论文题目: 碳酸盐岩有水气藏稳产对策研究——以靖边古生界气藏为例
论文类型: 博士论文
论文专业: 油气田开发工程
作者: 武楗棠
导师: 李允
关键词: 古生界,碳酸盐岩,有水气藏,稳产技术,对策研究
文献来源: 西南石油学院
发表年度: 2005
论文摘要: 鄂尔多斯盆地长庆气田是中国最大的气田,也是近年来中国石油天然气工业的重大发现。长庆靖边下古生界碳酸盐岩气藏自1997年投产以来,到2002年底已累计建成年产39.8×10~8m~3的生产能力,满足了北京、西安、银川等大中城市的用气需求,承担着西气东输及首都北京供气的历史使命。按照气田整体规划,2003年底靖边气田要累计建成年产60×10~8m~3的生产能力,进入气田的稳产阶段。因此,靖边古生界碳酸盐岩气藏稳产技术研究就具有非常重要的现实意义。 本文针对靖边气田产能建设规模扩大和生产过程中存在的具体问题,在广泛的文献调研和系统分析气田开发实践的基础上,综合应用地质、气藏工程、数值模拟及各种数学方法等多学科方法,对靖边古生界气藏的稳产技术对策进行了综合研究。重点是充分利用新井资料,通过动、静资料相结合的方法对靖边气藏的各种地质特征进行研究和再认识,实现静、动数据结合的气藏描述,并以此为基础落实气藏的地质储量及压降储量,准确理解气藏的固有基础和潜在条件。然后,在认识和了解气藏开发动态规律的基础上,通过研究气藏的水动力系统和开展气藏精细数值模拟,为气田的进一步开发提出科学、合理的稳产技术对策。 本文以储层精细描述为核心,气藏稳产技术研究为目的,综合应用多学科方法技术,动态、静态相结合,研究建立了一套适用于靖边下古生界岩性-地层圈闭型气藏稳产研究的方法和技术,为今后这类气藏的稳产技术的研究探索了一些新的方法和途径。 本论文完成了一些创新性的探索和研究,针对靖边古生界气藏岩溶型碳酸盐岩侵蚀沟谷分布复杂、小幅度构造类型多、储层非均质性强的特点,采用多学科技术相结合、静动结合的研究方法,首次建立了一套适合该裂缝—孔隙型风化壳气藏的储层精细描述方法和技术。 针对气藏中存在的影响气层分布范围的古侵蚀沟槽复杂分布特征,首次采用地质统计学结合人工智能专家系统方法,将构造特点和储层物性分布相结合,完成了靖边气田气藏定量地质模型的构建工作。 本文充分利用动、静结合对气藏储层和开发特征进行精细再认识的研究方法,对我国碳酸盐岩有水气藏的高效开发,特别是对鄂尔多斯盆地各类整装气田的有效开发具有普遍的指导意义。
论文目录:
1 前言
1.1 研究的目的、意义
1.2 国内外气田研究现状
1.2.1 世界天然气开发技术发展概述
1.2.2 我国天然气开发技术简述
1.2.3 我国典型碳酸盐岩气藏开发模式
1.2.4 我国裂缝性有水气藏最佳开采方式
1.3 研究内容及关键技术
1.3.1 研究的技术路线
1.3.2 研究内容
1.3.3 研究的关键技术
1.4 取得的主要成果
2 我国古生界海相碳酸盐岩油气藏类型及特征
3 我国碳酸盐岩有水气藏的类型及特征
3.1 碳酸盐岩有水气藏类型
3.2 有水气藏的渗流特征
3.3 有水气藏水侵特征及危害
4 靖边古生界气藏三维定量地质模型研究
4.1 气藏地质特征研究
4.1.1 气藏概况
4.1.2 地层特征及地层划分
4.1.3 构造特征研究
4.1.4 沉积特征分析及其与产能关系研究
4.1.5 古地貌形态与储层发育及分布的研究
4.1.6 储层特征
4.2 气藏类型
4.3 气藏三维定量地质模型的建立
4.3.1 建模方法
4.3.2 气藏地质模型构建
4.3.3 地质模型可靠性分析与评价
5 靖边古生界气藏储量核算及分布研究
5.1 气藏静态地质储量研究
5.1.1 气藏静态地质储量核算
5.1.2 气藏储量分布特征研究
5.2 气藏可采储量评价
5.2.1 动态储量计算方法
5.2.2 典型井区压降储量计算
5.2.3 地质储量与动态储量的对比分析
5.2.4 四川气田低渗透气藏储量动用的一般规律
5.2.5 靖边古生界气藏可采储量估算
6 靖边气藏地层水分布特征及其对气藏开发的影响研究
6.1 地层水分布特征研究
6.1.1 气井产水现状
6.1.2 地层水的物性特点
6.1.3 地层水分布特征研究
6.1.4 控制气水分布的地质因素分析
6.2 气井产水动态特征分析
6.2.1 出水气井无水采气期短,出水时间偏早
6.2.2 产水气井的水量都不大,普遍比较稳定
6.2.3 气水比普遍不高,变化趋势以稳定为主
6.3 地层水对气藏开发规模的影响分析
6.3.1 地层水导致气藏开发规模遭受严重影响的可能性不大
6.3.2 缺乏气藏大面积产大水的地质渗流条件
7 靖边古生界气藏开发动态特征分析
7.1 气藏开发效果分析
7.1.1 气藏开发特点
7.1.2 气藏生产压差与产量变化关系分析
7.1.3 单井生产动态分类分析与评价
7.2 气藏压力系统及井间连通性分析
7.2.1 压力系统分析
7.2.2 井间连通性评价
7.2.3 压力系统划分
8 靖边古生界气藏数值模拟及稳产对策研究
8.1 气藏数值模型的建立
8.1.1 网格模型的建立
8.1.2 流体性质参数
8.1.3 单井模型计算
8.2 模拟模型论证研究
8.2.1 裂缝系统的客观存在
8.2.2 典型井区模拟模型论证研究
8.2.3 论证结论
8.3 气藏数值模拟研究
8.3.1 数值模型建立
8.3.2 生产动态历史拟合
8.3.3 模型认识与评价
8.4 气藏稳产预测研究
8.4.1 年产60亿天然气生产规模开发动态预测
8.4.2 年产54亿天然气生产规模开发动态预测
8.4.3 年产66亿天然气生产规模开发动态预测
8.4.4 方案指标对比分析
8.4.5 气藏压力分布规律
8.5 气藏稳产技术对策
8.5.1 用足够开发井数合理单井生产负荷
8.5.2 后期增压生产可保稳产期延长1.5年
8.5.3 优化单井生产管理,确保单井稳定生产
8.5.4 增加调整开发井对储量的控制和层间接替
8.5.5 充分利用部分地区所具有的加大井网密度的潜力
8.5.5 良好的采气工艺技术保障
8.5.7 产水气井的合理生产方式
9 结论和建议
9.1 结论
9.2 建议
致谢
参考文献
附图
发布时间: 2006-01-11
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