致密气藏岩石渗透率应力敏感对气水两相流动影响实验研究

以长庆油田致密气藏P1s、P2h储层岩心为例,基于应力敏感实验,讨论了岩石渗透率应力敏感对致密储气层气水两相流动及产能的影响.研究了不同围压下气水相对渗透率变化趋势.实验结果表明,在相同渗透率条件下,围压增加岩心喉道和较大孔隙受到压缩而发生变形,导致气水相对渗透率值整体下降.在相同应力条件下,气驱过程中孔隙结构越好,气水两相渗流能力越强.气驱水分流曲线表明,围压越大气驱水过程见水越早,气驱水效果越差;相同围压下,渗透率越高气驱水过程见水越晚,气驱水效果越好.对于致密气藏,应力敏感产生的绝对变化值不大,但相对变化值较大,对致密储层渗透率以及气水两相流动影响较大,因而它对产能的影响不容忽视.     

致密砂岩气藏启动压差与可动水变化规律实验研究

长庆苏里格致密砂岩气藏储层岩石渗透率低、含气丰度低、含水饱和度高,受致密储层岩石孔隙喉道细小和孔隙喉道处所形成的连续水化膜的影响,气体的有效渗流空间会明显减少,引起孔隙中气、水赖以流动的通道变窄,储层中出现水锁、贾敏现象严重,从而降低了气体的有效渗透率,严重影响致密气藏产能。影响因素主要包括致密气藏储层岩石可动水饱和度、约束束缚水饱和度、启动压力梯度和气体滑脱效应等。以长庆苏东地区致密储层P1s、P2h岩心为例,运用可精确计量气水流动过程中微量流量的致密储层岩心渗流物理模拟实验研究方法,探索了致密气藏储层岩石可动水饱和度、约束束缚水饱和度、启动压力梯度和气体滑脱效应等特殊物理性质变化特征,为深入研究致密砂岩气藏复杂的气水两相流渗流特征及储层产能评价奠定了理论基础。     

致密气藏压裂水平井气水两相产能求解新方法

致密气藏由于其裂缝发育程度不好,地层渗透率过低等原因,通常采用水平井钻井并结合压裂增产技术对其进行开采。调研发现,在此类气藏中,一般存在储层应力效应,启动压力现象,甚至出现气水两相流动;目前对该类气藏的气水两相流动产能求解模型还较少。基于常规裸眼完井压裂水平井模型,同时考虑应力敏感,启动压力梯度以及裂缝间的干扰,引入新型气水两相拟压力的定义,并运用势的叠加原理和等值渗流阻力法,推导了致密气藏压裂水平井气水两相稳态产能模型,为非常规气藏气水两相流动的产能求解提供了新的方法。通过实例分析,随着渗透率模量和裂缝渗流率的增加,气井产能逐渐增加;随着水气体积比的增大,产能则逐渐降低;启动压力梯度则对产能的影响并不十分明显。因此,在低渗透致密气藏的开发过程中,需要着重对裂缝的参数进行优化,减小地层中因气水两相流动对产能造成的影响,以便达到更好的开发效果。图8参15     

基于启动压力梯度与应力敏感的致密气藏多层多级渗流模型

致密砂岩气藏具有储层物性差、非均质性强、渗流规律复杂以及开发难度大的特征,因此基于非均质层多级渗流实验,建立多层多级渗流模型,弄清各层渗流规律对该类气藏气井合理压裂设计与压力保持至关重要。首先,进行了滑脱效应、启动压力梯度以及应力敏感3类实验,实验结果表明:储层有效渗透率介于(0.01~1.0)×10-3μm2之间,当气藏压力高于10MPa时,滑脱效应对生产影响程度在3%以内,可忽略;致密气藏单相气体渗流不存在启动压力梯度现象,而两相渗流则存在;对于高含水饱和度储层,为气水两相渗流,由于毛管力作用,宏观表现为启动压力现象;与基质岩心相比,微裂缝岩心的渗透率应力敏感性更强,应力敏感滞后程度也更强。然后,考虑启动压力梯度与应力敏感效应,建立了多层多级渗流模型。最后,利用无因次拟压力和无因次时间的关系曲线进行了模型参数敏感性分析。研究认为,层间参数主要影响晚期阶段,裂缝地层系数之比k越大,晚期压力降越大;另外层内参数中变形介质拟渗透率模数、介质弹性储容比和启动拟压力梯度均影响过渡与晚期阶段,因此合理保持压力对致密气藏开发后期尤为重要。     

低渗致密气藏束缚水条件下应力敏感性

目前对应力敏感性研究主要是针对不含束缚水的储层,而低渗致密气藏普遍含有束缚水,束缚水条件下的应力敏感性研究对于气藏的合理开发有重要的意义。对选自苏里格低渗致密气藏的岩心建立了不同的束缚水饱和度,应用高压加湿器保证气体渗流实验中束缚水饱和度不发生变化,采用定围压变内压的方法进行了束缚水条件下应力敏感性研究。束缚水条件下低渗致密气藏具有较强的应力敏感性,渗透率越小,束缚水饱和度越高,应力敏感性越强。通过实验研究了应力敏感性系数与储层绝对渗透率和束缚水饱和度的关系,得出了定量表征苏里格低渗致密气藏束缚水条件下应力敏感性系数的公式。在此基础上建立了束缚水条件下低渗致密气藏考虑应力敏感性的产能模型,通过计算不同束缚水饱和度下的气井产能,发现应力敏感性会造成气井产能的损失,并且束缚水饱和度越高,应力敏感造成产能损失越大。因此控制压力下降速度或者降低储层束缚水饱和度可以减少应力敏感性对低渗致密气藏开发的影响。     

致密岩心中气体渗流特征及影响因素实验研究

致密砂岩气藏储层岩石孔隙结构复杂,孔喉细小,气体渗流特征有别于常规气藏。采用逐级增压气驱实验和定容衰竭开采物理模拟实验相结合的方法,测试分析了气体在砂岩储层岩心中的渗流特征。研究表明:气体在致密砂岩储层岩心中有效流动的条件是需要有足够大的流动压差克服沿程摩阻,这也是致密气藏储量得到动用的门槛条件。气相渗流特征受岩心基质渗透率、含水饱和度、岩心长度、上覆压力等多种因素的影响,在致密气藏开发过程中,需要综合考虑这些因素对气井产能及稳产能力的影响。     

数字岩心技术在致密气应力敏感研究中的应用

致密气储层基质中存在与缝网不连通的人工诱导缝和天然裂缝,研究裂缝发育的基质渗透率应力敏感对致密气藏开发具有重要意义.本文利用某盆地H组致密气藏的岩石,开展了渗透率应力敏感实验,结合电镜扫描、微米CT等实验方法,对不同类型岩样微观孔隙特征进行了描述,利用实验结果对现场产能进行了分析.实验中基质、层理和人工造缝致密储层表现...     

致密砂岩气藏应力敏感性及其对产能的影响

前人普遍采用的变围压定内压的应力敏感实验方法并不适用于致密气藏,为了研究应力敏感对致密砂岩气藏开发的影响,对苏里格致密气藏岩样进行了定围压变内压的应力敏感性实验。致密气藏存在较强的应力敏感性,储层渗透率越低,应力敏感性越强。通过对实验数据进行拟合,无因次渗透率与无因次净围压数据符合乘幂关系,并定义乘幂关系式指数的负数为致密气藏应力敏感性系数。同时得出苏里格气田某区块储层渗透率与应 力敏感系数的经验公式,可由此式求得该区块不同渗透率储层的应力敏感系数。建立了考虑应力敏感效应的致密砂岩气井产能方程,应力敏感对致密气井产能有较大影响,随着井底流压的下降,应力敏感对产能的影响逐渐增大,因此有必要避免过快地降低井底流压。     

致密气藏气水两相压裂水平井产能计算方法

致密气是目前较具潜力的非常规天然气资源之一,但受其储层低孔、低渗特征,气井产水以及气井调产的影响,以常规不稳定渗流理论以及传统达西渗流规律预测气井产量不再适用。基于致密气藏压裂水平井渗流特点,引入气水同产、储层与裂缝应力敏感效应、储层气体滑脱效应以及裂缝气体紊流效应,分别定义储层与裂缝中气水两相拟压力,建立了致密气藏气水两相稳态产能计算新方法。实例计算与产能影响因素分析表明:利用本文方法计算的无阻流量与产能测试无阻流量误差较小,证明了该方法具有较高的准确性;随着裂缝条数、裂缝半长的增大以及裂缝导流能力的增强,气井无阻流量增大;随着生产水气体积比、储层与裂缝应力敏感指数的增大,气井无阻流量减小;滑脱效应对气井产能影响较小,可忽略不计。该方法为致密气藏压裂水平井流入动态研究以及裂缝参数优化设计提供了理论依据。     

渗透率应力敏感效应对气水井产能的影响

在许多水驱气藏中,地层流体的产出使气藏孔隙压力降低、地应力增大,导致储层渗透率、产能大幅度降低,基于岩石渗透率与有效应力之间的关系,同时考虑高速紊流惯性阻力的作用,文中建立并求解了应力敏感效应下的气水井稳定渗流产能模型,对影响气水井产能的应力敏感、气水比、高速紊流、表皮效应等因素进行了分析。研究结果表明：渗透率应力敏感效应在含水气藏中的影响不容忽视,采用考虑应力敏感效应的气水两相渗流模型,可以解释常规方法无法解释的气水井产能试井数据。     

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。     

温度对多类型超深层碳酸盐岩气藏渗流能力的影响

超深层碳酸盐岩气藏埋藏深、温度高,高温对多类型储层渗流能力的变化规律尚不明确。选取高石梯—磨溪区块灯四段气藏储层岩心,通过测定升温和降温过程中岩样的气体单相渗透率和不同温度下的气水界面张力及气水两相相对渗透率,得到温度对多类型超深层碳酸盐岩气藏渗流能力的影响规律。研究结果表明：在20~120 ℃范围内,随温度改变,不同类型储层岩样气体单相渗流能力均呈幂函数变化,升温过程中气相渗透率下降受气体黏度升高、白云石晶体膨胀及岩石颗粒脆化后运移的共同影响,一次升温和降温后,缝洞型岩样由于微裂缝发育渗透率不可逆程度最高为82.52%,孔隙型岩样由于小孔喉发育次之为27.63%,孔洞型岩样最低为9.46%,缝洞型岩样为温敏型岩样,孔隙型和孔洞型岩样为耐温型岩样,多类型气藏的温度上限集中在44~50 ℃附近;温度升高主要通过降低水气黏度比来提高气驱水效率和气水两相渗流能力,地层温度下的水气黏度约为常温条件下的1/3,高温条件下多类型储层的气水相渗曲线更能代表实际地层的两相渗流特征。温度对多类型超深层碳酸盐岩气藏渗流能力的影响规律可为此类气藏的高效开发提供理论依据。     

高温高压气藏地层水盐析引起的储层伤害

针对高温高压气藏烃 水互溶加大,降压开采过程中近井带地层水的大量蒸发极易导致盐析产生,进而堵塞储层、降低气井产能的问题,通过室内实验进行了地层水蒸发盐析对储层物性影响研究,分析了地层水蒸发导致盐析前后岩心渗透率的降低程度。利用扫描电镜观测析出的结晶盐在孔道中的产状,通过流动孔隙结构实验研究岩心中发生盐析后孔隙分布的变化特征。结果表明：盐析致使地层孔隙度最大降幅约15%,渗透率最高降幅达83%;地层水矿化度越高,地层渗透率降低程度越大;地层原始渗透率越低,降低程度越大;不同水型的地层水,其盐析产物不同,以NaCl为主。盐析后,结晶盐填充了岩心中的小孔隙,小孔喉在岩心中的比例明显减少,渗流通道减小,有的甚至完全被堵塞;盐析对小孔径岩心所造成的影响远远大于大孔径岩心。因此,高温高压高矿化度地层水的气藏开发中必须考虑地层水的蒸发以及盐析可能造成的伤害。     

致密砂岩储层孔隙结构及其对渗流的影响——以鄂尔多斯盆地马岭油田长8储层为例

致密砂岩油藏岩性致密、孔喉细小,贾敏效应及应力敏感性强,导致油气渗流规律不同于常规储层。为研究致密储层孔隙结构对渗流的影响,首先通过岩心观察、铸体薄片、扫描电镜及高压压汞等实验方法,研究了鄂尔多斯盆地马岭长8致密砂岩储层微观孔隙结构特征。结果表明,该储层平均面孔率较低,孔隙类型复杂,非均质性较强;渗透率小于1×10^-3 μm²的岩心纳米级与亚微米级孔喉占总孔喉的比例均较高（30％～55％）,渗透率大于1×10^-3 μm²的岩心微米级孔喉占总孔喉的比例增大。应用毛细管渗流模型分析了不同尺度喉道对渗透率的贡献,指出研究储层中亚微米级孔喉对渗流起主导作用。通过岩心驱替实验发现,油相（S_wc）最小启动压力梯度与岩心最大喉道半径之间呈幂函数负相关,最大喉道半径小于1.0 μm时,油相（S_wc）最小启动压力梯度随喉道半径的降低迅速增加;随岩心渗透率的降低,喉道分布曲线左移,喉道半径减小,对应岩心的流速-压差曲线非线性段增长。     

致密砂岩孔隙内水的赋存特征及其对气体渗流的影响——以松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为例

致密砂岩储层岩石孔隙结构复杂,孔隙内水的赋存状态和可动性难以确定,影响气井的产能确定和生产动态预测。为了认识该类储层气水渗流特征,根据铸体薄片和压汞等实验资料,分析了松辽盆地长岭气田下白垩统登娄库组气藏储层的孔隙结构,选取具有代表性的岩样,通过核磁共振、气驱水等实验,研究了岩石孔隙中水的赋存特征及其流动性,进而研究储层岩石在不同含水条件下对气体渗流的影响。结果表明:致密砂岩细小孔喉内的水流动性差,残余水饱和度较高,其大小不仅与岩石孔隙结构和物性相关,而且还与其中的气体流动有关;气体在含水孔隙内的流动受毛细管压力和滑脱效应影响存在非达西渗流特征,启动压力梯度的大小与储层渗透率和含水饱和度密切相关,登娄库组储层Sw/K值大于1 000mD-1以后,启动压力显著增大。该成果为该类气藏合理开发技术政策的制定提供了依据。     

砂岩成分对储层孔隙结构及天然气富集程度的影响——以苏里格气田西区二叠系石盒子组8段为例

鄂尔多斯盆地苏里格气田西区二叠系石盒子组8段是典型的致密砂岩储层,同时又具有低效充注、普遍产水的特点,其天然气有利勘探区的寻找不仅依赖于优质储层的预测,还需要对储层的含气性进行分析。为此,利用扫描电镜、CT扫描、覆压孔渗、激光拉曼等技术手段,对该区不同类型砂岩的微观特征差异及其对天然气富集程度的影响进行了研究。结果表明:(1)该区盒8段发育岩屑石英砂岩与岩屑砂岩2种类型储层,由于岩屑颗粒密度小且易破碎,在强水动力作用下不易富集,因此岩屑砂岩以细粒沉积为主;(2)岩屑石英砂岩中主要发育残余粒间孔与铸模孔,其喉道为石英颗粒间的孔隙,渗透率在覆压下损失小,而岩屑砂岩主要发育微孔,喉道以杂基内束状喉道为主,渗透率在覆压下损失大;(3)天然气充注时,岩屑砂岩经过压实作用已完成致密化,不利于天然气充注,而相反,因石英次生加大而致密的岩屑石英砂岩,天然气充注时其致密化过程尚未完成,物性与孔隙结构优于现今,是天然气的优势富集区。     

致密砂岩储层微观孔隙特征评价——以中国吐哈盆地为例

致密砂岩微观孔隙特征评价是致密油气地质评价的核心研究工作。基于恒速压汞、铸体薄片、X-射线衍射等测试分析,对吐哈盆地水西沟群致密砂岩开展微观孔隙特征评价工作。研究表明：靶区致密储层岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,不稳定矿物含量高是导致微观孔隙结构复杂的主要原因;致密储层的物性与矿物组成有密切关系,石英由于其脆性而易形成微裂缝,对储层的渗透率贡献明显,对孔隙度影响不大;黏土矿物由于其可塑性及遇水膨胀的特性,对孔隙度和渗透率影响明显,均呈负相关;长石由于其不稳定性,在溶蚀作用下形成高岭石,但在致密储层复杂孔喉体系的背景下,流体的迂回程度高,造成高岭石多在原地沉淀,堵塞孔隙和喉道,与孔渗存在明显的负相关;基于毛管压力曲线,可把致密储层的孔喉结构划为3类,分别为粗喉道所控制的高孔区、中喉道控制的中孔区和细喉道控制的低孔区;同常规储层相比,致密储层具有排替压力高、进汞饱和度低、喉道半径小、孔喉比高、结构系数高等特点。该评价方法和思路,为吐哈盆地,乃至我国其他盆地的致密油气勘探提供科学依据。     

致密砂岩气成藏研究进展及值得关注的几个问题

连续型致密砂岩气藏是一种非常重要的非常规天然气。为了解该类气藏成藏地质研究进展,总结了其储层划分标准、分类、地质特征、成藏要素及封闭机制等方面的研究成果。分析认为,现有致密储层的划分标准不具有成藏内涵,连续型致密砂岩气的临界条件是随成藏条件而变化的。连续型致密砂岩气的成藏要素包括烃源岩、与源邻接的致密储层以及稳定的构造环境。需要注意的是,储层致密的本质是储层具有纳微观尺度的孔喉,且喉道与孔隙比例非常接近;异常压力属性不是致密砂岩气藏和常规气藏的区别点。文中提出了连续型致密砂岩气成藏机理值得深入研究的问题：一是致密砂岩气藏封闭的动力学机理研究,气、水倒置界面处存在动力（气体压力）与阻力（毛细管力、粘滞力及地层水压力）的力平衡关系,如何定量表征和模拟各种力的演化过程显得尤为重要;二是致密砂岩气藏的调整改造机理和过程及原型致密砂岩气藏恢复的研究,原型气藏的恢复可以通过气、水界面处的力平衡关系实现,后期不同的调整改造作用都是通过改变气、水倒置的临界条件而实现的;三是致密砂岩储层中“相对高孔渗体”的控藏作用研究,“相对高孔渗体”的存在改变了连续型致密砂岩气成藏条件,使得其成藏过程更为复杂。     

致密砂岩气藏水相圈闭损害自然解除行为研究

致密砂岩气藏的高毛细管力及强水湿性使其易产生水相圈闭损害,影响气藏及时发现、准确评价及经济开发。目前消除水相圈闭的物理化学方法,由于可能诱发其他储层损害,应用尚受到限制。选取鄂尔多斯盆地渗透率小于0.1×10^-3μm²、介于(0.1~0.3)×10^-3μm²之间和大于0.3×10^-3μm²的致密砂岩岩样,利用氮气在恒定高压差与递增压差驱替原地有效应力下饱和模拟地层水岩样的实验,揭示致密砂岩水相自然返排行为。结果表明：随着时间增加,含水饱和度逐渐下降,渗透率越高,含水饱和度降低幅度越大,残余水饱和度越低;渗透率介于(0.1~0.3)×10^-3μm²之间的岩样,在前150h递增驱替比恒定高压差驱替含水饱和度降低慢,但水相返排率更高。分析表明,致密砂岩水相圈闭损害严重,孔隙结构、渗透率和压力梯度是影响水相返排的重要因素,孔喉非均质性强的储层宜采用递增压差驱替的方式;水相返排过程包括驱替和蒸发2个阶段,当气相在不同孔喉中形成渗流通道后,可适当提高压差加速水相蒸发。     

致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害实验评价——以南堡凹陷5号构造沙河街组为例

致密火山岩气藏通常与致密砂岩气藏呈互层分布,尽管储层岩石物性与致密砂岩气藏类似,但致密火山岩气藏水相圈闭和油相圈闭损害却未能引起关注。为了揭示致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害潜力,选取南堡凹陷沙河街组致密火山岩气藏储层岩心,开展了水相和油相毛管自吸与液相返排实验评价,并与沙河街组致密砂岩气藏液相圈闭损害进行对比。结果表明：①致密火山岩气藏储层岩石水相和油相毛管自吸能力弱于致密砂岩,致密砂岩既亲水又亲油,致密火山岩亲油性更强;②沙河街组致密火山岩气藏液相圈闭损害呈现“三低”特点,即毛管自吸进液量低、液相返排率低和渗透率损害率低;③沙河街组致密火山岩气藏水相圈闭损害比油相圈闭损害更严重。孔喉呈多峰分布、裂缝发育、存在大量溶蚀孔等孔喉结构差异是造成致密火山岩气藏水相和油相圈闭损害显著区别于致密砂岩气藏的重要原因。致密火山岩气藏钻井过程中,需控制裂缝性漏失,避免水基或油基工作液滤液进入裂缝侧面储层深处;控制压裂等增产改造措施规模,以防沟通底水诱发水相圈闭损害;在开发生产过程中要制定合理工作制度,预防凝析油析出引起的油相圈闭损害。