水驱气藏采收率计算及影响因素分析

气藏采收率是指在当前经济技术条件下气藏可采储量占地质储量的比值,是决定气藏开发效果的重要指标,受经济极限产量、废弃地层压力、井口外输压力等多种因素影响.气藏整个开发过程中开发方案的制定、各种工艺措施的实施都为了达到提高气藏采收率这个目标.封闭纯气驱气藏的采收率计算及评价较简单,水驱气藏的采收率由于受储量控制程度及水驱波及系数的影响,不同于纯气驱气藏.根据对某水驱气藏的采收率评价,研究结果表明:受“水锁”形成“封闭气”及水侵使含气饱和度降低影响,水驱气藏采收率较纯气驱气藏的采收率有很大程度降低.     

非稳态气驱水法火山岩相对渗透率曲线实验

火山岩储层属于特低渗透率气藏,但是由于具有较多的天然气孔,裂缝发育,因此可进行工业化开发。气水相对渗透率曲线在气藏开发的动态分析和数值模拟中是一项重要的参考资料。以吉林某火山岩气藏岩心为例,使用非稳态气驱水法,测定并绘制了火山岩岩心的气水相对渗透率曲线。结果表明,束缚水饱和度、残余气饱和度及等渗点处含水饱和度均较高,等渗点处相对渗透率较低,端点处水相相对渗透率较低;围压及驱替压差对结果有重要影响;火山岩储层非均质性严重。     

非达西效应对碳酸盐岩凝析气井产能的影响

反凝析现象对地层污染严重,而井底流体高速非达西流动效应则导致污染更加严重。随着国内塔中I号碳酸盐岩凝析气田投入开发,迫切需要开展相关研究,从而指导气田的开发。首先建立了高速非达西流动效应对产能的影响变量,然后通过建立双重介质单井径向组分模型,研究了不同类型气藏、初始井日产气量和Forchheimer系数情况下高速非达西流动效应对产能的影响。结果表明,裂缝越发育、裂缝系统储量越大、井日产气量越高、Forchheimer系数越大,高速非达西流动效应导致产能降低幅度越大;当地层压力为露点压力的30％～60％之间时,高速非达西效应对产能的影响最为明显。     

室内注气方式对鄯善低渗油藏驱油的影响

针对低渗、特低渗油藏注气段塞大小不同,提高采收率的效果也不同的问题,通过长岩芯驱替实验研究了鄯善低渗油藏水驱后烃气连续驱以及水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV烃气后再水驱三种注气段塞大小提高驱油效率的效果.研究结果表明,水驱后注0.3HCPV烃气再水驱气突破时间相对稍早,而水驱后连续注气与水驱后注0.6HCPV烃气再水驱气突破时间较接近;水驱后连续注气气油比远高于水驱后注0.3HCPV、0.6HCP、,烃气再水驱的情况,而注0.6HCPV烃气再水驱的气油比又高于仅注0.3HCPV烃气再水驱;水驱后注0.3HCPV、0.6HCPV段塞烃气后再水驱时分别在水驱基础上提高驱油效率6.41%和13.61%,水驱后连续注烃气可在0.6HcPv注气量基础上驱油效率增加0.79%,增幅不大,说明注入0.6HCPV是合适的注入量.     

港北潜山内幕天然气成藏地质特征与成藏过程

为了加深潜山内幕天然气成藏多种地质特征的认识,明确其成藏过程,以黄骅坳陷港北潜山为例,采用地球化学分析、包裹体分析、岩心薄片观察和地震构造解析等手段,综合分析烃源岩、储集层、构造活动、断裂、圈闭和储盖组合等地质要素,认为生-储-盖层系的形成演化及天然气的成藏过程主要分为2个阶段——煤系烃源岩建造成藏阶段和煤系烃源岩建造和沙河街组烃源岩建造共同成藏阶段.研究结果表明:港北潜山北段天然气碳同位素为-39.1‰～-36.9‰,南段天然气碳同位素为-43.4‰～-42.2‰,表现天然气类型的差异性,南段为油型气,北段以煤成气为主;古近系沙河街组烃源岩TOC为0.50%～2.29%,上古生界煤系烃源岩煤层TOC可达到20%～70%.天然气分布在潜山内幕中生界火成岩储层、上古生界碎屑岩储层和下古生界碳酸盐岩储层,岩溶作用主控优质储层,溶蚀孔占总孔隙面积的65%以上;3类断裂系对气藏的保存亦存在两面性;潜山内幕圈闭可分为3大类9种类型;3类储集岩性与泥岩、煤层等盖层相匹配,共有7套储盖组合序列;港北潜山天然气2期充注成藏,晚期成藏为黄骅坳陷潜山天然气大规模充注成藏主要时期.     

沁水盆地压裂裂缝展布及对煤系“三气”共采的指示意义

为提高煤系"三气"共采压裂效果,对沁水盆地煤系"三气"共采进行了压裂配套设计.以煤系"三气"共生成藏为共采前提,基于水力压裂、岩石力学等测试手段研究区域应力特征,依据最大周向应力和二维线弹性断裂理论探讨应力作用下压裂裂缝展布规律,认为沁水盆地煤系储层具有充足的气源供给和合适的空间叠置关系,具有很好的煤系"三气"共采前景.研究结果表明:应力控制下各类储层起裂压力大小为:煤砂岩泥页岩,煤起裂压力转换深度最大;天然裂隙起裂程度大小为:泥页岩砂岩煤;压裂新起裂角展布趋势相似.压裂效果综合指数砂岩(0.041)煤岩(0.036)泥页岩(0.025).示范井揭示煤系"三气"可分为3类次级气藏,5种气藏组合.基于递进排采理论对各类气藏组合进行压裂配套设计,极大程度避免对临近气藏的压裂干扰.     

鄂尔多斯盆地岩性油藏微观水驱油特征及影响因素——以华庆油田长8_1油藏为例

针对鄂尔多斯盆地陇东地区长8油藏微观水驱油机理研究薄弱的现状,以华庆油田长81储层为例,应用真实砂岩微观模型水驱油渗流实验、物性、恒速压汞、核磁共振等测试资料研究了储层微观水驱油特征及驱油效率的影响因素,认为喉道半径大小及分布形态与水驱油渗流规律关系密切.结果表明:长81储层微观渗流路径为均匀驱替、网状-均匀驱替、指状-网状驱替、指状驱替4类,在同一实验条件下对应的驱油效率依次降低;70%以上的残余油以绕流、油膜状分布;储层物性、孔隙结构、可动流体饱和度均受控于成岩作用,其对水驱油机理的影响具有一致性.总体上,当渗透率1.5mD、喉道半径0.5μm、分选系数0.15、可动流体饱和度40%、驱替压力增加率50%、驱替速度0.012mL/min时,驱油效率增大趋势明显减弱.油藏开发过程中应注重将采油数据和岩心水驱油渗流实验相结合,优选高渗带设计合理的开发工艺、分段开发.     

靖边气田南部非边底型地层水分布主控因素及预测

在分析气井产水特征的基础上,研究靖边气田南部马五1+2气藏地层水分布主控因素,提出非边底型地层水分布预测方法,划分气水分布类型.结果表明:地层水主要为气水同层,纵向上主要位于马五31,平面上主要分布于区块中—东北部;气田分布受成藏背景、地质结构、小幅度构造及储层含气性等因素控制,成藏构造背景是相对富水的基本条件,不整合面地质结构控制气水聚集形式,中部大面积分布的盖层遮挡气水运移通道,小幅度构造对气水分布进行局部微调整,储层含气性差异体现地层水充注程度.根据产水井点分布、地质结构位置、小幅度构造部位、含气饱和度等指标,将研究区划分为3种类型:相对富水区,主要位于古地貌缓坡区、小幅度构造低部位且含气饱和度低于50%的区域;产水低风险区,位于西部剥蚀区和东侧洼地区、含气饱和度高于50%区域;产水高风险区,介于两者之间.该研究对靖边气田南部勘探开发及生产措施制定具有指导意义.     

低渗透油藏CO2气驱渗流机理核磁共振研究

对超低渗透油藏和特低渗透油藏注入CO2开采,已成为提高原油采收率的重要技术手段之一.利用吉林油田超低渗透和特低渗透砂岩岩样,设计混相气驱、非混相气驱、高压水驱和低压水驱4种岩心注入工艺实验,采用核磁共振技术,从微观孔隙角度分析CO2混相气驱、非混相气驱和水驱渗流机理.研究表明:气驱驱走了岩心大部分大孔隙中的可动流体,并有一部分原油进入小孔隙成为不可动流体;相对非混相气驱,混相气驱可动流体的采出程度高是混相气驱提高采收率的根本原因;注采压差的提高,增加小孔隙中不可动流体的采出程度是基于混相气驱提高采收率的有效方法.气驱优于水驱,混相气驱优于非混相气驱.     

河流相油藏水平井网水驱波及规律研究

BZ油田为渤海典型的河流相油田,主要采用水平井开发,已进入“双高”开发阶段,面临稳产难度大的问题;基于BZ油田实钻井水淹资料统计分析,发现主流线水淹比例近4年为50%,非主流线水淹比例为15%,非主流线水淹程度较低,且油田主力砂体水驱动用不均匀。笔者根据海上油田井距大、井数少、井网复杂等开发特点,引入表征河流相储层非均质性的特征参数,对陆上油田水驱纵向波及公式进行回归修正,对BZ油田和单砂体进行水驱纵向波及定量表征;基于油田水驱特征曲线法进行油田的体积波及系数计算,根据体积波及系数和纵向波及系数计算平面波及系数。根据水驱波及评价结果,结合BZ油田水驱开发中暴露的问题,指导BZ油田剩余油挖潜。     

大面积连续分布是页岩层系油气的标志特征——以鄂尔多斯盆地为例

非常规页岩层系油气资源大面积连续分布,是未来全球油气供应的重要接替领域。提出了页岩层系油气的地质内涵,即烃源层系生成、滞留或就近聚集在生烃层系内部或紧邻生烃层系的致密储集层中,利用新技术可实现工业开采的连续分布油气资源,包括源储一体型和源储紧邻型两种资源类型。鄂尔多斯盆地是致密油气、页岩油气等非常规页岩层系油气资源的有利发育区,中生界三叠系延长组、上古生界石炭系—二叠系源储接触面积大,页岩油气、致密油气主要在源内或近源大面积连续分布,具有“普遍含油气、储层致密、低压、低丰度”的典型地质特征,具有稳定平缓的构造面貌、较高成熟源岩广布式生排烃和大面积致密储层叠置分布的有利成藏地质背景,致密油气“甜点区(段)”主要受生烃中心和厚层砂岩分布共同控制,页岩油气“甜点区(段)”主要受富有机质页岩规模、热演化程度、天然裂缝等共同控制。随着页岩层系油气的深入勘探开发,以大面积连续分布为标志特征的页岩层系油气地质理论将深入发展,成为石油天然气地质学的下一次大飞跃。     

致密储油层敏感性实验研究

致密性储层埋藏深、渗透率特别低,受敏感性影响较大,研究致密性储层的敏感性对避免不合理的开采方式对储层造成伤害,从而有利于油田高效开发。但由于致密储层注水困难,实验过程中,流速慢、耗时较长。本文采用储层敏感性流动实验评价方法,通过对新疆吉木萨尔致密储层4口油井的若干岩样进行敏感性实验,并对实验结果进行了分析、评价。结果表明,该致密性储层岩样水敏损害程度平均为43.64%,速敏损害程度平均为24.3%,盐敏损害程度平均为33.80%,酸敏损害程度平均为15.66%,临界流速为24.63m/d;该致密性储层具有中等偏弱水敏性、弱速敏性、中等偏弱盐敏性、弱酸敏性。研究结果为该区块油田采取合理的开采方式,降低敏感性对储层的伤害提供理论依据。     

AVO流体反演技术在低孔渗砂岩气藏预测中的应用

西湖凹陷A构造的砂岩气藏,主要埋藏于3000m以下的深层,且发育于浅水沉积环境,储层物性较致密,厚度横向变化大,导致储层的AVO响应复杂,常规AVO分析难以对储层流体进行有效识别。研究了AVO流体反演技术在该构造含气储层预测中的应用。该技术在对储层以及非储层速度、密度、厚度等关键参数的统计分析的基础上,利用Monte－Carlo随机模型建立、地震正演模拟、流体替换等技术,获得储层在不同流体下AVO响应的验前概率;然后利用Bayes理论,估算实际地震数据AVO响应指示储层含某种流体的可能性一验后概率,从而实现储层流体的预测。实际钻探结果证实了该方法的有效性。     

建111井致密砂岩气显示录测井解释研究

致密砂岩气属于非常规天然气资源家族的一员,其储层孔隙度低、渗透率低、随钻录井气测显示弱、气水关系复杂。这些特征,给录测井解释评价带来诸多需要攻关与认识的技术难题。在建南地区首口致密砂岩气勘探开发试验井—建111井,江汉录测井人员于须家河组须六段致密砂岩储层发现并解释典型致密砂岩气层1层厚9.0m,完井测试,日产天然气3 000m3。须六段致密砂岩气的成功解释评价,丰富和验证了现有的录测井致密砂岩气解释评价方法,为下步该地区致密砂岩气开发录测井解释评价积累一定的实践经验。     

高盐中低渗油藏聚合物溶液储层适应性研究 ——以长庆油田“长4＋5”块为例

目前，对聚合物驱油技术的需求正从低盐油藏向高盐和特高盐油藏转移，提高聚合物溶液在高盐油藏的适应性已经成为石油科技工作者亟待解决的技术难题。为了提高目标储层的采收率，主要对长庆油田“长4+5”高盐油藏区块，从物理化学、高分子材料学和油藏工程等知识入手，通过仪器检测、化学分析和物理模拟等实验方法，在高矿化度溶剂水条件下进行了聚合物溶液油藏适应性研究。结果表明，在聚合物质量浓度（CP）为300～900 mg/L的条件下，当聚合物的相对分子质量（M）分别为800×104、1 400×104、1 700×104、2 000×104时，聚合物溶液岩心渗透率极限（Kg）分别为（25～40）×10－3、（30～55）×10－3、（35～70）×10－3、（45～80）×10－3 μm2。在目标油藏注入水和温度条件下，油藏储层内岩石与水解聚丙烯酰胺聚合物溶液间配适性与岩石孔隙渗透率、聚合物相对分子质量和聚合物质量浓度等因素有关，相关曲线上方为配伍区，下方为堵塞区，孔喉半径中值与聚合物分子线团尺寸Dh的比值为3.02～5.76。     

新场上沙溪庙致密碎屑岩气田整体压裂开发方案设计研究

为了解决川西致密碎屑岩气田存在的生产动态复杂,储量难动用,采速低,见产慢,稳产条件差,提高综合开采效益困难等问题和难点,通过研究和现场试验,认为采用整体压裂改造开发技术可以获得较好的产能和经济开发效果,建立了气,水三维二相三重介质低渗致密裂缝性气藏整体压裂模拟模型,模型中首次全面考虑了低渗致密气藏低速非达西型渗流和高速非达西型渗流的影响,结合地应力研究,对新场上沙溪庙致密碎屑岩气田整体压裂开发方案进行了设计研究;为低渗致密气藏患体压裂改造方案的编制提供了思路和工具。     

静态渗吸对致密油开采效果的影响及其应用

致密油储层的孔喉细小、渗透率低,使得开发难度较大,但是以毛管力为基础的静态渗吸作用对致密油的开采十分有利。利用自行研制的静态渗吸实验测量装置,进行了大量室内实验,研究出致密储层的渗吸规律及其影响因素。实验结果表明,温度升高,静态渗吸采出程度明显增加;静态渗吸采出程度受边界条件的影响;降低地层水的矿化度,渗吸采出程度增加。另外,对实验结果进行无因次化处理,曲线归一性较好,可用于估计实际致密储层的渗吸开采效果,这对提高致密储层的采收率具有重要的指导意义。     

提高凝析气藏采收率和气井产量新思路

目前我国多数凝析油含量中偏低的饱和凝析气藏,多用衰竭方式开发,有的已处于开发中、后期,提高凝析气井产量和气藏凝析油采收率已成为关键问题.着重介绍了三种提高单井产量和四种注气开发提高凝析气藏凝析油采收率的工艺技术.探讨了凝析气藏开发中、后期多种开发方式,针对性地提出了开发凝析气藏的三点意见.望能加强该类气藏开发中、后期的研究工作.     

低渗透油藏气水相对渗透率计算方法研究

和常规油气藏不同,致密气藏中流体的渗流并不符合经典的达西定律,而是同时存在着动态启动压力梯度和应力敏感效应。常规的JBN方法计算相对渗透率时并没有将这两者考虑在内,势必造成计算的误差。在分析致密气藏特殊渗流机理的基础上,建立了考虑动态启动压力梯度和应力敏感效应的致密气藏两相渗流计算方法并进行了实例验证。结果表明,在考虑动态启动压力梯度和应力敏感性的情况下,气、水两相的渗流能力均有明显下降,其中水相相对渗透率降低速度加快,而气相相对渗透率上升速度有所减缓,等渗点相对渗透率降低,岩芯的残余水饱和度升高。不同孔隙压力下的相对渗透率实验结果表明,随着孔隙流体压力的下降,动态启动压力梯度和应力敏感性对于渗流的影响越来越显著,这两种因素在内的新方法得到的相对渗透率曲线和传统的JBN方法得到的曲线差异也越来越明显。新方法计算得到的相对渗透率曲线更能准确的表征致密储层流体的渗流形态。     

水侵对气藏出砂的影响研究

国内外对于油藏的出砂问题研究较多,而对于气井的出砂研究很少。随着本世纪天然气工业的蓬勃发展与天然气资源的进一步开发,气藏出砂问题越来越成为天然气工业高速发展所必须解决的具体问题。从国内各出砂气藏的生产情况来看,引起出砂的因素很多,其中以水侵最为普遍,影响也最为严重。因此,对气藏水侵造成出砂的机理进行研究是非常必要的。通过大量文献调查研究,在总结气藏的出砂类型,说明气藏水侵水的来源的基础上提出了水侵造成出砂的微观机理：（1）水侵造成储层敏感;（2）水侵增大流体粘度;（3）水侵导致液阻效应。对水侵造成气藏出砂的微观机理的研究,为具有水侵趋势或已经水侵的气藏采取针对性的处理措施提供了理论依据。