二氧化碳泡沫压裂技术在低渗透低压气藏中的应用

针对低渗透、低压气藏压裂改造中压裂液返排困难的问题,研究了CO₂泡沫压裂技术,分析了CO₂泡沫压裂过程中井筒和储层温度场变化对CO₂液气转化的影响,对提高CO₂泡沫压裂液的流变性、内相恒定与工艺措施等进行了室内研究.现场试验表明,CO₂泡沫压裂技术能减少进入地层的水基压裂液量,提供地层液体返排的能量,达到了压裂液自喷、快速、多排的目的,从而降低了压裂液对储层的二次伤害,提高了低渗透、低压气藏的压裂效果.     

延113-延133井区致密砂岩储层产能影响因素分析

为研究致密气藏产能规律,释放鄂尔多斯盆地山₂³气藏产能,延113-延133井区结合气井产能模型和开发实践,系统分析地质条件、储层改造和储层伤害对气藏产能的影响。通过建立无阻流量和储层参数的交会图以及压力恢复试井等方法研究不同储层条件和压裂改造技术与产能的关系。结果表明：有效厚度、渗透率和水平段有效砂体长度是气藏的地质基础,地层系数与无阻流量呈较好的线性关系,水平段有效砂体长度与无阻流量呈正相关关系。纤维压裂可以提高裂缝导流能力,增大裂缝长度,提高产能。外来流体导致的水锁效应严重影响气藏原有渗透率,降低气井的产能。通过产能影响因素的研究,延113-延133井区采用CO₂压裂等储层改造工艺实现了山₂³致密气藏的高效开发,具有较好的借鉴意义。     

关于H_2S对储层伤害及对策的研究与应用

含H_2S天然气藏在全球分布广泛,我国含H_2S天然气井分布也十分广泛。在四川、新疆、长庆气田等相当一部分气井的天然气中都含有对储层存在严重伤害的H_2S等酸性气体。目前,国内外对气藏H_2S气体对储层伤害影响因素及对策的研究还相对较弱,文章针对含H_2S气藏性质,开展了H_2S对储层的伤害机理、影响因素及对策的研究,采用了合理开采制度、监控元素硫在储层中沉积的速度及沉积量、实施增产技术措施、加注硫溶剂等方法,有效地防治了元素硫导致的硫元素沉积对储层的伤害,从而达到了保护储层与提高气藏采气速度的目的,这对于含H_2S气藏的安全、科学、有效开发具有一定的指导意义与重要参考价值。     

松辽盆地高含CO2气藏储层包裹体气体的地球化学特征

对松辽盆地高含CO₂气藏储层包裹体及其气体组分的地球化学特征研究发现,储层中CO₂包裹体不发育,包裹体中CO₂的地球化学特征和气藏中气体的地球化学特征有比较大的差别,包裹体中的CO₂显示有机成因,而气藏中的CO₂显示无机成因;但包裹体中与气藏中的烃类气体的同位素特征却比较一致。造成包裹体上述特征的原因一是无机幔源CO₂的充注速度快,包裹体来不及生长;二是在CO₂充注以前,储层已经被烃类气体所饱和,在储层缺水的地质环境下不适宜包裹体的形成。最后结合地质特征认为,CO₂的充注发生在烃类气体充注以后。     

重力分异和非均质性对天然气藏CO2埋存的影响——以中国南方ＸＣ气藏为例

在含CO₂的天然气藏中实施CO₂长期稳定埋存并提高天然气采收率,实现CO₂的规模化综合利用,具有重大的现实意义。为此,以一个真实的含CO₂浅层废弃气藏为埋存靶场,运用数值模拟方法,设计了纵向非均质气藏剖面模型,用于研究气藏储层在正韵律、反韵律以及复合韵律条件下气体运移对超临界CO₂稳定埋存的影响,并重点研究了重力分异和地层非均质性条件下的流体运移规律。结果表明：不同韵律剖面模型在注超临界CO₂埋存及开采剩余天然气过程中,作为反韵律的目标气藏注超临界CO₂埋存过程在生产井突破最晚,吸入的超临界CO₂量最大,天然气累计采出量最多,其超临界CO₂埋存潜力相对最大;重力分异可引起超临界CO₂与天然气之间产生非平衡态相的分离,天然气向气藏高部位运移,CO₂最终趋向于形成“超临界CO₂垫气”,可以很稳定地沉积在气藏下部形成“垫气”埋存。该成果为实现CO₂减排、降低CO₂捕集与埋存技术（ＣＣＳ）成本提供了技术支撑。     

孔喉结构对CO2驱储层伤害程度的影响

在CO₂驱提高采收率的过程中,CO₂与原油、基质矿物的相互作用会对储层孔喉结构造成一定的伤害。为了揭示孔喉结构对CO₂驱储层伤害程度的影响,利用高压压汞、扫描电镜结合核磁共振技术,通过室内物理模拟实验确定岩心样品的孔喉堵塞程度,评价了不同孔喉结构的岩心样品在CO₂驱过程中的伤害程度,明确了CO₂驱储层伤害机理。实验结果表明：CO₂驱过程中产生的沥青质沉积及酸化作用对储层孔隙度的影响很小,实验岩心样品的孔隙度降幅为1%左右,而渗透率受到的伤害程度较高,Ⅲ类孔隙结构岩心的渗透率降幅达20.55%,且渗透率越低、孔喉结构越差,渗透率受到伤害的程度越高;孔喉堵塞程度与孔喉结构参数成正相关关系,孔喉结构越差,中值半径越小,越容易发生孔喉堵塞;Ⅰ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度较低,Ⅲ类孔隙结构岩心的孔喉堵塞程度明显增高,最高可达到34.32%。该研究结果可为CO₂驱现场高效应用提供依据。     

含CO2气井防腐工艺技术

CO₂ 腐蚀是世界石油天然气工业中常见的一种腐蚀类型，含CO₂气井的相关工艺技术直接关系着气井的质量与寿命，是气井安全、高效生产的基础。 为此，对我国几个不同类型含CO₂ 油气田的现场的CO₂ 腐蚀资料进行了调查、研究，分析了CO₂ 腐蚀给天然气生产带来的严重危害性，总结出在不同类型油气田中CO₂ 腐蚀的一般规律和不同区域CO₂ 腐蚀的特殊性；在对CO₂ 腐蚀的现象、特点、类型、机理以及腐蚀的影响因素研究的基础上，提出了含CO₂ 气井防腐工艺技术应着重解决好含CO₂ 气井的完井、生产管柱采用不锈钢或双金属复合油管、加注缓蚀剂等几种有效的防腐蚀措施。     

济阳坳陷无机成因CO2气藏成藏条件

研究无机成因CO₂气藏的成藏条件，对预测CO₂气藏有着重要的意义。为此，通过综合分析济阳坳陷中部地区已发现的6个无机成因CO₂气藏的生、运、储、盖及圈闭等条件，得出以下认识：幔源岩浆活动为CO₂气藏的形成提供了充足的气源；断裂是CO₂运移的主要通道；广泛发育的碳酸盐岩和碎屑岩是CO₂气藏的主要储层；泥岩和致密砂砾岩是CO₂气藏良好的盖层；再加上多种类型的圈闭组合，共同构成了CO₂气藏成藏的有利条件。同时，还发现深部来的超临界状态CO₂在运移成藏过程中与烃类油气存在着一定的相互作用。     

松辽盆地幔源CO2分布规律与运聚成藏机制

对CO₂碳同位素组成和³He/⁴He值分析表明,松辽盆地高含CO₂天然气藏中的CO₂皆为幔源成因.在对已发现含CO₂天然气分析的基础上,研究了松辽盆地CO₂在含量、层系和平面上的分布规律.研究结果表明,松辽盆地CO₂在含量上具有"两端元"的分布特征;受区域盖层和储层性质的控制,在层位上,CO₂主要富集于营城组和泉四段;在平面上,CO₂呈多个点状或狭长带状局限分布,其平面分布明显受控于深大断裂,与基底大断裂和火山岩体具有较好的伴生关系.幔源CO₂运聚成藏机制可概括为:深部热流底辟体的顶部是CO₂的储集库,基底大断裂向下收敛于拆离带并沟通CO₂气源,CO₂通过基底大断裂和古火山通道向上输导,并在适当圈闭中聚集成藏.运聚通道组合类型决定了气藏中CO₂的含量及含CO₂天然气的赋存层位,幔源CO₂的运聚通道可划分为3种组合类型.建立了松辽盆地含CO₂天然气藏的"三阶段"成藏模式.     

三水盆地CO2气藏形成条件

三水盆地中、新生代岩浆活动频繁。通过对CO₂气藏形成条件的研究,认为三水盆地的纯CO₂气藏的CO₂属岩浆-幔源和碳酸盐岩热变质作用的无机成因,含CO₂油气藏中的CO₂属有机成因。由于该盆地岩浆活动剧烈,气源充足,储层类型多样,区域性盖层好,由断裂控制的构造圈闭发育,为CO₂气的聚集成藏提供了有利的场所。通过对CO₂气藏环带性分布规律的分析,指出在盆地中心次流纹岩分布区的沿大断裂发育的有利圈闭构造是下一步勘探的目标。     

致密砂岩油藏CO2吞吐沥青质沉积对储层的伤害特征

针对注CO₂提高原油采收率过程中易产生沥青质沉积的现象,以致密砂岩天然岩心和储层原油为研究对象,利用CO₂吞吐以及核磁共振等实验手段,开展了致密砂岩油藏CO₂吞吐过程中沥青质沉积对储层的伤害特征研究。实验结果表明：原油的沥青质含量越高,CO₂吞吐过程中沥青质的沉积率越大;随着实验压力的升高,沥青质沉积率先增大后减小,当压力为25 MPa时,沥青质沉积率最大;CO₂吞吐过程中沥青质沉积对储层渗透率的伤害程度较大,而对孔隙度的伤害程度则相对较小;沥青质主要沉积在大孔隙中,且油样中沥青质的含量越高,对岩心大孔隙的堵塞程度就越大;沥青质沉积可以使岩心进口端面的润湿性由亲水性向亲油性转变;沥青质沉积会影响CO₂吞吐实验的采收率,沥青质含量越高,采收率越小。在致密砂岩油藏注CO₂吞吐过程中,应采取相应的抑制沥青质沉积措施,以提高CO₂吞吐措施的效果。     

松辽盆地南部长岭断陷高含CO2气藏成藏机制分析

通过对松辽盆地南部长岭断陷典型高含CO₂气藏的解剖,对比分析了长深1、长深2、长深4、长深6、长深7等高含CO₂气藏的气体成因、分布特征及其差异,指出基底大断裂的活动特征决定了幔源CO₂和烃类气成藏条件的相对好坏,从而决定了气藏中CO₂的含量及含CO₂天然气的赋存层位,建立了长岭断陷高含CO₂气藏运聚成藏模式,合理解释了长岭断陷含CO₂天然气的勘探现状和复杂分布问题,为CO₂和烃类气的钻前预测提供了理论依据。     

天然气藏 CO2驱及地质埋存技术研究进展

目前,随着 CO₂ 排放量的增加,全球温室效应日趋显著, CO₂ 的处理问题显得愈加重要。 中国现阶段的 CO₂ 埋存点均为油藏或盐水层,将干气藏 CO₂ 驱与其埋存相结合的研究甚少,现场试验更是没有。为此,调研了大量国外的相关研究,综述了目前已有的衰竭干气藏 CO₂ 驱及地质埋存示范工程,并结合已发表的气藏 CO₂ 驱室内实验与数值模拟研究成果,分析了影响 CO₂ 驱提高气藏采收率(EGR）的各个因素, CO₂ 驱的优缺点及发展方向,以及今后在低渗致密气藏 CO₂ 驱方面应做的工作。 结果表明： CO₂ 埋存于干气藏中安全可靠、存储量大、成本低,同时可采出部分剩余天然气;束缚水可减弱储层非均质性对干气藏 CO₂ 驱的影响;在中高渗气藏中,与气态 CO₂ 驱相比,液态或超临界态 CO₂ 驱效果更好;进行气CO₂ 驱开注时气藏压力越小,注入压力和注入速度越大,其提高采收率效果越好。     

关于 Ｈ２Ｓ对储层伤害及对策的研究与应用

含 Ｈ２Ｓ天然气藏在全球分布广泛,我国含 Ｈ２Ｓ天然气井分布也十分广泛。在四川、新疆、长庆气田等相当一部分气井的天然气中都含有对储层存在严重伤害的 Ｈ２Ｓ等酸性气体。目前,国内外对气藏 Ｈ２Ｓ气体对储层伤害影响因素及对策的研究还相对较弱,文章针对含 Ｈ２Ｓ气藏性质,开展了 Ｈ２Ｓ对储层的伤害机理、影响因素及对策的研究,采用了合理开采制度、监控元素硫在储层中沉积的速度及沉积量、实施增产技术措施、加注硫溶剂等方法,有效地防治了元素硫导致的硫元素沉积对储层的伤害,从而达到了保护储层与提高气藏采气速度的目的,这对于含 Ｈ２Ｓ气藏的安全、科学、有效开发具有一定的指导意义与重要参考价值。     

哈尔金混合气藏成因及气体的垂向分布规律

松辽盆地长岭断陷哈尔金气藏（营城组）是烃类（CH₄）与CO₂混合气藏。对哈尔金混合气藏成因、气源特征及成藏期次研究表明,该混合气藏是烃类先于CO₂注入,气藏定型于新近纪,属晚期成藏。根据天然气在气藏中浮力与毛细管力平衡的物理模型,推演出烃类气藏含气饱和度分布的数学模型,该模型反映了储层中原始含气饱和度分布的基本原理。混合气藏中各种气体垂向分布符合重力分异原理,在均匀介质储层条件下,从气藏的底部向顶部,密度较大的CO₂饱和度逐渐降低,而密度相对较小的CH₄饱和度逐渐增加。在构造混合气藏的多孔介质储层中,密度大的CO₂气占据较大的孔隙部分,密度相对较小的CH₄气占据中等孔隙部分,而束缚水占据较小的孔隙部分。哈尔金混合气藏顶部CO₂含量高于底部是由于储层孔隙结构的变化所致。     

CO2压裂后近缝带烃类的相态特征

CO₂压裂与常规水力压裂相比，除具有滤失小、易返排、低伤害等常规优点外，还能降低烃类的露点压力，对易凝析的中间组分产生很强的抽提作用，有效解除了由于温度压力的变化所造成的近缝带凝析油污染。这为提高凝析气藏采收率、制定合理有效的开发手段提供了新的途径。以中原油田白庙凝析气田为例，建立了数值计算模型，研究了CO₂压裂停泵时刻其CO₂量不同时的凝析气藏近缝带烃类的相态变化及各点凝析油饱和度的变化情况。研究结果表明：CO₂气体对凝析气藏烃类的相态影响是CO₂压裂优于常规水力压裂的重要原因，且CO₂量不同时对烃类相态的影响程度存在显著差异。这为现场实际结果的解释及优化凝析气藏CO₂压裂的气体用量和压裂规模提供了理论依据。     

CO2气体非常规储存方法

随着《京都议定书》的实施，如何经济有效地控制CO₂的排放量，减缓温室效应对我国已显得越来越迫切。非常规储存是将排放到大气中的CO₂，通过采集回注到地下煤气层、废油气储层或深海盐水储层中储存的方法，主要有CO₂水合物法、煤层气置换法、CO₂驱替甲烷水合物、注CO₂提高原油或凝析油的采收率、深海盐水储层储存法等。从储存的机理方面介绍了各种非常规储存CO₂的方法，并从技术和经济的角度对各种方法进行了评价。指出对于具有相同烃类孔隙体积的油气藏来说，由于气体更容易压缩，地质构造封闭性好，气藏、凝析气藏在储存CO₂方面具有更大的优势。     

CO2含量对火山岩气藏开发指标的影响

由于CO₂气体与常规天然气性质存在较大差异,使得富含CO₂的气藏与常规气藏相态特征不同,导致CO₂含量影响气藏的开发指标的变化。为此,以校正过相态的计算模型为基础,研究了等温条件下不同CO₂含量天然气相态变化特征、不同温度下含CO₂天然气相态变化特征及相态变化对开发指标的影响。结果认为：无论是气藏渗流还是井筒流动过程中,富含CO₂2的火山岩气藏的相态计算都必须考虑偏差因子、黏度和密度随CO₂2含量的变化;在压力小于30 MPa时,井筒流动要考虑体积系数的变化;气藏的稳产期、稳产期末采出程度和预测期末采出程度随CO₂2含量的增加不断降低。该研究成果对富含CO₂天然气藏的开发具有指导意义。     

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。     

松辽盆地二氧化碳成因及分布主控因素

松辽盆地天然气成因类型复杂,烃类气和CO₂大量共存,已发现多个高含CO₂气藏。地质和地球化学指标判识表明,松辽盆地高含量的CO₂皆来自于上地幔的岩浆脱气。通过对已发现含CO₂天然气分布特征的分析,总结了松辽盆地高含CO₂天然气分布的五大主控因素：①深部构造背景控制CO₂区域分布;②基底大断裂控制CO₂区带分布;③中生代火山岩构成CO₂深部优质储层;④新生代火山岩浆活动控制CO₂气源;⑤区域盖层控制CO₂聚集层位。松辽盆地CO₂充注成藏期较晚,主要与新生代幔源玄武岩浆活动有关。