不同岩性火山岩气藏岩芯核磁孔隙度实验研究

针对火山岩气藏储层成岩机制、孔隙结构及矿物成分与沉积储层差异较大,岩相、岩性复杂多样等特点,使用核磁共振技术对大庆徐深、吉林长岭和新疆滴西3个火山岩气田102块不同岩性岩芯的核磁孔隙度及核磁共振响应特征进行了基础实验研究。结果表明:流纹岩、凝灰岩储层核磁孔隙度与常规孔隙度较为一致,而粗面岩、粗面质火山角砾岩和花岗斑岩储层核磁孔隙度误差较大。等离子体发射光谱技术研究表明,不同岩性岩石元素组成的差异是导致储层核磁孔隙度误差较大的主要原因,铁、锰等顺磁性物质含量越多,核磁孔隙度误差越大。针对不同岩性火山岩储层,首次给出了铁、锰元素含量与核磁孔隙度相对误差的对应关系,并分析了顺磁性物质对核磁测井储层解释与评价的影响。     

徐深气田火山岩气藏开发采用的地质技术

火山岩储层是天然气开发的新领域,具有广阔的勘探开发前景.自徐深气田火山岩气藏发现以来,徐深气田已提交2217×108 m3探明地质储量.徐深气田火山岩气藏由于火山多期喷发,造成岩相变化快、物性变化大,储层非均质性严重,以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,气藏含边底水,直井单井产量低,气藏高效开发难度大.通过几年来的不断探索,开展火山岩气藏开发评价研究,在火山岩岩性岩相识别、储层预测、地质建模及水平井开发等方面取得了初步成果,初步形成了火山岩气藏开发地质评价技术,为火山岩气藏经济高效开发提供了必要的技术支持.应用这些技术,目前,在徐深气田火山岩气藏已建成产能13×108 m3/a,该方法和技术对类似的火山岩气藏开发具有一定的借鉴作用.     

超临界CO_2在致密油藏中的扩散前缘预测

国内外大部分学者认为超临界CO_2在致密油藏中的扩散是吞吐提高采收率的关键因素之一。通过设计基质-裂缝模型结合压降法搭建了测定超临界CO_2在饱和油岩芯中扩散系数的实验装置,系统研究了压力、储层物性等油藏条件对超临界CO_2扩散系数及浓度分布的影响规律,建立了超临界CO_2浓度场及扩散前缘的预测方法。实验结果表明,超临界CO_2在致密岩芯(0.06 mD)中的扩散系数为10~(-12) m~2/s数量级,扩散系数随着初始注气压力的升高而增大,最终趋于平缓,但在临界压力点附近出现最大扩散系数;扩散系数随基质渗透率和孔隙度增大而增大,随岩芯迂曲度的增大而快速递减。经过900 d扩散,扩散前缘仅前进了0.095 m,因此,在致密油藏CO_2吞吐现场作业周期内忽略扩散作用是合理的。在扩散后期,CO_2浓度梯度越来越小,扩散速度逐渐降低。     

自吸条件下火山岩气藏水锁伤害效应实验

 水锁效应广泛存在于火山岩气藏中,是火山岩气藏的损害类型之一,严重影响着火山岩气藏的开发效果.本文结合核磁共振技术通过室内实验研究,探讨低渗透火山岩气藏自吸作用下的水锁伤害机制及伤害程度,通过气驱反排实验模拟了火山岩气藏水锁解除过程.研究表明:各渗透率级别的火山岩岩心自吸吸入水饱和度与吸水时间并非呈线性关系,自吸开始的2h之内,岩心含水饱和度急剧增加,随着自吸时间的增加,岩心含水饱和度增加幅度越来越小,自吸16h后岩心吸入水量已基本保持不变;应用核磁共振技术研究了吸入水量与孔隙结构的关系,发现孔隙结构越复杂,岩心吸水量越大;通过反排实验发现,岩心含水饱和度以及水锁伤害率随反排孔隙体积(PV)数的增加而减小并趋于平缓,反排25PV后水锁伤害基本得到解除;针对目前水锁伤害评价存在的不足,结合储层中水锁伤害的产生和解除,提出一种改进的水锁伤害评价方法——动态水锁评价方法.     

缝洞型油藏氮气扩散系数测定及影响因素

针对塔河缝洞型油藏注氮气提高采收率深层次机理认识有待提高的问题，开展了该类型油藏条件下注氮气扩散系数影响因素的研究，采用压力衰竭法测定了氮气在油相和填充介质中的扩散系数，分析了原油黏度、气体组成、填充类型及流体饱和度对氮气扩散系数的影响。结果表明，氮气在稠油中的溶解度、扩散系数均低于稀油，但压力敏感性高于稀油；氮气中混合二氧化碳促进注入气在原油中的扩散。氮气在垮塌、砂泥和致密等3种常规缝洞油藏填充介质的扩散结果显示，填充介质的致密程度增加，氮气向填充介质内部扩散越困难，且致密介质中氮气的扩散系数达到固体扩散系数的级别（×10^-11 m²/s）；含水饱和度的增加减缓了氮气在填充介质中的扩散。首次测量了氮气在缝洞型油藏高温高压条件（温度>100℃，压力>20 MPa）下原油及填充介质中的扩散系数，并分析了相关影响因素，深化了缝洞型油藏注气提高采收率机理认识，为现场注气应用提供相应的理论指导。     

扩散在低孔渗致密砂岩气成藏中的作用和贡献探讨

根据气体在浓度梯度作用下进行自由扩散的原理,开展浓度梯度驱动下的天然气扩散运移物理模拟实验,对扩散在低孔渗致密砂岩气成藏中的作用和贡献、低孔渗致密储层天然气成藏机制进行探讨。结果表明:浓度梯度驱动下的天然气扩散运移模拟实验后低孔渗致密砂岩最大含气饱和度与物性总体呈负相关关系,渗透率≤0.1×10-3μm2时最大含气饱和度与孔隙度具有更好的负线性相关性,渗透率0.1×10-3μm2时最大含气饱和度与渗透率具有更好的负线性相关性;当低孔渗致密砂岩的孔隙度小于0.6%、空气渗透率小于0.01×10-3μm2时,扩散可能对低孔渗致密砂岩含气饱和度的增加起主要作用和贡献;扩散是低孔渗致密储层天然气成藏的重要机制之一,是中低丰度低孔渗致密储层大面积含气的重要原因之一。     

DH气藏残余气饱和度实验研究

DH气藏目前处于开采中后期,需要开展水驱砂岩气藏采收率标定研究,残余气饱和度是水驱砂岩气藏采收率标定的重要参数。用单向自发渗吸实验装置,测试了DH气藏砂岩岩样残余气饱和度。基于实验结果,分析得出岩样初始含水饱和度的大小会直接影响残余气饱和度的大小,而最大残余气饱和度受孔隙度和渗透率影响较小。实验测试结果与Land模型吻合较好,而与Agarwal模型吻合较差。根据DH气藏的原始含水饱和度,通过本次实验建立的原始含气饱和度和残余气饱和度之间的关系,计算得到DH气藏的残余气饱和度,并用该计算结果简要分析了DH气藏今后提高天然气采收率的对策。     

含水黑云母和角闪石中的氩扩散实验研究

对含水黑云母(实验温度为800℃、1000℃)、角闪石(实验温度900℃)在压力0.5～2.0GPa时进行了氩扩散研究,发现含水情况下黑云母的氩扩散特性明显地不同于单纯黑云母体系,其扩散系数下降1—2个数量级,活化能有一定增大。压力对含水黑云母和角闪石的扩散和温度的作用相反。     

滴西-五彩湾地区石炭系火山岩岩相特征研究

准噶尔盆地滴西-五彩湾地区石炭系火山岩岩相复杂,其分布规律的研究难度较大。在岩芯观察、薄片鉴定、录井、测井资料及扫描电镜分析的基础上,建立了准噶尔盆地滴西-五彩湾地区石炭系火山岩识别图版并对主要火山岩储层的测井响应特征进行了研究;在对滴西地区5口典型探井的单井相详细分析基础上,研究了该区剖面火山岩岩性及岩相分布特征。在此基础上,查明了滴西-五彩湾地区石炭系火山岩岩相特征及其分布规律：研究区北部主要发育凝灰岩及砂泥岩,期间夹有条带状中性火山岩、基性火山岩及少量火山角砾岩;中部主要发育凝灰岩、中性火山岩、凝灰质砂泥岩,夹有团块状酸性侵入岩、酸性火山岩、火山角砾岩;南部主要发育砂泥岩、凝灰岩,夹有条带状凝灰质砂泥岩、基性火山岩、团块状中性火山岩及少量火山角砾岩。由于不同的火山岩岩相具有不同的储集性能,这种平面分布特征的研究对油气勘探具有积极的意义。     

王府火山岩气藏储层及渗流特征研究

针对王府火山岩气藏储层岩性复杂,气、水渗流规律认识不清的问题,利用X衍射、压汞、核磁共振、阈压梯度等实验技术,对王府火山岩气藏储层特征和单相气体、气水两相渗流规律进行了研究。结果表明,王府气田储层岩性主要为流纹岩、安山岩、火山角砾岩,属低孔致密储层,储集空间类型为孔缝型。火山岩岩心单相气体渗流时,1~2 MPa是气体单相渗流流态发生转折的临界点;若以流量和压力平方梯度作为描述气体渗流曲线的坐标轴,其曲线特征以0.05×10-3μm2为界限分为2种渗流形态。含水火山岩岩心气体渗流时,当束缚水饱和度小于60%时,孔缝型岩样阈压梯度明显低于孔隙型岩样。     

徐深气田火山岩气藏水平井开发实践

徐深气田火山岩气藏是大庆油区未来天然气开发上产的主力产层。该类气藏储层物性差,气井以压裂投产为主,单井产量低,井控动态储量较小。底部普遍发育水层,气井稳产能力差。为改善开发效果,针对火山岩储层开展了水平井开发先导性试验,通过开展气藏地质、储层地质条件适应性评价。三维地质建模、地震和气藏工程等多学科优化设计论证,已在6个探明区块优选有利区带部署8口水平井,见到了明显的增产效果。通过水平井现场实践,初步形成了火山岩气藏水平井优化设计和水平井地质导向等开发配套技术,为提高火山岩气藏储量动用程度和整体开发效益奠定了基础,对同类气藏的开发具有指导借鉴作用。     

长岭火山岩气藏水平井开发技术

火山岩气藏一般具有岩石类型繁多、岩性岩相复杂、孔喉结构杂乱、低孔低渗、储层非均质性极其严重等特征.针对火山岩气藏地质特征复杂和开发难度大的特点,对吉林长岭火山岩气田地质特征进行深入研究,分析论证了水平井在提高单井产能、产能替换比、面积替换比和单井控制储量等方面的技术要素.将这些技术要素与直井进行对比,结果表明,利用水平井技术开发火山岩气藏是可行的.     

火山岩气藏微观孔隙结构特征参数

针对火山岩气藏已成为中国石油重要的天然气勘探和开发的主要领域之一,利用恒速压汞技术研究了大庆徐深火山岩气藏岩芯的微观孔隙结构及其分布规律。研究表明:不同渗透率的低渗气藏岩心,其孔道半径基本相同,而喉道半径不同,对于所测得的不同渗透率的火山岩气藏岩芯来说,大约60%的喉道半径小于0.8μm。这与低渗透砂岩油藏岩芯的恒速压汞测试结果不同。平均喉道半径与渗透率有很好的相关关系。提出用平均喉道半径作为低渗气藏储层评价指标参数,来表征气体通过储层的难易程度。该研究成果对低渗气藏的分类评价和合理高效开发提供科学的决策依据     

辽河西部凹陷南部深层天然气勘探潜力

辽河油田西部凹陷为典型的富油气凹陷,深层天然气作为重要资源类型目前已成为该区重点勘探领域。在充分借鉴国内外深层天然气勘探经验的基础上,立足于研究区勘探实际,应用地球化学资料开展了深层烃源岩特征、天然气成因类型方面研究,证实了沙四段和沙三中亚段源岩为研究区深层天然气成藏奠定了良好的物质基础;结合最新沉积学理论明确了沙四段辫状河三角洲砂岩和沙三段砂质碎屑流砂砾岩体在研究区广泛分布,为深层天然气成藏的两类优势储集体;同时通过对已知天然气藏的综合分析,将研究区深层天然气划分为两种成藏模式,并明确了各自的成藏主控因素,最终指出了研究区深层天然气的勘探方向。     

Two accumulation modes of marine-origin natural gas in the Tarim Basin

HeUanhe gas field, Lungudong gas field and Tazhong gas field are marine marine-origin natural gas reservoirs in the craton area in the Tarim Basin. The natural gas is generated from Cambrian source rocks. The simulation experiment indicated that the cracking of the dispersedly dissoluble organic matter remaining in the source rocks is the main origin of marine natural gas. There are two modes to form gas reservoirs, one is the dry gas reservoir such as HeUanhe gas field, in which gas accumulated on the fault belt with violent tectonic movement, the other is condensate gas reservoir formed on the inheriting uplift such as Lunnan and Tazhong gas fields. The hybrid simulation experiment of cracking gas and crude oil indicated that crude oil accumulated on a large scale in those uplift belts at the early stage, and natural gas filled the ancient oil reservoir at the late stage, and the gas reservoirs were formed after the gas mixed with the crude oil.     

页岩吸附气壁面扩散机理及现场应用

与常规天然气藏开发不同,页岩气藏无机质与有机质孔隙中的吸附气对开发的影响不可忽略.为准确表征混合气体吸附解析过程中的真实气体效应,建立了页岩气壁面扩散模型.将模型与现场数据结合,分析表明:吸附位点覆盖率与气藏压力呈正向关系,即随着压力升高,吸附厚度平均值增大.在现场实践中,应适当进行降压开发,维持壁面吸附气向游离气的转化;对于现场实践而言,注入二氧化碳等分子直径较小的工作气体可有效降低吸附层厚度,进而减小体相气体扩散过程中的堵塞系数,提高页岩气井产能;在矿场对气井产能的评价当中,不考虑实际气体在高压条件下的短程排斥力作用,将导致气井产能预测值偏低.     

天然气管道投产置换过程模拟实验研究

投产置换是天然气管道建成后投入运行的一个关键环节,为确保置换过程的安全性,对置换过程中气体的混合规律进行了研究.根据二元体系气体紊流扩散原理,在实验室内构建了天然气管道投产置换过程的模拟实验系统.利用该实验系统,分别对不同流速、不同背压下管道内气体的扩散过程进行模拟试验,获得了置换过程中受流速和背压影响的天然气与氮气、氮气与空气的扩散规律,为管道投产置换合理确定氮气用量提供了理论依据.     

吐哈盆地红南-连木沁油田溶解气扩散特征及其扩散量计算

通过对吐哈盆地台北凹陷红南-连木沁油田的中、上侏罗统和白垩系油藏溶解气组成在纵向上的分布特征分析,认为大约在埋深小于1 450 m的白垩系油藏溶解气扩散作用强烈,不仅使甲烷含量显著降低,乙烷、丙烷等组分含量相对升高,而且也降低了溶解气油比,扩大了油藏的地饱压差.根据Fick第二扩散定律,模拟计算白垩系油藏溶解气中甲烷从中新世后期到第四纪末期扩散作用的累计散失率为82%.     

火山岩气井动态储量预测模型研究

气藏单井控制储量的确定在气藏的开发过程中占有重要地位。由于火山岩气藏在横向上物性差异很大,它的动态储量的计算应当考虑火山岩气藏双重介质储渗模式和存在启动压力梯度的特点。通过流动分析,将火山岩动态储量的增加分为未达到拟稳态流阶段和拟稳态流阶段,建立了火山岩气藏井控储量预测数学模型。以徐深1-1井为例,通过模型计算结果与试井解释结果的对比,验证了模型的正确性;并参照试井解释结果,进一步给出了井控储量随时间的变化模式,从而更加有利于确定动态储量,为火山岩气藏的开发提供了依据。     

页岩储层流动机制综述

 为了研究页岩储层的流动机制,对国内外页岩气流动机理相关文献进行了广泛调研,详细阐述了解吸附、扩散和渗流的数学描述方法、影响因素、适用条件及存在的问题,为流动机制的深入研究提供参考.分析表明：气体在页岩储层中的流动主要经历解吸附、扩散和渗流3个过程.Langmuir等温吸附定律很好地描述了页岩气的解吸附规律,但在描述多组分气体解吸附时仍存在一定问题,需要进一步研究;Fick第二扩散定律能够准确地描述页岩气的扩散过程,如何划分渗流和扩散的流动区间并进行耦合还需进一步研究;气体在天然裂缝网络中的流动遵循滑脱效应的广义达西定律,在压裂诱导裂缝中的流动遵循Forchheimer定律;天然气在页岩储层的流动存在压敏、气水两相流动、温度变化引起的热效应、相变等多种流动机制,需要进一步研究.