基于孔隙网络模拟的致密砂岩气充注与微观气水赋存特征

中国致密砂岩气资源丰富,勘探潜力大,但已有的开发实践证实开发面临巨大挑战。为了从微观角度深入认识致密砂岩气成藏机理,气水分布,提高致密砂岩气采收率,基于孔隙网络模型,开展了致密砂岩气充注数值模拟研究,探讨了微观尺度下致密砂岩气充注机制,并分析了充注过程中气水的赋存特征,建立了不同温度压力条件下毛细管力学模型,指出了不同地质条件下含气性差异与变化的特征。研究结果表明：(1)毛细管压力是孔隙内流体与孔隙壁面之间的分子间相互作用力的宏观表达,相较常温常压,在高温高压地层中毛细管压力更小,成藏下限可能更低;(2)由于孔隙结构的非均质性特征,并非所有大孔隙都被天然气充注,与小孔隙或者窄喉道相连的大孔隙可能无法被充注而呈现局部高含水特征,开发过程中,这部分水作为自由水被产出;(3)孔隙网络模拟揭示了岩心尺度上的致密砂岩微观含气性增长机制与气水分布形成过程,有利于深入认识致密油气成藏机理,以及气水分布。结论认为,基于孔隙网络充注模拟技术,在实验室条件下揭示了微观气水分布形成过程和致密砂岩气充注机理,对指导致密砂岩气开发具有重要指导和借鉴意义。     

低渗-致密储层微纳米孔喉分布及其对渗流的影响

低渗-致密储层微观孔喉分布有较大差异,导致其渗流特征亦有明显不同。将室内实验与油藏工程计算相结合,定量研究了低渗-致密储层微纳米孔喉分布特征及其对渗流的影响。结果表明：1)孔喉半径小于1μm的孔喉体积占总孔喉体积的主体;2)岩心渗流特征曲线呈非线性渗流规律,渗透率降低,启动压力梯度显著增大,附加渗流阻力占总渗流阻力的比例也增大,研究物性范围内,附加渗流阻力占比均大于50%,渗透率为0.4 mD时,附加渗流阻力占比可达84.8%;3)微纳米孔喉的存在使得油井泄油半径降低,渗透率为0.4 mD时,极限泄油半径仅28.5 m,制约了井间及压裂水平井段间原油的动用。该研究成果可为认识低渗-致密油藏流体渗流规律和制定合理开发方案提供指导。     

致密砂岩孔隙内水的赋存特征及其对气体渗流的影响——以松辽盆地长岭气田登娄库组气藏为例

致密砂岩储层岩石孔隙结构复杂,孔隙内水的赋存状态和可动性难以确定,影响气井的产能确定和生产动态预测。为了认识该类储层气水渗流特征,根据铸体薄片和压汞等实验资料,分析了松辽盆地长岭气田下白垩统登娄库组气藏储层的孔隙结构,选取具有代表性的岩样,通过核磁共振、气驱水等实验,研究了岩石孔隙中水的赋存特征及其流动性,进而研究储层岩石在不同含水条件下对气体渗流的影响。结果表明:致密砂岩细小孔喉内的水流动性差,残余水饱和度较高,其大小不仅与岩石孔隙结构和物性相关,而且还与其中的气体流动有关;气体在含水孔隙内的流动受毛细管压力和滑脱效应影响存在非达西渗流特征,启动压力梯度的大小与储层渗透率和含水饱和度密切相关,登娄库组储层Sw/K值大于1 000mD-1以后,启动压力显著增大。该成果为该类气藏合理开发技术政策的制定提供了依据。     

致密砂岩微米级孔隙网络系统石油驱替实验三维在线模拟

致密油储层孔隙度和渗透率均较低,其微米级孔隙网络系统内石油赋存状态是致密油成藏地质研究中亟待解决的核心问题之一。采用油气驱替系统与X射线微米CT扫描系统联用,通过对3 mm和5 mm直径致密砂岩干岩心、饱和碘化钾（KI）溶液及油驱替KI溶液后致密砂岩岩心在线CT扫描及数据重构,三维展示了致密砂岩微米级孔隙网络系统中石油的赋存状态。研究发现孔隙半径10 μm以上孔隙的连通性较好,是石油聚集的优势孔隙网络系统,致密砂岩62.9%~84.1%的石油聚集于半径在10~60 μm之间的孔隙内;孔隙半径小于10 μm的孔隙数量多,但其在空间上多呈孤立状分布,该部分孔隙的石油充满度较低,只聚集了致密砂岩内6.8%~20.0%的石油。致密砂岩含油饱和度随孔径呈阶梯状增长,半径小于10 μm、10~60 μm和60~80 μm的孔隙的含油饱和度分别为10%~40%,30%~75%,40%~75%。致密砂岩微米级孔隙网络系统石油的赋存与孔隙的尺寸、成因类型及空间分布特征有关。     

天然气充注成藏与深部砂岩储集层的形成 ——以塔里木盆地库车坳陷为例

在塔里木盆地库车坳陷深层天然气成藏条件分析的基础上,阐明深部有效储集层的形成机制.研究表明,天然气充注成藏过程与深部砂岩有效储集层的形成具有密切关系:早期曾捕获到油气的储集层,后期深埋后储集层性能较好;若早期未能捕获到油气,深埋后储集层则比较致密.深埋压实作用对孔、缝的保存影响较大.在储集层深埋致密化之前发生的油气充注过程,抑制了岩石的机械压实和裂缝闭合,阻碍了致密化进程,使储集层的有效孔、缝得以保存.库车深层煤系气源充沛,高演化侏罗系烃源岩成气潜力依然较大,深部砂岩储集层发育次生孔隙和微裂隙,膏盐盖层分布广,厚度大,生储盖空间配置好;以断裂为主构成的输导体系发育,排烃效率高,运聚系数大,油气被高效捕获成藏;盐构造下的深部和超深部圈闭发育.因而,库车坳陷深层和超深层成藏条件好,勘探潜力巨大.     

弱固结砂岩气藏出砂物理模拟实验

海上弱固结砂岩气藏一旦出砂,危害极大,准确地预测出砂尤为重要。目前国内外关于出砂预测的模型均基于一定的假设条件进行理论计算,参数较多,直接影响到预测精度。笔者基于出砂物理模拟实验,首次研制了一套气井出砂物理模拟实验装置,并进行了大量实际储层全直径岩心模拟实验,测定了岩心发生出砂时的临界压差与流量,通过相似原理反算出实际生产时的出砂临界压差。根据实验测试结果,回归了生产压差与岩心单轴抗压强度的拟合关系,形成了一种简单有效的弱固结气藏出砂预测方法。该方法首次在南海某深水气田进行了应用,预测误差可控制在10%以内。     

考虑气体滑脱及Knudsen扩散的低渗致密砂岩微观流动模拟

低渗致密砂岩纳米-微米尺度孔喉发育,微观非均质性强,渗流机理复杂,现有物理实验方法难以准确评价。采用基于数字岩心理论的微观流动模拟方法来分析低渗致密砂岩中天然气的渗流规律。以川西地区沙溪庙组砂岩样品为基础,利用CT扫描建立目标岩样三维数字岩心,通过孔喉识别、形态简化及喉道调整,构建了包含不同孔喉分布的低渗致密砂岩三维孔隙模型;考虑天然气在纳米-微米孔喉中输运机制的复杂性,建立了耦合Darcy渗流、气体滑脱和Knudsen扩散的流动控制方程,并结合孔隙模型对其进行离散求解。开展流动模拟,评价不同孔隙压力下各输运机制对天然气产出运移的影响。结果表明：低渗致密砂岩中喉道越小、孔隙压力越低,气体流动非线性越强;在孔隙压力高于10 MPa范围,天然气在平均喉道半径大于0.1 μm的砂岩孔隙空间中的流动基本满足Darcy渗流;而对于平均喉道半径小于0.1 μm的致密砂岩,孔隙压力低于10 MPa后气体滑脱和Knudsen扩散是气体运移中重要机制,对天然气生产的影响不可忽略。     

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界致密气成藏特征及物理模拟

鄂尔多斯盆地临兴地区上古生界致密砂岩气藏资源勘探潜力巨大,但是成藏规律及运移方式较为模糊。基于构造、沉积相和砂体展布特征,临兴地区上古生界源-储组合关系可分为源内、近源和远源3种类型。利用岩石热解、热成熟度测定、岩心描述、薄片鉴定、扫描电镜观察,物性分析以及地震和测井等资料,对烃源岩、储层、充注动力及断裂的发育进行分析。结果表明:临兴地区发育煤、炭质泥岩和暗色泥岩3套烃源岩,干酪根类型为Ⅲ和Ⅱ₂型,有机质丰度较高,普遍进入成熟-高成熟阶段,生气潜力较大;储层岩石类型以成熟度中等的长石岩屑砂岩为主,非均质性强,孔喉类型多样,包括原生粒间孔、溶解粒间孔、溶解粒内孔、晶间孔和微裂缝。物性以低孔-低渗为主,平均孔隙度为6.81%,平均渗透率为0.610×10^-3μm²,属于典型致密储层;地层超压普遍发育,气体膨胀力是源内、近源组合成藏的关键动力;断裂十分发育,既可为天然气垂向充注至远源组合提供运移通道,又能改善储层品质,提高天然气横向运移能力。在此基础上,对建立起的成藏模式进行物理模拟实验,发现储层非均质性及断裂的发育是影响气水...     

鄂尔多斯盆地东部致密砂岩气成藏物性界限的确定

为了研究鄂尔多斯盆地东部上古生界致密砂岩储层天然气充注成藏的物性界限,分析微观孔喉内天然气的受力状态,综合考虑了束缚水膜、浮力、毛细管阻力、异常超压和水动力等参数对天然气充注成藏所起的作用。将束缚水膜厚度作为天然气可充注进入致密储层的最小孔喉半径,核磁共振测试获得了岩心束缚水饱和度并据此计算了束缚水膜的厚度,综合分析得出孔喉半径下限为10 nm。利用浮力和毛细管阻力的平衡状态计算得出的临界孔喉半径作为最大孔喉半径,通过先确定主要含气层段在不同地质时期的气柱高度,据此计算得到的临界孔喉半径作为孔喉半径上限。通过常规压汞测试结果建立了孔喉中值半径与物性参数的拟合趋势,再将孔喉半径上、下限带入拟合趋势中推算得出相应的物性界限参数。物性界限推算结果为：下石盒子组八段成藏物性孔、渗参数下限分别为4% 和0.1 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为13% 和1.8 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为14% 和2.0 mD;山西组二段三亚段成藏孔、渗参数下限分别为2% 和0.01 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为8% 和1.0 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为9% 和1.4 mD;太原组成藏孔、渗参数下限分别为3.5% 和0.02 mD,早白垩世末期储层孔、渗参数上限分别为11% 和1.1 mD,现今储层孔、渗参数上限分别为12% 和2.0 mD。     

气藏型储气库注采运行物理模拟研究与应用

气藏型地下储气库运行过程中常出现实际库容量小于设计库容量及运行效率低等问题。为此,研发了物理模拟实验系统,定量研究了气藏型储气库建库与注采运行机理。以水侵砂岩气藏储气库为例,采用该系统针对储气库高速反复注采的工况,研究了建库气驱机理、多周期注采过程气水渗流规律及其对库容量和注采能力的影响,确定了影响气库运行效率的主控因素;并与矿场生产实际运行效果进行了对比分析。结果表明:1储层受边水运移影响,孔隙空间可利用程度逐步降低,气相渗流阻力逐步增加,从而影响气库扩容及注采效果;2储层的可动含气孔隙空间比例随注采周期增加呈上升趋势,由于受储层孔喉分布非均质性、驱替压力梯度限制以及细小孔喉较强的毛细管力作用,扩容所增加的可动孔隙空间有限,使可动孔隙空间利用效率较低,约为45%;3物理模拟孔隙空间利用率与储气库实际运行过程变化趋势相同,误差在5%以内。结论认为:该物理模拟实验系统所得结果的可靠度较高,有助于制定合理的运行制度,最大限度地提高储气库运行效率。     

煤系致密砂岩气渗流机理实验模拟研究——以四川盆地上三叠统须家河组煤系致密砂岩气为例

中国含（油）气盆地广泛发育与煤系烃源岩共生或伴生的致密砂岩气,以四川盆地须家河组和鄂尔多斯盆地上古生界最为典型。受煤系烃源岩大范围面状蒸发式排烃和低缓构造背景影响,致密砂体内气体运移聚集过程中水动力和浮力作用相当受限,在这种低渗低速条件下,非达西渗流特征非常明显,形成气—水混杂的含气区。致密砂岩气驱水模拟实验中,渗流曲线形态主要受岩心渗透率大小的影响,渗透率值越低,则启动压力梯度越大,非达西现象愈加明显。致密砂岩注气驱水实验过程中,岩心的最大含气饱和度一般小于50%,主要分布在30%～40%之间,含气饱和度平均值为38%左右,与地下岩心所在气层的实际含气饱和度比较相近。岩心含气饱和度与渗透率呈较好的对数正相关关系,相关系数为0.891 5。致密砂岩气体单相渗流过程中,由于存在气体渗流的“滑脱效应”,低速非达西渗流特征异常明显,存在“拟初始流速V_d”。 单相气体渗流曲线形态特征主要受岩心渗透率及环压大小控制,渗透率值愈小或者环压值愈大,则非线性段越长,临界压力越高,启动压力梯度越大（0.02~0.08MPa/cm）,拟初始流速则越大,非达西渗流特征越明显。致密砂岩气渗流机理研究表明,储层渗透率越低,启动压力越大,流速越慢,天然气运聚效率和含气饱和度较低。针对煤系致密砂岩气运聚机理实验室模拟研究,为揭示致密砂岩气富集规律和评价选区,同时为开发机理研究提供理论基础。     

煤系致密砂岩气运聚动力与二维可视化物理模拟研究——以川中地区三叠系须家河组致密砂岩气为例

煤系地层致密砂岩气是中国陆相盆地主要的致密砂岩气类型,这种致密砂岩气源来自煤系烃源岩。中国煤系致密砂岩气以四川盆地须家河组和鄂尔多斯盆地上古生界最为典型。煤系烃源岩呈广覆式分布,大面积生排烃,进入大范围砂体后,天然气运移聚集过程中,砂体的非均质性控制了致密砂岩气局部富集和甜点形成。基于典型气区解剖和地质建模,开展了不同粒径砂与黏土相似材料模拟致密砂岩气运聚机理实验研究,以揭示煤系致密砂岩气充注、运移和聚集规律。实验结果表明,砂体渗透率级差控制天然气聚集的有效性、速率和含气饱和度。当砂体渗透率级差值为2.8时,即砂体非均质性较弱时,砂体内天然气不能有效聚集,而是运移和散失;当砂体的非均质性增强,渗透率级差值增加到5.4时,其中的天然气开始聚集成藏;当砂体非均质性进一步增强,渗透率级差值增加到9.0以上时,砂体内天然气发生大规模的有效聚集和成藏。在气源充足的条件下,大面积非均质性砂体中,物性相对越好的局部砂体,且该局部好砂体中均质性和连通性越好,含气饱和度越高。有断层连通的情况下,砂体的成藏速率增大。致密砂岩气运聚机理研究表明,勘探中应找分流河道、岩屑溶蚀相、断层裂缝和局部构造等部位物性较好的砂体,而其外围被物性较差的砂体或泥岩围限,则有利于天然气有效聚集和保存。