高含水致密砂岩气藏储层与水作用机理

我国多数气藏均具有高含水饱和度特征,储层与水作用机理的认识是指导气藏科学开发的一项重要依据。建立了一套长岩心物理模拟实验方法,分类选择储层基质岩心分别在不同含水条件下,采用湿气开展了气藏衰竭开采物理模拟实验研究,得出了衰竭开采过程中不同渗透率储层实验前后含水饱和度变化特征,发现一项重要的开发机理认识,即不同渗透率砂岩储层与水的相互作用机理差异明显:①水在Ⅰ类、Ⅱ类储层(>0.5×10^-3μm²)内具有较好的流动性,在生产过程中岩心含水饱和度会下降,水会随气体一起产出,说明这类储层即使本身含水饱和度较高或者有外来水时,水也不会在储层中过多滞留从而对气相渗流造成致命影响;②水在Ⅲ类、Ⅳ类储层(<0.5×10^-3μm²)中渗流能力差,如果气藏没有足够大的能量,这类储层岩心的细微孔喉则会对原始孔隙水产生束缚作用,对外来侵入水产生捕集作用,从而导致储层含水饱和度升高,影响气相渗流能力。这一开发机理认识对于指导高含水致密砂岩气藏制订合理工作制度和开发对策具有一定意义。     

川中地区须家河组致密砂岩气藏气水分布形成机理

川中地区须家河组致密砂岩气藏因气源供应不足形成了气水过渡带;因成藏充注较早导致了区域大面积含气;因砂岩储层致密造成了气水混杂分布;由局部构造幅度控制了气水分异程度;由储层裂缝提供了气水渗流通道。该区须家河组气藏气水分布的形成机理可归纳为：晚三叠世末至晚侏罗世的未熟-低熟天然气在局部构造控制下于构造闭合高点处形成纯气顶;早白垩世—古近纪大量生成的天然气因砂岩储层致密而无法完全驱替出孔隙水,形成气水混杂分布格局;古近纪以来的喜马拉雅运动形成大量裂缝,改善了储层物性,在裂缝发育带聚集成藏。     

致密砂岩气藏气水同产水平井产能公式推导及应用

致密砂岩气是具有较大潜力的非常规天然气资源,但由于其具有低孔、低渗特征以及受气井产水的影响,其储层流体的渗流不满足传统达西渗流规律。 基于 Joshi 水平井产能分析理论,考虑气井产水、应力敏感、滑脱效应以及气体高速非达西渗流对产能的影响,定义了气水两相广义拟压力,并根据气水两相渗流理论,推导了致密砂岩气藏气水同产水平井产能计算新公式。 通过实例计算与对比发现,利用新公式计算的无阻流量与试气无阻流量相对误差仅为 6.60% ,验证了该公式的准确性。 敏感性分析结果表明,随着生产水气比以及应力敏感指数的逐渐增大,气井无阻流量逐渐减小,而随着滑脱因子的逐渐增大,气井无阻流量逐渐增大。     

致密砂岩储层特征及气藏成藏过程

非常规天然气作为一种潜力巨大的替代能源,开发应用前景十分广阔。致密砂岩气作为非常规天然气的重要组成部分,越来越受到广大石油地质工作者的关注,而正确地认识致密砂岩气是有效开发利用它的前提条件。文章从致密砂岩气藏的概念、储层的分类方案、储层特性及其与常规储层异同点、气藏成藏过程和分布规律等方面出发,详细阐述了致密砂岩气藏的研究现状,讨论了致密砂岩气藏在国内的分布情况和开发潜力,旨在对国内致密砂岩气藏的前期勘探工作起到一定的指导作用,并为后期开发方案的制订提供合理的参考意见。     

致密砂岩气藏

根据天然气资源三角的概念,凡是拥有着可观的常规天然气储量的盆地都将拥有着更可观的非常规天然气储量.致密气藏的开发需要考虑诸多因素:地质概况、储层连续性、区域地质构造、油藏分层、测井数据、岩心分析数据、机械性能、渗透率分布、垂向剖面.对于致密气藏,一般采用大型水力压裂方法实现天然气的经济开采.压后采用油藏模型对天然气储量进行评价.     

致密砂岩气藏成藏机理分析

致密砂岩气是一种有巨大潜力的替代能源,作为非常规油气资源的重要组成部分,具有方阔的开发应用前景,也越来越被广大石油地质研究人员所关注。本文对致密砂岩气藏成藏机理进行了归纳和总结。     

致密砂岩气藏高产液机理研究

为明确致密砂岩气藏高产液的形成原因,以大牛地气田D28井区为例,从地质、开发等不同角度开展了致密储层高产液机理研究。结果表明,局部微构造高差造成D28井区内形成局部高产液的相对富水区。在D28井区内发育河流相主河道,天然气在重力作用下向相连通的南部厚层砂体高部位运移,而原始地层水则逐渐滞留造成了井区“北高南低”的产液格局。井区内含水饱和度较高,水相更容易流动并产出,造成高产液。与气田老区相比,D28井区孔喉更加细小,且生烃强度较弱,储层中残余水相较多,同时,采用水平井开发也在一定程度上加大了产水的风险。综合研究表明,不利的地质条件是造成致密气藏气井高产液的主要原因,通过提高地质认识程度、井位部署质量和工程工艺技术,可以有效降低气井产液风险。研究结果对致密砂岩气藏高产液机理认识和气藏合理开发具有一定的借鉴意义。     

苏里格西部致密砂岩储层不同孔隙类型下的气水渗流规律

为了探究苏里格西部致密砂岩储层的渗流规律,选用铸体薄片、常规压汞等资料,采取定性与定量相结合的方法对孔隙结构进行分析,在此基础上结合气水相渗测试以及可视化真实砂岩模型进行气水驱替及泄压实验,模拟气藏成藏及开发过程中不同孔隙类型的渗流规律和流体分布。依据不同孔隙的相对含量将孔隙组合类型分为溶孔-粒间孔、晶间孔-溶孔、溶孔-晶间孔、晶间孔4类,并对4类孔隙类型代表样品的孔喉特征及渗流规律进行分析。结果表明:不同孔隙类型储层的渗流规律分异明显,随着储层物性越来越好,束缚水饱和度逐渐减小,束缚水处的气相相对渗透率逐渐增大,两相共渗区不断加宽,渗流能力增强,气水相互干扰逐渐减弱;可视化气驱水驱替类型随孔隙类型变好逐渐由指状驱替过渡为驱替程度较大的均匀驱替,在同等生烃条件下有利于天然气充注构成有效储层;泄压实验结果表明,孔隙类型好的样品泄压所需的时间短,压力下降的幅度大,采出程度高;孔隙类型较差的样品残留水过多,使得气相相对渗透率减小,采出程度较低。根据压汞结合相渗测试,确定研究区储层束缚水转变为可动水的节点生产压差为7 MPa,为苏里格西部气井降低产水风险、提高采收率提供理论依据。     

致密砂岩气藏储层压裂伤害因素分析

本文就致密砂岩气藏在压裂施工过程中造成的伤害因素进行分析。     

柯柯亚致密砂岩气藏储层伤害因素分析

通过对柯柯亚气藏潜在伤害因素分析及岩心敏感性伤害试验评价,认识到储层存在不同程度的水敏、盐敏及酸敏、水锁、固体颗粒堵塞、反凝析等伤害,为制定开发过程中储层措施提供有力的技术依据。     

鄂尔多斯盆地天环北部致密砂岩气藏地层水微观赋存特征

应用铸体薄片观察、场发射扫描电镜、高压压汞、恒速压汞及核磁共振等实验技术,开展储层微观孔喉结构和地层水微观赋存状态研究。研究认为鄂尔多斯盆地天环北部盒8段—山1段储层以粒内溶孔、晶间孔和残余粒间孔为主要孔隙类型,分别占33%、31%和16%,孔隙半径分布在80~300 μm之间,平均值为154.18 μm,喉道半径分布在0.01~1.60 μm之间,主流喉道半径平均值为0.55 μm,为微米级孔隙和纳米级喉道,喉道半径是储层渗流能力的主要控制因素。地层水具有束缚水、毛管水、自由水和吸附水4种微观赋存状态,大孔喉的粒间孔和溶蚀孔内,低压充注呈气水混合状,含气量较高,赋存自由水,较高充注压力下为纯气残余少量膜状吸附水;中小孔喉控制的粒间孔和溶蚀孔内,低压充注下呈现气水混合,含气量低,赋存大量毛管水,高压充注下呈气水混合或纯气,含气量高,赋存少量毛管水;微小孔喉的粒间孔内,低压充注下为纯水,高压充注为气水混合,但含气量低,赋存束缚水;晶间微孔内,低压和较高压力充注下均以纯水为主,为束缚水。4种地层水微观状态的孔喉半径截止值分别为0.10 μm、0.26 μm和0.28 μm,渗透率截止值分别为0.21×10^-3 μm²、0.51×10^-3 μm²和0.55×10^-3 μm²,孔隙度截止值分别为5.86%、7.99%和8.18%。启动压力梯度和小于0.10 μm的孔喉是地层水微观赋存状态和残余含水饱和度的主控因素,在天然气成藏过程中,随气驱水强度增大,大孔喉控制的地层水百分比逐步降低。研究区自由水占50%,毛管水占18%,束缚水占30%,吸附水占2%,残余含水饱和度为32%左右。     

孔喉结构对致密气微尺度渗流特征的影响

目前,关于孔喉结构对致密气微尺度渗流特征影响的研究较少,并且传统的数值模拟方法在研究微尺度流动时面临着诸多不适应。为此,从致密气藏实际的温度、压力及储层孔喉特征尺寸出发,研究致密气的流态及采用格子Boltzmann方法模拟致密气流动的合理性,在考虑微尺度效应、滑脱效应等因素影响的基础上,基于LBGK-D2Q9模型建立了致密气流动模型,并将该模型计算的结果同解析解及文献中数值解的计算结果进行对比,进而探讨了孔喉结构对致密气微尺度渗流特征的影响规律。研究结果表明:①当压力介于3～70 MPa、温度介于293.15～373.15 K时,克努森数(Kn)小于0.1,气体流态为滑脱流和弱连续流,采用LBGK-D2Q9模型模拟致密气流动是合理的;②流动通道的特征尺寸对Kn的影响远大于压力变化对其产生的影响,当孔喉比一定时,Kn沿喉道呈缓慢上升的趋势,且孔喉比越大,Kn上升的趋势越明显;③喉道的存在使得孔喉中压力的非线性分布特征显著,压力降主要处于喉道内,并且孔喉比越大喉道内的压降幅度越大;④压力的非线性分布使得气体的流动速度显著降低,从而降低了流动通道内气体的质量流量。结论认为,所建模型的模拟结果与解析解以及文献中DSMC、IP方法等数值解的计算结果吻合程度较高,证实了其可靠性;该研究成果揭示了致密气藏开发工程实践中"通缝扩喉"的重要性。     

LX气田上古生界致密砂岩储层成岩作用分析

LX气田致密气勘探已取得了一系列进展,拥有较大的勘探潜力。主要目的层为上古生界地层。LX气田储层整体上为低孔低渗的致密储层,但局部发育高孔高渗层段,因此,成岩作用为影响该区储层物性的主控因素,对储层储集空间的形成、保存及破坏都有着极为重要的作用,最终决定储层物性好坏,搞清成岩作用类型对气田下一步勘探开发至关重要。本文基于普通薄片资料,系统分析了LX气田储层成岩作用类型及对储层物性的影响。     

致密砂岩气藏产水机理与开发对策

为认清致密砂岩气藏的渗流规律、揭示其储层产水机理、寻求有效的开发对策,开展了相关研究。结果表明,致密砂岩气藏储层渗流机理复杂,表现在:储层原始含水饱和度主要受储层微观孔隙结构特征的控制;在气水互封状态下,气体弹性膨胀推动部分束缚水转化为可动水,可动水饱和度能有效表征储层水相可动性;储层水相对气相渗流能力影响显著,含水条件下气体渗流存在闽压梯度,其主要受储层物性与含水饱和度的控制,阚压效应导致单井控制范围减小,储量动用程度降低;气、水两相渗流能力受压力梯度的影响。进而基于对致密砂岩气藏产水机理和渗流机理的认识,提出了有针对性的开发对策:①在明确储层可动水饱和度的基础上,评价储层产水风险,优选井位及开发层位,降低气井产水风险,提高单井产能;②采用压裂水平井开发,增加泄流面积,减小生产压差,延长无水或低水采气期;③合理配产,降低生产压差,预防或控制产水量;④强化排水采气,提高生产效果。上述技术措施为四川盆地中部上三叠统须家河组气藏和鄂尔多斯盆地苏里格气田低渗透致密砂岩气藏的有效开发提供了技术保障。     

致密气储层流体赋存与气水共渗规律实验

致密气储层气水关系复杂,气井产能会随着气井见水而迅速降低。为明确致密气储层流体赋存与气水共渗规律,以定北区块和大牛地区块致密气储层为研究对象,采用渗吸、离心、核磁共振和气水驱替等实验方法,研究压裂过程中流体含量变化、动态分布以及生产过程中气水两相共渗规律。结果表明：在压裂过程中,致密气储层岩心对压裂液的自发渗吸先快后慢,流体先进入较小孔隙中,流体分布随渗吸时间增大而更加集中。在返排过程中,较大孔隙中的流体在返排时优先排出,存在可动流体向束缚流体的转变。同时还分析了储层物性参数与流体赋存的关系,渗吸量、返排率与岩石物性存在正相关关系。定北区块气水相渗曲线束缚水饱和度大,共渗区小,在生产过程中储层内气水两相干扰严重,见水后气相相对渗透率迅速降低。     

致密砂岩气藏产水机理及其对渗流能力的影响

致密砂岩气藏具有低孔、低渗,储层物性差,非均质性强等地质特征,在岩性构造背景下,气水关系复杂,地层中气水赋存状态多样。烃类充注成藏时,很难将地层中的水完全驱替出来,会有部分滞留水残存在地层中。对于不存在边底水、层间水等自由水的致密砂岩气藏,储层中的可动水是气井产水的主要来源。气井见水将严重影响气井的产能和泄流半径,导致井底压力和产量迅速下降,生产压差和废弃压力显著增加,缩短了气井生产周期。为此,调研了国内外学者对致密砂岩储层可动水赋存状态和产出机理、可动水产出规律及控制因素、可动水对储层渗流能力影响等多方面的研究方法及成果,在分析和总结目前研究成果的基础上,针对致密砂岩气藏开发过程中的产水问题及其对开发的影响,提出了下一步的研究方向及改进建议,以期改善致密砂岩气藏的开发效果,提高最终采出程度。     

致密砂岩气藏近井地带含水饱和度变化规律

致密砂岩气藏普遍含水,近井地带极易形成积液,从而导致气井减产甚至停产,因而研究近井地带含水饱和度变化规律对于认识气井产水机理具有重要的意义。为此,根据气井径向渗流原理设计了一套近井地带储层含水饱和度变化物理模拟实验流程,运用直径分别为10.5 cm、3.8 cm、2.5 cm的致密岩心由远及近串联以模拟气藏中直井压裂后的生产状况;基于气井降压生产方式,分别用20μm、30μm、40μm、50μm的微管来模拟气井油管以控制产气量,研究气藏衰竭开采过程中近井地带含水饱和度的变化及其影响因素,结合现场生产井资料计算气井近井地带及不同区域、不同微管直径下的含水饱和度及产水量,并分析其变化情况。研究结果表明:(1)不同采气速率各自对应一个临界含水饱和度,当原始含水饱和度低于临界值,近井地带和中部区域流动的地层水会随气体的采出而携出,近井地带不会产生积液;(2)当原始含水饱和度高于临界值时,由远端运移的地层水大量聚集在近井地带导致近井地带积液;(3)含水饱和度相同时,采气速率越大,越容易导致近井地带积液;(4)同一含水饱和度下,采气速率越大,产水越严重,采收率越低。结论认为,由物理模拟实验新方法计算得到的气井累计产水量图版与对应气井的产水动态具有较好的一致性,该研究成果可以有效预测气井产水量,对于气井采取合理的治水措施具有指导作用。     

致密砂岩气的成藏机理及勘探前景

致密砂岩气作为一种非常规油气资源,具有良好的勘探开发前景,越来越受到研究人员的关注。在前人研究的基础上,总结归纳了致密砂岩气藏的类型、成藏机理,揭示出致密气藏成藏的根本条件为天然气源岩、致密化储层及有效烃源岩与致密储层的直接接触;同时也阐述了致密砂岩气藏的地质特征,其中包括生、储、盖、圈、运、保、成藏、分布等,并对未来该类气藏的研究作出展望。     

致密砂岩气藏水平井参数优化

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏总体呈现储层横向变化快、纵向多层发育的地质特征,水平井有效规模开发难度较大。为提高其开发效果,基于对已投产水平井单井控制动态储量、递减率、产能等动态指标的精细评价,从沉积位置、储层厚度、钻遇储层长度、井段位置、轨迹类型、改造方式等方面入手,分析了苏里格气田某区块水平井开发指标的影响因素,并应用灰色关联法定量分析了各参数对水平井产气能力的贡献值。研究结果表明:钻遇储层长度对水平井产能的影响最大,其次是储层位置、沉积微相、储层厚度、轨迹类型,改造方式。结论认为,该区块致密气藏水平井开发设计应遵循以下原则:(1)部署应以心滩和河道中部微相为主;(2)优质砂体厚度大于8 m,横向展布相对稳定;(3)水平段长度在经济效益允许的条件下尽可能长;(4)轨迹类型以平直型为主;(5)改造方式以裸眼封隔器为主。     

甲醇改善致密砂岩气藏水锁伤害的实验研究

利用水力压裂开发致密砂岩储层过程中,由于储层胶结致密,水敏性粘土矿物含量高,压裂液滤失过程中容易引起储层的水锁伤害,抑制油气产出.将甲醇添加在压裂液中,利用甲醇的互溶性强、沸点低、易挥发的特性,将吸入到岩芯基质孔隙和微裂缝中的压裂液滤液携带出来,缓解水锁伤害,降低束缚水饱和度.