广安气田须六段气藏低渗透高含水砂岩储层单相气体渗流特征

广安气田须六段气藏的砂岩储层表现出典型的高含水、低渗透特征,气藏渗透率为0.1mD的岩样占60%,且平均孔隙度仅有8.97%,平均含水饱和度达55%,与常规气藏相比较,该气藏储层的气体渗流特征具有特殊性。为了深入认识该气藏渗流特征和关键性的影响因素,掌握其生产动态特征,需用岩心开展针对性的渗流机理实验研究,同时,应用渗流效应系统分析方法诊断该气藏存在的特殊渗流形式。研究表明:广安气田须六段气藏岩样随着压力梯度增大单相气体渗流存在阈压效应、滑脱效应、达西渗流效应及高速非达西渗流效应4种渗流形式;物性越差、含水饱和度越高的岩样非线性渗流效应越明显。该研究成果不仅为认识该气藏的渗流特征提供了直接理论依据,而且也有利于掌握其生产动态的特殊规律。     

低渗透气藏流固耦合综合数学模型

气藏的开发过程是一个流体渗流与地层岩石变形动态耦合的过程,尤其低渗透气田中,由于受到启动压力梯度、滑脱效应和储层应力敏感等因素的影响,气体渗流规律不再符合经典达西定律,耦合效应也较中-高渗透率气藏强.基于渗流力学、固体力学及Blot孔隙弹性理论,将岩石骨架变形引入固体连续性方程中,并综合考虑储层应力敏感、启动压力梯度及滑脱效应的影响对气体的渗流速度进行修正,建立了低渗透气藏流固耦合渗流数学模型.     

四种储层物性下限的理论探讨与实例分析

从储层识别和动用的角度出发,将储层物性下限分为储层、含油储层、动用储层和有效储层物性下限等四种类型。基于储层渗流理论,综合考虑驱动压力作用下的不同尺度孔隙渗流响应特征和最小流动孔径的差异,对四种储层物性下限的内涵及确定方法进行了理论探讨与实例分析。研究结果表明：储层物性下限是判别储层和非储层的界限,孔隙度和渗透率低;含油储层物性下限是划分含油储层和非含油储层的界限,孔隙度和渗透率较高;动用储层物性下限是识别动用储层和非动用储层的界限,孔隙度和渗透率较高;有效储层物性下限是确定有效储层和非有效储层的界限,孔隙度和渗透率高。储层、含油储层、动用储层物性下限分别与理论渗流、充注渗流和生产渗流的最小流动孔径相对应,可以采用最小流动孔径法确定;而有效储层物性下限与试油渗流的最小流动孔径相关性小,主要受工业油流标准限定,需要根据岩心物性分析、试油和生产测试资料综合确定。由单一的有效储层物性下限研究,逐步转向储层、含油储层、动用储层和有效储层等物性下限综合研究,是储层物性下限深入研究的一个重要方向。     

致密砂岩储层物性下限确定新方法及系统分类

扶余油层致密砂岩储层是大庆油田目前勘探开发的新目标,但对其储层物性的下限缺乏明确界定。因此,采用储层物性与产能相结合的经验统计法,分别对工业油层和低产油层储层物性按累计概率丢失10%作统计分析,确定工业油层物性下限为：孔隙度=7.1%,渗透率 =0.08 mD,低产油层物性下限为：孔隙度=5.6%,渗透率=0.047mD。 再利用致密砂岩临界孔喉半径与压汞资料相结合的函数拟合法,确定储层物性下限为：孔隙度=4.46%,渗透率=0.041mD,该值与低产油层储层物性的下限值较为接近,故将其作为致密砂岩储层的物性下限。依据致密储层物性下限、工业油层物性下限及常规储层物性分类界限,将砂岩储层系统分为致密Ⅲ类、致密Ⅱ类、致密Ⅰ类、低孔渗、中孔渗、高孔渗和特高孔渗储层。致密砂岩储层物性下限的确定和储层系统的分类可为致密油储层产能的计算及储层评价提供参数指标和技术支撑。     

低渗透砂岩气藏气体渗流特征

以鄂尔多斯盆地大牛地气田低渗透砂岩气藏为研究对象,对同一岩心在不同含水饱和度下的渗流机理进行了实验和理论分析,认为低渗透含水岩心气体在低速、低压下渗流先受气体滑脱效应的影响,随着压力梯度的增大,启动压力梯度作用逐渐增强;当含水率增大到20%左右时,低速、低压阶段岩心受到滑脱效应和启动压力梯度的综合作用.这为低渗透气藏渗流机理研究提供了新思路.     

低渗透砂岩气藏气体渗流机理实验研究现状及新认识

研究低渗透气藏的渗流机理,有利于制订合理、有效的开发方案。低渗透砂岩气藏气体的渗流机理实验研究主要集中在气体的滑脱效应、启动压力梯度、高速非达西流效应和含水饱和度影响等4个方面。为此,分析总结了国内外有关低渗透砂岩气藏渗流机理的研究成果,并有针对性地进行了大量低渗透砂岩气体渗流机理的实验研究,获得了一些新认识:①实际生产过程中,由于低渗透气藏的废弃压力很高,故没有必要考虑滑脱效应的影响;②低渗透气藏气体渗流过程中存在启动压力梯度,与渗透率呈反比;③低渗透气藏开发过程中发生高速非达西流效应具有临界渗透率值;④含水饱和度对低渗透气藏气体渗流特征影响很大。上述认识对于低渗透致密砂岩气藏开发具有指导意义。     

低渗透油藏渗透率及启动压力梯度应力敏感性分析

为了研究低渗透油藏在开发过程中伴随的储层物性及流体渗流参数变化规律,基于岩心堆积模型分形理论及材料力学原理,结合低渗透油藏非线性渗流特征,建立低渗透储层渗透率及启动压力梯度应力敏感理论计算模型,定量分析岩石力学参数对储层应力敏感性的影响,并通过理论模型计算结果与实验数据对比分析,验证应力敏感模型的有效性。研究结果表明:随着有效应力增加,渗透率呈下降趋势,而启动压力梯度呈上升趋势,且在有效应力作用下的正则化渗透率与启动压力梯度满足较好的乘幂关系;渗透率及启动压力梯度应力敏感性与岩石力学性质密切相关,岩石杨氏模量越大,渗透率及启动压力梯度应力敏感程度越弱,同一弹性模量的岩石泊松比越小,渗透率及启动压力梯度应力敏感程度越强;该模型可准确预测渗透率及启动压力梯度的应力敏感性,从而为低渗透油藏渗流规律研究及产能方案制定提供理论支撑。     

鄂尔多斯盆地长7油层组有效储层物性下限的确定

鄂尔多斯盆地长7油层组在湖盆中心大面积连续分布,孔隙度主要分布在4%~12%,渗透率一般小于0.3m D,属于典型的致密砂岩储层。而划分致密油含油边界关键技术之一是确定有效储层的物性下限。在测井解释、试油数据、储层物性分析等地质资料的基础上,根据统计学原理和超低渗透油藏流体渗流机理,分别采用经验统计法、物性试油法、孔隙度—渗透率交会法、油气驱替模拟实验法以及最小流动孔喉半径法5种方法,对该区有效储层物性下限展开研究。经过研究和综合对比,确定了长7油层组有效储层物性下限值为孔隙度5.7%、渗透率0.0276m D。     

低渗透气藏气井产能试井资料分析方法研究

低渗透气藏渗流机理不同于常规气藏，尤其是束缚水饱和度（S_wr＞30%）较高的低渗透气藏存在启动压力梯度，从而使测得的气井修正等时试井资料二项式产能分析曲线斜率为负值，无法分析应用。为此，文章基于低渗透气藏非达西低速不稳定渗流微分方程，推导出具有启动压力梯度的低渗透气藏气井稳定产能方程和不稳定产能方程，并提出低渗透气藏等时试井资料优化分析新方法，应用该方法不仅可以快速确定气井产能方程,评价气井产能，同时还能求出气藏的启动压力梯度、渗透率、表皮系数等物性参数。实例应用表明，所提出的产能试井分析新方法具有实用价值。     

渗透异常高压气藏典型井的数值模拟

低渗透异常高压气藏是一类特殊的气蘸,气体渗流除滑脱效应外,还要受到启动压力梯度、介质变形等因素的影响,从而导致气体在储层中的渗流为偏离达西规律的非线性流动.到目前为止还没有一套可靠的描述该类气藏动态预测的模型和方法,运用常规的气藏工程手段和气藏模拟技术往往难以正确认识其开发规律,导致开发效果不理想.在分析了启动压力梯度、介质变形对低渗透异常高压气藏渗流影响的基础上,建立了针对低渗透异常高压气藏的三维气、水两相非线性渗流数学模型.该模型还考虑了多种非线性渗流对气藏开发动态的影响.利用该模型对四川某低渗透异常高压气藏的典型井进行了生产历史拟合及模拟预测方案设计,为该气藏设计了一套开发首选方案.该研究实现了对低渗透异常高压气藏开发的定量动态预测,对气藏的高效开发具有指导意义.     

低渗透异常高压气藏典型井的数值模拟

低渗透异常高压气藏是一类特殊的气藏,气体渗流除滑脱效应外,还要受到启动压力梯度、介质变形等因素的影响,从而导致气体在储层中的渗流为偏离达西规律的非线性流动。到目前为止还没有一套可靠的描述该类气藏动态预测的模型和方法,运用常规的气藏工程手段和气藏模拟技术往往难以正确认识其开发规律,导致开发效果不理想。在分析了启动压力梯度、介质变形对低渗透异常高压气藏渗流影响的基础上,建立了针对低渗透异常高压气藏的三维气、水两相非线性渗流数学模型。该模型还考虑了多种非线性渗流对气藏开发动态〖JP2〗的影响。利用该模型对四川某低渗透异常高压气藏的典型井进行了生产历史拟合及模拟预测方案设计,为该气藏设计了一套开发首选方案。该研究实现了对低渗透异常高压气藏开发的定量动态预测,对气藏的高效开发具有指导意义。     

低孔、低渗致密砂岩储层物性下限值的确定——以川中P地区须二段气藏为例

储层物性下限的确定是关系到油气勘探、开发决策的关键问题。四川盆地中部P地区上三叠统须家河组须二段气藏致密砂岩储层具有典型的低孔隙度、低渗透率特征,前期勘探中由于没有精确确定有效储层的物性下限,导致试气段多次出现干层,给勘探开发工作带来较大影响。为此,综合利用岩心物性、压汞、试气等多种资料,采用经验统计法、孔渗关系法、最小流动孔喉半径法(水膜厚度法、Purcell法、Wall法)、产能模拟法、物性试气法等多种方法,分别获得其孔隙度、渗透率的下限值。在此基础上,采用算术平均法对该区储层的物性下限进行了综合确定,确定出该区须二段有效储层孔隙度的下限值为5.85%,渗透率的下限值为0.037mD。由于通过多种方法相互验证,避免了单一方法在物性下限取值时可能产生的较大偏差,确定出的储层物性下限值较为准确,并得到了新近试气资料的证实。该成果对气藏储量的精确计算和后续开发生产都具有重要意义。     

低渗透变形介质气藏压裂井产能分析

低渗透变形介质气藏压裂井生产过程中,气体渗流一般不遵循达西定律,而是存在启动压力梯度和介质变形影响的低速非达西渗流.变形介质的渗透率随有效应力的增大而降低,一般与压力变化呈指数关系.为此,基于压裂井三线性渗流模型,建立并求解了低渗透变形介质气藏考虑启动压力梯度和介质变形影响的有限导流垂直裂缝井不稳定渗流的数学模型,来研...     

三项式产能方程中启动压力梯度影响因素分析

在计算低渗透气藏的产能时,如果不考虑启动压力梯度将导致计算结果偏差较大。启动压力梯度受众多因素的影响,为了明确影响因素的主次关系并据此得到较为准确的产能计算结果,特进行三项式产能方程中启动压力梯度影响因素分析。通过正交实验,分析了地层孔隙度、渗透率、地层岩石黏土含量、地层岩石天然裂缝发育程度及气体黏度等因素对三项式产能方程中启动压力梯度的影响。结果表明：随着天然裂缝密度的增加启动压力梯度呈降低趋势;启动压力梯度随着地层黏土含量的增加呈迅速上升趋势;启动压力梯度随着地层孔隙度的增加呈递减趋势;气体黏度对启动压力梯度的影响不具有规律性;启动压力梯度随储层渗透率增加呈递减的趋势。以长岭气田下白垩统登娄库组致密砂岩气藏为例,其启动压力梯度影响因素顺序为：黏土含量、孔隙度、渗透率、天然裂缝密度、气体黏度。该结果为分析低渗透气藏启动压力提供了一种有效手段。     

启动压力梯度和应力敏感效应对低渗透气藏水平井产能的影响

由于低渗透气藏具有低孔、低渗特征,导致其气水渗流特征较为复杂,传统意义上的经典渗流规律不再适用于低渗透气藏。大量实验研究和现场应用证实低渗透气藏中存在渗流的非线性和流态的多变性,流体渗流不仅需要克服启动压力梯度,同时气体渗流还要受制于应力敏感效应影响。由于水平井是开发低渗透气藏最有效的方法之一,目前低渗透气藏水平井产能研究大多局限于传统意义上的经典渗流理论,通常忽略了应力敏感效应和启动压力梯度作用。针对低渗透气藏渗流特征,引入变换方法建立了低渗透气藏水平井产能模型,模型考虑了应力敏感效应和启动压力梯度的影响。并以某低渗透气藏为例,研究了应力敏感效应和启动压力梯度对低渗透气藏水平井产能的影响。结果表明:1)启动压力梯度和压力敏感对水平气井产量影响分别呈线性下降关系和幂函数下降关系;2)压力敏感效应比启动压力梯度对水平气井产量影响更为强烈;3)启动压力梯度达到0.00025 MPa/m,水平气井产量将降低77%;当介质变形系数达到0.15 MPa^-1,水平气井将停产;4)建议低渗透气藏水平井产能预测时必须考虑启动压力梯度和应力敏感效应的影响。     

低渗透气藏非达西渗流三项式产能方程的建立

低渗透气藏由于存在启动压力梯度,气体的渗流不再符合达西定律。考虑启动压力梯度影响,从气体多孔介质渗流力学理论出发,基于低渗透气藏非达西低速稳定渗流微分方程,建立了考虑启动压力梯度影响的低渗透气藏三项式产能方程,并提出了求解方法。通过某气藏的实际资料计算结果表明提出的方法切实可行,计算结果可靠。     

低渗透气藏拟稳态三项式产能方程及应用

低渗透气藏具有常规气藏不具备的诸多特征,其低孔低渗、非均质性强和含水饱和度高等导致了气体渗流类似液体渗流的“启动压力梯度效应”显著,用常规二项式渗流方程难以描述气体在低渗透气藏中的真实渗流特征,用常规的二项式产能方程不能分析低渗透气藏气井的产能。因此,在常规二项式渗流方程中添加了启动压力梯度项,并结合气井在正常生产期内的生产状态,建立了考虑启动压力梯度的拟稳态三项式产能方程,给出了低渗透气藏气井无阻流量的计算公式,为低渗透气藏气井合理产量的确定提供了理论依据。     

考虑启动压力梯度的低渗透气藏不稳定渗流模型

低渗透气藏气体渗流存在启动压力梯度,为准确描述存在启动压力梯度的低渗透气藏的不稳定渗流问题,在前人研究成果的基础上,根据存在启动压力梯度的低速非达西渗流的特点(流体流动边界不断向外扩展),建立了一个考虑启动压力梯度的低渗透气藏非线性渗流数学模型.采用格林函数法与数值逼近法相结合的方式对低渗透气藏的非线性渗流数学模型进行求解,建立了单井控制半径的求解方程,同时制作了计算控制半径的图版,利用该图版可以方便地计算出单井的控制半径.实例计算表明,采用考虑启动压力梯度的不稳定渗流模型能够正确地反映低渗透气藏的渗流机理和开采动态.     

利用启动压力梯度计算低渗油藏极限注采井距

从低渗储层单相渗流机理室内研究可以得到实测启动压力梯度;依据启动压力梯度的非线性渗流方程,并通过实验数据的统计拟合得到了低渗透储层启动压力梯度与流度的幂函数关系式。结合低渗透油藏渗流理论和低渗透油田实际,得到了低渗透油藏确定极限注采井距的公式和不同生产压差下极限注采井距与渗透率的理论图版,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。     

低渗透岩性油藏长期水驱储层特征变化规律

低渗透砂岩油藏注水过程中,注入水对储层孔隙的长期冲刷会对储层岩石的矿物组成、物性、渗流特征带来影响,针对该问题运用X射线衍射、核磁共振、液测孔渗等实验技术,开展了岩心长期水驱前后储层矿物组成、物性、渗流特征的对比实验研究,得到了不同渗透率级别岩心的各项实验参数。研究结果表明：在注入水长期高压差、强冲刷作用下,低渗透岩心中的黏土矿物含量下降0.98%～3.39%,伊蒙混层含量下降5.00%～40.92%,渗透率和孔隙度分别增大0.94%和17.67%,且储层物性条件越好,物性特征变化越明显;同时,长期注水会导致水驱启动压力梯度降低25.81%～38.86%,岩心储层物性越差,该特征表现越明显。总体来看,低渗透岩心经过长期水驱后,储层的各项非均质性加剧,导致开发过程中注入水沿高渗带的窜流增强。研究结果为低渗透油藏后期驱替方式的调整提供了理论依据。