杂质气体对二氧化碳在废弃气藏咸水层埋存的影响

废弃气藏是埋存二氧化碳的理想场所,但气藏中的杂质气体会影响二氧化碳在水中的溶解过程。针对此问题,建立了考虑逸度-活度的热力学模型,准确捕捉杂质气体-二氧化碳-咸水混合体系的热力学特征。在此基础上,采用基于算子的线性化数值方法,高效准确求解质量守恒方程,研究不同混合物对二氧化碳在咸水中扩散-对流的影响。以荷兰西佩尔尼斯气藏为例,分析并评价了废弃气藏二氧化碳埋存的可行性及潜力。研究结果表明,二氧化碳在咸水中的溶解度随压力的升高而增加,随温度及矿化度的升高而降低,相同压力下,25 ℃下的溶解度约为90 ℃下的2倍。不同杂质气体对二氧化碳溶解能力的影响不同,甲烷对二氧化碳溶解度降低程度最大,降低幅度约为12%。二维模拟结果表明,杂质气体会降低二氧化碳羽流指进的速度,延长对流触发的时间,5%的甲烷-二氧化碳混合体系对流触发时间是纯二氧化碳的2.5倍,但杂质气体对总的溶解量影响不大。西佩尔尼斯气藏模拟结果表明,废弃气藏开展二氧化碳埋存潜力巨大;短时间内,二氧化碳主要以游离气及束缚气形式存在,溶解气量较少。关井30 a后,游离气占74.2%,残余气占19.1%,溶解气仅占6.7%。     

非饱和土渗透系数直接试验法和间接计算法

利用改进的非饱和土三轴仪对黄河大堤非饱和土进行了土-水特性试验,根据土-水特征曲线计算得到渗透系数.利用非饱和土三轴渗透装置进行渗透特性试验得到渗透系数-基质吸力关系,并对由间接计算和直接试验得到的渗透系数进行相对误差分析,结果表明:围压为100～400 kPa、体积含水量为0.07～0.23时,两种方法所得渗透系数非常接近,误差不大于10%.直接试验法所得渗透系数可靠,但试验难度大,耗时长,代价高;间接计算法所得渗透系数存在误差,但试验较为简单,耗时较少.     

薄层稠油油藏水平井分段蒸汽驱筛选研究

针对小断块或井场开采条件受限的薄层稠油油藏,提出水平井分段蒸汽驱的开发方式。因蒸汽驱对油藏条件要求高,故投产前须进行筛选。根据不同原油粘度和油层厚度的组合模拟计算结果,研究原油粘度和油层厚度对稠油油藏水平井分段注采开发效果的影响,建立筛选评价标准。研究结果表明,当油层有效厚度超过7.2m时,可利用水平井分段蒸汽驱经济开采原油粘度低于5000mPa.s的普通稠油油藏;油层有效厚度达9.6m时,该技术可用于开采原油粘度低于20000mPa.s的稠油油藏。     

非均质底水油藏水平井水淹规律研究

应用洛伦兹曲线评价储层的非均质性,通过反解洛伦兹曲线的方法得到具有统一地层传导系数均值的不同非均质程度油藏的渗透率分布,建立了典型底水油藏地质模型。采用数值模拟方法研究了非均质底水油藏水淹规律。结果表明,当变异系数 V _k≤0.2时,油藏可被视为均质的;底水沿高渗透条带突进,渗透率剖面与含水剖面、产液剖面具有一致性;无水采收率与变异系数之间呈修正的逻辑斯蒂函数关系;半对数坐标系下含水率随采出程度的变化关系曲线呈S型,且含水率与可采储量采出程度呈函数关系;V _k＜0.3时,油藏见水模式为线状见水整体水淹,0.3≤V _k＜0.7时,油藏见水模式为点状见水整体水淹,V _k≥0.7时, 油藏见水模式为点状见水局部水淹。     

天然裂缝性油藏渗吸规律

为了研究渗吸作用对天然裂缝性油藏的影响,改善该类油藏的开发效果,以数值模拟为手段,通过建立概念地质模型,以静态和动态2种方式研究了毛细管压力、孔隙均匀程度、相渗曲线、基质和裂缝渗透率、原油黏度和基质含油饱和度对基质渗吸速度的影响,并在静态下对相关参数进行了公式拟合.静态下,渗吸速度与毛细管压力、基质渗透率、残余油饱和度、束缚水饱和度下的油相相对渗透率呈直线关系,与束缚水饱和度呈指数关系,与原油黏度呈幂指数关系;动态下,对于不同润湿性的油藏提出了不同的开发方式.     

底水油藏水平井见水时间影响因素研究

在底水油藏的开采中,油井何时见水的问题一直是人们关注的焦点。以数值模拟技术为手段,通过建立底水油藏水平井概念地质模型研究了水平井开采条件(水平段长度、避水高度、生产压差、采液量)及油藏自身条件(含油面积、油层厚度、水平渗透率、渗透率各向异性以及油水黏度比)对底水油藏水平井见水时间的影响。研究发现:水平段长度、避水高度、含油面积、油层厚度及水平渗透率等因素与见水时间呈正相关关系;生产压差、采液量、渗透率各向异性及油水黏度比等因素与见水时间呈负相关关系。     

非均质底水油藏水平井合理生产压差实验研究

利用底水油藏水平井小尺度离散化物理模拟装置,研究不同生产压差以及不同含水阶段变生产压差对水平井采出程度和含水率等开发指标的影响。结果表明：原油黏度较高时,较小压差下中低含水阶段单位含水率上升所对应的采出程度随生产压差的增大而增大;较大压差下进入中高含水阶段含水率随采出程度的增加上升幅度减缓。原油黏度较低时,在中低含水阶段,单位含水上升所对应的采出程度随生产压差的增大而减小,在含水率达80％ 左右出现明显拐点。利用基尼系数定量描述不同压差下各渗透率条带的采出程度差异度。基尼系数越大,各渗透率条带采出程度差异越大,基尼系数与综合采出程度呈“负相关”关系。原油黏度较大时,较大生产压差可将“单指进”变为“多指进”而提高综合采出程度;在高含水阶段过分放大压差,底水驱替效果变差。原油黏度较小时,较低生产压差在中低含水阶段可获得较好的开采效果;在中高含水阶段放大生产压差可提高底水驱替效率。对于I类普通稠油,水驱有效系数与变压时含水率呈幂函数关系,较低含水率阶段增大生产压差能获得较好的开采效果。     

超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐数模研究

超稠油油藏蒸汽吞吐后期,油汽比低,周期含水量高,开采效果差,注氮气辅助蒸汽吞吐已经成为1种提高超稠油开采效果的有效手段。与常规稠油油藏不同,超稠油对于注氮参数以及筛选条件有更严格的限制。模拟研究得知,超稠油油藏蒸汽吞吐不同时期宜采用不同的注氮模式。因该类型油藏对原油黏度、油层厚度、采出程度敏感性较强,从而确定超稠油油藏选井标准。该研究对同类油藏注氮辅助蒸汽吞吐开采具有指导意义。     

页岩储层微观孔隙结构特征

为了研究页岩储层的微观孔隙结构特征,应用场发射环境扫描电子显微镜观察了页岩表面纳米级孔隙微观形态,并通过低温氮吸附法测定了页岩的氮气吸附等温线,同时结合高压压汞实验对页岩储层孔隙结构进行了深入研究。研究结果表明：页岩储层孔隙处于纳米量级,孔隙类型可分为有机质纳米孔、黏土矿物粒间孔、岩石骨架矿物孔、古生物化石孔和微裂缝5种类型,其中有机质纳米孔和黏土矿物粒间孔发育最为广泛;页岩孔径分布复杂,既含有大量的中孔（2～50nm）,又含有一定量的微孔（<2nm）和大孔（>50nm）;孔径小于50nm的微孔和中孔提供了大部分比表面积和孔体积,是气体吸附和存储的主要场所;页岩阈压非常高,孔喉分选性好,连通性差,退汞效率低,中孔对气体渗流起明显贡献作用,微孔则主要起储集作用。     

基于孔隙分维数的岩石分类方法

通过分析岩石孔隙结构的变化特征，提出采用孔隙分维数定量描述岩石的不规则程度，并根据岩石孔隙分维数的等差变化进行分类。以压汞资料为基础计算岩石的孔隙分维数，并建立了储层岩石品质指数与孔隙分维数的半对数关系，在此基础上建立了各类岩石的相对渗透率和毛细管压力的类属方法，将储层非均质性从对渗透率非均质表征延伸到了岩石与流体相互作用关系的表征。对胜利油区桩74断块东营组岩心压汞资料的处理结果表明，4种岩石类型覆盖了高、中、低渗透储层，各类储层的毛细管压力和相对渗透率关系特征基本上与其渗透率特征相对应。