低渗致密砂岩气藏提高采收率实验研究

针对我国典型的低渗致密砂岩气藏,通过大量岩心实验和露头剖面精细取心测试分析,研究了应力作用对储层渗透率的影响、储层非均质性以及储层含水饱和度等特征,选用有代表性的岩心,开展了系统的单相气体渗流,含水条件下的气相渗流以及气、水两相渗流实验,分析了低渗致密砂岩储层单相气体渗流形态,含水饱和度变化对气相渗流能力的影响以及气、水两相渗流特征;在此基础上,采用气藏开发物理模拟实验技术,模拟研究了气藏衰竭开采过程中储层渗透率、含水条件、配产与废弃条件、纵向储层渗透率差异、平面非均质(储层砂体间存在阻流带)等多种因素对低渗致密砂岩气藏采收率的影响,根据权重分析对这5类影响因素进行了排序,结果表明储层物性和储层含水饱和度对采收率的影响最大,权重分别占到0.24和0.38,为进一步提高气藏采收率奠定了基础。     

砂岩气藏岩石孔喉结构及渗流特征

以多孔介质中气水两相渗流理论为基础,选择了四川须家河组气藏岩心,其渗透率在(0.002~70.28)×10-3μm2之间,分别开展了高压压汞、气水相渗以及气藏衰竭开采物理模拟实验研究,从岩石孔喉结构、受力特征以及气水两相渗流特征3方面对比分析了致密与中高渗砂岩气藏特征的差异。采用孔喉类型及数量比例、平均孔喉半径、孔喉中值半径3项参数对不同渗透率砂岩孔喉结构特征进行了精细描述,对比分析了低渗致密与常规及高渗砂岩孔喉结构特征差异;采用排驱压力、沿程阻力量化评价了气、水在不同渗透率砂岩中渗流时的受力情况,对比分析了孔喉结构对致密与常规砂岩产能的影响;建立了气相渗流能力与含水饱和度关系图版,对比分析了含水饱和度大小对不同渗透率岩心气相渗流能力的影响。研究成果将为气藏储层微观建模以及气、水渗流机理研究提供一定的参考依据。     

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。     

致密砂岩气藏阈压梯度对采收率的影响

致密砂岩气藏具有低孔、低渗、高含水等储层特征,致密储层中孔隙水的存在使得气体在渗流过程中产生了存在阈压梯度的非达西渗流,从而减小了单井控制储量降低了气藏采收率。通过对苏里格气田岩样采用气泡法与压差流量法相结合的实验方法,得出致密砂岩气藏具有储层渗透率越低、含水饱和度越高,阈压梯度越大,非达西渗流特征越显著的渗流规律,并根据实验结果建立了阈压梯度与渗透率、含水饱和度的关系式。所得关系式结合稳态产能方程计算表明阈压梯度与气藏采收率呈正线性相关关系,且储层渗透率是致密砂岩气藏采收率的最主要影响因素,当储层渗透率低于0.02×10^-3μm²、阈压梯度大于0.1MPa/m时,会造成储层中的绝大多数流体无法被动用;含水饱和度也是致密砂岩气藏采收率的影响因素,当含水饱和度高于临界含水饱和度值时,采收率会随着含水饱和度的升高急剧下降,所得实验结果与数学模型能够正确地反映致密砂岩气藏的渗流机理和开发动态。     

关于砂岩气藏储层应力敏感性研究与探讨

为了研究砂岩气藏开发过程中岩石应力敏感性特征及其对生产指标的影响,结合常规钻井取心过程中岩石应力变化过程以及气藏衰竭开采过程孔隙压力下降特征,建立了砂岩气藏储层岩石受力物理模型,分析了气藏开发过程中储层岩石应力“时、空”变化特征,测试了苏里格、须家河等气田储层岩石渗透率应力敏感性;再结合典型低渗致密砂岩气藏储层物性及地质特征,选取不同渗透率岩心进行组合,建立了气藏开发物理模拟实验流程和方法,开展了气藏衰竭开采模拟实验,研究了储层岩石应力敏感性对气井稳产能力、产量递减特征、储量动用速度及采出程度等气藏开发指标的影响,取得了一些新认识,对砂岩气藏科学开发具有一定指导意义.     

考虑压裂影响的低渗气藏高压平面供气机理探讨

采用高低渗区"串联"方法开展了考虑压裂影响的高压(最高为45 MPa)平面非均质供气机理渗流实验,研究了配产、物性、压裂改造等对供气能力的影响,通过建立单井平面非均质渗流数值模型对实验结果进行了论证。结果表明,配产越高,稳产期越短,总采收率越低;生产初期高渗区贡献率从60%左右逐渐降低,高低渗区最终贡献率受各区储量控制;渗透率级差越小,基质渗透率越高,相同配产下采收率越高,低渗区动用程度越高;压裂后近井高渗区压差变小,更有利于提高低渗区压差,高低渗分区采收率和总采收率均提高,储层平均渗透率越低,压裂后采收率提高幅度越大;当渗透率级差大于50倍时,近井高渗"甜点"并不能有效激活远井低渗储层,储层总体采出程度低。本文研究成果对高效开发低渗非均质气藏有重要的生产指导意义。     

低渗致密火山岩气藏微观孔喉特征

储层岩石的微观孔隙结构特征直接影响其储集和渗流能力,并最终决定油气藏产能的大小。使用恒速压汞测试技术,对低渗致密火山岩气藏微观孔喉发育特征研究表明,低渗火山岩气藏喉道半径非常细微但孔道半径较大,不同渗透率大小的储层喉道发育特征差异明显,主流喉道半径与储层渗透率具有较好的函数关系,喉道控制储层渗流能力。与渗透率接近的砂岩储层相比,低渗火山岩储层孔道半径较大但分布范围相对较小、孔喉比超大且呈多峰态分布,孔喉匹配关系复杂,开发过程中极易产生水锁伤害。同时数学拟合结果表明,火山岩气藏孔喉半径比加权均值随渗透率的增大而减小,但其相关性小于低渗砂岩孔喉比均值与渗透率之间的相关性;储层有效孔道、喉道体积与孔隙度和渗透率具有较好的相关性,但其与前者的相关性好于后者,这与低渗砂岩储层规律相反。     

孔隙型碳酸盐岩油藏储层微观孔隙结构定量表征及驱油效果评价

孔隙型碳酸盐岩储层非均质性强且孔隙类型多样,水驱采出程度差异较大,其主控因素尚不明确。基于孔喉频度分布曲线定性分类了储层微观孔隙结构,通过数字岩心技术建立了微观孔隙结构定量表征的方法,明确了中东某地区孔隙型碳酸盐岩孔喉特征,并开展水驱油室内物理实验,阐明了不同类型岩心采出程度差异及其主控因素。结果表明：(1)研究区储层微观孔隙结构可分为偏粗单峰型、偏细单峰型Ⅰ、偏细单峰型Ⅱ、偏粗双峰型及多峰型,储集性能与岩心均质性无显著关系,非单峰型的单相渗流能力优于单峰型,且单峰型随岩心均质性增强,单相渗流能力变差。(2)非单峰型的平均配位数和平均孔喉比均高于单峰型,且单峰型随着岩心均质性的增强,平均配位数和平均孔喉比降低。所有类型随喉道半径增加,孔喉比上限呈下降趋势;随孔隙半径增加,配位数上限呈指数型上升。(3)宏观上,岩心均质性为驱油效率主控因素;微观上,非单峰型在大孔喉处的高连通性以及小孔喉处的大孔喉比是导致其驱油效率显著低于单峰型的根本原因,且孔喉尺寸是单峰型驱油效率的重要影响因素。     

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。     

华庆地区长6储层微观孔喉特征及对物性的影响研究

为了研究低渗透砂岩储层微观孔喉特征差异与物性的关系,笔者以鄂尔多斯盆地华庆地区长6储层为研究对象。首先分析了孔隙度和渗透率之间的关系,并在此基础上利用先进的恒速压汞技术,进一步研究了不同渗透性砂岩储层的微观孔喉分布特征,明确了孔隙结构微观特征对储层渗流能力的影响。研究结果表明:华庆地区长6储层孔喉分布具有较强的非均质性,孔隙半径分布相对集中,而喉道半径及孔喉半径比分布特征差异较明显。渗透率越低,喉道半径分布区间越小,孔喉半径比分布范围越宽,孔喉非均质性越强。对渗透率影响较大的喉道特征参数为:平均喉道半径、孔喉半径比、分选系数及主流喉道半径。说明研究区储层品质及渗流特征主要受喉道大小及分布的控制,喉道的发育程度及非均质性严重制约着长6储层的渗流能力。     

致密油储层岩石孔喉比与渗透率、孔隙度的关系

孔喉比是致密油储层岩石最重要的微观物性之一,对储层的剩余油分布与驱替压力影响很大。利用复合毛细管模型,考虑储层岩石的孔喉比、配位数、孔隙半径和喉道半径等孔隙结构参数,建立了致密油储层岩石的微观物性与宏观物性孔隙度、渗透率之间的理论关系式。并用44组板桥地区长6油层组致密油储层岩心的恒速压汞实验数据进行拟合。结果表明:致密油储层岩石孔隙度φ主要受孔隙半径影响,喉道半径控制岩石的渗透率k,孔喉比与φ0.5/k0.25间具有确定的函数关系。利用2组渗透率接近、孔隙度差异较大的岩心驱油实验,证实φ0.5/k0.25值大的致密砂岩,水驱油阻力大。     

基于数字岩心的致密砂岩微观孔喉结构定量表征

微观孔喉结构是决定致密砂岩储层物性的内在因素,定量描述微观孔喉结构特征可以为致密砂岩储层质量表征提供依据.但致密砂岩储层微纳米孔喉发育,微观非均质性强,常规实验手段难以准确地确定孔喉特征参数.在高精度数字岩心图像的基础上(以SEM-Maps扫描图像为例,分辨率为10 nm),建立致密砂岩多孔介质模型,研究形成了自适应孔...     

致密砂岩气藏气水驱替微观渗流特征研究——以苏南上古生界盒8、山1储层为例

为了研究致密砂岩气藏气水两相驱替微观渗流特征,以苏南地区上古生界盒8、山1低渗透致密砂岩储层为例,利用真实砂岩薄片模型和微观可视化技术,实验模拟了气水两相驱替过程中流体的渗流特征及残余水、气的分布规律。根据样品微观孔隙结构非均质程度及实验结果将驱替类型分为3类,Ⅰ类为网状-均匀活塞式驱替,非均质性弱,启动压力低,驱替效率高,为优势储层;Ⅲ类指状非活塞式驱替,为差储层,孔喉半径大小差异在5~10μm内,容易形成指状驱替;Ⅱ类为指状-网状非活塞式驱替,介于Ⅰ类和Ⅲ类之间。苏南地区储层以Ⅲ类和Ⅱ类为主,对于此类非均质致密砂岩气藏的开发,合理控制采气速度有利于提高采收率。     

柳杨堡气田盒1段致密砂岩气藏储层特征研究

鄂尔多斯盆地柳杨堡气田下石盒子组盒1段致密砂岩气藏储层储集及渗流能力差,制约气藏产能的分布,急需对其储层特征进行研究。研究表明:盒1段储层的岩石类型以岩屑石英砂岩为主,石英砂岩、岩屑砂岩和长石石英砂岩次之,储层平均孔隙度为5.8%,平均渗透率为0.42×10-3μm2,孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝为主,储层岩石孔隙度、渗透率与孔喉结构密切相关。根据毛管压力曲线形态和中值压力、排驱压力、平均孔喉半径等特征参数将毛管压力曲线分为三种类型。综合研究储层岩性、物性、微观孔喉特征参数、测井参数和试气试采特征及其相互关系,把盒1段致密砂岩储层分为三类,分别为较好储层、一般储层及非有效储层,其中前两类是气藏后期开发的重点选层。     

苏里格气田致密砂岩气藏开发认识与稳产建议

鄂尔多斯盆地苏里格气田致密砂岩气藏的天然气储量规模和年产气量目前都位居全国第一。为了进一步延长该气田致密砂岩气藏的稳产时间、提高气藏采收率,总结了该气田致密砂岩气开发过程中所取得的地质与气藏工程认识,梳理了影响气田持续稳产的难点问题,提出了该气田致密砂岩气藏下一步的开发建议。研究结果表明:(1)苏里格气田致密砂岩气藏有效砂体规模、储层物性、含气性等都具有强非均质性特征,并且局部气水关系复杂;(2)不同区域气井产量、累计产气量、产量递减率等存在着明显的差异,气藏采收率受储层品质和开发井网的影响大;(3)优质储层储量动用程度高、储量劣质化趋势明显、剩余储量碎片化现象严重,导致该气田致密砂岩气藏稳产难度大;(4)为了实现该气田的长期稳产,针对致密砂岩气藏强非均质性的特征,需要进一步推广"基础井组+基础井网+差异化加密"的井网部署策略,持续推进动/静态分析相结合的储层精细描述技术和混合井型部署技术,运用老井查层补孔、侧钻水平井及重复改造等手段提高储量动用程度,配合地质工程一体化改造工艺技术提升储层改造的有效性,采用智能化和水平井高效排水采气工艺技术提升气田精细化管理水平,并且尽早推广"负压"开...     

柳江盆地二叠系山西组露头致密砂岩储层非均质性表征方法

为了深入研究致密砂岩露头储层的非均质性,解决致密砂岩储层非均质性影响因素多、综合定量表征储层非均质性难度大的问题,对柳江盆地二叠系山西组露头储层进行了系统化密集采样。利用地质统计分析、样品实验分析和显微镜薄片观察等方法,确定了致密砂岩储层各项性质及相关定量数据。同时基于洛伦兹曲线理论分析处理数据,运用层次分析法确定了渗透率、孔隙度、面孔率、填隙物含量和粒度等影响因素的权重,提出了综合定量表征致密砂岩储层非均质性的方法。研究表明,靶区山西组露头致密砂岩为强非均质性储层,区域垂直层面和平行层面的孔、渗特征近乎一致。孔隙度与渗透率之间的差相关性表明,基于突进系数、变异系数和级差等参数的传统非均质性评价方法不适用于致密砂岩储层。用新方法得到的结果比传统仅基于渗透率指标所构建的参数能更好地反映致密岩储层和非均质性。该方法也适用于其他类型非常规储层的非均质性评价。     

致密储层静态渗吸规律对提高采收率的影响

通过对水磨沟油区长8段致密储层岩心渗透率、边界条件及岩心长度对岩样渗吸采出程度与采出速率的影响研究，发现研究区储层岩心致密，渗透率相对较高的也仅为0.2mD左右，随着渗透率（0.02～0.2mD）增加，孔喉间连通性增强，故渗吸采出程度增加；渗流空间方向不同，导致渗吸速率不同，相同渗透率条件下，随着接触面积增大，岩心在渗吸方面表现越优，在致密油藏注水开发中，提高体积压裂时效将有效改善注入水与储层直接接触面积，将会使渗吸效果增强，从而提高采收率。     

低渗透高含水饱和度砂岩气藏气水分布模式及主控因素研究

具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的低渗透砂岩气藏,复杂的孔喉结构及其配置关系决定了内部气水分布的复杂性.通过观察铸体薄片、分析压汞实验资料,对须家河组低渗透高含水饱和度砂岩气藏复杂的孔喉结构成因进行了深入的剖析,解释了高含水饱和度的成因.结合须家河组气水分布,初步总结了3种气水分布模式,其中"储渗单元"控制的气水分布模式是强非均质性储层主要的气水分布类型.根据气水分布特征、构造特征、储层非均质性特征,从宏观和微观、整体与局部分析了控制气水分布的主要因素:区域构造背景控制气水宏观分布;储层的非均质性控制气水局部分布;储层的孔隙类型和孔喉结构的空间配置影响气水微观分异.     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征,单井产量低、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发,中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关,逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法,形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上,单井日产气量超过5×104 m3,是邻近直井的3～5倍,已规模建成水平井整体开发区,实现了气田开发方式的转变,开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用,说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术,也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。     

塔里木盆地库车坳陷克深地区白垩系低孔砂岩储层“三重介质特征”

塔里木盆地库车坳陷克深气田巴什基奇克组属于低孔裂缝性砂岩储层,储层埋藏深度大,基质致密,裂缝发育。由于该气田储层孔喉细小、结构复杂,传统孔喉表征技术难以定量系统表征,综合激光共聚焦扫描、场发射扫描电镜、微米CT、氮气吸附和核磁共振等先进孔喉表征技术,首次发现库车坳陷克深气田储层基质微观呈"三重介质"特征,即大孔喉介质、小孔喉介质和裂缝,其中大孔喉介质和小孔喉介质所占储集空间比重相当,但大孔喉介质对基质渗透率贡献率达95%以上;储层孔喉配置关系以大孔隙—粗喉道、小孔隙—细喉道配置为主,其次为小孔隙—粗喉道。研究区裂缝孔隙度仅占储集空间的1.8%~2.8%,但裂缝性砂岩岩心渗透率比基质渗透率高1~2个数量级。基于此建立了研究区砂岩储层"三重介质"概念模型,该模型可以很好解释储层渗流特征。