异常高压气藏应力敏感性测试及合理配产

常规的应力敏感测试方法采用常温、低内压,通过增加上覆岩层压力来改变有效应力,不能很好地模拟地层应力的变化情况。保持岩心围压不变,改变岩心内流体压力,与气藏实际生产过程地层应力变化规律一致,测试结果更具有代表性。结合数值模拟与节点分析方法,得到考虑应力敏感的气藏合理配产。研究表明:岩心渗透率及孔隙度伤害程度均不可逆;渗透率、孔隙度及岩心压缩系数与岩心所承受的应力均呈较好的幂函数关系;同一块岩心,压缩系数受应力伤害程度最大,其次为渗透率,孔隙度受伤害程度最小。矿物成分含量是影响应力敏感的内因。图8表4参20     

生屑灰岩油藏颗粒伤害与孔喉结构配伍性

中东H油田Mishrif组属于典型的孔隙型生物碎屑灰岩储层,水驱是目前主要的开发方式,但注入水中固相颗粒的质量浓度及粒径严重影响其开发效果。为了弄清注入水对储层物性的影响,并为后期注水开发的水质要求及调整方案设计提供依据,文中基于恒速压汞实验及颗粒运移实验,研究了影响H油田Mishrif组储层渗流能力的主要微观因素以及注入水中悬浮物颗粒质量浓度与粒径的上限,并且分析了悬浮物颗粒粒径与喉道的配伍性。研究结果表明,喉道半径及分布是影响储层渗流能力的主要微观因素。当注入水中悬浮物颗粒粒径为5μm时,颗粒质量浓度的上限为5 mg/L;当悬浮物颗粒质量浓度为3 mg/L时,颗粒粒径的上限为10μm,接近于渗透率贡献峰值处的喉道半径。     

孔隙型生物礁灰岩油藏水驱剩余油赋存特征

H油田Mishrif组储层以生屑灰岩为主,主要发育粒间(溶)孔、铸模孔及体腔孔,属于孔隙型生物礁碳酸盐岩油藏,目前以注水开发为主.文中基于微CT扫描技术,针对不同物性的岩心开展了孔隙结构特征、原始状态及水驱后的油相分布特征测试.结果 表明:干岩心孔径占比呈反J形(中孔低渗岩心)、正态(高孔低渗岩心)分布特征,孔径大于5...     

低渗气藏考虑非线性渗流特征的稳态产能方程

低渗、致密砂岩气藏已逐渐成为勘探开发的热点，其储层特征和高含水特点导致了渗流机理不同于常规气藏，主要表现为：在近井区呈现为高速非达西渗流形式；在远井区由于启动压力梯度的影响呈现低速非达西渗流形式。因此，采用常规达西渗流条件下建立的产能方程评价单井产能必然存在误差。目前针对非线性渗流机理对开发的影响已有深入研究，但建立的模型大多是复杂不稳定渗流模型，现场实际应用不方便。为了弥补现有气藏工程理论的不足，从基本渗流方程出发，建立了考虑低速非达西渗流机理的直井稳态产能方程，与实际井测试数据进行了对比，并深入分析了低速非达西渗流机理在不同条件下对产能的影响程度。     

高温高压气体-原油分子扩散系数研究

分子扩散在注气开发过程中有重要作用,是影响气-液混相效果的重要参数.目前通用的相态计算软件在计算过程中均假设油气一接触就立刻达到平衡,由于扩散影响,实际上这种现象是不存在的.采用定容扩散方法及相关模型研究了高浓度CO_2、CH_4、N_2体系与油田地面分离器原油之间的扩散现象,研究表明:气-油体系并不是一接触立刻达到平衡,与组分的扩散速度有关;扩散系数为一变化值,随着压力的降低,扩散系数逐渐增加,直至体系达到平衡;而且在实验过程中发现不同位置液相的性质不同.实验研究为相态研究开辟了一条新的道路,所取得的成果对优化注气方案有一定的参考价值.     

非达西渗流效应对低渗透气藏水平井产能的影响

水平井作为提高低渗透气藏单井产能的重要手段在实际生产中得到广泛运用。文献调研表明,低渗透气藏受其储层物性的影响,普遍存在复杂的非线性渗流效应,如滑脱效应、启动压力梯度及应力敏感效应;目前已有的低渗透气藏水平井产能预测模型中均没有考虑气体滑脱效应的影响,究竟这些效应是如何影响低渗透气藏水平井产能的还缺乏相应的评价手段。为此,针对低渗透气藏的渗流特征,引入新的拟压力函数,建立综合考虑气体滑脱效应、启动压力梯度、应力敏感效应共同影响下的水平气井产能模型,并以某低渗透气藏为例,分析了这些效应分别对水平气井产能的影响程度。结果表明：应力敏感对水平气井产量影响较大,但是气体滑脱效应与启动压力梯度对水平气井产能的影响也不能忽略;应力敏感会使水平气井产量大幅下降,最大可下降12%;气体滑脱效应会使水平气井产量上升,增加幅度在1.96%左右;启动压力梯度会使水平气井产量下降,下降幅度约1.43%。所建立的水平井产能评价方法为深入认识低渗透气藏水平井产能变化特征提供了重要的评价手段。     

考虑重力及气体非达西效应影响的边水气藏边水突破时间预测模型

现有边水突破时间预测模型都是基于平面,然而实际气藏与水平面总存在一定的倾角,所以不能忽略重力作用的影响。基于气水两相渗流力学理论,综合考虑地层倾角、气体非达西流动效应、气水流度比和气井距边水的长度等因素,建立实际倾斜边水气藏新模型,并进行敏感性分析。实例分析表明,与已有预测模型相比,新模型预测的边水突破时间更接近实际。敏感性分析表明,边水突破时间与地层倾角呈二次抛物线关系,在地层倾角为90°时边水突破时间达到最大;与气井距边水的长度呈幂函数关系,在气井距边水的长度达到500 m 后,边水突破时间的增加量每100 m 增加7 d;与气井产量及气体非达西系数都呈反比关系,在开发前期边水突破时间的降低程度接近90%,当气井水淹后则基本对边水突破时间无影响;与气水流度比及储层厚度都呈线性关系,边水突破时间在气水流度比值每增加1 倍时增加30 d,在储层厚度每增加1 m 时则增大49 d。因此在气井生产初期,准确确定这些参数显得尤为重要。研究成果可对实际边水气藏的高效开发提供技术支撑。     

层间矛盾对循环注气凝析气藏开发效果的影响评价

塔里木盆地某凝析气田经过12年循环注气开发,由于古近系和白垩系层间矛盾突出,导致凝析油采收率降低的现象日益严重。通过数值模拟研究发现气窜通道是高渗透层古近系,在地层压力低于露点压力后,大量凝析油析出滞留在低渗透层白垩系,大大影响凝析油采收率。同时建立四种方案来研究不同注气层段对开发效果的影响,通过对比发现在底部低渗透层实施注、采,凝析油采收率可达到最高,最大程度消减层间矛盾的影响。因此,该凝析气田中、后期的开发调整方向主要是针对低渗层的剩余油的挖掘。     

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。     

注采过程中岩石物性参数变化规律研究

目前我国许多油气藏采用保压开采措施生产，对部分衰竭油气藏进行储气库改造措施。油气藏流体反复注采，使得孔隙内外压差不断变化，导致岩石压缩系数、孔隙度、渗透率等物性参数也在不断发生变化。本研究采用人造岩心，经过反复升降围压实验对岩石压缩系数、孔隙度及渗透率进行了测试。研究结果表明，岩石物性参数随压力的变化而变化。岩石孔隙度不同．其它参数变化规律不同：渗透率随压力循环升降存在滞后效应。