莺歌海盆地DF区高温高压带高含水及低含气饱和度天然气藏成因分析

利用超高压流体相态分析系统测定不同温度、压力条件下天然气中凝析水的含量,利用半渗透隔板实验测定不同物性储层样品的最大含气饱和度,结合实际地质资料,分析莺歌海盆地DF区高温高压带气藏中水的来源、气藏较高含水饱和度及较低含气饱和度的原因。结果表明:甲烷气相中凝析水的含量随温度的增高而增加,随压力的增高反而降低,实验最高温度、最高压力条件下(180℃、130 MPa)甲烷气中凝析水的摩尔分数仅占整个气相体系的1.51%,说明高温高压条件下气藏中凝析水含量并不高,高温高压带气藏产出的水主要是孔隙水,凝析水不是主要的;储层含气饱和度主要与储层物性和是否发育隔层有关,储层物性变差,其最大含气饱和度迅速降低,非(或差)渗透性隔层的存在也会使气藏纯气段含气饱和度降低。莺歌海盆地DF区高温高压带天然气藏较高含水及较低含气饱和度的主要原因是低渗储层和隔层发育,而不是高的凝析水含量。     

考虑地层水存在的高温高压凝析气藏相态研究

高温高压凝析气藏地层水的存在对相态和开发动态的影响不容忽略.基于活度系数模型并结合PR状态方程,建立了考虑地层水的烃水体系气-液-液三相相平衡计算模型.针对实例凝析气藏,通过实验和理论模拟手段研究了地层水存在时温度和压力对凝析气中水含量、油气水三相相体积、饱和压力、p-T相图以及反凝析液量的影响规律.研究结果显示,温度越高气中凝析水含量越高,而且随压力降低呈指数增加.地层水存在使凝析气藏露点压力和最大反凝析液量均增加,这说明地层水存在加剧了反凝析.考虑地层水存在的烃水体系p-T相图更能反映油气水三相相态特征.由此可见,高温高压凝析气藏必须考虑地层水存在对相态及开发过程可能带来的影响.     

高温高压高含二氧化碳气藏岩石物理参数研究

岩电参数是分析储层物性和计算储层饱和度的重要参数,其数值与岩石孔隙结构及内部两相流体的分布密切相关,且随温度和压力的变化而变化.而在高温高压或孔隙流体中含有二氧化碳的条件下,岩电参数的变化与一般规律的符合程度依旧存疑.针对上述问题,通过测量与统计二氧化碳、甲烷等流体的密度、纵波速度和电阻率等参数的变化,研究并讨论了溶解二氧化碳对地层水导电性的影响,分析了不同温度、压强及二氧化碳含量条件下岩电参数的变化规律,为含二氧化碳气藏含气饱和度的计算及二氧化碳定性识别和定量评价提供了新的思路.     

带油环凝析气藏地层压力预测方法

带油环凝析气藏气顶油环协同开发过程中,地层压力的不断降低导致气顶发生反凝析现象,油环中的溶解气不断逸出,同时还伴随着原生水蒸发、岩石流体膨胀、边底水侵入等变化。综合考虑以上影响因素,在烃类流体物料守恒原理的基础上,建立带油环凝析气藏地层压力预测方法。将该方法应用于某实际带油环凝析气藏中。计算结果表明:该方法得到的地层压力与关井实际测压数据吻合较好,具有一定的可靠性;在衰竭开采方式下,气顶采气速度和油环采油速度的增加都会加速地层压力的下降;在气顶孔隙体积大于油环的孔隙体积条件下,气顶采气速度的增加更容易加快地层压力的下降,从而气顶的采气速度不能太大以免地层能量过早枯竭。     

超深层碳酸盐岩地层水启动压力梯度研究

为厘清地层水启动压力梯度随地层水黏度和岩石渗透率的变化规律,选取四川盆地飞仙关组超深层碳酸盐岩标准岩心,开展了不同地层水黏度条件下的启动压力梯度实验测试,得到了地层水启动压力梯度随地层水黏度的变化规律,建立了综合考虑岩石物性和流体性质的地层水启动压力梯度预测模型。根据普光气田主体气藏气井测井解释成果,采用新建模型预测了气藏不同类型储层在不同地层水黏度条件下的启动压力梯度。结果表明:地层水启动压力梯度随渗透率降低而增大,在渗透率相对较低时,地层水启动压力梯度随渗透率降低急剧增大;地层水启动压力梯度随地层水黏度的增大而增大,黏度越大,启动压力梯度随渗透率降低而增大得越快。新建模型综合考虑了岩石物性和地层水性质对地层水启动压力梯度的影响,适应性较强。普光气田Ⅱ、Ⅲ类储层地层水启动压力梯度最大可达0.24 MPa/m。     

异常高温凝析气藏地层水高压物性实验研究

大港千米桥潜山凝析气藏属典型的异常高温凝析气藏,地层水高压物性是开发这类气藏的一项非常重要的基础数据。给出了一种实验测定异常高温凝析气藏地层水高压物性的有效方法,利用该方法对气藏中板深7井和板深8井地层水高压物性进行了实验测试。结果表明,板深7井和板深8井地层水中含气量和地层凝析气中饱和含水量较高,在储量计算和开发方案制定过程中必须考虑;板深7井地层凝析气中含水量达到饱和,地层中可能存在游离水,板深8井地层凝析气中含水量未达到饱和,地层中不存在游离水。结论为制定开发方案提供参考依据,进一步在生产中得到验证。     

二氧化碳溶解气对原油粘度的影响

利用高温高压油气水混合液粘度测量装置对原油及含二氧化碳气原油的粘温特性进行了实验研究,测量了不同气油比条件下油气混合液的粘度,分析了二氧化碳溶解气对原油粘度的影响。结果表明,在相同压力下,原油及其混合液粘度与温度存在指数关系,原油粘度与压力基本呈线性关系。在同一温度下,油气混合液的粘度在达到泡点压力之前随着压力的升高而降低;在达到泡点压力之后,随压力的升高而增大;油气混合液的粘度随气油比增加而减小;油气混合液的泡点压力随着含气量的增加和温度的升高而增大。     

CO_2天然气藏岩石电阻声速规律研究

海上盆地复杂的地质条件给天然气勘探带来了重重困难,CO_2天然气藏岩石高温高压下电阻声速实验对天然气勘探开发至关重要。介绍了使用SCMS-E型高温高压岩芯多参数仪在温度最高180?C、孔隙压力最高50 MPa的条件下测试不同比例的CO_2/天然气混合气体驱替岩样至不同含水饱和度时的电阻率及纵横波速度参数,并测试了干岩样孔隙中充注不同比例的CO_2/天然气混合气后的纵横波速度变化。实验结果表明,随驱替气体中CO_2含量的变化,岩样饱和度指数有较小变化,胶结系数几乎不变;干岩样孔隙中充注混合气后,随CO_2含量的增加,纵波速度有减小趋势。通过Gassmann方程和Batzle经验公式进行流体替换分析,分析结果和测试结果一致。     

注CO2油气藏流体体系油/水和油/气界面张力实验研究

采用高压界面张力装置测定了某油田在油藏温度下,原油中不同CO2注入量时油藏流体/地层水的界面张力,并考察了压力的影响.实验发现,随着原油中CO2注入量的增加,油藏流体/地层水界面张力不断减小.相同CO2注入量时,随着压力升高,油藏流体/地层水界面张力增大;当CO2摩尔分数达到0.650时,测得的油藏流体/地层水界面张力随压力的升高已变化很小,同时,从测得的PVT关系中也已很难分辨出泡点压力,体系接近一次接触混相的状态.当CO2摩尔分数为0.578时,油藏流体/CO2界面张力随着压力的升高而降低.研究表明,对某油井采用注CO2降低油藏流体/地层水、油藏流体/CO2间的界面张力的方法是可行的,注CO2方法在降低界面张力的同时,还增加了地层压力,对提高油井的采收率有利.     

高温高压条件下甲烷和二氧化碳溶解度试验

根据不同温度和压力条件下测得的甲烷和二氧化碳两种气体在碳酸氢钠型水中的溶解度数据,对两种气体的溶解度与温度、压力及地层水矿化度之间的关系进行研究。结果表明:在地层水中的溶解机制不同,导致两种气体的溶解度值随温度、压力条件的变化具有不同的演变特征;综合前人低温(小于90℃)测试的溶解度数据,可将甲烷溶解度与温度之间的演变关系划分为缓慢递减(0~80℃)、快速递增(80~150℃)和缓慢递增(大于150℃)3个阶段;二氧化碳溶解度随温度的升高而逐渐降低,随压力升高而逐渐增大,其溶解与析离能力受压力影响更为明显;实际地层中,两种气体间溶解度的差异演变影响了天然气的空间分布。     

二氧化碳溶解气对原油粘度的影响

利用高温高压油-气-水混合液粘度测量装置对原油及含二氧化碳气原油的粘-温特性进行了实验研究，测量了不同气油比条件下油-气混合液的粘度，分析了二氧化碳溶解气对原油粘度的影响。结果表明，在相同压力下，原油及其混合液粘度与温度存在指数关系，原油粘度与压力基本呈线性关系。在同-温度下，油-气混合液的粘度在达到泡点压力之前随着压力的升高而降低；在达到泡点压力之后，随压力的升高而增大；油-气混合液的粘度随气油比增加而减小；油-气混合液的泡点压力随着含气量的增加和温度的升高而增大。     

苏里格东部地区砂岩储层应力敏感性研究

对于低渗透气藏,由于储层的渗透率本身很低,在气藏生产过程中,随着流体的产出,地层压力下降而引起岩石变形,会对渗透率产生很大的影响,导致产能下降。文章在常温和模拟地层温度,并考虑原始地层应力条件下,对苏里格东部地区上古生界山1段和盒8段砂岩进行了应力敏感性实验,采用应力敏感性系数对实验结果进行了分析评价,不同层段岩样对比显示岩屑含量越高其应力敏感性越强。常温条件下,盒8段应力敏感性强,山1段应力敏感性极强;高温条件下,盒8和山1应力敏感性均属于中等。     

注CO2油气藏流体体系油/水和油/气界面张力实验研究

采用高压界面张力装置测定了某油田在油藏温度下，原油中不同CO2注入量时油藏流体／地层水的界面张力，并考察了压力的影响。实验发现，随着原油中CO2注入量的增加，油藏流体／地层水界面张力不断减小。相同CO2注入量时，随着压力升高，油藏流体／地层水界面张力增大；当CO2摩尔分数达到0．650时，测得的油藏流体／地层水界面张力随压力的升高已变化很小，同时，从测得的PVT关系中也已很难分辨出泡点压力，体系接近一次接触混相的状态。当CO2摩尔分数为0．578时，油藏流体／CO2界面张力随着压力的升高而降低。研究表明，对某油井采用注CO2降低油藏流体／地层水、油藏流体／CO2间的界面张力的方法是可行的，注CO2方法在降低界面张力的同时，还增加了地层压力，对提高油井的采收率有利。     

温度、压力对莺-琼盆地储层岩石物性影响的实验研究

为探讨温度、压力的变化对储层岩石物性的影响,利用高温高压岩石物性参数测试系统对莺-琼盆地中深层砂岩储层岩样进行了气体介质的变温及高温变围压孔隙度和渗透率测试。实验结果表明,莺-琼盆地储层岩石在高温下的热膨胀会造成岩石的孔隙度和渗透率出现轻微下降,热膨胀效应对孔隙度影响很小(变化率3%),对渗透率的影响相对明显(平均变化率8%),且喉道越小,影响越大。在高温条件下(170℃),压力因素引起孔隙度和渗透率的下降幅度要大于单一温度的影响,岩石孔隙度的变化主要受初始孔隙空间大小及泥质含量的控制,而高温条件对岩石的渗透率降低有抑制作用。实验岩石表现出的温度及压力敏感特性主要受岩石刚性颗粒含量及胶结强度的控制。     

异常高温气井凝析水产出机理及动态研究

基于油气水多相相平衡理论,模拟了异常高温气藏地层原始条件和生产过程中地层和井筒的烃水相态变化特征,分析了气井凝析水的采出过程和机理.计算了不同温度压力条件下凝析气中饱和凝析水含量,得出了气井凝析水产出动态规律曲线.最后对两口实例凝析气井早期产水规律和产水来源进行了分析.结果表明,凝析水产出机理是烃水在不同温度压力条件下的多相平衡,凝析水产水规律可用于气井产水来源和气井产水动态的初步判定和分析.这对于正确认识高温气井产水规律,编制合理的气田开发方案具有重要现实意义.     

马寨油田注入水水体改性前后地层情况变化

为了探索１９９５年马寨油田注入水水体改性工程完成后,弱碱性注入水对地层造成的影响,从分析马寨油田地质特征、流体性质、开采现状以及注入水、产出水水体性质入手,研究了注入水、产出水中多种离子变化规律,对地层结垢、渗透率的影响,与地层矿物、地层水的配伍性．并通过注水压力、吸水指数、吸水剖面、腐蚀、结垢等矿场反应,评价了马寨油田经过２年注入２０２×１０４ｍ３改性水后,随着注入水水体性质的变化,产出水的性质也发生了变化,但地层水能力没有减弱,没有堵塞现象和结垢现象发生．     

高含硫气藏硫沉积预测热力学模型

在高含硫气藏开发过程中,伴有元素硫的析出、沉积、气相组成变化和沉积硫堆积在孔隙喉道污染地层等特殊现象.其中硫微粒的沉积将降低地层孔隙度和渗透率,影响气藏的产能,严重的硫沉积甚至会导致气井报废.为了能够提高含硫气藏开发的预见性,建立安全开发模式,运用化学热力学理论建立了气液固三相相平衡硫沉积预测热力学模型预测硫的沉积,在此模型基础上对比计算、分析了硫化氢含量对硫沉积的影响.得出以下结论:在压力和温度一定的条件下硫的沉积量与硫化氢的含量成反比,在组成和温度一定的条件下压力越低硫的析出量越大.     

松南火山岩气藏流体相态特征研究

松南火山岩气藏流体CO2 含量高,相态变化复杂,特别是近临界区域密度、黏度随温度压力的变化不同于常 规烃类气体,因此,进行了高含CO2 气藏流体相态研究。开展了高含CO2 流体高压物性实验,观测了不同温度压力下 不同CO2 流体的高压物性参数,并观察到在低温条件下高含CO2 流体的近临界现象。在PVT 实验的基础上,分析了 不同CO2 流体的偏差因子、体积系数随压力温度的变化关系。针对含CO2 体系的近临界特征,修正高含CO2 体系状 态方程,分析了近临界区域密度、黏度的变化规律,解释了实验观测中的近临界现象。应用修正高含CO2 体系状态方 程绘制p − T 相图,可对松南气田开采及生产过程中的流体相态特征进行判断。     

元坝长兴组储层温度分布对液硫析出的影响

元坝地区长兴组气藏属于超深类高温、高压、高含硫的三高气藏,目前生产制度下的井底温度、压力条件远高于硫元素固态熔点条件且即将低于酸气析出硫的临界条件.因此在较长的生产过程中,井底温压条件下酸气析出硫呈现液态.现有的硫析出模型均建立在等温储层的基础上,为了探究储层温度分布对酸气液硫析出的影响规律,基于实验测试数据建立了非等温液硫析出及预测模型,对比分析了等温储层和非等温储层液硫析出的差异性.结果 表明:相比于恒温储层,储层到井筒之间温度的降低会导致酸气中液硫析出提前发生;不考虑储层-井筒温度的分布情况,将会低估液硫析出的压力条件;储层等温分布条件下的液硫析出范围计算结果偏小,储层-井筒温度的非均匀分布会加剧近井附近的液硫沉积量.高含硫气藏储层到井筒之间的温度分布对硫析出条件、析出范围、析出量的影响明显,应当充分考虑储层温度的分布特征,不可以"等温储层"的假设来简单处理.     

基于模拟实验的原位观察对碳酸盐岩深部溶蚀的再认识

结合川东北地区古地温梯度, 利用金刚石压腔(DAC)技术, 针对碳酸盐岩设计了一套全新的随埋深增加的水-岩作用模拟实验。模拟实验结果表明, 随着地层温度、压力升高, 灰岩表现为明显的胶结(沉淀), 白云岩在高温高压的酸性地层流体条件下不比灰岩更易溶蚀, 说明在封闭-半封闭的埋藏过程中碳酸盐岩不存在大范围的“溶蚀窗”。实验结果可能导致对碳酸盐岩深部储层发育机理的重新认识。