页岩气藏吸附及解吸附特征对产量的间接影响

通过页岩气数学模型模拟,研究吸附、解吸附过程中页岩气藏的物性变化规律。研究表明,页岩气藏物性受压力下降过程中的岩石膨胀作用和吸附气解吸附过程中的岩石收缩作用双重影响。压力的下降,引起岩石基质膨胀,导致基质孔隙度降低;吸附气的解吸附作用会使岩石基质产生一定程度的收缩效应,导致基质孔隙度增大。基质孔隙度在2种效应的耦合作用下逐渐变小;裂缝的渗透率在2种效应的耦合作用下会逐渐变大。裂缝孔隙度和基质渗透率的值很小,其变化可忽略。     

页岩储层裂缝渗透率动态变化研究

在页岩气藏开采过程中,页岩储层的渗透性随孔隙压力的降低而发生变化。分析有效应力效应、基质收缩效应和克林肯伯格效应对页岩渗透率的影响,在此基础上建立页岩裂缝渗透率动态变化模型,综合研究页岩储层裂缝渗透率的动态变化规律。研究结果表明:开采初期,页岩储层压力降低,有效应力的影响显著;开采中期,当页岩储层压力降低到气体临界解吸压力后,页岩吸附气不断解吸,基质收缩效应开始影响裂缝的渗透性;开采后期,在低压环境下克林肯伯格效应成为主导影响因素。     

煤层气排采时渗透率动态特征研究

正确认识煤层气井开采过程中的渗透性变化特征是实现煤层气科学高效开发的重要前提.目前,大量的室内实验研究渗透率随排采的变化时仅考虑压力敏感性,而没有考虑在实际生产过程中存在的基质收缩效应的影响.笔者提出一种动态分析方法,利用实际生产数据,分段拟合出不同生产时间下的煤层参数,包括渗透率和地层压力等,并且在前人研究的基础上建立了考虑应力敏感效应和基质收缩效应的渗透率数学模型,通过数据回归获得到模型的具体参数.该方法可以用于描述煤层渗透率的动态特征,预测煤层气产量变化,指导现场配产.     

深部煤层CO_2置换CH_4过程中煤岩特性变化研究

综述了在高压条件下CO2置换CH4过程中煤岩特性变化的试验及模型等方面的研究进展,分析注入CO2后煤岩特性变化对煤岩结构、渗透率及CH4产量的影响,指出我国深部煤层CO2置换CH4过程中煤岩特性变化的研究方向.分析表明,由于CO2较CH4具有更强的可吸附性,CO2置换CH4过程中煤基质发生吸附膨胀,应力、应变同时增大,造成渗透率下降,初期CH4产量较低,随着CH4气体解吸量的不断增大,开采一段时间后CH4产量将大幅度增加,这种煤岩特性变化规律及CH4产量变化特征与现场试验结果具有很好的一致性.     

考虑有效应力和煤基质收缩效应的渗透率模型

针对煤层气的生产过程中所存在的两个相反的效应:(1) 储层压力下降,有效应力增加,煤层裂隙压缩闭合,渗透率降低;(2) 煤层气解吸,煤基质收缩,煤层气流动路径张开,渗透率升高;建立了包含煤基质收缩效应的煤层孔隙度和渗透率理论模型,模型与已有的一些研究结果反映的规律一致.根据模型得出在体积应力恒定条件下,渗透率随孔隙压力变化存在一临界压力,孔隙压力小于临界压力时,渗透系数随孔隙压力的增加而减少,孔隙压力大于临界压力时,渗透系数随孔隙压力的增加而增大,给出了该临界压力的计算式.对不同情形下渗透率对孔隙压力的变化响应进行了讨论,结果表明,临界压力的存在与否与影响渗透率的多种因素有关,应对影响煤层渗透性的众多因素进行动态耦合研究.     

注CO2 驱替煤层气过程的影响因素分析

基于煤储层注CO2 提高煤层气采收率的机理, 从实验模拟研究和现场出发, 总结和分析了注CO2 过程的影响因素。通过研究发现, 影响因素主要有煤质条件、 水和CO2 的注入压力及注入速率。煤质条件中的矿物、煤层中的水因其种类、 含量及分布特点不同而影响注气过程, 在煤中无外来水源补给的自由水状态下, 煤中碳酸盐矿物含量越高, 煤层气采收率越高; 注气压力越大, 煤层气产出的渗流通道越好, 在一定时间内甲烷脱附率随着CO2注入速率的增加而增大。通过层次分析法对各影响因素进行敏感性分析发现, 煤质条件的权重系数为0. 5 5, 在注气过程中起主要作用。     

CO2-岩石-地层水相互作用实验

为研究温室气体CO2埋存及提高采收率注入过程对储层物性的影响,在室内开展了CO2-岩石-地层水相互作用的静态和动态实验.主要研究了饱和CO2地层水注入对储层岩石矿物的溶蚀作用、新矿物沉淀现象、地层水矿化度的变化情况以及储层渗透率的变化原因.结果表明:1)静态实验反应液中HCO3-与岩石反应,出现CO32-液体呈弱酸性,黄铁矿导致Fe(OH)3沉淀生成;2)动态实验驱替过程中同时存在CO2的溶蚀作用和沉淀作用,沉淀作用较强,溶蚀作用较弱使得物性变差.该研究成果揭示了CO2-地层水-岩石的相互作用机理和储层渗透率变化的原因,为温室气体CO2规模化捕集与封存以及资源化利用提供了地球化学依据.     

水文地质条件对煤层气富集的影响

水文地质条件作为煤层气保存及形成超压煤储层主要因素之一。它对煤层气赋存、运移和生产都会产生影响与控制作用,对煤层气的高产富集和开采也起到非常重要的作用,是煤层气富集成藏过程主控因素中的一个关键因素。结合沁水盆地、鄂尔多斯盆地等一些国内煤层气区块,研究水文地质对煤层气富集的影响。     

热采煤层气藏过程煤层气运移规律的数值模拟

为得到注热开采煤层气藏过程中煤层气的流动规律,以前人实验成果为依据,结合传热学、热力学、弹性力学、渗流力学等相关理论,建立了热采煤层气藏过程中的煤层气热-固-流耦合数学模型,给出了模型中各物理场方程的弱解形式,利用有限元软件进行了单井筒热采煤层气流动规律的数值模拟,分别得出注热10 d、开采100 d后煤层温度场、应力场和气体渗流场变化规律.数值模拟结果显示,向煤层注热后,气体压力较未注热下降幅度增加,井筒气产量在开井初始阶段较未注热增量明显,一定时间后增幅减缓.由模拟结果可以得出,在开采初始阶段,气体吸热后从煤基质内表面解吸能力增强,裂缝内气体浓度增加,渗流能力增强,煤层气井筒产量增加;同时随气体的不断产出,煤层有效应力的增加和温度的降低导致煤层渗透率及孔隙度的减小,造成井筒气体产量减缓.     

封闭油藏注气增能降粘提高采收率研究

封闭油藏主要靠油藏自身的弹性能开采,能量衰竭很快。向地层注入CO2或烟道气,可以增加封闭油藏的压力,补充地层弹性能。利用高温高压PVT设备,把注入烟道气或者CO2和稠油充分混合,测得1MPa到7MPa条件下的烟道气或者CO2稠油的粘度和体积系数。并用岩心实验模拟注入烟道气或者CO2的稠油压力衰竭开采过程。实验表明,CO2和烟道气在原油中有很好的降粘能力,40℃、7MPa条件下分别饱和CO2和烟道气,饱和CO2原油的粘度降低幅度超过95%,体积膨胀15%;饱和烟道气的原油粘度降低38.1%,体积膨胀4.9%。压力衰竭实验表明,注入段塞的大小0.4PV为宜;三轮次注气增能降粘CO2能采出57.84%的原油;烟道气能采出43.99%原油;水驱后注气增能分别能提高采收率17.31%、13.29%。     

非均质油藏层间干扰室内实验研究

为了研究水驱油藏层间干扰机理,制定多层合采开发方案,统计大庆中区西部高台子岩心孔、渗数据,采用不同渗透率的人造岩心进行四管并联恒压驱替实验,研究注采压差、渗透率级差对合采时采收率、含水率的影响。结果表明,不同渗透率岩心合采存在一个合理注采压差,过高或者过低的驱替压差均会导致整体采收率的降低;渗透率级差越大,总体采收率越小;从机理上明确渗透率差异对层间干扰的影响规律,为层段细分调整和层段水量调整提供理论依据。     

甲醇与CO2/CH4混合气开采天然气水合物研究

针对CO2置换法开采CH4水合物的过程中CO2水合物在井底过早生成、高压下CO2发生液化导致渗流过程驱替阻力过大等问题,同时为了获得高压且富含CH4的产物气,选择CO2/CH4混合物作注入气,在岩芯驱替装置上研究了“抑制剂⁃气体置换法”分解CH4水合物的过程。结果表明,当混合气中CH4体积分数为57.4%时,可在7.5 MPa下获得体积分数为72.9%的CH4产物气,并且获得的CH4产物气的量要显著大于所注入的CH4的量。另外,还评估了在地层深部低体积分数的甲醇溶液（20%）和高体积分数CH4混合气（77.9%）对天然气水合物的分解效果,结果显示,随着“抑制剂⁃气体置换法”分解天然气水合物过程的进行,地层深部的CH4水合物基本不发生分解,但CO2水合物生成过程依然十分显著。     

聚合物驱结合井网调整技术剩余油实验研究

过室内物理实验模拟研究聚合物驱结合井网调整技术的开发效果,从宏观和微观两方面分析了改变井网的聚合物驱油的开发效果及剩余油分布。宏观室内物理实验应用微电极技术,研究改变注采井网系统的聚合物驱调整技术的开发效果和剩余油分布。微观室内物理实验应用核磁共振技术,研究聚合物驱前后剩余油在高低渗岩心孔隙中的微观分布规律。结果表明,通过改变注采井网系统的聚合物驱调整技术,一方面可以有效的改善驱替前缘推进不均匀的情况,扩大波及体积;另一方面可以改善吸水剖面,在聚合物后续水驱阶段提高中低渗层大孔隙产量。同时,由于井网调整后减小了注采井距,可以在减少注入量的同时提高产油量。驱替结束后,剩余油主要分布在中低渗层未波及到的区域,以及低渗层中、小孔隙。     

原油脱气对低渗透油藏有效驱替压差的影响

地层原油脱气导致渗流阻力增大,严重影响低渗透油藏的开发效果。以卫城某油藏为例,通过稳态法水驱油实验,研究了原油黏度变化对油水两相启动压力梯度的影响,进而研究了启动压力梯度变化对低渗透油藏有效驱替压差的影响。研究表明,地层原油脱气后,随着原油黏度的增大,启动压力梯度增大,导致井间有效驱替压差减小,当注采压差较小时,将难以建立有效驱替;提出了针对这一问题的应对措施。研究成果对于低渗透油藏注采井网设计及后期的治理调整具有指导意义。     

丰富川高含水特低渗油藏注水优化技术

丰富川油田为低渗透油藏，2002年开始对长2油藏进行前期注水先导实验，2003年基本实现全区注水开发，但全区开发效果不理想。综合含水率由2003年的25.0%上升到2015年的92.0%，进入超高含水开发阶段。该区主要面临的问题是裂缝性水淹水窜现象较为严重，油井含水率上升明显，单井产量低，油田产量递减快等。对全区进行了地质再认识，在对单砂体精细对比、完善注采井网、提高小层对应程度的基础上，一是提出了整体上大面积注水，局部上缓慢温和注水的注水方式，以补充地层能量；二是提出了采用两套井网，实现分层开采的方法，以扩大原始井距，解决层间矛盾；三是采取单井引效措施，以提高单井产量，最终改善全区开发效果。     

考虑边水影响的蒸汽吞吐参数优化研究

XQ⁃45区进入多轮次蒸汽吞吐阶段后,受边水、断层、储层性质等因素的影响,剩余油分布复杂,吞吐效果越来越差。结合油藏动态数据,依据剩余油饱和度参数的不同将该区块79口油井划分为不同类型稠油井。其中,受边水影响的稠油井较多（22口）,边水沿高渗层向油井推进过程中,油井含水率上升较快易造成水淹。为进一步改善蒸汽吞吐开发效果,针对边水影响型油井中未水淹层段,采取单层蒸汽吞吐的方式来研究边水影响的蒸汽吞吐参数优化。通过提取单井地质模型,对比不同注汽方案,优选出最佳方案,即：注汽强度为100 t/m,油汽比将保持在0.2 t/t以上,可获得最大采油量。结果表明,周期注汽强度为100 t/m时,周期产油量在第3轮次达到峰值,蒸汽波及半径达到最大值。吞吐5个轮次后,累注汽量3 700 t,累产液量4 500 t,累产油量738.65 t,方案实施效果较好。     

中低渗透油藏周期性弱凝胶深部调驱技术研究

传统调驱方式能够驱替并封堵高渗透层,有效动用中渗透层,而无法实现对低渗透层的有效动用,且高地层压力影响调驱剂注入量和开发效果。针对这些问题,以中低渗透油层为研究对象,开展弱凝胶与水交替注入实验研究,揭示周期性深部调驱机理及效果。实验结果表明,周期性深部调驱效果明显好于传统调驱方式效果,与1号岩心（整体注入）相比,2号岩心（2个轮次）采收率增幅为3.6%,3号岩心（3个轮次）采收率增幅为5.3%;随着注入轮次的增加,采收率增加;周期性深部调驱方式可在有效动用中高渗透层的基础上,提高低渗透层的采收率。矿场实验结果表明,经过2个轮次凝胶深部调驱试验,试验区累积增油量为1.53×104 t,采收率提高1.66%,周期性弱凝胶深部调驱效果显著。研究成果对提高中低渗透油藏原油采收率具有重要的现实意义。     

新型聚合物复合纳米微球调剖驱油剂研究

针对大庆油田某区块油井含水率高、水窜现象严重、水驱开发效果差等特点,采用分散聚合法研制了一种新型聚合物复合纳米微球调剖驱油剂NWQ⁃2,并在室内评价了其粒径分布、吸水膨胀性能、耐温抗盐性能、黏弹性能、调剖封堵性能以及驱油性能。结果表明,复合纳米微球NWQ⁃2的平均粒径为512.6 nm,且粒径分布均匀,在蒸馏水中20 h的吸水膨胀倍数可以达到10倍以上,在高温（120 ℃）高矿化度水（75 200 mg/L）中20 h的吸水膨胀倍数仍能达到8倍以上,说明NWQ⁃2具有良好的吸水膨胀性能和耐温抗盐性能;复合纳米微球NWQ⁃2吸水膨胀后具有良好的黏弹性能,对不同渗透率的岩心均具有良好的调剖封堵效果,能使大孔道得到有效封堵,增大注入压力,使后续注入流体更多的进入微小孔道;非均质岩心中注入0.5 PV复合纳米微球NWQ⁃2后,能显著提高岩心水驱后的采收率,增幅可达20%以上,具有良好的驱油效果。     

杏北开发区薄差储层相渗特征研究

针对薄差储层注水开发认识不足的问题,通过收集相关现场相渗以及储层物性数据,筛选出具有薄差储层特征的相渗曲线40条,并利用统计学原理方法,对这些相渗数据进行处理及分析。结果表明,薄差储层相渗曲线的形态主要为水相凸型、水相凹型、水相直线型3种类型,根据薄差储层的渗透率分布范围,将其相渗曲线分成了10 mD以下、10~100 mD、100~200 mD和200 mD以上4个渗透率级别的相渗曲线,对其不同渗透率级别的典型相渗曲线进行分析,得出了薄差储层相渗特征总体呈现“双高双低”。通过分析不同开发阶段不同渗透率级别的薄差储层相渗曲线及其各特征参数,得出在长期注水条件下,不同渗透率级别的相渗曲线会产生不同的变化和影响,一边为相渗扩大型及有利影响,另一边为相渗缩小型及不利影响。     

Mechanism of CO2 enhanced CBM recovery in China: a review

Permeability of coal reservoirs in China is in general low. Injection of CO2 into coal seams is one of the potential ap-proaches for enhancing coalbed methane (CBM) production. The feasibility of this technology has been investigated in China since the 1990s. Advances in mechanism of CO2 enhanced CBM recovery (CO2-ECBM) in China are reviewed in light of certain aspects,such as the competitive multi-component gas adsorption, sorption-induced coal swelling/shrinkage and its potential effect on CBM production and numerical simulation for CO2-ECBM recovery. Newer investigations for improving the technology are discussed. It is suggested that a comprehensive feasibility demonstration in terms of geology, technology, economics and environment-carrying capacity is necessary for a successful application of the technology for CBM recovery in China. The demonstration should be car-ried out after more investigations into such facets as the control of coal components and structure to a competitive multi-component-gas adsorption, the behavior and essence of super-critical adsorption by coal of gas, environmental and safe feasi-bility of coal mining after CO2 injection and more extensive pilot tests for CO2-ECBM recovery.