深盆气藏的压力特征及成因机理

深盆气藏是一种特殊机理形成的具有气水倒置和负压异常等特征的致密气藏.储层致密是导致深盆气藏中气水倒置和负压异常的根本原因.在深盆气藏形成后,气藏内部任意一点的地层压力等于气水界面之上的静水柱压力与气藏内该点至气水界面处的气柱压力之和.由于气体的密度远小于水的密度,因此上述气水两段压力之和小于该两段都为静水柱时的压力之和,所以深盆气藏表现为负压异常.依据深盆气负压的特征及大小,可以判别含气层位的连通性、气柱高度和分布范围.在常规天然气成藏后,气藏内部任一点的地层压力等于气水界面之上的静水柱压力与气藏内该点至气水界面处的气柱压力之差.由于气体密度小于水的密度,气层内的压力比对应深度的静水柱压力大,因而常规气藏表现为超压异常.超压异常是常规气藏的一般特征,在一般地质条件下不能作为深盆气藏的判别标志.在几种特殊情况下,深盆气藏范围内也可以表现超压异常.     

冀东油田高13断块注烃气驱提高采收率优化研究

冀东油田高13断块油藏渗透率低,水驱开发效果差。但油藏温度和压力较高,原油粘度小,适宜注烃气驱提高原油采收率。针对高13断块油藏,在流体相态拟合的基础上,应用油藏数值模拟技术进行了注烃气驱提高采收率方案优化研究。研究结果表明,气水交替驱是最佳的注入方式。优化后的气水交替驱注采参数为：最佳的注气段塞大小为0．3HCPV,气水比为1：1～1：2,注入速度为0．03～0．04HCPV／a,注采比为1．0～1．1,优化方案与水驱方案相比提高采收率9．7％。     

深盆气藏异常地层压力产生机制

运用典型深盆气成藏的活塞式原理讨论异常地层压力形式机制，认为：以气水活塞式排驱为特征的深盆气藏在其形成过程中表现为高异常压力；由于天然气的密度小于地层水密度，当天然气柱高度足够大时，深盆气藏内部将出现理论上的正常压力梯度的临界点，越过该点继续向下，深盆气藏压力梯度逐渐降低并出现低异常地层压力；从原始的生成状态到后期保存过程中的各阶段，深盆气藏的异常压力具有自变性特征。     

从“深盆气”到“根缘气”

“深盆气”是一个既不能反映天然气成藏机理也不具有分类地质意义的非正式术语。如果按照其特点及地质模式，要确定一个气藏是否属于“深盆气”，首先就必须找到“气水倒置”的界面，而该界面的确定往往不易落实。“根缘气”被界定为致密储层中的具有“根状”天然气聚集，通常表现为致密储气层与气源岩的大面积接触，尤其是致密储层底部具有含气特点，天然气运移聚集服从“活塞式”原理。“根状”特点的出现表明了浮力的限制性作用，与常规气藏依靠浮力驱动的置换运聚模式形成原理上的差异。由于储层孔隙结构的复杂性，气体运移方式在2种典型的气藏类型之间常出现一系列过渡，它们也属于“根缘气”的范畴。因此，采用“根缘气”概念进行气藏类型判识，避免了对区域性气水倒置界面的追索。对于典型的根缘气藏，往往可以达到“单井定乾坤”的效果。     

采用脉冲注烃方式提高低渗透裂缝性灰岩油藏采收率实验研究

低渗透裂缝油藏直接注气容易产生气窜，采收率不高，使用实际岩心进行人工造缝，在长岩心中分别进行衰竭式开发、直接注烃气驱实验、注水实验和脉冲注气实验。细管试验表明，即使在破裂压力下注烃气也达不到混相，衰竭式开发可获得16．81％的采收率；直接注烃气比衰竭式提高采收率20．17％；脉冲注气比衰竭式提高采收率35．04％，脉冲注气驱油效果比直接驱油好得多，是值得选用的开发方式。     

气聚两相驱油试验注气工艺适应性

1．问题的提出 大庆喇嘛甸油田开展的气聚两相驱油试验目的是提高采收率。该试验具有两个特点：一是注气压力高，压力波动范围大（工作压力在12～25MPa范围内波动）；二是天然气与聚合物周期性交替注入，井口及井筒内残留液量多，易冻堵。这两个特点使注气过程的顺畅性成了该项试验的主要制约因素之一。因此开展注气工艺适应性研究，对保证试验的顺利进行意义重大。     

水层建库气驱水机理数值模拟

国外已建成的储气库中，水层储气库数量居第二位，占12.5% 。目前国内还没有水层储气库的建设实践，对水层建库机理的研究也较少。为此， 采用数值模拟方法，以渗流力学为基础，建立数值模型来描述流体在地层中真实的物理过程。水层建库的主要过程就是气驱水的过程，采用气水两相模型，应用稳定的全隐式解法，对影响气水界面运动和驱替效果的影响因素进行了模拟分析。模拟发现：倾角较大，物性较好的水层以及较低的注气速率，可使气体前缘推进较均匀，气体驱替效率和波及效率较高；倾角较小，物性较差的水层及较高的注气速率，会使注入气体突进较严重，重力分异作用得不到很好的发挥，气水过渡带的宽度明显变大，波及效率和驱替效率都很低，不利于建库。     

鄂尔多斯盆地上古生界气水分布和地层压力

气水倒置是深盆气藏存在的主要证据之一。鄂尔多斯盆地气水分布主要与古今（区域）构造、生气强度、沉积体系有关。气水宏观分布上显示出盆地边缘含水、盆地中央普遍含气的趋势。压力异常是深盆气藏的重要特征。鄂尔多斯盆地上古生界地层压力以异常低压为主，但压力分布相当复杂，关系曲线回归性较差。主要原因是含气砂体多为条带状和透镜状，连通性较差，多属单个气藏，具有多个压力系统。     

低渗透挥发性油藏注烃类气驱室内实验研究

通过注烃类气驱实验研究，了解文留油田低渗透挥发性油藏注气开发的一般机理和开发特点。采用PVT分析方法分析地层流体的物理性质、注入溶剂的组份；通过细管实验研究地层流体同注入溶剂在130℃时的最小混相压力；长岩心驱替实验分析气驱、水驱、水气交替注气的采收率、压力的变化规律。细管实验研究表明，最小混相压力为47．1MPa，长岩心注天然气驱替实验表现出近混相的特征。天然气驱注气压力低，采收率高，适合于文南油田低渗透挥发性油藏。     

鄂尔多斯盆地苏里格庙区块上古生界地层压力特征及成因分析

鄂尔多斯盆地苏里格庙区块上古生界地层压力以低负压为特征，平均压力系数0．84对研究区沉积特征分析结果表明，三叠系延长组沉积厚度达1000－1500m,沉积速率100－150m/Ma，上覆负荷的迅速增加，导致下伏二叠系砂泥岩地层发生欠压实作用，形成异常高孔隙流体压力。早白垩世末期，区域抬升剥蚀，引起的一系列作用，使孔隙流体压力降低并逐渐形成现今的区域负压特征。     

降水防砂复合材料的研究与应用

针对大港油田疏松砂岩区块含水上升快、出砂加剧,常规防砂工艺技术无法解决既防砂又能有效降水的问题,研制出了一种自身可固结的颗粒型降水防砂复合材料（粒径0.3～0.5,0.5～0.7和0.7～1.4 mm）。采用正交试验进行了材料配方优选,并对优选出的材料进行了固化温度和固化时间对人工岩心固结强度和渗流能力的影响评价、耐酸碱介质性能评价和岩心稳定性评价。结果表明:该系列降水防砂复合材料适用于井温30～80 ℃的油井,人工岩心抗压强度大于3 MPa,液相渗透率0.3～0.8 μm2（根据粒径可以调节）。该降水防砂复合材料在大港油田成功实施了16井次,防砂施工成功率100%,防砂有效率93.8%,平均降水率达14.7%,取得了较好的降水防砂效果。      

低渗透砂岩气藏水锁伤害方式对比实验研究

通过室内实验研究, 对低渗透砂岩气藏3 种不同的水锁伤害方式进行了对比研究。研究表明, 低渗透砂岩气藏的水锁伤害具有普遍性和严重性, 其中欠压作用下的水锁伤害最小, 超压作用下的水锁伤害最大, 常压作用下的水锁伤害居中。因此, 在低渗透砂岩气藏的开采过程中应尽量避免使用水基工作液, 如果要用水基工作液, 应使压差处于欠压状态。     

流体排驱压力差异性实验研究

借助实际岩心夹片方法,利用显微观察技术,通过实验对油驱水、气驱水的微观运移过程进行分析.研究结果表明,油驱水和气驱水排驱压力均随孔隙度的降低而呈明显增加趋势,统计规律服从幂函数变化规律,但两者之差与孔隙度具有复杂变化关系,形成了代表不同成藏意义的3段曲线.当孔隙度大于10%~12%时,油驱水、气驱水的排驱压力差值较小,形成气藏和油藏的概率几乎均等;当孔隙度大于5%,小于10%~12%时,油驱水、气驱水的排驱压力差值较大,表现为油驱水排驱压力明显大于气驱水,说明储层对石油主要是起封闭遮挡作用,对其运移可能无效,即不能作为油的储层,但可以作为天然气的储层;孔隙度小于5%时,油驱水、气驱水的排驱压力差值较小,毛细管排驱压力对油、气运移具有相同的阻挡作用,油藏和气藏形成难度均较大.实验结果合理地解释了根缘气与根缘油在成藏概率上的差异性,以及致密砂岩作为盖层的机理问题.     

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。     

盖层封闭机理研究

利用自行研制的气驱法突破压力仪,对盖层封闭机理进行研究。通过测试不同长度粉砂岩样品,发现相同样品具有较一致的突破压力值,且与样品长度无关,由此认为在封闭能力评价中,盖层厚度与其毛细管封闭能力无关。同时,实验中在样品一端恒定不同的水压值,发现气体突破样品所需的压力均增加,并且增加的压力值等于所恒定的水压值。对比超压形成模式,认为超压之所以能够增强盖层封闭能力,主要是因为它提高了气体突破下致密层泥岩所需的压力,并且提高的压力值等于欠压实段超压值。     

多孔介质表面润湿性对交联聚合物溶液封堵性质的影响

 采用毛玻璃模型、砂填充管和人造岩心封堵实验,研究了多孔介质的表面润湿性对交联聚合物溶液（LPS）封堵性能的影响。结果表明,未经甲基硅油处理的毛玻璃模型注入4.5V_p（V_p—孔隙体积）的LPS后,体系压力明显上升,达到120kPa左右;经甲基硅油处理的毛玻璃模型注入10 V_p的LPS后,体系压力始终保持在比较低的水平（6~8kPa）。未经甲基硅油处理的填充砂管注入40 V_p的LPS后,体系压力达70kPa左右;经甲基硅油处理过的填充砂管注入80 V_p的LPS后,体系压力只达到18kPa,没有明显上升。岩心并联实验中,甲基硅油处理过岩心与未经甲基硅油处理的岩心相比, 注水时的出口液体流量明显降低, 但注LPS后的出口液体流量明显增加。这表明LPS具有选择性封堵性质,即易于封堵水润湿的多孔介质,而难于封堵油润湿的多孔介质。     

青海涩北气田出砂规律实验研究

涩北气田储层为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩，埋深浅，成岩性差，胶结疏松，气藏开采时气井出砂严重，所出砂为细粉砂（粒径0.04~0.07 mm），防砂难度较大。开展气井出砂规律和机理研究是形成涩北气田有效防砂技术、提高单井产能的主要基础工作，为此，设计了一套实验装置，模拟气层在开采过程中出砂量的变化以及影响出砂量的主要因素。通过实验研究，发现出砂量和储层渗透率、采气压差、气体流速以及出水量有明显指数正相关性，并利用数理统计方法建立了出砂量和上述４个参数之间的综合数学方程，利用该数学方程计算的出砂量与实验结果相比，较为一致，表明该数学模型具有相当高的精度，能指导气井开采中出砂量的计算以及为防砂技术措施的设计提供了基础数据。     

盐穴地下储气库溶腔形态变化数值模拟

盐岩蠕变对盐穴地下储气库的溶腔形态有着较大的影响,易造成储气库失效、泄漏、破裂等安全问题。为此,利用美国ITASCA咨询集团公司开发的FLAC3D快速拉格朗日差分软件,建立了盐穴储气库模型,对储气库溶腔蠕变规律进行了数值模拟,分析了在不同蠕变时间内、不同内压下储气库溶腔在不同直径处的变形量,得到在盐岩蠕变下,盐穴储气库溶腔形态的变化规律,并给出了相应操作建议:1盐穴储气库溶腔不同直径处产生的变形量是不同的,溶腔最大直径处变形量最大,随着直径的增大变形量增大,且呈非均匀性增大,因此在建设盐穴储气库时,应对储气库溶腔的高径比进行严格地计算;2溶腔内压对储气库溶腔变形量有直接作用,较高压力下的盐岩蠕变对储气库溶腔形态变化的影响比低压时小,因此建议在盐穴储气库实际运行过程中,尽量避免低压运行,以保证储气库溶腔形态的完整性。该成果为盐穴储气库的安全运行与维护提供了可行的依据。     

X区块低渗油藏注气可行性研究

为研究X区块低渗油藏注气混相驱油的可行性,通过室内实验探讨了原油相态特征和注入气与地层流体的相态特征,开展细管实验测试了注入气与地层流体的最小混相压力,为X区块低渗油藏注CO2和注伴生气可行性提供基础。实验主要得到以下结论:该区块原始地层压力为31.1 MPa,饱和压力为11.03 MPa;注CO2在保压、降黏膨胀和抽提方面的效果好于注伴生气;两种气体注入与地层流体不能实现一次接触混相驱,可以实现多级接触混相,压力分别为27.85 MPa和29.2 MPa。细管实验的驱替效率在94.2%,确定了CO2与原油的最小混相压力为23.56 MPa,由此可见X区块油藏适合注CO2混相驱油,为目标区块后续注CO2驱油提供了理论依据。     

裂缝性低渗油藏注气提高采收率实验研究

HH油田为典型的低孔特低渗油藏,部分地层伴有裂缝发育,现面临衰竭式开采后注水开采压力高的难题。通过基质单管岩心驱替实验,探究目标地层进行注气开发的可能性,明确何种注入气体及驱替方式具有较好提高采收率效果。通过基质+裂缝双管并联岩心驱替实验,确定目标地层中微裂缝对提高采收率效果影响。结果表明,CO₂较减氧空气是更好的注入气体,CO₂/水交替驱替是提高采收率优秀的驱替方式;裂缝的存在会严重影响采收率,裂缝+基质双管并联岩心CO₂/水交替驱采收率较单管基质岩心降低27.09%。建议选择CO₂为注入气体,对基质储层或采取改善非均质性措施的裂缝区域采用CO₂/水交替开发,对裂缝性低渗油藏注气开采有一定参考意义。