气藏天然气输导效率研究

基于达西定律,利用天然气渗滤运移输导速度建立了一套气藏天然气输导效率的研究方法。以我国19个大、中型气田为例,对其天然气输导效率进行的研究结果表明,这些大、中型气田天然气输导效率差异较大,断裂输导的大、中型气田天然气输导效率明显高于砂体输导的大、中型气田的天然气输导效率,这主要是由于断裂渗透率和源岩-圈闭的垂直距离明显大于砂体渗透率和源岩-圈闭垂直距离的缘故。对我国19个大、中型气田天然气聚集效率与其输导效率之间关系的研究结果表明,高效大、中型气田形成所需要的天然气输导效率应大于1.96nm/s,中效大、中型气田形成所需要的天然气输导效率应为1.96~0.15nm/s,低效大、中型气田形成所需要的天然气输导效率应小于0.15nm/s。     

白庙凝析气藏合理工作制度的研究及应用

白庙凝析气藏地质构造复杂,砂体发育纵横向变化大;气层埋藏深,储层低孔、低渗,地露压差小;气井产能低,且稳产难度大,中后期普遍出现积液,严重影响气井正常生产。自1987年6月投入试采以来,一直采用逐层上返的衰竭式开发。由于凝析气藏开采工艺技术要求高,于2000年才投入正规开发,开发效果一直不理想,2002年自然递减率高达27.45%,2003年自然递减率为26.98%。为此,从2004年开始,开发工作人员研究并优化出了一套适合白庙凝析气藏合理开发的工作制度,将白庙凝析气藏自然递减率有效控制在2004年的19.13%,使白庙凝析气藏开发工作步入了良性开发,同时也为国内外同类凝析气藏的开发提供参考。     

靖边薄层云岩气藏对储层改造技术的地质需求

靖边气田古生界奥陶系马家沟组马五21和马五31气藏、已探明天然气地质储量530×108m3.气藏具有低压、低渗和低产的特征,非均质薄层云岩储集层产出能力受局部鼻状构造部位和岩性双重制约.天然裂缝发育程度差别大、且又分布不均匀.主要储层结构为缝洞-孔隙型和裂缝-孔隙型,因而压裂施工作业中,破压梯度高、延伸裂缝压力高、人工造缝缝宽窄.依据产能差别,将现有生产井分为Ⅲ种类型.文中提出采用王水酸化施工作业、层内爆裂--稠化酸酸化联作、层内爆裂--稠化酸携砂压裂联作的技术新方案,来提高气田采收率.     

注CO2提高气藏采收率

通过大量文献调研，概述注CO2提高气藏采收率（EGR）。注CO2提高气藏采收率的主要方法，是剩余天然气恢复压力法——将CO2高压注入地层并恢复地层压力。在地层条件下，CO2一般处于超临界状态，粘度大大高于甲烷粘度，密度远大于甲烷。随着注入量的增加，使CO2向下运移可稳定地将甲烷驱替出采出井，并具有避免沉淀和水侵发生的优点。文献表明，CO2纯度与注入气体扩散系数成反比，扩散系数小，天然气采收率高，CO2含量为99．433％的注烟道气可提高采收率至88％-90％OGIP，效果最佳。CO2扩散系数、在水中的溶解性、注入时间及注入速率对提高采收率均有不同程度的影响。     

碳酸盐岩气藏加砂压裂重复改造试验效果分析

针对碳酸盐岩气藏部分气井生产效能低的状况，决定在长庆气田下古生界尝试开展加砂压裂重复改造试验，以期提高低产、低效气井的产量，延长气田稳产期。通过潜心研究、精细设计及现场质检监控，优选了4口老井进行加砂压裂重复改造现场试验。从试验结果来看，虽然只有1口井取得明显的改造效果，但4口井加砂压裂施工都是成功的，说明对碳酸盐岩气藏实施加砂压裂是可以实现的，但在选井思路和压裂工艺方面还有待探索和研究。     

宣汉-达县地区礁滩相储层地震响应特征分析

通过宣汉-达县地区地震、钻井资料的研究，利用模型正演的方法，分析长兴组-飞仙关组礁滩相储层的地震响应特征，建立了礁滩相储层的地震响应模式。飞仙关组暴露浅滩相的地震相响应模式为中强振幅-低频-连续性差、杂乱或透镜状结构的反射特征，长兴组礁滩相储层的地震相响应模式为中低频、弱振幅、空白杂乱反射、透镜状反射结构。储层不发育的陆棚-滩间相的地震相响应模式为中等振幅-中高频-连续性较好的水平层状反射结构。为下一步储层预测打下基础。     

应用闭合后分析技术确定致密气藏的渗透率

水力压裂的主要目的是造成具有足够传导率和最大长度的支撑裂缝，优化井的开采动态。在缺少不稳定流的渗透性储层中，需要具有2FCD无量纲导流能力的裂缝才能达到设计目标。在不稳定流能够扩展和需要清洗压裂液以便增加传导率的低渗透储层中，要求FCD超过10。因此，储层渗透率成为／压裂设计的一个关键参数。当渗透率较高时，通过常规试井技术确定渗透率简单而且节省成本。目前还未证明致密气藏的常规试井是有效的，因此是昂贵的，并且不能简单地使用常规方法。这些储层常常不压裂就无产能，当拟径向流与裂缝半长的平方成正例时，压裂后测试需要昂贵的关井时间。因此，开发和常规使用任何确定这些致密气藏的渗透率的技术都具有极大的价值。     

孟加拉湾浅层气成藏条件及地震识别技术

为了有效识别和预测孟加拉湾浅层气的分布规律,在弄清浅层气的成因、特点、油气成藏条件（浅层气类型、生储盖等）的基础上,通过对某三维地震资料解释,分析浅层气地震响应特征,明确浅层气的地震识别方法。结果表明,孟加拉湾浅层气为深水沉积中自生自储的构造-岩性复合型气藏,具有亮点、相位反转和低频等3种典型地震反射特征。在三维工区应用地震亮点技术、远近道振幅比较法、相位属性、频率属性、叠前AVO等技术方法进行了浅层气识别,预测成果与钻井结果吻合较好,为快速高效识别浅层气提供了技术依据。     

高凝油油藏自流掺稀冷采新技术与实践

为解决高凝油油藏凝固点高、流动性差、常规技术开采经济效益低下等问题,采用井筒热传导、掺稀增液及降凝等技术,综合考虑地温、液量、掺稀比和生产制度等多种因素,形成了1套高凝油自流掺稀冷采新方法。结合矿场数据,对地层温度、液量、掺稀比及生产制度等参数在自流掺稀冷采过程中的敏感性进行了研究。结果表明：掺稀可以增加液量、提高原油温度,当液量大于60 m³/d时,便能保持较高的井口温度;掺入低凝油的比例超过60%时,混合原油的凝固点可大幅降低;动液面对温度损失的影响较大,当动液面低于1 000 m时,原油的井口温度可保持较高水平。在G油田的1口井中实施高凝油自流掺稀冷采开发技术,投产1年半以来,原来不具备开采条件的高凝油共计被采出3.16万m³。因此,针对高凝油与低凝油共生油藏,通过控制液量、掺稀比例以及优化生产制度等措施,能够实现自流掺稀冷采。该研究成果对同类型油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

异常高压应力敏感性气藏开发动态预测研究

异常高压气藏具有变形介质特征,在衰竭式开采过程中,气藏物性不断变差,表现出应力敏感性特征,从而影响气藏的开发效果。在前人研究成果的基础上,建立了异常高压应力敏感性气藏开发动态预测模型,以此研究应力敏感性气井产能与开发动态变化规律。研究结果表明,应力敏感性气井产能与井底流压下降快,采收率相对较低,因此在异常高压气开采过程中,应充分考虑储层压力敏感对气井产能的影响,确定合理的生产压差,延长气井稳产期,提高开发效益。