砂岩气藏水锁效应实验研究

从气水相对渗透率实验入手，考虑了水锁实验的实验条件，研究了不同实验条件对气体渗透率恢复率的影响。实验表明，驱替气源中水饱和蒸气压条件及初始气驱压力等对水锁实验结果有影响，其表现形式多样，使通常水锁实验得到的渗透率恢复率具有部分随机性。通过水锁损害机理分析，借用气相对渗透率与含水饱和度关系，提出了判断气藏是否会产生水锁损害的指标，并将其应用到盐城新开发气田中。     

计算油藏相渗曲线的新方法及应用

借助于多元线性拟合,根据油田生产动态数据,推导出油水相对渗透率与含水饱和度的定量关系式。实例分析表明,利用该计算方法得到的相渗曲线能够更好地反映油藏的整体特性,该计算方法可对油藏的含水上升规律做出较准确预测。     

含水饱和度对川西致密气藏水平井开发效果和经济效益的影响

为进一步提高致密砂岩气藏高含水饱和度储量区的采收率,以川西致密砂岩气藏不同储层类型水平井为研究对象,通过测定岩心两相相对渗透率和数值模拟技术,分析了水平井生产动态特征、渗流规律及对采收率的影响,研究了含水饱和度对水平井开发效果及经济效益的影响。结果表明,水平井可采储量受含水饱和度影响明显,并受储层物性条件制约;不同物性条件下,含水饱和度对可采储量的影响程度不同。Ⅰ类优质储层孔喉发育、连通性好,原始地层水占据的孔隙空间小,驱替结束后残余气饱和度低,气相渗流能力强,受含水饱和度影响较小,生产能力强,采收率高;Ⅲ类差储层孔喉欠发育、喉道狭小,可动水饱和度低,渗流能力差,受含水饱和度影响明显,气井产量低,采收率低。在当前气价下,新场沙溪庙组气藏水平井经济极限含水饱和度为26.35%数67.50%。其中Ⅰ类储层部署水平井均具有较好经济效益;Ⅱ类储层在含水饱和度52%数55%范围内部署水平井可获得较好经济效益,在含水饱和度55%数62%范围内部署短轴水平井可获得经济利益;Ⅲ类储层在目前技术条件下部署水平井无任何经济效益。图8表4参15     

低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征

摘要方法综合分析我国十余个低渗透油藏的毛管压力曲线和相对渗透率曲线,Ｊ（Ｓｗ）函数及Ｗｙｌｉｅ和Ｇａｒｄｎｅｒ公式,求出不同渗透率油藏的理论相对渗透率曲线。目的总结低渗透砂岩油藏油水相对渗透率曲线特征,为其开发提供理论依据。结果低渗透油藏中孔隙度、束缚水饱和度、残余油饱和度及共渗点与储层渗透率有一定的关系,即随着渗透率的增大,孔隙度、束缚水饱和度增大,残余油饱和度减小,油水两相共渗区的范围变窄。结论低渗透砂岩油藏的油水相对渗透率曲线具有一定的特征,即随着含水饱和度的增加,油相相对渗透率急剧下降,水相相对渗透率变化不大。利用本文所采用的方法可为理论模型模拟计算（动态预测和储量计算）提供输入数据     

低渗透气藏相对渗透率影响因素的孔隙网络模型

实验测量相对渗透率受许多条件的限制,为了在保持其他控制参数不变的条件下研究某一变量对相对渗透率的影响,采用孔隙网络模型模拟的方法,以苏里格气田盒8段储层的孔隙结构为参照,构造了喉道半径为0.05～2.50μm的孔隙网络;研究了孔喉比、润湿性、初始含水饱和度和残余水饱和度对气相相对渗透率的影响。结果表明:①孔喉比对气相相对渗透率的影响明显,随着孔喉比增大,相同水饱和度下的气相相对渗透率降低;②当水饱和度大于0.4时,气体的相对渗透率按照水湿→弱水湿→弱气湿→气湿的顺序依次增加,但当水饱和度小于0.4时,相对渗透率增加的次序性被打乱,在弱水湿情况下表现为最小;③随着初始含水饱和度增加,气相相对渗透率总体呈下降趋势;④残余水饱和度越大,气相相对渗透率曲线越陡,下降越快。这对用改变岩石润湿性的方法来提高油气采收率时具有指导意义。     

川西致密砂岩气藏新的矿场评价标准和评价方法

文章根据川西致密砂岩气藏的损害特征和现场100多口井的测试资料的统计分析表明,储层表现出自身的损害特点,其常规的矿场评价指标和标准不一定完全适合非常规的致密碎屑岩气藏的情况,针对川西致密砂岩气藏损害特征,提出新的气藏损害的评价标准,同时根据致密砂岩气藏油层损害的要求和评价标准的需要,建立起新的描述裂缝-孔隙性砂岩气藏损害评价的数学模型,该模型在原来裂缝-孔隙性砂岩渗流模型的基础上考虑裂缝与基块之间窜流表皮系数对渗流物影响。将该矿场评价标准和评价方法应用于川西致密砂岩储层的损害评价中取得很好的效果,这不仅对于川西致密砂岩的油层损害评价有现实意义。而且对裂缝-孔隙油气藏的试井解释和损害评价都具有重要的指导意义。     

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。     

低渗砂岩气藏应力敏感性特征及产量影响预测——以S6区为例

低渗砂岩气藏开发过程中有效应力增加所带来的渗透率应力敏感损害是导致气井产量快速递减的一个重要原因,故对应力敏感性损害机理研究能够为气层保护工作提供合理依据。在考虑不同岩性、裂缝、含水饱和度和伤害恢复等因素的同时,对S6区气田低渗砂岩应力敏感性进行了评价,指出水的存在对低渗砂岩气藏应力敏感性具有强化作用;裂缝岩样的渗透率应力敏感程度远大于基块;理论计算表明,在实际生产中井底存在渗透率漏斗,压敏效应对气井影响显著。     

川西致密砂岩气藏储层改造技术方法选择及效果分析

致密砂岩储层改造技术在川西地区各气田得到了广泛应用,针对储层特征选用合理的改造技术措施对提高增产效果有明显作用,加砂压裂是川西致密气层普遍采用的改造技术措施,喷砂射孔一加砂压裂是针对致密,高破裂压力地层或井身结构特殊井的工艺措施,高能气体压裂－加砂压裂主要应用于高破裂压力和塑性强气层,酸化工艺措施在碎屑岩气藏仅限于天然裂缝发育且被钻井液侵入严重的气层。     

基于X-CT扫描的石油地质岩心储层渗透率估算

渗透率估算可以为石油地质岩心储层渗流能力分析提供数据支撑,为提高石油地质岩心储层的渗流能力,提出了基于X-CT扫描的石油地质岩心储层渗透率估算方法。根据油在两相共渗区的渗透率与水在两相共渗区的渗透率之比,引入Buckley-Leverett方程,计算岩心储层水驱油的分流率,利用X-CT扫描技术,扫描石油地质岩心的分布情况,计算出岩心储层含水饱和度。基于渗透区在井眼与地层之间出现的流体流动现象,计算出岩心储层中泥浆的体积模量和地层的剪切模量,利用斯通利波时差实测值与弹性斯通利波时差之间的差值,计算流体移动指数。根据等效孔隙度与流体移动指数之间的相关性和等效孔隙度与渗透率的相关性,估算出石油地质岩心储层的渗透率。实验结果表明该方法的估算精度可达到90%以上,对估算石油地质岩心储层渗透率具有重要意义。