枯竭气藏型储气库储层应力敏感性实验研究

枯竭气藏型储气库储层在储气库"强注快采"、"大吞大吐"运行时,对储层压力反复升降过程中应力敏感性的认识不清,结合目标储气库地质、开发特征,通过室内实验开展工况条件下多周期注采循环岩石渗透率应力敏感性评价、孔隙度应力敏感性评价,为储气库注采参数优化和库容评价提供依据。实验结果表明,多轮次注采压力升降过程中,气库储层岩石渗透率下降,但随着注采轮次的增加,渗透率下降幅度减小,存在明显的渗透率滞后效应。岩心渗透率、孔隙度和压缩系数的应力敏感性较弱,从应力敏感性角度分析,枯竭气藏适宜选做储气库库址,并能有效运行。     

底水气藏型储气库注采渗流规律实验

为深入研究底水气藏型储气库在多周期注采过程中的气-水两相渗流规律,以辽河油田S6储气库储层岩心为研究对象,开展多周期升压—卸压渗透率应力敏感性评价、多周期模拟注采气-水相渗特征评价实验,并结合扫描电子显微镜观察进行微观结构分析。结果表明:研究区渗透率应力敏感性较低,多周期升压—卸压后渗透率有低幅度下降;随着气-水互驱次数的增加,束缚水饱和度和残余气饱和度分别下降和上升,而后逐渐趋于平衡;多周期循环注采导致微裂缝生成和微粒运移,微裂缝强化渗流能力占主导地位,含气饱和度、气相渗透率逐渐升高并逐渐趋于平衡,与实际运行中储气库前期扩容、后期逐渐平衡规律一致。研究结果对合理配置注采参数和区域内新兴储气库建设提供技术指导。     

气藏型储气库多周期注采储集层应力敏感效应

选取中原油田文23储气库储集层标准岩心,开展多周期注采条件下渗透率应力敏感实验,分析了多周期注采渗透率应力敏感变化规律,提出了多周期注采岩石覆压渗透率计算方法,分析了多周期注采储集层渗透率应力敏感对储气库注采能力的影响。研究表明:岩石渗透率保持率随储气库运行周期数增多初期快速下降,后期缓慢降低;净应力上升过程中渗透率应力敏感指数随净应力变化过程数的增多而降低;净应力下降过程中渗透率应力敏感指数基本不随净应力变化过程数的变化而变化;随净应力变化过程数的增多,特定岩石净应力上升过程的渗透率应力敏感指数不断趋近于净应力下降过程的渗透率应力敏感指数;岩石渗透率越低,不可逆渗透率损失率越大,岩石周期应力敏感性越强;岩石渗透率越低,渗透率应力敏感指数越大,岩石应力敏感性越强,渗透率过低的储集层不宜作为储气库选层;储集层渗透率应力敏感性对气井注采能力影响较大,且主要集中在前数个周期。图13表4参21     

地下储气库应力敏感性实验研究

在储气库运行过程中，由于气体的采出和注入，使得多次注采期间岩石净上覆压力发生周期性变化，随之导致储层岩石物性参数发生周期性变化，从而影响储气库的注采能力，因而研究储气库储层应力敏感特征具有重要意义。为此，以实验手段研究了地下储气库在气体注入和采出过程中地下储层的应力敏感性。实验选用2块渗透率不同的人造砂岩岩心，测试了在4次净上覆压力升降过程中的储层渗透率变化。实验结果表明：随着净上覆岩层压力的增加，岩心渗透率呈下降趋势，初期渗透率下降较快，后期渗透率下降程度减小，应力敏感性变弱；净上覆压力周期性变化过程中，岩石渗透率不可能完全恢复到原始值，存在着一定程度的滞后效应；岩石渗透率越高，应力敏感特性越明显。     

气藏型储气库注气期试井分析探讨

针对气藏型储气库注采井注采过程中储层物性参数影响因素不明确、注采能力不对称的问题。基于相国寺储气库井下连续油管试井测试结果,提出储气库注气期“温降效应”、“变表皮效应”的概念,分析了储气库注采过程中温降效应、变表皮效应以及储层应力敏感对注采的影响。通过气藏型储气库注气期试井分析技术,研究各因素在试井曲线上的响应特征以及对试井解释参数的影响。结果表明:①相对于采气期试井测试,注气期测试得到的储层物性参数具有同样的参考价值;②储气库温降效应对于试井解释结果的影响可忽略不计,而在不同注采运行周期内,变表皮效应以及应力敏感效应影响差异较大;③编制储气库注采运行方案时应充分考虑变表皮效应与应力敏感的影响,在不同注采运行周期内开展试井测试获取准确的储层参数值。研究成果为储气库试井测试与解释提供了重要的研究依据和理论指导。     

凝析气藏型储气库多周期注采过程中流体相态变化特征

基于储气库与气藏开采方式和运行过程的差异性,建立了凝析气藏型储气库多周期注采过程相平衡测试实验流程和多周期注采相平衡理论模拟模型,研究凝析气藏型储气库多周期注采过程采出流体和剩余流体相态特征。以实例凝析气藏型储气库为对象,通过多周期注采实验和相平衡理论模拟,开展多周期注采过程中采出流体和剩余流体组分、剩余流体相态、反凝析油饱和度和凝析油采出程度变化规律研究。研究表明,注入气可大幅度提高储气库凝析油采出程度,经过5个周期的注采凝析油采收率提高了42个百分点;注入气对储气库中凝析油的蒸发抽提作用明显,前两个周期作用最为显著;地层凝析油饱和度随注采周期数增加而减小,多周期注采后剩余凝析油饱和度几乎为0;多周期注采后库容增加约7.5%,第5周期累计注气量较第1周期增加约25%。图15表4参29     

碳酸盐岩油气藏改建储气库注采工程技术探讨

我国目前在建储气库大多是利用枯竭气藏改建储气库,利用枯竭油藏建设储气库目前正在摸索之中,而在碳酸盐岩油气藏中改建储气库则刚刚开始。在碳酸盐岩油气藏中改建储气库与常规气藏改建储气库在注采工艺方面有较大区别,本文针对碳酸盐岩储层特征和储气库注采(生产)要求,从完井类型、完井方式、注采能力等几个方面提出观点并进行分析,以满足碳酸盐岩油气藏型储气库注采(生产)要求。     

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。     

水侵气藏型储气库气水微观渗流规律

与常规油气田多相流体渗流特征实验研究不同,水侵气藏型储气库主要是解决多次注采循环条件下的气水渗流机理,在实验目的和实验设计等方面都有其特殊性、复杂性。通过水侵气藏型储气库物理模拟实验的自主设计和研发,主要形成2个方面的物理模拟评价技术,包括分区带气水吸吮—排驱稳态相渗特征评价技术、多次注采循环岩心微观核磁共振可动流体评价技术,从微观角度解决了流体渗流与空间动用评价的实验技术难题。将该技术方法应用于典型水侵气藏储气库HT,研究结果表明:①水侵气藏型储气库高速注采气运行过程中,储气空间出现气水过渡带、气驱水纯气带、建库前纯气带3个区带。②在储层发育、反复水侵、高速大压差注采等多因素影响下,各区带出现微观孔隙空间渗流及动用差异。此套技术为了我国水侵气藏型储气库的建设和运行机理评价提供了有效技术手段。     

水驱砂岩气藏型地下储气库气水二相渗流机理

水驱砂岩气藏型地下储气库的渗流机理具有特殊性及复杂性,并客观上决定了地下储气库多周期运行的注采效果。为此,针对其储层特征,开展了多轮次气、水互驱物理模拟实验,研究了储气库储层气、水二相渗流特征,分析了储气库储层孔隙空间可利用率的变化规律,并揭示了该类储气库建设及运行的主要影响因素。研究表明：①该类储气库经长期注采运行,水相渗流能力相应增强,导致边水运移越发活跃,储层孔隙空间出现大量残余气、束缚水,气相渗流阻力相应增加,气库扩容及注采效果受到影响;②储气库运行中边水往复运移造成储层空间形成大量死气区,导致储层孔隙空间利用效果变差,库容可利用率降低,储层孔隙空间可利用率介于40%～70%;③该类储气库建设及运行过程中应重视储层含水量的变化,并采取相应措施以降低水侵对储气库运行效果的影响。     

不同压力下确定凝析气井二项式产能方程的一种新方法

凝析气藏在低于露点压力的情况下，地层中的流体将由单一的气相变成气液两相。这种相态变化对凝析气井产能存在两方面的影响：一是气相流体相对密度降低，其粘度、偏差因子等也随之发生变化；二是重烃液化后吸附于岩石表面并在近井地层中富集，降低了含气饱和度及气相相对渗透率，严重影响了气井产能。从气井二项式产能方程的主要影响因素出发，利用初期凝析气井测试资料获得的二项式产能方程，依据凝析气藏气相流体组成、相对密度、粘度及偏差因子随压力的变化情况，结合凝析气藏油、气相渗实验结果，提出了对初期二项式产能方程系数的修正，便可获得在不同压力下符合凝析气井实际的二项式产能方程，实例验证该方法具有良好的预测效果。     

水侵气藏型储气库注采相渗滞后数值模拟修正方法

以天然岩心气水多周期互驱相渗测定实验为基础,揭示了储气库多周期注采相渗滞后效应,结合Carlson和Killough经典相渗滞后理论,建立了水侵气藏型储气库多周期注采相渗滞后数值模拟修正方法,并通过建立的中低渗透砂岩水侵气藏型储气库地质模型,系统研究了多周期注采相渗滞后效应对储气库流体宏观分布规律和生产运行指标的影响。研究表明:水侵气藏型储气库高速注采运行过程中存在相渗滞后效应,该效应的存在使储气库气水过渡区宽度、厚度增加,高效储气区不断收缩,含气孔隙体积峰值变化幅度减小,进而降低储气库的库容、工作气量及高效运行寿命等;数值模拟中若不考虑相渗滞后效应的影响,预测的储气库运行指标将存在较大误差,采用Killough和Carlson方法可对储气库相渗滞后效应进行修正,提高预测精度,其中Killough方法对实例模型的适应性更好。     

致密气藏产能分析方法研究

对致密气藏进行常规产能分析时,由于渗透率极低,要达到稳定通常需要很长的测试时间.对此提出了致密气藏的产能分析方法,建立了气井产能分析的最优化模型,并讨论了该模型的求解方法,还建立了地层压力不确定时的气藏产能分析模型.通过实例分析发现,运用提出的致密气藏产能分析方法求出的结果与实测数据非常吻合.     

凝析油膜的存在对气井产能的影响分析

根据等值渗流阻力原理推导了凝析油膜对储层渗透率的影响关系，并在此基础上，运用气体稳定渗流力学理论。建立存在油膜情况下的气井产能计算公式，并将之运用到实际井的生产资料上进行计算。计算结果表明，凝析液析出后附着在孔隙表面上形成油膜，油膜的厚度不同对气井产能也有不同的影响。此项研究对正确认识凝析气井的产能变化提供了依据，也对正确指导凝析气井的生产具有重要意义。     

克拉-2异常高压气藏岩石应力敏感性测定及其对产能的影响

克拉-2气藏是深层异常高压气藏(气层压力74.5MPa,压力系数2.022),由于异常高压气藏岩石物性特点及其变化特征必将对气藏生产动态产生一定影响,本文进行相关的研究和探索。实测了克拉-2异常高压气藏岩样不同覆压下的渗透率,根据实测结果拟合出渗透率的应力敏感性幂函数表达式,总结了岩石渗透率随气藏压力或有效覆压的变化规律。考虑渗透率变化对气藏产能的影响,推导出新的产能方程。研究表明:克拉-2气藏岩样应力敏感性高于大庆油田岩样,具有异常高压气藏岩石欠压实的特点。岩样的应力敏感性使产能降低,克拉-2气藏条件下考虑应力敏感时的AOF是渗透率为常数时AOF的70%左右。该研究对深入了解异常高压气藏的产能及预测异常高压气藏的开发动态和采收率有一定意义。     

生产水气比对气井产能影响规律研究

气藏开采过程中,地层水的侵入以及凝析水在井底的聚集,会导致近井地带含水饱和度的增加,降低气相渗透率,严重影响气井产量和产能。从气井生产水气比的变化角度出发,将气井拟稳定流动状态产能方程与气水相渗曲线结合,利用等效表皮系数对不同生产水气比时的产能方程进行修正,得出了生产水气比对气井产能的影响规律,并通过实例计算验证其准确性与可靠性。     

Deliverability of wells in carbonate gas condensate reservoirs and the capillary number effect

With the development of the Tazhong No. 1 carbonate gas condensate reservoir in China, it has become more and more important to study the characteristics of gas condensate well deliverability. A single-well radial simulator for dual-permeability reservoirs was established to study the influences of fluid properties, permeability, and pressure drawdown on well deliverability with and without the capillary number effect. The simulation shows that well deliverability basically maintains its initial value and is not affected by the capillary number when the formation pressure is higher than dew-point pressure. However, well deliverability drops rapidly when the formation pressure is lower than dew-point pressure. Even if the condensate dropout is very low, well deliverability without the capillary number effect reduces to 50 percent of its initial value when reservoir pressure declines to 95 percent of dew-point pressure, but well deliverability is significantly improved if the capillary number effect exists. The capillary number effect is most significant when reservoir pressure is just lower than dew point pressure, then the effect decreases; the reduction of well deliverability is mainly caused by the reduction of gas relative permeability of the matrix system near the wellbore.     

鄂尔多斯盆地低渗透砂岩气藏压裂模型的建立

近几年针对低渗透油藏的压裂提出了一整套优化方法,而对低渗透气藏压裂还没有进行系统的研究,导致气层改造强度不够或者过大,从而影响气藏的开采效果。根据低渗透气藏的生产特点和人工裂缝的渗流特征,建立气藏与裂缝数学模型。对气藏与裂缝方程进行两维差分得到差分方程,用IMPES方法求解。为研究水力裂缝参数对气藏开采动态的影响,将裂缝、气藏看作两个相对独立的渗流系统建立了气藏数值模拟模型,选取裂缝壁面的渗流量和压力相等来建立连接条件,研究了鄂尔多斯盆地低渗透气藏压裂裂缝条数、裂缝位置和裂缝半长对压裂井产能的影响,得出压裂井产量随裂缝条数增加而增加及裂缝长度对特定地层存在一个最佳值等认识,所建立的气井压裂优化数学模型对提高低渗透气藏单井压裂产量具有一定的指导意义。     

低渗透气藏拟稳态三项式产能方程及应用

低渗透气藏具有常规气藏不具备的诸多特征,其低孔低渗、非均质性强和含水饱和度高等导致了气体渗流类似液体渗流的“启动压力梯度效应”显著,用常规二项式渗流方程难以描述气体在低渗透气藏中的真实渗流特征,用常规的二项式产能方程不能分析低渗透气藏气井的产能。因此,在常规二项式渗流方程中添加了启动压力梯度项,并结合气井在正常生产期内的生产状态,建立了考虑启动压力梯度的拟稳态三项式产能方程,给出了低渗透气藏气井无阻流量的计算公式,为低渗透气藏气井合理产量的确定提供了理论依据。     

储气库井注气压力剧变诱发微粒运移实验模拟

微粒运移是一种重要的储层损害类型,地下储气库井在注气过程中因注气压力递增或波动而诱发储层微粒运移。当前,基于储气库注气压力变化下的微粒运移机理尚不明确,且少有系统开展模拟储气库注气压力变化下的微粒运移实验研究。为此,选用相国寺储气库黄龙组碳酸盐岩储层岩心制取裂缝岩心,分别开展了应力敏感实验、气体速敏实验、模拟储气库注气压力递增和压力波动情形下的岩心流动实验,测试压力递增和压力波动的岩心渗透率和出口端微粒浊度,并借助X射线衍射和扫描电镜等手段,分析储层微粒运移的潜在微粒类型,揭示了储气库注气压力动态变化诱发储层微粒运移机理。实验表明:①驱替压力递增和压力波动实验中的压力梯度远大于速敏实验中岩心发生速敏时(微粒运移)的临界压力梯度,岩心应力敏感程度为弱~中等偏弱;②驱替压力递增和波动下岩心平均渗透率损害率分别为77%和57%;③驱替压力递增和压力波动引起储层裂缝壁面脆弱结构附着能力下降是微粒运移的重要诱发机制。分析认为,注气压力递增或频繁波动会诱发储气库储层微粒运移损害,应预防钻完井过程中外来固相微粒侵入,并对储层中固有微粒进行清除。