火山岩气藏高含CO2天然气气水两相渗流特征

目前,国内外对火山岩高含CO2天然气藏的认识和研究都不是很深入.研究从非稳态气驱水实验和水驱气实验出发,得出了这类火山岩气藏的气驱水和水驱气相对渗透率曲线,对比了不同温度、不同渗出压力以及不同CO2气含量情况下的气水相对渗透率曲线,分析了这些因素对气水两相渗流的影响,总结了气水两相渗流特征及渗流机理.实验结果表明,所有岩心不同实验条件下所得的相渗曲线遵循相同的规律,束缚水饱和度较大,两相渗流区较窄;残余水条件下的气相相对渗透率不高;岩心绝对渗透率都比较低,但在高含水饱和度下,气相仍具有一定的渗流能力.另外,高湿、高压及高CO2含量对气驱水是有利的;水驱气实验还表明相渗曲线呈吸吮形,这对水驱气带来了有利条件.     

碳酸盐岩储集层气水两相渗流实验与气井流入动态曲线——以高石梯——磨溪区块龙王庙组和灯影组为例

选取四川盆地高石梯—磨溪区块基质孔隙型、裂缝型、溶蚀孔洞型3类储集层全直径岩心,开展高温、高压条件下的气、水两相相对渗透率测试,分析气水相渗曲线特征及气井流入动态。将实验数据归一化处理后形成了3类储集层的气、水相对渗透率曲线标准图版;针对裂缝型储集层的渗流特点,提出气、水两相相对渗透率曲线校正方法并对相应图版进行校正;运用标准图版计算研究区不同类型储集层气水两相流入动态曲线(IPR),并通过实际井的动态进行验证。研究区储集层相对渗透率曲线等渗点含水饱和度高达70%以上,具有强亲水特征,气水共渗区间、气驱水效率以溶蚀孔洞型最大,基质孔隙型次之,裂缝型最小;岩心渗透率的恢复程度以裂缝型最大,溶蚀孔洞型次之,基质孔隙型最小。校正后的裂缝型碳酸盐岩储集层气、水相渗曲线能更好反映实际气藏的气水两相渗流规律,标准图版可用于各类气藏工程计算;计算的IPR曲线,其特征与实际生产井动态相符,可用于实际气井配产与生产动态分析。     

火山岩气藏气水两相渗流特征分析

火山岩气藏的有效开发较为困难。针对该类气藏的储层特点,文中通过岩心实验研究火山岩的气水两相渗流特征,为气藏有效开发提供依据。室内实验结果表明：受岩心自身孔隙结构特征影响,水,气相渗曲线呈吸吮态,且岩心渗透率对相渗曲线的特征点影响较大,渗透率越大,残余气饱和度越高;对同一岩心而言,气-水相渗曲线的形状及特征点数值与实验温度和压力有关,温度、压力越高,气水两相渗流区越宽,岩心的束缚水饱和度越低,越有利于气水两相渗流。由此得出,在气藏开发过程中,应合理控制生产压差,避免气井过早出现水侵;一旦因水侵造成水锁,可通过提高气藏温度或压力,实现封闭气解封。     

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.     

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我国多数碳酸盐岩裂缝性气藏属有水气藏。在气藏水侵过程中，天然气渗流经过的孔隙、裂缝和溶洞都会产生水封，造成水锁。实验研究表明，对同一块岩心，含水饱和度增大，气体突破压差增加，而且增幅加快，气相渗透率降低；对不同岩心，绝对渗透率越小，气体突破压差越大，气相渗透率也越低；无裂缝岩心的突破压差比有裂缝岩心的增加更大，气相渗透率下降幅度更快。由于在气驱水过程中存在巨大能量损失，水驱气的气相相渗比气驱水高得多，而两种条件下水相相渗几乎相同，说明用气挤水很困难，封闭气解封阻力较大。无裂缝岩心水驱气效率比有裂缝岩心的高，说明水驱气过程中岩心越均质有利于水的均匀推进，防止水窜，减少水封气。因此，当边水和底水进入储层发生水淹后，气相渗透率将极大降低，存在较强的水锁效应。降压解封方法可以减小水锁效应，封闭气解封首先出现在裂缝和溶洞系统，采出基质中的气需要更大的解封压差。     

高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试方法

致密气气水相渗曲线一般在常温常压下应用非稳态气水相渗测试方法通过实验测得,所得结果与高温高压下气水相渗曲线相差很大。采用常规标准方法,用氮气和地层水测试3块岩心在常温常压下的气驱水相渗曲线,之后将3块岩心按照实验流程处理,采用自研全直径渗流装置(200℃,200 MPa)对这3块岩心在地层条件下(温度160℃,116 MPa)进行气驱水相渗曲线测试。结果表明,高温高压相渗曲线具有更大的两相共渗区,且束缚水饱和度更低;在相同含气饱和度下,高温高压气相相对渗透率比常温常压的高,说明地层条件下致密气气水两相的渗流能力更强,实际束缚水含量更低。高温高压下,气水黏度比、密度比以及界面张力更低,气驱水波及效率更高。图2表2参10     

基于微观渗流特征的低渗气藏储层分类研究

海上某凹陷低渗气藏开发目前处于探索实践阶段,其微观孔隙结构、渗流特征尚未进行系统研究。此文通过恒速压汞、核磁共振、岩心驱替等实验手段,系统研究了储层微观孔隙结构特征、可动水饱和度及相应的产水机理、气水渗流规律等,并建立了以“渗透率、孔隙度、主流喉道半径、含气饱和度、可动水饱和度”五特征参数为基础的低渗储层分类图版,为海上低渗气藏有效开发模式实践、选井选层提供了评价基础。     

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。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

石油企业知识型员工流失的原因分析与思考

对石油企业知识型员工流失的现状进行了描述,并分析了流失的原因;阐述了稳定知识型员工队伍的基本思路;从提高待遇、增进感情、发展事业、制度创新四个方面提出了相应的对策。对石油企业的人力资源管理理念的创新进行思考。     

Evaluation of the coking resistance of catalysts of steam conversion of hydrocarbons

Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 10, pp. 9–10, October, 1991.