海相碳酸盐岩地层水对油气的响应特征 ——以塔中北斜坡奥陶系为例

海相碳酸盐岩地层水与碎屑岩地层水化学特征、作用及对油气的响应不尽相同。对塔中奥陶系地层水及油气性质的研究表明奥陶系地层水以(K++Na+)、Cl-为主要离子成分,以CaCl2水型为主,矿化度集中在(70~200)×103mg/L之间,pH值与储存类型相关;碳酸盐岩地层水对油气的响应主要体现在三个方面:钠氯系数、脱硫系数、矿化度等综合反映油气的保存条件,矿化度升高方向指示油气运移方向,矿化度、出水量、油气性质差异反映成藏过程中的油气分异现象。根据出水量和出水特征,可将塔中奥陶系地层水划分成凝析水、断层水、边(底)水和封存水4种类型,不同类型地层水反映成藏特征不同。     

碳酸盐岩缝洞型油藏气驱机制微观可视化模型试验

针对缝洞型碳酸盐岩油藏开发中开口向上和开口向下两种缝洞类型,建立该类油藏气驱机制下的微观可视模型,采用模拟油和液化气,在常温低压下进行水驱、活性水驱、直接注气驱及气-水交替驱4组试验,研究不同注入流体及注入方式对驱替效率和含水率的影响。结果表明:水驱、活性水驱、气驱和气-水交替驱的驱替效率分别为81.12%、68.95%、74.88%和99.84%,缝洞型油藏的最佳注入方式为气-水交替注入;注气只能驱开向下的洞,注水只能驱替开口向上的洞,气-水交替驱可以同时解决这两种洞的驱油问题;活性水由于毛管压力低不利于驱油。     

低渗气藏岩心孔隙结构与气水流动规律

为了搞清楚低渗气藏岩心孔隙结构及其对气水渗流的影响,综合物性测试、核磁共振、压汞、气驱水等实验技术,研究了某低渗气藏岩心的孔隙类型、孔隙结构、水的赋存状态以及气水流动特征。研究表明:该气藏岩心孔隙类型以粒间溶孔为主,孔喉半径细小,排驱压力大,分选较差,岩心渗透性受孔喉半径大小控制;低渗气藏岩心孔喉中含水使气体流动产生启动压力,气驱压力低于启动压力时,气相流量为零,不能有效流动;水在低渗岩心孔隙中以可动水和残余水两种形式赋存,在气驱实验过程中,随着气驱压力增加,气体开始流动,水的赋存状态会发生改变,岩心孔隙中的水会被逐渐驱出,岩心渗透性能得到改善,气相流量也会增加。所以,对于低渗含水气层,确定合理的生产压差控制气水渗流是有效开发的关键。该研究成果对低渗气藏合理开发具有一定指导意义。     

川西大邑气藏气田水化学特征及其动态运移

大邑气藏气田水与日俱增,严重影响该气藏的正常生产,为此,对该气藏气田水化学特征、类型、保存条件、分布特征及动态运移进行了研究。引用美国水文地质学家洛瓦克(Novk)相图分析法对大邑气田水进行了分析,与盆地标准剖面对比表明:大邑气藏气田水为须家河组原始沉积水和须下盆雷口坡组的海相水;采用钠氯系数、肖勒系数和脱硫系数判定了大邑气藏气田水保存条件,大邑气藏气田水为封闭性、保存条件好的原始沉积水,分别分布于须家河组和雷口坡组;同时,分析、对比气藏生产动态与气田水相应变化,结果表明:大邑气藏稳产期产出的气田水为须家河组原始沉积水,提产后产出的气田水为海相地层水;而大邑气藏气田水动态变化的过程中,控制大邑构造的断层(沟通了三叠系海相和陆相地层,但未切穿区域盖层)起到了非常重要的通道作用;最后总结了大邑气藏气田水动态运移特征;大邑气藏稳产期的特征表明:有效控水、合理生产压差下气藏可稳定生产。     

阿布扎比陆上巨型碳酸盐岩油田CO2混相驱适应性分析及注采优化

阿布扎比陆上Bab油田为巨型碳酸盐岩油田,地质储量250亿桶,纵向上发育的6个油气藏,平均有效厚度(6~50)m,平均渗透率(2~20)m D,孔隙度7%~30%。主力油藏Thamama B于1963年投入开发,先后经历衰竭式和注水开发但处于低含水中等采出程度阶段,其他非主力油藏基本未动用。根据该油田6个油气藏地质特点和油藏参数,进行了EOR技术初步筛选,结合室内物理模拟实验确定的各油藏CO2混相驱压力,证实CO2驱在Bab油田较好的适应性。室内驱替实验研究表明,CO2WAG混相驱可提高采收率25%。无论是否有前期水驱,都是最有效的提高采收率方法。同时,利用Bab油田各油藏相关资料建立数值模型,采用数值模拟方法,研究不同参数的合理区间:气水比范围1∶2~1∶3之间,注入时机为含水小于60%~70%,水平井注采井距和油藏物性及厚度关系密切,范围在(250~750)m之间,CO2注入速度(150~400)t/d,CO2净利用率(3.5~7.6)MSCF/bbl,驱替结束后约50%~60%的CO2滞留在油藏内部。各油藏典型区块模型的预测结果表明,相对水驱开发,CO2WAG混相驱可提高采收率12%~18%,含水下降5%~10%,稳产期延长4~7年。     

鄂北致密气藏注CO2驱替提高采收率实验研究

在低渗透致密气藏注提高气藏采收率是目前世界研究的热点。为了揭示气藏中CO_2埋存与提高气藏采收率之间的关系和影响因素,开展了高温高压条件下CO_2驱替CH_4的长岩心实验。通过85℃下长岩心驱替实验研究了注入时机、注入速度、储层渗透率和地层倾角存在对CH_4采收率、CO_2突破时间及埋存的影响.实验结果表明:对气藏而言应早期采用衰竭开发到废弃压力再注气为最佳开发方式。CO_2驱替CH_4过程采收率在80.37%～94.83%,CO_2突破时间在0.6～0.7倍烃类孔隙体积(HCPV),CO_2突破时CH_4采收率在69.37%～91.87%。驱替速度越小,CO_2突破越快,最终CH_4采收率越小;高注低采45°比高注低采5°CO_2突破要早0.1倍孔隙体积(PV)左右,采收率低约1.02%;渗透率越低时,注入相同烃类孔隙体积的CO_2时CO_2的驱气效率更低,最终CH_4采收率越低。研究结果说明,气藏中注CO_2可提高气藏采收率及实施CO_2埋存,CO_2超临界性质、重力作用、低速下扩散以及CO_2在地层水中溶解不容忽视。     

滇东高原煤矿聚集区扎外河流域水化学特征及演化规律

采煤废水是影响中国水环境的重要因素之一,研究其对岩溶小流域水化学特征及演化的影响,可以为流域水资源开发利用和水污染防治提供科学依据。通过数理统计、离子比例系数、Piper三线图和Gibbs图等方法,分析了扎外河流域水化学特征及主要物质来源。结果表明:矿坑水水化学类型为SO_4-Ca和HCO_3·SO_4-Ca·Na型,碳酸盐岩岩溶水和碳酸盐岩夹碎屑岩岩溶水水化学类型主要为HCO_3-Ca和HCO_3-Ca·Mg型,而受采煤废水影响,地表水由HCO_3-Ca型过渡为HCO_3·SO_4-Ca和HCO_3·SO_4-Ca·Na型。碳酸盐岩风化是研究区Ca~(2+)、Mg~(2+)、HCO_3~-离子的主要来源;SO_4~(2-)离子则主要源于煤系地层黄铁矿的氧化和碳酸盐岩地层中石膏的溶解;硅酸盐风化是Na~+的主要来源,岩盐的溶解和阳离子交换作用也对Na~+有部分贡献。因子分析进一步表明,H_2CO_3和H_2SO_4参与的碳酸盐岩风化、农业活动、硅酸盐风化和阳离子交换作用综合控制了研究区水化学特征。矿业活动不仅改变了天然水体的水化学组分,还不同程度影响了流域内岩石的风化溶解过程。     

实测相渗透率资料在确定储层水饱和度上限中的应用

首次采用全模拟岩心分析测试技术,在高温高压条件下分别测定了不同地区油、气藏岩心的油相和气相渗透率,结合同一油、气藏岩心的相对渗透率资料分别确定了CZCX T3x4气藏、WODSH8气藏和CZNC Js4油藏产工业气、油的水饱和度上限分别为55%,52%和50%.应用该方法所确定的水饱和度上限值已被生产证实.     

涩北气田疏松砂岩气藏微观气水驱替实验*

利用岩石薄片模型,采用微观可视化技术,通过气水驱替实验模拟疏松砂岩气藏成藏过程中束缚水的形成以及开发过程中地层出水的渗流机理,进行了疏松砂岩气藏微观气水驱替实验,实验结果表明：（1）充气完全时,储层中仅有束缚水,地层压力的降低导致束缚水转化为次生可动水,在驱替压差下逐渐产出,但其实际出水量较小,对气井生产几乎不会造成任何影响;（2）充气不完全时,超过束缚水饱和度的地层水在原始状态下就可动,形成原生可动水,开井后原生可动水逐渐产出,由于出水量较大,对气井生产将产生严重影响;（3）利用气驱水实验得到的初始含气饱和度以及水驱气实验得到的残余气饱和度估算涩北气田最终采收程度为64.00%,分析了次生可动水及原生可动水对气藏开发的影响、气藏的合理开发年限及最终采收率,为气藏的开发提供了依据。     

神木气田太原组气水判识及分布模式

针对神木气田主力气藏太原组产水普遍的现象,利用岩心微观分析、水体测试和测井参数交汇法等技术手段,分析水体成因类型、储层孔隙结构特征和气水层的判识标准,从成藏过程的角度,研究气水分布规律。研究表明:(1)气藏水体以CaCl_2为主,根据钠氯系数(平均0.63)、氯镁系数(平均64.3)和镁钙系数(0.16),判断水体类型属封闭性较好的古代残余海水;(2)通过深、浅侧向电阻率测井曲线负异常可识别气层和气水层,其电阻率界限为R_t=36.7Ω·m;(3)太原组气藏含水是因为成藏过程中天然气驱替水体的动力不足而形成的储层残留地层水。地层水可划分为气水混合水、孤立透镜状水、致密储层束缚水3种类型。     

低渗透油藏气驱“油墙”物理性质描述

搞清地层流体物理性质是科学管理油藏的重要前提,注气开发也不例外。基于简化实际气驱过程的"三步近似法"、物质平衡原理和相态基本原理等概念,将"差异化运移"和"加速凝析加积"两种气驱"油墙"形成机制与挥发油藏和凝析气藏开发实际经验和相态实验评价方法相结合,首次得到见气见效阶段"油墙"的溶解气油比、泡点压力、密度、地下黏度和体积系数等关键物性参数计算方法。用于国内多个二氧化碳驱开发试验项目呈现了很好的适应性,发现混相/近混相CO_2驱"油墙"泡点压力比原状地层油的泡点压力约高4.0~6.0 MPa,溶解气油比要比地层原油升高40~60 m~3/m~3;为注气开发油藏见气见效后油墙集中采出阶段生产井工作制度确定和采油工艺优化提供了主要理论依据。     

柳杨堡气田太2气藏气水分布规律及其主控因素研究

柳杨堡气田太2气藏产水严重,气水分布规律及其主控因素认识不清。为指导后续开发,综合利用钻井、测井、试气和地层水分析资料研究了气藏产水特征、气水分布规律及其主控因素。结果表明:1太2气藏天然气在定北13-定北17井-定北8-定北15-定北16井一线富集,地层水在定北13~定北10~定北17~定北8~定北14井一线发育;2气水分布主要受烃源岩、储层物性、构造综合控制,水体分布在煤层厚度10 m的低值区、孔隙度7%的地区和构造线-2 480 m的斜坡和洼地地区;3李1-定北16井一线水体欠发育区,可作为气藏进一步开发的重点。该研究可指导气藏开发选区、选井工作,并对类似有水气藏相关研究提供借鉴。     

大港储气库群达容的主要影响因素

 大港储气库群经过近10个注采周期运行后,部分气库仍远未达到设计的工作气规模。从气藏地质特征及开采动态出发,紧密围绕储气库、注采井及观察井动态,开展多周期注采运行动态跟踪分析,在此基础上总结影响气库达容的因素,主要表现在建库地质条件、气藏水淹程度、气藏开发方式、气库注采井网及注采方式5方面。通过深入分析气库达容的影响因素,为现场生产管理以及加快气库达容提供科学依据,同时对同类新库建设具有重要指导意义。     

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩缝洞型油气藏注水开发机理

塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩储层非均质性极强,流体性质复杂,开发难度大。注水是碳酸盐岩油气藏二次开发的主流方式,但目前依然对其注采机理缺乏系统梳理。文中结合现场注水开发实践,总结归纳了塔里木盆地奥陶系各类型油气藏注水机理及适宜的注水开发类型。分析认为对于单井单元,黑油、稠油油藏可通过注水吞吐替出剩余油,高含水油井可进行注水压锥降低含水率;挥发性油藏通过注水保压,抑制原油脱气;早期衰竭开发的高含凝析油凝析气藏可通过注水替出已析出的凝析油。对于多井连通井组,通过纵向替油和横向驱油可提高油藏采收率。     

白节滩气田缝洞系统开发动态及气水关系分析

四川盆地下二叠统茅口组气藏为裂缝——溶洞型碳酸盐岩有水气藏,碳酸盐岩基质极其致密,裂缝溶洞空间分布及其气水关系具有高度非均质性．通过对白节滩气田各缝洞系统开发动态及气水关系的分析,阐明了储层非均质性是导致缝洞系统内气水关系复杂的主要原因,对见水井常采用排水找气的方式进行开采,以提高气藏的采收率．同时对其他类似碳酸盐岩缝洞型有水气藏的开发具有一定参考价值．     

低渗气藏CO2驱与埋存的数值模拟

为揭示低渗气藏中注CO_2提高气藏采收率和CO_2埋存(carbon sequestration with enhanced gas recovery,CSEGR)技术的效果,以苏里格气田召10区块为例,开展了注CO_2驱气的长岩心实验,并使用数值模拟的研究手段,分析了该区块采用CSEGR技术的可行性,并重点研究了扩散、吸附、天然裂缝、井型对于CO_2突破时间、气藏采收率及CO_2埋存的影响。模拟结果表明:采用面积为3. 2 km2的平行四边形"二注七采"井网,在气藏衰竭开采至12 MPa后注CO_2,在CO_2突破时能够提高采收率14. 26%,共能实现3. 8×106t的CO_2埋存;在废弃压力3 MPa时注入CO_2采收率仅能增加2. 2%,但CO_2埋存量可提高至1. 44倍;在低渗气藏中扩散和吸附对于CO_2驱的影响不大;随着扩散系数增大,CO_2突破越快,提高采收率效果越差;吸附滞后现象会略微降低提高采收率的效果;天然裂缝的存在会使气窜现象严重,突破时间大大提前,且裂缝渗透率越高,提高采收率效果越差,但依然可以实现CO_2安全稳定埋存;与直井相比,采用水平井注气将使提高采收率效果降低6%～8%,但对埋存有利。     

裂缝型致密油藏气水交替采油机理定量研究

为了揭示不同渗透率储层岩心气驱动用规律及气水交替采油机理,开展基于华北潜山致密油储集层岩样,不同条件下的常规气驱和气水交替实验,并结合核磁共振技术,分析实验不同阶段T2谱的变化,定量计算孔隙内的油水分布变化情况。研究表明：含裂缝岩心低驱替压力下,采出油量较多,增加驱替压力后,新增采油量很少,增加驱替压力对驱油效率的提高作用不明显;不含裂缝的均质岩心低驱替压力下,采出油量较多,增加驱替压力后,采油量有所提高,增加驱替压力对驱油效率的提高有一定作用;对于裂缝发育岩心,气水交替采油机理主要为水的渗吸作用,从而采出小孔喉内的油,5块岩心气水交替采出油百分数介于5.04%～8.15%,平均为6.58%,其中水的“封堵”作用不明显。     

老井多元热流体增产引效影响因素实验研究

针对渤海稠油油田冷采井低产低效原因分析,通过室内驱替实验研究了多元热流体增产引效工艺在非热采完井稠油油田应用的可行性;并研究了不同温度、不同原油黏度及不同含水率条件下影响因素。室内实验结果表明:多元热流体增产工艺对稠油冷采井具有明显增产作用。当注入温度在90~100℃条件下,原油黏度在500~2 000 m Pa·s,驱油效率均可达70%以上;含水率小于60%时,驱油效率可达55%。     

非均质油藏中水气交替驱油机理研究

分别利用均质和非均质岩心模型,进行了连续气驱和水气交替驱油实验,研究了不同非均质性模型中,注气方式对气驱油效果影响的差异。结果表明,均质模型中水驱后连续注气与水气交替提高驱油效率幅度分别为15.8%和14.9%,注气方式对气驱油效率影响较小;而非均质模型中直接水气交替驱原油采收率为78%,连续注气、间歇注采和周期注气原油采收率分别为41.9%、32.2%和42.3%,水气交替注入原油采收率最高,气体注入方式对气驱原油采收率影响较大。均质模型中,气驱后水气交替驱时,水段塞为主要驱油段塞;而非均质模型中,气驱后水气交替驱时,气体段塞是主要驱油段塞。     

低聚季铵盐与破乳剂复配提高聚驱采出液水质的研究

针对南阳油田聚驱采出液脱水困难、水质浑黄等问题,采用低聚季铵盐和破乳剂复配提高聚驱采出液的水质.通过对南阳油田聚驱采出液脱水率、脱出水含油量的测定,结合脱出水界面情况,采用破乳剂单剂初步筛选和两组分复配优化的方法,从18种破乳剂单剂及3种低聚季铵盐中筛选出协同破乳效果和脱出水质最佳的配方.实验结果表明:在温度55℃,破乳剂AE-932质量浓度为15 mg/L,低聚季铵盐MD-50质量浓度为25 mg/L时,60 min脱水率达98％,脱出水含油量小于50 mg/L,且脱水速度快,脱出水清,油水界面齐.表明低聚季铵盐MD-50对协同提高破乳剂的脱水效果具有显著作用.