气井多层合采渗流特征及接替生产物理模拟

对于低孔、低渗气藏,为了提高单井产能和改善气田开发效益,许多生产井都采用了多层合采方式进行生产。为了更真实地认识低渗气藏多层合采的渗流特征以及确定最佳合采接替时机,通过设计室内物理模拟实验,模拟气藏多层合采开发过程,研究了地层压力、渗透率及主控因素共同作用下的气藏渗流特征对开发效果的影响以及合采接替生产时机,认为多层合采时,高压、高渗层产量贡献率始终高于低压、低渗层;而对于低压、高渗层,实验初始阶段低压、高渗层的产量贡献率高于高压、低渗层,实验后期从主产气层变为次产气层;在不同的接替时机下,随着接替点压力的降低,采出程度呈现出降低的趋势;低渗层接替生产要比高渗层接替生产效果要好。采用物理模拟实验研究多层合采产气渗流特征尚属新的尝试,其研究成果对制定类似气藏的合理开发技术策略提供了参考依据。     

多层次模糊评价模型在低煤阶煤层气区块优选中的应用——以澳大利亚东部A区块为例

相比于中高阶煤层气,低煤阶煤层气具有煤岩煤化作用低、含气量低、灰分含量高以及储层物性好等特点,针对于低煤阶煤层气区块的优选研究对于降低开发成本、促进产业发展等具有重要意义。以澳大利亚东部地区的低煤阶煤层气区块为研究对象,应用多层次模糊数学思路,结合区块低煤阶煤层气特征,优选累计厚度、含气量、灰分含量、可采储量、孔隙度、渗透率、含气饱和度、临界解吸比和原始地层压力作为评价指标,建立低煤阶煤层气的开发效果多层次模糊评价模型。在此基础上,结合评价指标权重系数与研究区三维地质模型构建低煤阶煤层气开发效果评价参数。以稳定期日均产气量3万m3、0.6万m3作为衡量标准,确定研究区的开发效果评价参数门限值为0.507和0.317,进行研究区开发有利区划分,实现基于多层次模糊评价模型的低煤阶煤层气区块开发有利区优选中的应用。在实际应用中,高中低产区内的已开发井的单井产气量与优选结果高度吻合,表明多层次模糊评价对于低煤阶煤层气有利区块优选具有很好指导意义。     

海相页岩储层孔隙比表面积特征研究

页岩储层孔隙比表面积是表征页岩微观孔隙结构的重要参数.针对比表面积,通过氮气吸附和全岩X射线衍射分析、黏土矿物分析的联测实验开展主控因素分析,发现龙马溪组海相页岩比表面积与有机碳含量、石英含量、黄铁矿含量、伊/蒙间层含量呈正相关,与方解石含量、绿泥石含量呈负相关.结合实际测井资料优选敏感测井曲线,以每个参数单因素拟合获取的幂形式采用多元线性回归方法,构建比表面积测井计算模型,达到准确预测页岩储层比表面积的效果.应用到川南TY地区评价井比表面积的计算,获得连续有效的比表面积曲线,为川南TY地区纵向甜点段优选提供依据.结果表明,比表面积大小对页岩储层吸附气含量有一定的决定作用,但表征微孔隙和中孔隙的存储性能还需要结合孔体积和孔直径综合判断.     

昭通页岩气区块龙马溪组下段海相页岩气储层沉积微相与测井识别

四川盆地昭通页岩气藏发育在奥陶系五峰组志留系龙马溪组下段,为黑色、灰黑色泥页岩,主要形成于弱氧化强还原的海相深水陆棚沉积环境。根据海相页岩基本特征、沉积相类型与沉积环境,结合观察岩心、分析实验薄片、录井等资料,将五峰组龙马溪组下段深水陆棚沉积亚相进一步划分为砂泥质、灰泥质、硅泥质、泥质深水陆棚4种沉积微相类型。在此基础上,根据不同沉积微相其元素俘获测井及能谱测井响应特征差异,形成基于元素俘获与能谱测井的页岩气储层沉积微相识别与划分技术。应用该技术对Y9井进行沉积微相划分,结果与薄片鉴定、岩心观察结论相一致。区域连井相对比分析明确了富有机质深水硅泥质陆棚是昭通页岩气示范区五峰组龙马溪组页岩气藏勘探开发的有利相带。该技术对四川盆地海相页岩储层沉积微相划分及勘探有利相带优选有一定借鉴意义。     

澳大利亚东部S区块煤层气储层特征及有利区预测

开发技术较成熟、需求量大等为澳大利亚东部S区块的低煤阶煤层气开发提供了良好的条件,但是缺乏系统性的关于低煤阶煤层气储层特征的研究。利用研究区的低煤阶煤层气区块的钻井、测井以及煤岩取心分析等资料开展煤层发育、煤质特征、储层物性、含气性以及保存条件等储层特征的研究。在此基础上,利用多层次模糊评价方法预测S区块的开发有利区。结果表明：澳大利亚东部S区块发育有6套中-高灰分长焰煤,累计厚度25 m,宏观上煤质以半亮煤-亮煤为主,显微组分中镜质组含量最高;孔隙结构以中孔和大孔为主,割理和裂缝较发育,渗透率为399.85 mD;含气质量体积平均为3.65 m³/t;良好的水文地质条件以及温度压力系统也在一定程度上保证了煤层气的富集。开发有利区分布主要受到含气量、累计厚度以及渗透率等因素控制。综合认为：澳大利亚东部S区块低煤阶煤层气资源具有较好的开发潜力。     

西加盆地泥盆系页岩气储层最优化测井解释

针对西加盆地泥盆纪页岩气储层矿物和流体分布复杂、常规解释精度低的问题,依据XRD分析数据与测井识别建立了页岩气储层多矿物模型,构建了最优化测井解释目标函数。采用最优化方法求解最优目标函数,获得了西加盆地泥盆纪页岩气储层的矿物组分、流体含量及对应理论测井曲线。对比岩心分析与最优化解释结果可知,二者相对误差为3.17%～7.32%,反映出最优化测井解释方法在西加盆地泥盆纪页岩气储层中应用的有效性与适用性。该项研究为西加盆地泥盆纪页岩气储层物性参数分布、矿物含量以及可压裂性研究提供了技术支持。     

加拿大西加盆地页岩气储层测井评价研究

相比于常规储层,页岩气储层具有低孔低渗且含气性复杂的特点,为页岩气储层的测井评价增加了难度。为了系统性的研究页岩气储层的测井评价方法,以加拿大西加盆地页岩气储层为研究对象,针对页岩气储层特点,同时考虑到页岩气开发的实际需要,确定页岩气储层系统性的测井评价模型包括储层物性参数模型、地球化学模型、含气性模型和骨架矿物组分模型等。根据体积模型与数值回归分析分别建立基于测井资料的页岩气储层评价模型,确定研究区的页岩气储层测井评价体系。通过评价结果与实测结果的对比来检验模型的实用性与准确性。应用效果表明:页岩气测井评价模型具有良好的准确性,能够为页岩气开发提供良好的支持。