质性强,气井生产特征差异大,且面积大、井数多,给建模与数值模拟跟踪预测带来了较大困难.为此,在地层格架模型中,提出"沟槽相"概念,量化各小层侵蚀程度,叠加后进行三维"镂空"处理,表征复杂沟槽形态及展布;利用试井和生产动态资料反演样本点渗透率值,根据产能、动储量等参数划分动态非均质单元
针对苏里格致密砂岩气藏地质特征,通过理论与实践相结合,以砂体精细描述为基础,对层段复合砂体、小层复合砂体、单砂体、砂体内部构型逐级描述,精细解剖砂体空间叠置关系与展布特征,分区建立河道宽度定量化表征经验模型.基于地质认识、气藏工程研究、经济评价等,进一步优化了水平井开发参数指标;基于河道带宽度定量化评价、砂体空间分布研究,根据不同储层分布类型分区建立三种集群化布井模式;基于目标砂体叠置样式,建立了
综合应用铸体薄片、扫描电镜、压汞测试等分析实验资料,对苏里格气田东区盒8段致密砂岩储层的微观特征进行了详细的研究.研究结果表明,沉积作用和成岩作用的双重影响使得盒8段储层孔隙结构异常复杂;主流喉道半径对渗透率起主要的控制作用,主流喉道半径0.7-1.8μm;渗透率高的岩心大喉道对于渗透率的贡献起主要作用,而渗透率特低的岩心小喉道对渗透率的贡献起主要作用,从而导致致密砂岩储层渗流阻力大,开发难度增加
苏里格气田是典型的致密强非均质砂岩气田,其显著特点是有效砂体规模小、变化快、平面非均质性强、连通性差.开发实践表明,开发井网优化是提高此类气藏采收率的主要途径,但气田复杂的地质条件使得有效砂体的空间展布描述难度大,地质模型与客观地质体符合程度低,利用常规气藏井网优化方法难以满足此类气藏有效开发.因此,本文在多年开展该气田开发方法研究成果和实际效果分析总结基础上,首次提出了井间干扰概率的概念,在大量
结合气田测井解释、生产动态等资料,选用流动层指数法和聚类分析法对子洲气田气井进行流动单元划分,并利用判别分析法对划分结果的合理性进行验证,得出流动单元判别函数,建立流动单元划分和识别标准.在此基础上,通过对子洲气田储层构造、砂体展布等资料分析研究,利用多点随机模拟方法,以生产动态资料为约束,得到子洲气田基于动态约束下的流动单元的三维地质模型.综合流动单元划分成果,最终将子洲气田划分为四类流动单元,