张险峰[1]2002年在《青海疏松砂岩气层识别与分布规律研究》文中研究说明研究主要工区涩北一号气田位于柴达木盆地中东部，涩北一号背斜构造是紧邻中央生气凹陷的台南～涩北二级构造带上一个叁级同沉积背斜构造。本区目的层第四系以砂泥岩薄互层、储层岩性疏松为主要沉积特征。 自1956年工区勘探至今，经历了叁个阶段40余年，但由于气田多采用盐水泥浆钻井，加之测井资料质量较差，造成气、水层识别困难，大量气层在测井解释中遗漏。在近十多年，通过提高地震资料处理精度、淡水聚合物泥浆的应用、数字测井技术的运用、并加强了低电阻层和差物性层的试气及气田扩边钻探，大大提高了对气层的识别，大量增加了气层的层数和厚度，扩大了气田的含气面积，使气田储量通过多次复查核算仍在不断增加 本论文充分研究了青海涩北一号气田天然气地质综合特征，并以此为基础紧密结合生产实践，应用沉积相与生储盖组合等方法确定气藏有利发育区带，应用测井资料建立测井参数解释图版并回归公式，应用计算机重新处理、解释和识别气层，综合地质、测井、试井、物探等多方面信息与成果，描述了涩北一号构造的气层分布规律，重新计算了涩北一号气田的地质储量，为研究区下一步开发提供了依据。取得的主要成果和认识如下： 1、通过对现有的涩北一号气田测井资料的重新处理，认为钻井中采用的饱和盐水泥浆或高密度泥浆侵入是造成气层测井响应失真的主要因素；同时，测井系列不统一、储层界限模糊等因素也影响了气层的识别； 2、利用标准测井曲线值直方图和其它井直方图的迭和差做校正值等多种环境校正方法，可基本消除非地质因素对测井资料的影响； 3、应用自然伽玛和自然电位相对值等参数可以正确划分储层；利用实验分析资料建立的含气饱和度和泥质含量交会等图版，确定了气水层的判断准则 4、在沉积相及层序地层控制下，应用地质对比软件进行的单砂层与气水层对比，可以正确认识泥浆污染层、解释疑问层； 5、气水分布规律表现为：气水分布受构造控制，高部位为气，气藏规模上下小、中间大；低部位为水，边部气水层间互，气水界面层差不齐； 6、重新识别原来的“中低产气层”，同时对相继钻探的开发试采井选择部分含气特征不太明显的“差气层”进行多层射孔试采生产，对曲线显示较差的43个解释气层和10个可能气层进行了单层测试，证实了大量的新增解释气层，气层数由1998年的65层变 中国地质大学（北京）工程硕士学位论文化为 83层，气层有效厚度由原来 1998年的 60．9m增加到 119．4m； 7、结合地质控制因素、测井识别、地震精细解释及试气验证资料，初步计算涩北一号气田含气面积由原来 1998年的 38．gkln‘增加到 43．4km，气田探明天然气地质储量由原来492．22 X 10’以增加到1107．45X X10‘d。
陈啸博[2]2015年在《多层疏松砂岩气藏出水机理及治水策略研究》文中指出对于出水气藏而言,气井出水是危害气田正常开发最主要的因素,在天然气开发的过程中,人们对于普通出水气藏已有较长的研究历史,关于气藏的出水机理与治水对策都有一套较为成熟的理论。然而,对于多层疏松砂岩气藏而言,首先,由于在国内外该类型气田并不多见且研究起步晚,人们对于该类型气田的认识水平和认识程度还存在一定的差异,尚未形成统一的认知和结论；其次,由于气藏存在埋藏浅,储层岩石疏松,小层众多,气水分布复杂等特殊地质特点,在气藏的出水治理过程中,直接移用常规气藏的治水方法效果并不理想,气田治水存在诸多困难。因此,有必要针对多层疏松砂岩气藏出水问题展开全面的研究,结合前人基础,系统的分析气藏出水机理,找到有效的治水措施。论文在总结前人研究的基础上,主要从事了以下研究内容：(1)根据有水气藏水侵研究的方法及技术思路特点,从地质上解释了多层疏松砂岩气藏水源多样形成机理,水源产出机理、总结出了一套水源识别的综合方法。(2)结合气藏水侵分析知识体系与国内外的开发经验,从理论上找到了合理的气藏水体、水侵的评价方法,以及气藏出水的数值模拟技术。(3)通过对比出水气藏的治理方案,结合前期水源及水侵分析的理论研究成果,总结出一套气藏分类治水方法制定原则,从地质上指导气井的治水。(4)通过对实际气田层组(涩北一号气田II-4层组)的研究,理论结合实际,为论文的研究成果提供实例支持。论文研究认为,由于多层疏松砂岩气藏内部大量可动水以及外部边底水的存在,使得气藏同时存在层间水窜的“内忧”与边水水侵的“外患”,对于这种复杂情况,应根据现有气水分布和水侵趋势,结合储量动用规律,基于储层物性和地层能量状态,按照气水运动的自然规律,有步骤地动用各级储量,实现气藏的整体高速及平稳开发。
马力宁, 王小鲁, 朱玉洁, 华锐湘, 李江涛[3]2007年在《柴达木盆地天然气开发技术进展》文中进行了进一步梳理青海气区是我国陆上的大气区之一,现已累计探明天然气地质储量3046.57×108m3,可采储量1619.31×108m3。该区的主力气田——涩北气田为第四系生物成因气田,具有特殊的地质条件,主要表现在气藏埋藏浅、储层岩性疏松、含气井段长、气层层数多、气水分布复杂、气田开发难度大。通过实施科技创新战略,积极探索和试验新工艺、新技术,气田开发水平得到了提高。为此,系统总结了2001年以来青海气区天然气开发技术的进展:低阻气层识别技术水平不断提高,天然气增储效果显着;疏松砂岩取心技术的突破,完成了大批岩心分析试验项目,推动了储层评价、气水关系等深入研究;开发层系及射孔单元的划分、井网部署、多层合采射孔层位优化、多层合采气井合理配产等方面的研究进展,使气藏工程研究及方案设计水平得到了提高。
刘晓晓[4]2010年在《涩北气田水平井产气出水规律研究》文中指出通过对水平井的产气出水动态、出水水源、井眼轨迹及储层物性等的分析,得出涩北气田水平井出水规律及原因,探讨适用于涩北气田水平井的防水治水方法。本文首先对目前涩北气田水平井的生产动态进行总结研究,得出涩北气田整体出水情况,其中涩北一号气田和涩北二号气田水平井开采的共同特征是产量出现了较为明显的递减,并且递减的主要因素是出水,出水量越多的井,产量递减幅度也越大。而台南气田则有不同的变化规律,大部分水平井出水量较少,没有出现产量递减的变化规律,高出水水平井并不必然引起产量的下降。其次判断了涩北气田水平井的出水水源,为合理制定防水治水措施提供依据,主要出水水源包括:工作液返排、层内水、层间水窜水、固井质量水窜水以及边水等,层内水可分为凝析水、原生层内水和次生层内水,然后分析了各种出水水源的产水特征,并结合该气田近几年累计出水分布以及典型出水井生产指标的对比,可知目前涩北气田水平井出水方式主要为层内水。综合分析,提出水平井防水治水措施的建议:对新钻水平井首先本着含气饱和度高,有效厚度大的原则进行目标层的优选,其次对水平井位置及靶点位置进行合理布置,并考虑井型设计。对于已出水水平井制定合理的采气速度,使出水量降低,减少出水对开采的影响,最后针对水平井出水推荐了优选管柱、泡沫、连续油管排水采气工艺。
王晓磊[5]2013年在《涩北二号气田气层测井解释及气水分布特征研究》文中指出本文以涩北二号气田为研究区，综合运用地质、测井、试气试采、生产动态、生产测试等资料，对储层“四性”关系、储层参数、气层分类识别及分布、低阻气层成因及分布、气藏类型及气水关系等五个方面进行了研究，取得以下主要成果及认识：在对研究区储层“四性”关系及储层参数研究的基础上，结合研究区储层地质特征及试气、生产动态等资料，研究区气层由于储层泥质和碳酸盐含量在纵向上的变化特征，分为具有明显不同电性特征的叁类气层，使得气层识别难度较大。叁种类型的气层为：①声波时差高、中子孔隙度低、电阻率增大系数高的常规气层；②由碳酸盐含量较高引起的声波时差低、中子孔隙度低、电阻率增大系数高的“低声波高电阻”气层；③高地层水矿化度背景下泥质含量较高引起声波时差高、中子孔隙度低、电阻率低、电阻率增大系数低的低阻气层。针对叁类气层同时存在的特征，提出了“声波中子孔隙度差值-电阻率增大系数”综合法识别气层，取得了很好的识别效果。在此基础上，对叁类气层平面及纵向上的分布特征进行了研究，研究认为平面上分布主要受构造控制，纵向上主要受沉积演化的控制。研究认为研究区内低阻气层成因主要为高束缚水饱和度、高地层水矿化度、构造幅度平缓气水分异不彻底，少数是由于储层中导电矿物的局部富集造成的。涩北二号气田为纵向上气水界面不统一的“背斜型层状边水气藏”，气层分布受构造、水动力特征和岩性控制。个别非主力气层平面上因岩性及岩相变化而存在干层；气田气水界面受柴达木盆地水系南强北弱的影响具有南高北低的特征，高度差范围主要在10m-25m之间，平均为12.1m。边水为涩北二号气田最主要的地层水类型；纵向上存在一些由于封盖条件较差难以成藏的层间水层；部分由于泥质或碳酸盐含量高物性及孔隙结构较差的气层存在没有被天然气排替的游离水；储层束缚水存在四种成因类型，包括粘土吸附水、孔隙角隅水、微孔隙水、绕流成因残留水。
肖浩[6]2017年在《涩北气田典型层组合理配产研究》文中指出疏松砂岩气藏的开发中通常面临着应力敏感、出水、出砂、井筒积液等问题,从而导致气井的产能大幅度降低,造成气田经济损失。而合理的产量可以有效抑制以上问题,因此合理配产在疏松砂岩开发中就显得非常重要。本文以疏松砂岩气藏为研究对象,在前人的理论研究和气藏的实测数据基础上,以涩北气田典型层组的合理产量为目标,从产能影响因素渗流机理和单井、层组压力变化特征入手,完成了以下主要工作:(1)涩北气田典型层组88 口气井的产能测试资料的合理解释;针对四个主要产能影响因素的渗流机理分析。(2)四个典型层组的单井及层组动态地质储量的评价;单井及层组压力变化特征分析;气藏稳产能力的评价。(3)涩北气井单井的优化配产研究以及计算分析;通过数值模拟方法预测Ⅲ-2、Ⅲ-3层组的配产生产指标。通过以上研究,得到了以下的主要结论和认识:(1)涩北气井产能影响因素主要有应力敏感、出水、出砂以及多层合采气井的层间干扰。常规产能分析方法不适用于涩北气井,其解释结果往往偏大。(2)四个典型层组的储量动用潜力及挖潜措施存在差异。(3)开发过程中,各层组地层压力分布及其变化规律的主控因素包括:投产时间、单井配产、井网密度、开采强度和边水水体的大小及边水连通程度。(4)由于较高的单井配产具有较大的举升能力,能有效防止井筒积液对气井产量及可采储量的损害,所以通过增压开采降低地层废弃压力能有效延长气井稳产期、提高涩北气田开发效果。(5)涩北气田气井稳产能力的年均递减率为10.43%,主控因素是水源和井型。(6)涩北气井单井优化配产考虑因素有气井产能、层组能量、井底积液、地层出砂、井底沉沙以及冲蚀作用,但是涩北气井几乎不用考虑冲蚀作用。本论文的主要创新点:通过对气井产能影响因素的渗流机理分析,结合公式法和回压试井方法评价涩北气井产能,提出了涩北气井修正公式产能评价法;提出了单井控制储量占容积法地质储量比例加权的层组平均地层压力计算方法,并结合压降法和二项式产能方程修正系数计算单井、层组动态储量;气井稳产能力递减规律的(数理统计)分析方法;结合气井产能、层组能量、单井优化配产对涩北气田典型层组进行配产。
马力宁[7]2004年在《青海涩北第四系大型生物成因气气田主体开发技术研究》文中认为本文围绕青海涩北第四系生物气气田开发地质条件,抓住影响气田高效开发的关键地质问题,开展深入细致的研究和解剖,借鉴国内外气田开发的成功经验,结合矿场气田试采开发生产实际,运用测井资料精细处理软件、地质建模、现代试井等技术,重点探讨低阻气层识别、气砂体精细描述、合采层位优化组合、多层合采气井合理配产等关键技术,最终提出了符合青海涩北气田天然气开发实际,能够指导气田高效开发的主体工程地质技术,提出的技术方法路线具有可操作性,达到指导此类气田高效开发的国内领先水平。 论文主要成果及创新点如下: 1、低阻气层识别技术 针对青海涩北气田存在大量电性特征模糊的可疑气层,建立了一套切合实际的有效低阻气层识别技术。首先校正测井仪器或测井环境对曲线质量的影响,在此基础上进行标准化处理;然后通过“四性”关系研究,考虑到涩北气田储层欠压实等影响,采用补偿密度—电阻率交会的方法来编制气层解释图版,先对曲线进行一次解释,将易于识别的测井响应特征明显的气层剔除出来,然后对低阻可疑气层进行二次定量识别;最后,借助于LOGES测井解释系统提出的双孔隙度模型,利用可动水饱和度和地层水含气饱和度相结合建立新的测井解释标准,进而准确识别低阻可疑气层。通过对涩北气田低阻气层的识别,自2000年至2003年底探明地质储量净增1.15倍。 2、气砂体精细描述技术应用 结合储层沉积特点,依据单砂体平面上各井点有效厚度、孔隙度、渗透率、含气饱和度、泥质含量等参数的测井解释成果,建立各气砂体的静态参数场及相应静态参数模型数据库,先分别计算出它们各自的天然气地质储量,选用“权重”法定量地分类评价气田气砂体类型,然后运用地质建模软件分砂体建立叁维可视化图形。气砂体精细描述技术的首次应用,使涩北气田浅层气砂体的空间展布规律清楚,形象客观的展示了各气砂体的立体分布形态,为天然气高效开发奠定了基础。 3、合采层位优化组合技术 选定构造高部位的重点井,充分运用开发井先进的3700测井系列资料,建立电测解释标准剖面,并综合利用FMT连续测井等测试资料进行气层压力系统单元的判别和级别划分。然后运用数值模拟技术,模拟不同射孔层位组合方案下合采生产时各
奎明清, 李世毅, 徐其用, 宋维春, 李伟[8]2010年在《核磁共振测井在疏松砂岩气田SX井的应用》文中研究表明核磁共振测井是一种适用于裸眼井的测井新技术,是目前唯一可以直接测量任意岩性储集层自由流体(油、气、水)渗流体积特性的测井方法。核磁共振测井与其他测井方法在孔隙度解释中的不同之处就是核磁共振测井能解释束缚流体和可动流体孔隙度。采用新一代的核磁共振测井仪测井,还能解释出粘土束缚流体孔隙度,具有明显的优越性。目前,对含有商业价值油气产量的低电阻率地层的识别越来越重要。涩北气田作为第四系疏松砂岩气田,由于泥质含量和地层水矿化度高等因素存在大量的低阻气层,所以用电阻率曲线很难将这类低阻气层与水层和干层区分开来。通过核磁共振测井在SX井的应用情况,阐明用核磁共振测井分析、评价疏松砂岩储层孔隙结构及流体性质的实际应用效果。
胡永静, 何艳, 廖茂杰, 万周娟, 郭开明[9]2013年在《涩北一号气田疏松砂岩储层测井解释方法研究》文中研究说明涩北一号气田的主力产层是第四系疏松砂岩,成岩性差、砂泥岩交互,饱和度确定及流体解释困难。储层岩性以粉砂岩为主,孔隙度主要分布在28%～34%之间,渗透率主要分布于10.0～100.0md之间,为高孔中低渗储层。由于储层饱含天然气,单孔隙度模型精度难以保证,本文结合取芯井建立了密度-中子的二元回归孔隙度模型;而且地层泥质含量普遍偏高,其对渗透率的影响非常明显,于是建立了相对自然伽马-相对自然电位的二元回归渗透率解释模型。针对含气饱和度计算困难的问题,本文进行研究,提出四种计算方法,通过和实际生产数据对比,本文选取的改进阿尔奇和西门度公式结合计算含气饱和度的方法适用于本区,流体性质吻合率达到了88.89%,对该区生产具有指导意义。
奎明清, 胡雪涛, 李留[10]2012年在《涩北二号疏松砂岩气田出水规律研究》文中认为涩北二号气田是柴达木盆地的大型生物气田,岩性疏松,气层多而薄,存在边水,气水关系复杂。气田开发过程中气井出水普遍,出水量差异较大,产量递减较快,因此,认清气田出水规律是确保气田控水稳产的基础。以生产动态数据为基础,研究了气田各层组产水特征及水气比上升规律;通过气井出水水源的多因素合理识别,将气田出水井归结为4种类型;并通过边水水侵量及水侵速度的计算,明确了气田不同层组边水水侵类型,认识了不同层组不同方向上的水侵速度不同;最后,通过地层累计含水率分布的计算,有效地确定了不同层组水侵前缘位置,为下一步气田控水、气井产量合理调整及气藏稳产奠定了基础。
参考文献：
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[2]. 多层疏松砂岩气藏出水机理及治水策略研究[D]. 陈啸博. 西南石油大学. 2015
[3]. 柴达木盆地天然气开发技术进展[J]. 马力宁, 王小鲁, 朱玉洁, 华锐湘, 李江涛. 天然气工业. 2007
[4]. 涩北气田水平井产气出水规律研究[D]. 刘晓晓. 中国石油大学. 2010
[5]. 涩北二号气田气层测井解释及气水分布特征研究[D]. 王晓磊. 中国石油大学（华东）. 2013
[6]. 涩北气田典型层组合理配产研究[D]. 肖浩. 西南石油大学. 2017
[7]. 青海涩北第四系大型生物成因气气田主体开发技术研究[D]. 马力宁. 西南石油学院. 2004
[8]. 核磁共振测井在疏松砂岩气田SX井的应用[J]. 奎明清, 李世毅, 徐其用, 宋维春, 李伟. 天然气地球科学. 2010
[9]. 涩北一号气田疏松砂岩储层测井解释方法研究[J]. 胡永静, 何艳, 廖茂杰, 万周娟, 郭开明. 国外测井技术. 2013
[10]. 涩北二号疏松砂岩气田出水规律研究[J]. 奎明清, 胡雪涛, 李留. 西南石油大学学报(自然科学版). 2012