锆铝吸气剂泵加温再生法机理的研究

本文根据吸气剂吸气的三因素——蒸散吸气因素、表面吸附因素与扩散因素,研究并确定吸气剂吸气的数学模型,用以说明不同情况下的吸气规律:当扩散很快,或气体压力很低时,吸气处于表面吸附决定区;当扩散很慢,或压力很高时,吸气进入扩散决定区。从理论上分析了吸气剂激活与再生的机理;实验研究了锆铝吸气剂泵的多次再生的性能,结果表明,每经一次再生,抽速递减5％,吸气量递减17％。     

涩北一号气田第四系储层特征研究

涩北一号气田是柴达木盆地东部浅层生物气田，通过对涩3-15井岩样的系统实验分析，结合气井的测试资料，研究了涩北一号气田第四系储层的岩石特征、孔隙结构和物性特征，发现岩石以粒间孔为主，具有高孔隙度、中低渗透率的特点，孔隙度主要分布在25％～40％的范围内，渗透率主要分布区间为（1～100）×10^－3μ2，孔渗相关性不强；虽然该储层岩石疏松，但部分高泥质疏松砂岩中微裂缝发育，具有较好的渗透性，其产气能力甚至比泥质含量低的Ⅰ、Ⅱ类储层还强，因此可作为有效产层。这一认识为涩北一号气田的储层研究提出了新的观点，对气田的储量增长和产能建设具有积极意义。     

涩北二号气田开发技术政策界限模拟研究

以前期地质研究成果和气井动态资料为基础,通过储量和生产动态指标拟合,建立了准确的数值模型,对气田开发技术政策进行了分析研究。研究表明,涩北二号多层气藏的最佳合采层数为3～4层,边部井配产高低影响气井出水和气田采收率的提高,一般为常规配产的20％～30％,气田井网宜采用顶密边稀布井方式,井距500-600m,距边水合理距离平均为800m。开发技术政策界限的制定为涩北二号气田的高效开发提供了理论指导,其分析方法同样适用于同类气田。     

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煤层气主要以吸附状态赋存在煤岩基质中，只有当储层压力降低后才可以从基质中解吸出来，煤岩裂隙或割理中多被水充满，而裂隙与割理是煤层中的主要运移通道，煤层气需要通过排水（裂隙或割理）降压（煤岩储层）方式才得以采出，故煤层气的产量受煤岩性质、压力水平和两相渗流特征等多种因素的影响。文章分析认为，影响煤层气井单井产量的主要因素包括煤岩渗透率、孔隙度、吸附能力、含气量、临界解吸压力、相对渗透率等；为提高煤层气井单井产量，必须通过洞穴完井、压裂改造或水平井等方式，改善井底渗流条件，有效地降低井底流压，扩大压力波及范围，增加有效解吸区，扩展两相渗流区范围。为实现煤层气的规模开发，必须深化认识储层特征，结合地质实际，选择合适的开发技术。     

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异常高压气藏的开采与常压气藏有很大的差异。异常高压气藏驱动弹性能量大，开采中压力下降可能引起部分储层明显的变形，使气藏的开采受到多方面的影响。为此，通过衰竭开采物理模拟实验对异常高压气藏的开采动态进行模拟研究，可确定气藏在开发过程中的地层压力(p／Z)与累计产气量(Gp)之间的关系，进而判断利用气藏早期开采数据计算的动态储量是否准确，以及开采过程中边、底水水体大小对气藏开发的影响。实验研究表明，在不考虑边、底水影响的条件下，对克拉2气田利用早期p／Z～Gp曲线外推计算的动态储量误差约为6．3％。     

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面对油气田开发技术难度增大、投资额度和风险程度日益增加的趋势，把气藏开发技术和经营管理策略相结合，实现气藏开发的工程优化和经济效益最大化的气藏经营管理技术越来越受到国内外气藏工程师的重视。气藏经营管理主要包括确定目标、制定方案、方案的实施、实施过程中的监测与评价和方案的调整等步骤。所涉及到的技术如气藏描述、开采方法、经济分析、制定开发方案、实施开采策略、气藏监测、开发动态分析、开采策略的改进等，都是气藏经营管理过程中连续的技术环节，且是动态的。国内外发展了多种气藏经营管理应用技术。建立气藏经营管理工程和气藏经营管理的集成化，将是气藏经营管理技术的发展趋势，可以为我国当今油气田勘探开发以及气藏经营管理提供指导和借鉴。     

高含水低渗致密砂岩气藏储量动用动态物理模拟

气藏剩余压力分布能够直接反映其储量动用情况,采用长岩心多点测压实验装置,选择渗透率分布区间分别为(1.38~1.71)×10^-3μm²,(0.41~0.73)×10^-3μm²,(0.049~0.084)×10^-3μm²的多块砂岩岩心组合形成长度超过50cm的3组长岩心,模拟含水砂岩气藏衰竭开采。实验过程中实时记录气藏边界至气井不同位置处压力剖面变化,研究含水气藏储量动用特征。研究表明：致密砂岩储层产气特征、压力剖面形态、压降过程、废弃时剩余压力分布均与渗透率较高的储层(Ⅰ类)差异显著,明显受渗透率和含水饱和度控制。含水相同(约35%),生产至废弃条件时,Ⅰ类储层的压力剖面整体几乎降为0,而致密砂岩、剩余压力仍维持在原始压力的50%以上,且压力梯度大,表明含水气藏,渗透率越低储量动用越困难,动用均衡性越差;考虑含水,随含水饱和度增加,Ⅰ类储层压力剖面形态及下降过程变化不大;渗透率更低的储层(Ⅱ类)尤其是致密储层(Ⅲ类),其压力剖面形态变化极为显著,含水较高时,压力难以向外波及,储量难以有效动用,且非均衡性极强。