致密岩心中气体渗流特征及影响因素实验研究

致密砂岩气藏储层岩石孔隙结构复杂,孔喉细小,气体渗流特征有别于常规气藏。采用逐级增压气驱实验和定容衰竭开采物理模拟实验相结合的方法,测试分析了气体在砂岩储层岩心中的渗流特征。研究表明:气体在致密砂岩储层岩心中有效流动的条件是需要有足够大的流动压差克服沿程摩阻,这也是致密气藏储量得到动用的门槛条件。气相渗流特征受岩心基质渗透率、含水饱和度、岩心长度、上覆压力等多种因素的影响,在致密气藏开发过程中,需要综合考虑这些因素对气井产能及稳产能力的影响。     

苏里格西部致密砂岩储层不同孔隙类型下的气水渗流规律

为了探究苏里格西部致密砂岩储层的渗流规律,选用铸体薄片、常规压汞等资料,采取定性与定量相结合的方法对孔隙结构进行分析,在此基础上结合气水相渗测试以及可视化真实砂岩模型进行气水驱替及泄压实验,模拟气藏成藏及开发过程中不同孔隙类型的渗流规律和流体分布。依据不同孔隙的相对含量将孔隙组合类型分为溶孔-粒间孔、晶间孔-溶孔、溶孔-晶间孔、晶间孔4类,并对4类孔隙类型代表样品的孔喉特征及渗流规律进行分析。结果表明:不同孔隙类型储层的渗流规律分异明显,随着储层物性越来越好,束缚水饱和度逐渐减小,束缚水处的气相相对渗透率逐渐增大,两相共渗区不断加宽,渗流能力增强,气水相互干扰逐渐减弱;可视化气驱水驱替类型随孔隙类型变好逐渐由指状驱替过渡为驱替程度较大的均匀驱替,在同等生烃条件下有利于天然气充注构成有效储层;泄压实验结果表明,孔隙类型好的样品泄压所需的时间短,压力下降的幅度大,采出程度高;孔隙类型较差的样品残留水过多,使得气相相对渗透率减小,采出程度较低。根据压汞结合相渗测试,确定研究区储层束缚水转变为可动水的节点生产压差为7 MPa,为苏里格西部气井降低产水风险、提高采收率提供理论依据。     

考虑压力作用的气体或气体混合物的扩散渗流方程

本文通过压力作用下流体扩散渗流的讨论,得出了考虑压力作用的气体或气体混合物的扩散渗流方程。并对扩散系数 D,膨胀扩散系数 G 进行了讨论,从而使在压力作用下的气体或气体混合物的扩散运动得到了更好的描述。     

低渗致密气藏气相启动压力梯度表征及测量

针对低渗致密气藏气相渗流启动压力梯度的数学表征和实验测量不成熟的问题,对液相启动压力测量方法及近似计算进行分析,从非达西渗流理论出发,推导出启动压力梯度的数学表达式,提出临界压差法和拟压力法作为新的测量方法。实验数据表明,建立的低渗致密气藏启动压力梯度数学表征及测量方法是准确、可行的。针对苏里格某区块展开实例分析,实验测得其储层启动压力梯度为０.０５～０. ２０ ＭＰａ／ ｍ。计算可知,该气区极限井控半径为８０～５７０ ｍ,该区块还有井网加密调整的空间。     

低渗透油藏渗流启动压力理论计算方法

油层中流体必须克服一定压力后才能流动,这种压力即为流体渗流时的启动压力。本文从流变学原理出发,推导出低渗透油藏流体渗流启动压力的理论计算公式。该方法计算简便,易于科技人员掌握使用,从而为油田开发部署提供一定依据。     

致密砂岩储层中气体渗流规律实验研究

为了揭示苏里格气田致密砂岩中气体渗流规律,采用物理模拟方法测试了不同含水条件下不同气驱压力时气体流量,在考虑气体偏差因子、黏度和压力关系基础上,研究了压力、气体偏差因子、黏度与流量的关系。结果表明:致密气藏中气体需要突破一定门槛压力,才能在砂岩孔隙内产生有效流动,岩心渗透率越低、含水饱和度越高,门槛压力越大,当气驱压力突破门槛压力后,气体在砂岩中渗流时表现出黏性流特征;随气驱压力增加,压力/气体偏差因子/黏度与流量的关系会由非线性关系转变为线性关系;岩心渗透率≥1×10~(-3)μm~2时,气体以线性渗流为主;岩心渗透率为(0.1～1)×10~(-3)μm~2时,当气驱压差1 MPa,气体以线性渗流为主;岩心渗透率≤0.1×10~(-3)μm~2时,当含水饱和度为20%,出现气相渗流门槛,当气驱压差3 MPa,气体才能达到线性渗流;渗透率0.345×10~(-3)μm~2时,随渗透率增加,配产界限值先快速增加,之后增速变缓;在渗透率相同条件下,储层含气饱和度愈高,则配产界限值愈高。     

油藏启动压力的规律研究与应用

低渗油藏具有启动压力现象而使渗流不遵循达西定律，研究油藏启动压力规律，能更好地进行油藏开发设计和油藏开发动态分析，方法：利用渗流理论进行研究和推导，同时结合室内试验资料进行验证。结论：该规律为进行油藏开发层系的划分，井网部置及已开发油藏层间动用状况等研究提供了一种新的理论方法和工具。     

低渗透油藏渗流启动压力理论计算方法

油层中流体必须克服一定压力后才能流动,这种压力即为流体渗流时的启动压力．本文从流变学原理出发,推导出低渗透油藏流体渗流启动压力的理论计算公式。该方法计算简便,易于科技人员掌握使用,从而为油田开发部署提供一定依据。     

稠油非线性渗流启动压力梯度实验研究

稠油中胶质、沥青质等高分子混合物决定其特殊的结构特性,表现出非线性渗流的特点。启动压力梯度是研究非线性渗流的重要环节。以实际某油田为例,对比分析目前国内外常用的几种测量启动压力梯度的方法,选择出最佳实验方法,通过实验研究不同渗透率条件下启动压力梯度存在的临界黏度并绘制版图,最后研究目标油田全流度范围内启动压力梯度与流度的关系。实验结果表明:微流量驱替法是较为实用的测量启动压力梯度的方法;目标油田启动压力梯度存在的临界黏度随渗透率的增加而增大,且增大的幅度逐渐趋于平缓;流度较小时,随流度的增加启动压力梯度下降较快,随着流度的不断增加,启动压力梯度下降幅度减缓。     

高能气体压裂井下动态压力过程测试研究

在对国外文献深入调研的基础上，针对不同地层条件下高能气体压裂过程中，井下高速、高温、高压的瞬时动态脉冲作用特点，开发了井下压力－时间过程的测试系统，为进一步改善油气藏开发中应用高能气体压裂提供一种有力的研究手段。     

苏里格气田致密砂岩气藏水平井开发技术及展望

鄂尔多斯盆地苏里格气田具有“低渗透率、低压力、低丰度、薄储层、强非均质性”的特征,单井产量低、压力下降快、稳产难度大、开发难度大。为了实现该气田的有效开发,中国石油长庆油田公司从2001年开始持续攻关,逐渐掌握了该气田致密砂岩气藏储层地质特征精细描述的方法,形成了针对该气田薄层强非均质性致密砂岩储层的水平井开发地质、快速钻井、多段改造等技术系列。水平井有效储层钻遇率已由初期的23％提高到目前的60％以上,单井日产气量超过5×104 m3,是邻近直井的3～5倍,已规模建成水平井整体开发区,实现了气田开发方式的转变,开发水平和开发效益显著提升。苏里格气田低渗透强非均质性致密砂岩气藏水平井开发技术的成功应用,说明了水平井是致密砂岩气有效开发的重要技术,也展示了该气田致密砂岩气藏良好的开发前景。     

致密砂岩气藏可动流体分布特征及其控制因素——以苏里格气田西区盒8段与山1段为例

鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏开发前景良好,但储层广泛发育的微纳米孔喉使得多孔喉介质空间内流体赋存、运移规律复杂,导致天然气开采难度较大。为明确储层可动流体分布特征及其控制因素,对苏里格气田西区主力产气层盒8段与山1段储层开展核磁共振、扫描电镜、物性测试及恒速压汞等实验研究。结果表明：①盒8段与山1段储层可动流体饱和度特征差异明显,前者（平均为48.75%）明显高于后者（平均为23.64%）。②盒8段可动流体分布特征受物性及孔喉结构控制明显,优势渗流通道的广泛发育及相对丰富的较大孔喉是储层较高可动流体饱和度的重要控制因素,复杂的孔喉配置关系导致山1段可动流体赋存特征影响因素复杂。③可动流体综合评价模型表明,强粒间孔-溶孔信号,高过渡半径及高过渡进汞饱和度均是较大可动流体饱和度的关键控制因素。该研究成果明确了不同段致密砂岩气藏可动流体控制因素,为致密砂岩气藏"甜点"预测提供了理论依据,对致密砂岩气藏开发具有指导作用。     

长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例

“十五”期间,长庆低渗透砂岩气田初步形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂、CO2压裂等压裂工艺及配套技术。为进一步提高气田开发效益,近3年来重点开展了水平井多段压裂攻关和直井分层压裂新技术试验,取得了重要进展。水平井分段压裂取得突破,增产效果显著,以水力喷射压裂为方向实现了不动管柱分段压裂一次压裂1段到10段的跨越;水力桥塞分段压裂创造了国内气田水平井一次分压15段的最高记录,自主研发的高性能裸眼封隔器首次试验实现了一次压裂4段。2008-2010年在苏里格气田共开展29口水平井试验,试气产量为邻近直井平均产量的3~5倍。直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主,开展了其他探索性分层压裂试验并取得突破,其中气井分压分试工艺实现了２层快速试气快速评价,连续油管分层压裂实现了8层连续分压的突破,套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。所开发的低伤害阴离子表面活性剂压裂液增产效果明显。     

致密砂岩气藏有效砂体分布及主控因素——以苏里格气田南区为例

苏里格气田南区是苏里格气田主体向南的延伸,距离物源区远,储层埋深大,成岩作用强。落实有效砂体分布及主控因素,是苏南等气田边部地区高效开发的基础。以苏南盒8、山1段储层为目标,结合构造、沉积、储层、成岩分析,研究了有效砂体的空间展布特征,总结了有效砂体的主控因素。苏南有效砂体多分布在心滩和分流河道底部等粗砂岩相,垂向上发育孤立型、垂向叠置型、侧向搭接型3种模式,平面上分布在中、东部2条主砂带内。在有效储层形成过程中,宽缓的构造坡降是沉积、成藏的背景,强水动力条件下的浅水辫状河三角洲平原沉积控制了储层的分布格局,而成藏前的压实、胶结、溶蚀等成岩作用深刻改造了储层,塑造了有效砂体的形态。     

低渗透岩性气藏含水特征分析与测井识别技术——以苏里格气田为例

鄂尔多斯盆地苏里格地区上古生界发育低渗透砂岩岩性气藏。随着苏里格气田勘探向北部、西部的拓展,在大面积含气背景下,部分井、层出现不同程度的产水,出水井产水量大小、含水特征各异,平面分布规律复杂,影响了单井产量的提高和储量评价工作。为此,以苏里格气田为例,从低渗透岩性气藏成藏机理出发,分析了气藏充注不充分的条件下低渗透岩性气藏的含水特征,结合储层微观、宏观非均质特征,明确了束缚水、层间水和滞留水３种地层水赋存状态,分析了其测井响应特征及识别方法,结合试气工艺方案的优化,提出了有针对性的气层改造措施,以期达到控水增气的目的。     

致密低渗气藏启动压力梯度实验研究

致密低渗气藏具有低孔、低渗等特征,导致渗流过程中存在启动压力梯度,无法进行常规开发。通过室内物理模拟实验,研究其启动压力梯度及影响因素。实验研究表明,在致密低渗岩心中,当气体流量小于一定值时,气体在岩心中为非达西流动。气体的启动压力梯度随岩心围压的增加而增大,但其增加幅度逐渐减小。温度对气体的启动压力梯度有明显影响,气体分子质量的大小也是影响气体启动压力梯度的重要因素。     

基于气水相对渗透率曲线的产水气井开采效果评价——以苏里格气田致密砂岩气藏为例

如何定量评价不同产水量对气井开采效果的影响程度,一直是业内期待解决的问题。为此,依据气水两相渗流理论,在深入对比研究的基础上,提出了利用气水相对渗透率曲线定量评价产水气井开采效果的新方法,从而实现了对产水气井产能、产量、最终累计采气量和采收率的定量评价。进而以鄂尔多斯盆地苏里格气田致密强非均质性砂岩气藏为例,充分利用不同类型及不同产水程度气井实际生产动态资料,在进行大量计算的基础上,验证了该方法的实用性与可靠性,最终建立了苏里格气田产水气井在不同水气比条件下,气井产能、产量、最终累计采气量及采收率定量评价的经验公式和图版,为现场推广应用提供了技术支撑。研究结果表明:目前苏里格气田西区产水严重,水气比变化范围大,若平均水气比为1.0 m~3/10~4m~3,则气井产能、累计采气量及采收率的降低程度分别为24.4%、24.4%、17.4%;若气井水气比为2.0 m~3/10~4m~3,则气井产能、累计采气量及采收率的降低程度分别为40.2%、40.2%、33.2%。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田东区致密储层分布模式

苏里格气田是我国典型的致密气储层发育区,对其储层沉积类型和成岩作用过程历来多有研究且存在争议。 利用岩心实验及分析资料,研究了苏里格气田东区致密储层地质特征,从沉积和成岩 2 个方面阐述了储层物性差异,并指出强压实、铁方解石交代和硅质胶结等作用是导致该区储层致密化的主要因素。 在分析沉积微相的基础上,明确了分流河道砂体是苏里格气田东区主要的优质储层,并建立了三角洲平原分流河道单砂体的 4 种垂向组合模式和 3 种侧向接触模式。     

苏里格南部地区盒8段致密砂岩储层成岩作用及成岩相划分

苏里格南部地区是苏里格气田新的资源接替区,目的层段为下二叠统石盒子组盒8段致密砂岩低渗透储层。为预测该区有利孔渗性成岩相,利用铸体薄片、扫描电镜等资料对盒8段储层的成岩作用及其演化规律进行了综合研究。结果发现：盒8段经过强烈的压实作用,原生孔隙基本消失殆尽,硅质胶结、黏土胶结、碳酸盐胶结现象在储层中都有发育,压实作用和胶结作用是造成储层致密和低孔低渗的主要因素,但是溶蚀作用又使得储层发育次生孔隙,从而为气藏形成提供了基础。通过判别自生矿物类型、镜下颗粒接触形态、孔隙类型、胶结物类型,以及对泥岩镜质体反射率的测定,认为该区盒8段已处于中成岩的B期和晚成岩期的过渡阶段。结合勘探现状及沉积相展布特征的研究成果,将该区储集层划分为4种成岩相,其中相对高渗粗粒弱压实-溶蚀相为最有利的储集相带;低孔渗中-粗粒溶蚀-胶结相次之;低孔渗中-细粒胶结相、特低孔渗细粒-泥质致密压实相为非有利储集相带,储集条件较差。     

苏里格气田致密砂岩气藏储层表征技术及其发展展望

储层表征与建模是油气田开发领域的一项关键技术,致密砂岩气藏因其特殊性,储层表征技术仍处于探索阶段。鄂尔多斯盆地苏里格气田主力产气层下二叠统石盒子组8段由多期河道砂体叠置而成,具有低孔隙度、低渗透率、强非均质性的地质特征,随着水平井的规模开发,更加精细的储层表征就显得尤为重要。为此,在借鉴油藏表征技术的基础上,结合苏里格气田致密砂岩气藏的地质特点及多年的开发实践,提出了该气田储层表征的技术思路:①精细地层划分对比,建立等时地层格架;②以刻画砂体、有效砂体为重点,建立储层地质知识库;③优化三维地质建模方法,建立精细地质模型。根据苏6区块历年地质建模效果和当前国内外河流相储层的地质建模方法,总结归纳出了不同开发阶段、含不同生产资料的相控建模技术。最后结合气田开发实际,展望了致密砂岩气藏储层表征技术的主要发展方向。