气藏与油藏储层孔隙度下限计算及对比研究——以辽河油田东部凹陷为例

运用最小孔喉半径法,结合毛管压力曲线,对辽河油田东部凹陷气藏和油藏的储层孔隙度下限值分别进行了计算。研究结果表明:东部凹陷天然气藏储层孔隙度下限值主体介于5%～7%之间,平均6.79%;油藏储层孔隙度下限值主体介于8%～12%,平均10.23%。并在此基础上首次对辽河东部凹陷气藏和油藏孔隙度下限进行了对比,结合对比结果分析指出东部凹陷内石油的主要有利勘探区域为3700m以上地区,而天然气则能在更致密的储层中成藏,勘探区域更广,为4500m以上区域。     

动用孔隙界限实验及致密油开发方式

致密油一次采收率低,注水与注气开发是常用的提高采收率方法,但注入性与动用程度尚不明确,因此评价开发方式与动用孔隙界限之间的关系对致密油提高采收率方法的实施尤为重要。采用核磁共振测试与驱替实验相结合的方法,真实展现不同注入介质和注入条件下注入介质与原油的真实驱替过程,明确了不同开发方式与动用孔隙界限的关系。研究表明:水驱和CO_2驱随着驱替压差逐渐增大,动用孔隙界限初期下降比较快,逐渐趋于稳定;水驱和CO_2驱动用孔隙界限与岩心渗透率均呈线性关系;致密油储层CO_2驱动用孔隙界限明显低于水驱动用孔隙界限。     

低渗致密气藏注超临界CO2驱替机理

为了提高低渗致密气藏采收率,探索研究将CO₂注入气藏中,实验与数模相结合论证超临界CO₂驱替天然气的驱替机理。首先,通过超临界CO₂-天然气相态实验研究CO₂与天然气混合规律。平衡相行为实验定量测定了储层条件CO₂与天然气的物性参数,结果表明CO₂与天然气的物性差异有利于CO₂驱替天然气提高采收率以及封存。超临界CO₂-天然气扩散实验论证了CO₂与天然气混合过程中驱替前沿的混合程度,结果表明CO₂在天然气中的扩散度不高,可形成较窄的互溶混相带,实现CO₂有效驱替。在分析了CO₂与天然气混合特征的基础上,开展致密储层CO₂驱替天然气长岩心驱替实验。实验结果表明,CO₂提高天然气采收率12%,超临界CO₂驱可有效提高致密气采收率。最后,以相态及驱替实验为基础,应用数值模拟方法,建立了长岩心模型,单注单采倾角机理模型及背斜模型,系统证实了超临界CO₂驱替天然气的驱替机理。通过分析认为,CO₂与天然气驱替前沿部分混溶,一方面保持了气藏压力,另一方面超临界CO₂沉降在气藏圈闭下部形成“垫气”提高了天然气采收率。从实验及数值模拟两方面系统论证超临界CO₂的驱替机理,为探索注CO₂提高天然气采收率选区评价奠定了基础。     

致密低渗透气藏注CO_2提高采收率潜力评价

CO_2驱替天然气气藏是将CO_2以超临界相态形式驱替天然气,在实现提高天然气气藏采收率的同时也达到将CO_2地质封存的目的。注CO_2提高气藏采收率仍处于探索阶段,目前CO_2驱气提高采收率程度不清楚、适合开展CO_2驱气提高采收率的地质条件不明确、CO_2驱替的合理工作制度也不明确。为此,首先开展长岩心驱替实验,以明确低渗透储层是否能通过注入CO_2提高采收率及提高采收率的程度,实验结果表明,当出口端CO_2含量为10%时,CO_2可提高气藏采收率12%;其次建立超临界CO_2驱替天然气多组分渗流数学模型,通过实验数据验证模型的准确性;然后应用该数学模型,开展超临界CO_2驱替天然气影响因素分析,明确选区条件;最后,以鄂尔多斯盆地大牛地气田为例,优选出DK13井区作为CO_2驱替天然气评价区,并开展注CO_2提高采收率潜力的评价研究。数值模拟计算结果表明:当DK13井区生产井CO_2含量为10%(防腐成本较低)时,CO_2可提高气藏采收率介于8.0%~9.5%,同时可实现31.1%HCPV的CO_2封存量。结论认为,此举既提高了气藏采收率,又能实现对CO_2的地下有效封存,可实现社会效益与经济效益的双赢。     

异常高压气藏应力敏感性实验研究

异常高压气藏压力系数高,渗流机理不同于常规气藏,开发过程中存在岩石形变,对气藏开发动态及开发效果影响很大,因此开展应力敏感性研究对异常高压气藏的开发具有重要意义。利用超高压岩心驱替流程分别对基质型、充填裂缝型和裂缝型岩心进行了应力敏感性实验,研究结果表明:异常高压气藏具有很强的应力敏感性,随着净围压的增加,渗透率初始下降比较快,逐渐趋于平稳,渗透率的变化规律符合幂指数形式;基质型岩心的应力敏感性最大,充填裂缝型岩心次之,裂缝型岩心的应力敏感性最小;异常高压气藏岩石在应力作用下弹性变形很小,主要发生塑性变形,岩心的应力敏感性是不可逆的。      

渤海SZ36-1油藏深部调剖剂研究与应用

渤海SZ36-1油田具有油田水矿化度高、砾石充填完井及平台生产空间狭小等特点，常规深部调剖剂的溶解及耐盐性不能满足该油田深部调剖的要求。研制出抗盐速溶交联聚合物弱凝胶深部调剖剂（RNSTP—CTm），它由梳形抗盐聚合物、间苯二酚及复合助剂等组成。室内及现场试验均表明，该调剖剂在高矿化度盐水中能迅速地分散溶解，适宜在温度40～70℃、矿化度40g／L以下的油藏和作业空间受限的海上油田及陆地油田进行注水井深部调剖。SZ361-1-A21井深部调剖试验后，井组日增油50～60t、有效期超过1a，累计增油超过万吨，取得了良好的深部调剖效果。图7表2参9     

晚期注水开发实验研究

目前晚期注水实验研究主要以注水时机评价为主,在注采方式上研究较少,且传统方法开展驱油效率实验过程中,出口端的计量存在气液分离和人为读数产生误差等问题。以国外某油田为研究对象,从晚期注水原油常规相态变化和驱油效率2个方面入手,开展注水时机和不同注采方式对晚期注水效果的影响研究;在常规相态变化研究的基础上,评价注水增压开发对原油相态的影响;在驱油效率实验方法上,利用在线核磁技术实时评价驱替过程中岩心含油饱和度,提高了结果的准确性。研究结果表明:在衰竭开发至饱和压力的34%时,水驱采收率为16.5%;综合考虑采油速度、开发成本等因素,注水时机宜在80%泡点压力附近;对于长期衰竭开发严重脱气的区块,可采取注水增压方式开发,注水增压至80%泡点压力附近水驱效果最好。     

应用多点测压法研究弱凝胶深部调剖性能

由于现场要实现深部液流转向,施工时间远远大于调剖剂体系的成胶时间,先期注入的溶液已部分成胶,弱凝胶在地层内深部注入过程中的调剖性能如何变化对于深部转向能否实现影响很大,因此,采用多点测压方法对其进行研究.室内实验结果表明,多点测压法是研究弱凝胶在深部注入过程中调剖性能的有效方法.弱凝胶在深部注入的过程中,注入初期各测压点的驱替压力增加较快,当注入量达到3～4倍孔隙体积后驱替压力不再增加;弱凝胶更易进入高渗透地层,从而使后续注水转入低渗透层,获得提高采收率的效果;弱凝胶调剖存在一个最佳渗透率区,在实验条件下30 000×10-3～120 000×10-3μm2为最佳范围,低渗透岩心对弱凝胶的剪切作用较大,当注入距离为50cm时阻力系数和凝胶强度的降幅都在70%以上,而在高渗透岩心中弱凝胶不能对深部地层形成有效封堵,弱凝胶均能顺利地通过.