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。     

普光气田与元坝气田礁滩储层特征的差异性及其成因

中国石化勘探南方分公司在川东北地区先后发现了普光气田和元坝气田。为弄清两个气田的成藏规律,指导该区下一步的油气勘探部署,以碳酸盐岩沉积学、层序地层学、地震地层学等理论为指导,充分利用普光气田与元坝气田的地质录井、测井和高精度三维地震资料,对两个气田二叠系长兴组、三叠系飞仙关组礁滩储层岩石学特征、储集空间类型、物性特征、分布特征等进行了对比分析。结果表明：普光气田与元坝气田台缘相带储层发育既有相似性,又有明显的差异性;储层发育情况受台地边缘相带控制,普光地区储层以飞仙关组台缘滩白云岩为主,元坝地区储层则以长兴组台缘礁滩白云岩为主。分析其原因后认为,早期古地貌和构造作用以及白云岩化作用的差异可能是造成两个气田储层发育差异的主要控制因素。该研究成果对认识川东北及相似地区的地质规律,指导油气勘探具有现实意义。     

元坝气田长兴组超深层缓坡型礁滩相储层精细刻画

四川盆地元坝气田长兴组气藏埋深达7 000 m左右,生物礁滩规模小、分布分散,储层薄、物性和连通性差,加之气藏具有复杂的气-水关系和高含硫化氢、二氧化碳,其开发属世界级难题。为实现该气藏规模、有效开发,作者创新和集成一系列技术,对生物礁滩储层及其内部结构进行了精细刻画。首先,在该区层序划分、沉积微相研究和现代礁滩相研究、成岩作用研究成果基础上,总结了有利储层发育的主控因素,建立了礁滩储层发育模式。第二,以此发育模型为指导,开展测井储层识别与物性评价,进而井-震结合建立正演地质模型,利用地震敏感属性提取及反演方法,预测了储层平面展布。第三,采用地质约束、地震技术相结合的方法,通过剖面识别、平面约束、三维边界雕刻、礁滩体连通性检测和三维精细雕刻,精细刻画了生物礁滩储层空间展布。最后,分析了生物礁体之间的连通性以及优势储层空间分布情况,总结建立了该区长兴组生物礁储层3种主要结构模型,为元坝长兴组气藏开方案编制与开发井部署提供了技术支持。     

气水两相渗流及封闭气的形成机理实验研究

四川盆地天然气藏多数属于有水气藏.随着气藏的不断开发,地层压力不断下降,导致了边水推进和底水上升,严重影响了天然气的产量和气藏的采收率.四川盆地天然气藏地质情况复杂,储层非均质性强,水侵形式多种多样,开发难度极大.本文根据四川盆地有水气藏的实际情况, 以铁山2井3号样品和卧116井114号样品的铸体薄片所代表的孔隙结构为背景,利用现代激光刻蚀技术,研制了均质孔隙和裂缝-孔隙模型地层的气水两相可视化人工物理模型.开展了气水两相渗流及封闭气形成机理试验,研究了两种模型中的水驱气机理,水沿裂缝的推进和变化规律,封闭气的形成方式,气水两相的微观分布关系以及尽量采出封闭气的主要方法.     

元坝气田长兴组—飞仙关组礁滩相储层特征和形成机理

借鉴普光气田勘探发现的成功经验,2006年中国石油化工股份有限公司在川东北巴中地区钻探以长兴组—飞仙关组生物礁、滩岩性圈闭为目标的元坝1井,获得50.3×104 m3/d高产工业气流,发现了元坝气田。元坝气田为常压高含硫化氢岩性气藏,具有构造变形弱、整体埋藏深的特点,气藏中部平均埋深6 600 m,是四川盆地埋藏最深的海相气田。元坝气田以长兴组礁滩储层为主,其规模大、储集性良好,储层的形成主要受早期大气淡水溶蚀、白云石化作用控制,深埋溶蚀、构造作用影响相对较弱。对元坝、普光等气田深层礁滩相储层特征进行对比,探讨其储层形成机理,认为早期沉积-成岩环境控制了储层的规模与早期孔隙发育,构造-流体耦合控制了裂缝与溶蚀,流体-岩石相互作用控制了孔隙的保存与改造。     

普光气田礁滩相储层裂缝测井识别方法与应用

普光气田礁滩相储层具有溶蚀孔洞发育、局部裂缝发育、储层孔隙结构比较复杂、非均质性比较强的特点。储层厚度大、孔隙发育等特点决定了常规双侧向电阻率法等裂缝识别方法适用性差。在岩心观察、微电阻率扫描成像测井的基础上,结合岩心压汞、铸体薄片分析等资料,研究形成了一套针对普光气田礁滩相储层孔隙结构复杂、裂缝张开度低、常规测井响应不明显等地质特征的裂缝识别方法。即采用分岩性序列建立模型消除裂缝影响的反演电阻率曲线识别裂缝和基于普光气田复杂孔隙结构各自的特征识别裂缝。通过与岩心观察和成像测井识别裂缝进行对比,取得了良好的效果,能够在后期为普光气田合理配产提供可靠的地质依据。     

火山岩气藏高含CO2天然气气水两相渗流特征

目前,国内外对火山岩高含CO2天然气藏的认识和研究都不是很深入.研究从非稳态气驱水实验和水驱气实验出发,得出了这类火山岩气藏的气驱水和水驱气相对渗透率曲线,对比了不同温度、不同渗出压力以及不同CO2气含量情况下的气水相对渗透率曲线,分析了这些因素对气水两相渗流的影响,总结了气水两相渗流特征及渗流机理.实验结果表明,所有岩心不同实验条件下所得的相渗曲线遵循相同的规律,束缚水饱和度较大,两相渗流区较窄;残余水条件下的气相相对渗透率不高;岩心绝对渗透率都比较低,但在高含水饱和度下,气相仍具有一定的渗流能力.另外,高湿、高压及高CO2含量对气驱水是有利的;水驱气实验还表明相渗曲线呈吸吮形,这对水驱气带来了有利条件.     

火山岩气藏气水两相渗流特征分析

火山岩气藏的有效开发较为困难。针对该类气藏的储层特点,文中通过岩心实验研究火山岩的气水两相渗流特征,为气藏有效开发提供依据。室内实验结果表明：受岩心自身孔隙结构特征影响,水,气相渗曲线呈吸吮态,且岩心渗透率对相渗曲线的特征点影响较大,渗透率越大,残余气饱和度越高;对同一岩心而言,气-水相渗曲线的形状及特征点数值与实验温度和压力有关,温度、压力越高,气水两相渗流区越宽,岩心的束缚水饱和度越低,越有利于气水两相渗流。由此得出,在气藏开发过程中,应合理控制生产压差,避免气井过早出现水侵;一旦因水侵造成水锁,可通过提高气藏温度或压力,实现封闭气解封。     

元坝须二段致密砂岩储层特征及影响因素

元坝地区须二段致密砂岩是该区最主要的产气层,通过岩心、薄片、压汞等资料对其岩性、物性、储集空间类型及储层发育的影响因素进行了分析,研究表明须二段储层致密,整体物性差,储层主要受到构造作用、沉积作用、成岩作用和溶蚀作用的影响,构造作用强烈的地方储层更为发育、产气潜力大,陆上沉积部分比水下沉积部分更易形成优质储层,成岩作用主要为破坏作用、导致物性变差,溶蚀作用主要产生次生孔隙、改善储渗性能。     

川东北元坝地区长兴组礁滩相储层裂缝特征及主控因素

四川盆地东北部元坝地区是我国天然气勘探开发的重要区域。该区长兴组礁滩相储层天然裂缝普遍发育、控制因素复杂,是影响储层物性和气藏开采效果的关键因素。综合利用岩心、薄片、成像测井等资料,对该区长兴组储层天然裂缝的成因类型和发育特征进行了系统研究,在此基础上阐明了裂缝发育的主要控制因素。研究结果表明：①元坝地区长兴组礁滩相储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝,根据力学性质构造裂缝可进一步划分为剪切裂缝和张性裂缝;成岩裂缝主要包括溶蚀裂缝、构造—溶蚀裂缝及压溶裂缝3类;②构造剪切裂缝为主要天然裂缝类型,裂缝走向以NW—SE向为主,主要为高角度裂缝和斜交裂缝,绝大多数裂缝高度小于30cm,裂缝总体有效性较好;③天然裂缝的发育主要受构造与应力、岩性、层厚和沉积微相等因素综合控制,受构造与应力影响,裂缝走向具有明显优势方位;白云岩类较灰岩类裂缝更为发育;高角度裂缝和斜交裂缝规模和发育程度受层厚控制明显;不同沉积微相中构造裂缝发育程度存在较大差异。     

低渗透气藏气水两相渗流模型及其产能分析

开发实践与室内实验表明,低渗透气藏的气、水渗流规律不遵循达西定律。为此,建立了符合低渗透气藏气水耦合渗流特征的广义达西渗流模型,推导得到了低渗透砂岩气藏气水两相稳态径向渗流问题的半解析解。利用该模型对广安低渗透气田气水同产气井建立了单井气、水两相流入动态关系理论曲线,模拟计算了气井的合理井距及生产压差。算例表明,含水饱和度是影响气井产能的主控因素,当含水饱和度达到40%时,气井无阻流量的损失幅度约为70%;低渗气井的合理生产压差应该控制在5～10 MPa,井距以600 m内为宜。实验和计算结果可以为低渗气藏气水同产气井产能预测及井距评价提供科学、适用的依据。     

不同类型碳酸盐岩气藏开发特征

碳酸盐岩气藏在世界范围内已经发现的气藏中占有重要地位。近年来中国的碳酸盐岩气藏勘探开发也呈现出快速发展的态势,特别是在塔里木、鄂尔多斯和四川盆地,碳酸盐岩气藏已经成为陆上开发有前景的气藏类型。碳酸盐岩气藏的开发不同于碎屑岩气藏,正确认识碳酸盐岩气藏的类型和开发特征对于增强碳酸盐岩气藏开发的理论性和系统性具有十分重要的意义。基于中国碳酸盐岩气藏开发的实践,按照"实用性、指导性和科学性"的划分原则将碳酸盐岩气藏分为缝洞型、礁滩型、岩溶风化壳型和层状白云岩型4种类型。缝洞型碳酸盐岩油气藏以多缝洞单元为特征;礁滩型碳酸盐岩气藏以多气-水单元为特征;岩溶风化壳型碳酸盐岩以发育不同规模尺度优劣储集体为特征;层状白云岩气藏以发育层状白云岩储层为特征。碳酸盐岩气藏类型划分和开发特征研究为全面认识碳酸盐岩气藏奠定了基础,同时为相同类型碳酸盐岩气藏的开发提供有效指导。     

元坝气田油气输导体系及其对成藏的控制作用

元坝气田位于超深层负向构造弱变形区,断层不发育。在分析研究区输导要素和输导特征的基础上,建立输导体系模型,分析油气输导过程,并研究输导体系对油气成藏的控制作用。元坝气田输导体系主要为长兴组白云岩孔隙型储集体与裂缝(层间缝、节理缝等)构成的网状复合输导体系,具有立体输导、近源聚集的优势,从而使由下伏吴家坪组烃源岩和侧向的大隆组烃源岩生成的油气有效实现上、下供烃和侧向供烃。长兴组礁滩相白云岩优质储层的发育与分布决定了油气侧向运移的方向和油气藏的分布及规模;裂缝的发育程度控制油气富集的层位。     

吸附气对气水两相流页岩气井井底压力的影响

在页岩气藏中,有相当一部分页岩气以吸附气状态存在。在气藏开发过程中,随着气藏压力的不断降低,吸附气会发生解吸扩散,这一现象会影响页岩气藏的压力变化。应用Langmuir等温吸附曲线和Fick拟稳态扩散定律,对吸附气的解吸扩散特征进行了数学表征;结合气水两相渗流理论,建立了页岩气藏气水两相渗流数学模型;应用有限差分法得到相应的数值模型,编程求解得出了井底压力变化的数值解：分析了吸附气的解吸扩散对气水两相流并底压力变化的影响。研究结果表明：解吸气补充了流体供应量,提高了地层能量,使井底压力的下降变缓,压力差曲线下移;由于基质收缩及孔隙增大,储层物性和地层流动性能得到改善,压力差导数曲线前期凹陷加深。     

页岩气水平井气水两相流流型数值模拟

由于井下高温高压的环境,目前尚无法直接对页岩气水平井内流体流动进行物理实验,水平井内多相流流型特点亟待研究。首先,基于某页岩气水平井生产测井数据,建立内径0.124 m,长16 m,倾角分别为±2°、±1°、0°的5组井下管道模型,采用Fluent软件内置的VOF多相流模型对井下高温高压高气量下气水两相流进行仿真模拟。获得不同倾角、不同流量配比的气水两相流流型。其次,利用模拟流型结果分析井倾角、含水率对流型的影响;与经典的Mandhane流型图做对比,分析流型分布的差异。结论如下:井下气相流量为1 000 m3·d-1时,(1)±2°内的井倾角对流型影响不大,不会使流型发生显著变化。(2)液相流量超过250 m~3·d~(-1)时流型由分层流转变为波浪流,液相流量超过1 000 m~3·d~(-1)时流型开始向气泡流转变。(3)与Mandhane流型图相比,模拟实验中分层流与气泡流的分界面提高。最后,采取数值模拟方法弥补了物理实验的不足,仿真模拟结论可为生产测井解释模型的建立提供一定的参考。     

气井气水两相节流温降模型

准确预测气液两相节流温降是井下节流天然气水合物防治和携液分析的前题。基于能量守恒原理和Peng Robinson状态方程,结合Huron和Vida1提出的含强极性物质体系的G^E（超额吉布斯能量）混合规则和UNIFAC活度系数模型,建立了气-水两相节流温降数学模型。利用天然气-水节流压降温降实验数据验证了该模型的正确性,平均误差为-0.49 ℃（-2.55%）,平均绝对误差为0.76 ℃（3.80%）,标准差为1.13 ℃（5.40%）,明显优于Perkins的热力学模型。以广安002 38有水气井气体组分数据为例,进行了不同气水比下的节流温降计算,当GWR＜800 m³/m³时,地面节流不会生成天然气水合物,由此无需将嘴子安装在井下。     

低渗透气藏气水同产压裂水平井产能计算方法

水平井辅以压裂措施开发低渗透气藏已成为全球范围内的趋势,但是气井产水严重地制约了其产能。基于储层和裂缝中气水两相渗流理论,考虑储层应力敏感、气体滑脱效应以及裂缝中气体高速非达西渗流,定义气水两相广义拟压力,利用势的叠加原理,建立了低渗透气藏中气水同产压裂水平井产能新模型。实例应用表明,理论流入动态曲线与实际产能测试数据拟合较好,且计算无阻流量与产能测试结果相对误差较小,仅为5.4%,说明新模型具有较高的准确性。敏感性分析表明,随着裂缝条数、裂缝半长的逐渐增大以及裂缝导流能力的逐渐增强,无阻流量也逐渐增大,但是增大的趋势均越来越平缓;随着水气体积比的逐渐增大,无阻流量明显减小。该项研究可为低渗透气藏气水同产压裂水平井产能预测以及压裂优化设计提供一定的借鉴。     

低渗气藏产水气井流入动态研究

在低渗气藏开发过程中,储层应力敏感效应、气体滑脱效应以及产水是影响气井产能的重要因素。基于平面径向渗流原理,考虑储层应力敏感、气体滑脱效应以及气井产水,通过定义气水两相拟压力,推导出了低渗气藏中综合考虑储层应力敏感、气体滑脱效应以及产水条件下气井二项式产能公式。实例分析表明,产水以及储层应力敏感效应均使气井产能大大降低,而滑脱效应使气井产能增大,但影响较小。     

气水两相流二项式产能方程研究

针对边水驱气藏开发中后期地层存在气水两相渗流这一实际情况,井的气水两相流产能分析理论及分析方法对于气藏工程研究和采气工程研究都具有重要的意义.从渗流力学的基本原理出发,结合质量守恒方程,建立了气水两相流的数学模型,推导出气水两相流时的二项式产能方程,并且给出了求解该数学模型的方法,建立了关于稳定流入动态关系曲线的理论,由此可以做出流入动态关系曲线,为确定井的产能及进行动态分析提供了理论基础.