考虑压敏和滑脱效应的低渗透气藏渗流规律研究

在油气藏开采过程中,由于地层压力的下降,储层在有效应力的作用下就会发生变形,引起渗透率的变化。文中通过实验研究了天然岩心孔隙体积、孔隙度、克氏渗透率、空气渗透率、岩石压缩系数与净围压的关系。实验结果表明,随着净围压的增加,孔隙体积和孔隙度逐渐减小。但净围压较大时,孔隙度和孔隙体积的下降幅度减小。通过实验测得的克氏渗透率与空气渗透率两组数据可以看出,克氏渗透率小于空气渗透率,说明低渗气藏的确存在滑脱效应,而且滑脱效应受净围压的影响。压缩系数随着净围压的增大而减小,且下降幅度越来越小,这与孔隙压缩规律相似。在此基础上,经理论推导给出了考虑气体滑脱效应和压敏效应的渗流方程。     

微裂缝性特低渗透油藏储层特征研究

将不同渗透率的含微裂缝与相同渗透率、不含微裂缝低渗透砂岩岩心进行了对比,研究了微裂缝性特低渗透油藏的孔隙空间形态、喉道半径、微观均质系数和相对分选系数等特征,分析了这些特征对孔隙度渗透率性质、可动流体体积和压力敏感性等方面的影响。结果表明,微裂缝性特低渗透砂岩孔道与孔道之间主要靠微裂缝连接,连通性较低,主要由微裂缝提供渗流能力。气测渗透率和微裂缝宽度、微观均质系数、相对分选系数和可动流体体积百分数等都有明显的幂律关系。孔隙度与渗透率相关性差,气测渗透率与水测渗透率比值较大,各向异性和非均质性严重,压力敏感性较强。渗透率低不是低渗透油藏的本质特征,只是外在表现形式之一。应该根据微观孔隙结构特征、可动流体体积百分数和压力敏感特征等多个因素综合评价其储层特征。     

河坝场构造飞三段气藏储层应力敏感性评价

川东北地区河坝场构造发现的飞仙关组飞三段气藏地层压力系数为2.28, 属特高异常应力范畴。为此,采用耐高温高压的实验测试设备对河坝1井、 河坝2井的15块岩样进行了覆压孔渗测试,进行了不同有效应力、净围压及裂缝、不同压差的储层应力敏感性实验分析,对河坝区块异常高压气藏储层应力敏感性进行评价。 结果表明,孔隙度应力敏感性较弱,渗透率敏感程度为中等偏强,孔隙压缩系数敏感性强;孔隙度应力敏感伤害后可恢复程度高,渗透率应力敏感伤害后可恢复程度低;压差对孔隙度应力敏感性弱,对渗透率应力敏感性强。分析不同有效压力条件下的储层岩石孔隙度和渗透率变化特征,为储层评价和开发设计提供了基础依据。     

注采过程中岩石物性参数变化规律研究

目前我国许多油气藏采用保压开采措施生产，对部分衰竭油气藏进行储气库改造措施。油气藏流体反复注采，使得孔隙内外压差不断变化，导致岩石压缩系数、孔隙度、渗透率等物性参数也在不断发生变化。本研究采用人造岩心，经过反复升降围压实验对岩石压缩系数、孔隙度及渗透率进行了测试。研究结果表明，岩石物性参数随压力的变化而变化。岩石孔隙度不同．其它参数变化规律不同：渗透率随压力循环升降存在滞后效应。     

一种计算地层压力下降岩石压缩系数新方法

根据岩石的孔隙体积压缩系数Cp和孔隙压缩系数C定义,引入岩石体积应变εV,推导出地层压力下降岩石压缩系数理论关系,提出了一种计算地层压力下降岩石压缩系数新方法,并结合模拟有效压力增加岩石变形实验,通过将地面实验数据转换为地层条件孔隙度变化数据,并实例计算了地层压力下降岩石的孔隙压缩系数和孔隙体积压缩系数变化规律。应用结果表明,该方法与常规方法计算结果吻合性很好。     

克拉2异常高压气藏开采压力变化对储层物性的影响

为了研究克拉2气藏是否可以采用衰竭式开采，以及储层岩石变形是否会对产能产生影响，开展了气藏开采压力变化对物性参数影响的实验模拟研究，研究表明，克拉2异常高压气藏开采过程中渗透率，孔隙度，孔隙压缩系数等物性参数都随开采压力而变化，但是在开采压力变化范围内，孔隙度，渗透率变化不大，渗透度变化具有轻微的不可逆性，对于克拉2气藏，储层岩石变形对产能影响不大，可以采用衰竭式开采，以充分发挥异常高压气藏弹性能量大的优势，提高开发经济效益，而孔隙压缩系数随有效压力的变化较为敏感，建议在进行气藏进行动态时把储层孔隙压缩系数考虑为压力的函数，这样有利于提高气藏生产动态预测的准确性。     

注采过程中岩石压缩系数、孔隙度及渗透率的变化规律

目前我国许多油气藏进行了保压开采措施及对部分衰竭油气藏进行储气库改造措施, 油气藏流体反复注采,使得孔隙内外压差不断变化, 导致岩石压缩系数、孔隙度、渗透率发生着不断的变化。对于岩石物性参数随压力下降的变化规律已有统一认识, 但对于地层压力循环升降过程中岩石物性参数的变化规律研究还较少。研究过程中采用实际人造岩心, 从实验角度经过反复升降围压实验对岩石压缩系数、孔隙度及渗透率进行了测试。研究表明, 岩石物性参数随压力的变化而变化; 岩石孔隙度不同, 其他参数变化规律不同; 渗透率随压力循环升降存在滞后效应。     

地层上覆压力下物性参数特征研究

由于净上覆压力在油田开发过程中变化幅度较大,因此对净上覆压力下物性参数特征的研究就显得尤为重要。利用CMS-300岩心自动分析仪模拟地层上覆压力的变化过程,研究油藏岩石渗透率、孔隙度和孔隙体积压缩系数随净上覆压力的变化关系,得出了各参数的变化规律,给出了它们之间的回归表达式,并从岩石孔隙结构特征和岩石骨架特征等方面进行了机理性分析。研究表明,在净上覆压力作用下,岩石渗透率和孔隙度变化程度不同,低渗透岩石的渗透率比其孔隙度的变化率更大,而低孔隙度岩石的孔隙体积压缩系数变化幅度较大;同时,幂律关系能较好地描述上述变化特征。     

基质型灰岩储层岩石压缩系数的确定

通过对F油藏孔隙体积压缩系数实验数据的分析,提出采用二元二次多项式形式表述孔隙体积压缩系数与孔隙度、净有效压力的关系,给出了常压基质型灰岩储层和异常高压基质型灰岩储层孔隙体积压缩系数的拟合方程,并引入概率法确定岩石压缩系数;基于上述研究分析了孔隙体积压缩系数变化规律.本文研究对同类油藏的开发研究具有一定的指导意义.     

异常高压、特低渗透油藏储层压力敏感性研究

异常高压、特低渗透油藏的开发具有许多难点和特殊性，国内外对该类油藏的开发尚未有可以成功借鉴的经验，为了对该类油藏进行合理、有效的开发，以肯基亚克盐下石炭系油藏为例，对该类油藏的储层孔隙结构、渗透率、孔隙度的压力敏感性等方面进行深入研究，并分析储层压力敏感性对油气藏开发的影响，为最终确定该类油气藏的合理开发方式及油井的合理工作制度，防止地层压力变化对渗透率、孔隙度造成伤害，保证油田开发取得较好效果提供了依据。     

利用数字岩心抽象孔隙模型计算孔隙体积压缩系数

将真实孔隙简化抽象为长椭球孔、扁椭球孔和球形孔3种类型,基于细观力学理论建立数字岩心的三维抽象孔隙模型;结合Eshelby等效介质理论考虑不同类型孔隙微观结构变形的本构关系,在单孔、多孔和混合孔隙弹性变形条件下研究孔隙结构特征对孔隙体积压缩系数的影响。研究表明,数字岩心的孔隙体积压缩系数与孔隙度、孔隙纵横比以及不同类型孔隙体积占比有关:①长椭球孔孔隙压缩系数与孔隙纵横比正相关,扁椭球孔孔隙压缩系数与孔隙纵横比负相关。②孔隙纵横比满足高斯分布且纵横比均值相同,长椭球孔、扁椭球孔纵横比分布越集中孔隙压缩系数越大,相同应力条件下变形量越大。③孔隙压缩系数随孔隙度增大而增大。④孔隙度一定,扁椭球孔、球形孔越多岩石越容易发生变形,孔隙压缩系数越大;长椭球孔越多岩石越不容易变形,孔隙压缩系数越小。通过10种典型数字岩心样品孔隙体积压缩系数计算结果检验,数字岩心真实孔隙体积压缩系数解析计算方法可用于数字岩心样品的孔隙体积压缩系数计算。图12表1参23     

储层岩石的压缩问题

岩石的应力敏感与岩石的压缩性密切相关。为了搞清岩石的应力敏感程度,深入分析了岩石的压缩问题。岩石孔隙体积的压缩是因为骨架体积的压缩所致,因此孔隙压缩系数与孔隙度和骨架性质有关。因存在系统误差,体积法测量的孔隙压缩系数数值偏高,且存在逻辑反转现象。弹性模量法消除了系统误差,测量结果符合科学逻辑。岩石孔隙、骨架和外观体积的压缩系数定义的压力不同,不能互相替代。孔隙度为0时,孔隙压缩系数为0,骨架压缩系数和外观体积压缩系数皆不为0,且骨架压缩系数等于外观体积压缩系数。岩石的应力敏感指数可由岩石的孔隙压缩系数求出。由于致密岩石的孔隙压缩系数极低,因此,低渗透储层的应力敏感程度极弱,生产过程可将其忽略。     

砂岩储层弹性压缩及其对物性参数的影响

本文利用实验室资料,指出了胶结较好的砂岩是一准弹性体,论证了砂岩储层的弹性压缩系数的影响因素为有效覆盖压力、砂岩的胶结类型、胶结程度、孔隙度、泥质含量及粒度中值等因素。阐述了砂岩储层弹性压缩对有效孔隙度、空气渗透率的影响,给出了确定岩石孔隙体积压缩系数的方法以及有效孔隙度、空气渗透率校正方法,为确定砂岩孔隙体积压缩系数、地下岩石孔隙度、地下岩石空气渗透率提供了必要的手段。     

贵州煤层气试井解释基础参数优选

煤层气井试井解释中基础参数的取值对储层渗透率、探测半径、表皮系数和断层(裂缝)距离等的计算影响较大,取值不准确容易造成试井结果与真实储层参数之间偏差较大,不利于指导煤层气试井工程施工和煤层气井储层评价研究。以贵州煤层气参数井试井工程试验和区域煤层测试资料为依据,研究黔西煤田、黔北煤田的煤质特征及煤层孔隙度,模拟不同区域煤层综合压缩系数的取值范围。结果显示,黔西煤田煤层综合压缩系数为6.73×10-5MPa-1、孔隙度为4.89%;黔北煤田煤层综合压缩系数为3.06×10-5MPa-1、孔隙度为5.21%,流体水黏度取值范围为0.5~1.2 m Pa·s、水地层体积系数取值为1。通过区域试井试验和基础参数值优选,提高对储层地质评价分析的准确性,其结果可为煤层气试井解释、工程设计研究提供借鉴和参考。     

渗透率依赖于压力的压裂水平缝气井产能模拟

油气藏开发过程中地层有效应力的改变,会导致渗透率的变化,进而影响井的产量。为了更准确地预测低渗、特低渗气藏中压裂水平缝气井的产量,建立了一套考虑渗透率随应力变化及裂缝导流能力随时间和位置变化等因素影响的二维径向渗流数学模型,编制相应的数值模拟程序,对影响气井产量的水平裂缝导流能力、裂缝半径、有效应力等进行了计算分析。     

异常高压油气藏储层物性随有效压力变化的研究

选取中原油田文13西块和渤中25-1油田共50块岩心样品进行岩心覆压孔渗实验,对异常高压油气藏储层孔隙度和渗透率随有效压力的变化进行了研究。孔隙度和渗透率随有效压力的增加呈非线性减小,在有效压力小于20MPa时减小幅度最大。建立了以不同有效压力为基准的异常高压油气藏储层孔隙度和渗透率随有效压力变化的通用数学模型,即幂函数模型,并在渤中25-1油田某油井射孔段进行了实际应用。     

考虑颗粒变形和颗粒间变形的孔隙压缩系数

目前,油藏工程研究对岩石基础物性参数孔隙压缩系数争议颇多,其根本问题是对岩石的表观体积、基质颗粒体积、孔隙体积的应力应变机理尚不清楚。文中在对Terzaghi和Skempton 2个经典有效应力原理深入分析基础上,综合考虑颗粒变形和颗粒间变形,采用2种方法系统地推导了多孔介质的3个体积随流体压力变化的关系,建立了精确计算孔隙压缩系数的新关系式,并进行了规律分析与实例验证。研究表明:孔隙体积变化与颗粒变形、颗粒间变形同时相关,且多数岩石颗粒间变形远大于颗粒变形;孔隙压缩系数远大于表观体积压缩系数,表观体积压缩系数又大于颗粒压缩系数;"高孔高压缩"逻辑规律适用于表观体积压缩系数,而孔隙压缩系数由于孔隙体积自身是分母,与孔隙度负相关;孔隙压缩系数新关系式与实验测试结果和Hall图版反映的规律一致。     

致密砂岩油气储层岩石变形理论与应力敏感性

在致密砂岩油气藏开发过程中,由于孔隙压力下降,导致有效应力增加,储层岩石孔隙、裂缝发生形变和渗透率受到影响。从岩石力学角度分析了与致密砂岩形变相关的理论及形变影响因素,并通过应力敏感性实验研究了有效应力改变条件下的致密砂岩岩样孔隙度、渗透率变化规律。结果表明:致密砂岩形变主要为应力变化时孔隙体积及裂缝宽度的变化,认为致密砂岩油气藏开发过程中储层岩石的形变一般属于弹性形变或者弹-塑性形变。形变取决于岩石碎屑颗粒硬度、颗粒之间接触关系、胶结情况、岩石中裂缝发育特征等。有效应力增加在压缩致密砂岩孔隙、喉道体积以及裂缝宽度的同时,也使得其渗透率大幅度降低,造成严重的储层损害。     

特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征

通过岩心样品的恒速压汞测试,对特低渗透砂岩油藏储层微观孔喉特征进行的研究结果表明,储层有效喉道半径、有效喉道体积、有效孔隙半径、有效孔隙体积及孔喉比等特征参数与孔隙度、渗透率之间具有较好的相关性;对于孔隙度、渗透率较高的岩样,有效喉道、有效孔隙发育程度较高,孔喉比较低;特低渗透砂岩油藏储层孔隙结构具有中等孔隙和小喉道发育、孔喉连通性差及孔喉性质差异大的特点,开发过程中可能存在潜在的贾敏效应伤害。特低渗透砂岩油藏储层性质主要由喉道控制,喉道半径分类明显。渗透率越低,喉道半径与渗透率的相关性越好。喉道控制储层渗透性,进而决定开发难度和开发效果。     

新型页岩气藏物质平衡方程

页岩气主要以吸附气的形式吸附在基质微孔隙表面,以游离气的形式存在于基质孔隙和裂缝孔隙中,不考虑基质、裂缝双重孔隙介质的页岩气藏物质平衡方程不能准确地计算储量。文中从质量守恒的角度建立了同时考虑吸附相密度、吸附相视孔隙度、吸附气解吸对固相变形的影响,以及基质和裂缝孔隙体积随压力变化的新型物质平衡方程。通过实例计算可知:游离气主要存在于裂缝孔隙中,吸附气储量占据总储量的52.15%,基质中游离气储量、裂缝中游离气储量、基质中吸附气的储量的计算结果与基质孔隙度、裂缝压缩系数和吸附相密度密切相关。因此,在进行储量计算时需要考虑基质和裂缝双重孔隙介质,并应加强对基质孔隙度、裂缝压缩系数和吸附相密度的研究,以获取更加准确的参数。