东胜气田致密砂岩储层渗流机理

致密砂岩气藏渗流阻力大,废弃压力高,采收率低,含水饱和度影响显著,明确致密砂岩储层气体的渗流机理对于气藏的有效开发具有重要意义。选取东胜气田致密砂岩储层样品100余块,开展了孔渗测试及其相互关系与分布特征分析;进行了致密砂岩储层在不同含水饱和度下的气体渗流特征实验,计算了单相气体及不同含水饱和度下气体渗流的滑脱因子;测试了样品在不同驱替压力下的气水两相相对渗透率曲线。实验研究结果表明：东胜气田致密砂岩储层覆压渗透率约为常压下测得的标准渗透率的1/10,且普遍低于0.1 mD,孔隙度偏低;滑脱效应受渗透率、孔隙压力、含水饱和度影响明显;干岩心气体临界流态特征明显,小于0.1 mD岩样渗流特征曲线为线性,大于0.1 mD岩样非线性特征明显;含水饱和度对于渗流特征曲线影响显著,随着含水饱和度增加,气体渗流由气态渗流过渡到液态渗流,气相渗流滑脱效应逐渐变弱;驱替压差对残余水饱和度影响大,控制气藏生产压差,防止大压差驱动储层水,导致气井大量产水。渗流机理研究对于东胜致密砂岩含水气藏的合理、有效开发具有重要的基础理论支撑作用。     

低渗气藏单相气体渗流特征分析

目前对低渗气藏单相气体渗流规律已有初步认识,但在渗流特征方面大多仅限于定性描述,认为渗流曲线由低压力平方梯度下的上凸曲线段和较高压力梯度下的拟线性段组成,存在拟初始流速、临界压力平方梯度和临界渗流速度,未进行定量描述.利用苏里格低渗气田岩心,通过大量室内气体渗流实验,分析了渗透率对渗流曲线的影响,并得出了拟初始流速、临界压力平方梯度与岩心物性参数之间的函数关系.结果表明:拟初始流速与岩心系数呈线性关系,临界压力平方梯度与岩心系数呈负幂函数关系;最终给出分段描述低渗气藏单相气体渗流曲线的方程组.研究结果为更好认识低渗气藏渗流规律提供了理论依据.     

致密砂岩气藏渗流特征及转化临界条件研究

我国大多数致密砂岩气藏具有高含水饱和度特点,导致其渗流机理与常规气藏比较表现出不同的非线性渗流特征。掌握低渗致密高含水砂岩气藏渗流特征及定量确定不同非线性渗流特征相互转化临界条件对于指导该类气藏开发具有重要意义。以四川盆地须家河组某低渗致密砂岩气藏为研究目标,通过建立定量化渗流机理实验测试技术及渗流机理诊断分析技术,采用实际储层岩样开展79样次渗流机理实验测试及分析,通过对实验测试结果分析建立不同渗流特征相互转化临界条件。研究表明,不同的岩样条件下,气体渗流表现出不同的渗流特征;低渗高含水砂岩气藏普遍存在四种渗流特征:阈压效应、滑脱效应、达西渗流及高速非达西渗流特征;当气相有效渗透率小于0.02 m D、有效气相孔隙度小于6.5%储层,存在明显阈压效应;不同渗流效应相互转化临界条件不仅与储层物性有关,更重要的是受储层含水饱和度的影响。     

广安气田须四段低渗砂岩气藏渗流机理研究

在对储层特征进行详细分析的基础上,从毛管压力、储层结构特征、两相渗流特征、气体单相低速渗流特征和水锁、油锁损害等方面,深入研究了广安气田须四段低渗砂岩气藏渗流机理。研究结表明:须四段低渗砂岩气藏孔隙度集中在3%～7%之间,渗透率集中在0.001×10-3μm2～16.2×10-3μm2之间,属典型的低孔、低渗气藏。毛管压力曲线具有双峰态特征,属于中等偏差储层,孔喉中值半径0.1μm可作为划分储层与非储层的界限。低渗储层气水共存时,气体渗流受到滑脱效应和毛管力影响,低速渗流阶段,毛管力影响较为明显,使气体渗流产生低速非达西渗流现象。由于储层初始含水饱和度较高,随着部分可动水能够采出,水锁损害将得到改善,但凝析油析出量的增加,在喉道处易形成的"贾敏效应",增大气相渗流阻力,影响气井产能,造成油锁损害。     

苏里格致密砂岩气藏单相气体渗流特征

致密砂岩储层气体渗流机理是准确建立渗流模型、评价产能、合理开发气田的理论基础。对单相气体在苏里格致密气藏渗流过程中的介质变形、滑脱效应、高速渗流的机制进行实验研究。采用定围压、降低内压的方式评价了苏里格致密砂岩气藏的应力敏感性,利用Brace方法求得苏里格致密气藏岩样的有效应力系数,通过实验研究了滑脱效应在致密储层中可以忽略的最低压力值。结果表明,苏里格致密气藏存在较强的应力敏感性。在保持岩心所受有效应力不变的条件下,可以忽略滑脱效应的最低压力值随着储层渗透率的增加而减小。由于致密砂岩储层渗透率极低,气体的渗流速度受限,在足够高的压力平方差下气体流动仍然属于达西流的范畴,因此气体在致密气藏基质中流动时不会出现高速非达西流。     

致密砂岩气藏渗流机理及开发技术

致密砂岩气藏具有相对复杂的渗流规律,明确其储层条件下的渗流机理有利于制订合理、有效的开发方案。通过总结国内外相关的研究成果,并有针对性地进行了补充实验研究,取得了致密砂岩气藏渗流机理的一些新认识:1实际生产过程中,由于受到孔喉半径较小、废弃地层压力较高的限制,无需考虑其滑脱效应和高速非达西渗流对渗流特征及开发效果的影响;2其阈压梯度和应力敏感程度随着储层渗透率的降低而增大,随着储层含水饱和度的升高而增大;3压力梯度可以显著的影响气水两相的渗流能力,随着压力梯度的增大,气相相对渗透率逐渐降低,水相相对渗透率逐渐升高。基于渗流机理的认识和美国致密砂岩气藏的开发情况,总结了有效的开发技术对策:大型水力压裂技术、井网加密技术、小井眼钻井及欠平衡钻井技术、控压开采技术。     

柴达木盆地英西地区E_3~2储层孔隙特征及宏观微观渗流特征

为探究不同孔隙结构类型对碳酸盐岩储层油水两相渗流特征的影响,以柴达木盆地英西地区E_3~2储层为例,通过对储层孔隙结构组合方式的分类,结合核磁共振T_2谱,开展了单相和油水两相启动压力梯度实验以及宏观微观油水两相渗流实验。结果表明:研究区储层可以分为裂缝型、溶孔型和基质孔隙型,裂缝和溶孔发育程度越高,大尺寸孔喉数量越多,样品物性越好。3类岩心油水两相渗流差异明显,裂缝和溶孔是主要的渗流空间,大尺寸孔喉连通性好,驱油效率高;基质孔隙型岩心的渗流能力与裂缝型和溶孔型岩心的渗流能力相差10～10~3倍,且大尺寸孔喉连通性差,驱油效率低。溶孔型和裂缝型的单相和油水两相启动压力梯度较低,变化幅度不大;而基质孔隙型的单相启动压力梯度最高,且油水两相启动压力上升明显,验证了基质孔隙型水驱油效果差、渗流能力弱的特点。     

低渗透油层中单相液体渗流特征的实验研究

单相液体的渗流特征是油气渗流研究的基础问题,低渗油层中的渗流特征迄今研究尚少,这方面的研究对于低渗透油气田的开发具有理论及实际意义。本文总结了低渗透油层中单相液体渗流特征的实验研究结果,分别研究了蒸镏水、低浓度盐水和模拟原油通过天然岩心和人连岩心流动的渗流曲线特征,实验结果显示单相液体在低渗透岩心中渗流的特殊规律。在低渗流速度下流动为非线性,在较高渗流速度下为具有初始压力梯度的拟线性流动,在渗流速度由低到高的变化过程中,流动呈现非达西型的渗流特征,这种渗流曲线特征和岩心渗透率直接有关,当渗透率增大时(实验岩心渗透率为183.6×10~(-3)μm~2)出现达西流动情况。实验表明,这种非线性——线性非迭西型流动可能是低渗透油层中流体渗沆的基本特征。     

低渗火山岩气藏可动流体T2截止值实验研究

使用核磁共振岩样分析技术与离心实验,确定出吉林、大庆和新疆3个地区低渗火山岩气藏储层标定可动流体T2截止值的合适离心力为2.76MPa,该离心力同时也是储层可动用流体对应的下限离心力。对3个地区102块不同岩性火山岩岩芯核磁实验研究表明：低渗火山岩气藏储层可动流体T2截止值分布范围很宽,不同地区和不同岩性火山岩储层T2截止值差别很大,102块岩芯T2截止值平均值为49.31ms,大于低渗砂岩但小于碳酸盐岩储层T2截止值;低渗火山岩T2截止值随岩芯渗透率的变化差异较大,与储层孔隙空间类型及孔喉连通性等因素密切相关。3个地区火山岩储层T2截止值从大到小依次为大庆、吉林和新疆火山岩,其中大庆流纹岩T2截止值平均值最大并且分布范围最宽,新疆玄武岩和安山岩最小。     

串珠状缝洞型碳酸盐岩储层压力变化特征研究

目前的缝洞型碳酸盐岩储层模型建立主要以多重介质、渗流、管流或渗-管流结合等理论为基础,但是当储层内具有大尺度溶洞时,多重介质、渗流理论不能准确表征宏观缝洞储集体。当储层内具有大开度裂缝时,其内部流体流动特征与平板流特征更为接近。因此,需要建立以裂缝平板流与宏观非均质性理论为基础的储层模型。根据气体物质守恒方程与流体力学方程,推导了更接近于真实大型裂缝中气体流动特征的平板流动模型,建立了串珠状缝洞型碳酸盐岩气藏储层的宏观非均质数学模型,并通过数值方法求解出该模型定产量生产时井底压力与各溶洞压力数据。绘制出了溶洞压力导数半对数曲线和井底压力双对数曲线。压力导数双对数曲线可以分为4段：井筒储集反应段、裂缝反应阶段、溶洞反应阶段和边界反应阶段。随后,分别研究了各类缝洞参数对压力导数双对数曲线形态特征的影响。研究表明,不同的缝洞参数会影响压力导数双对数曲线上相应阶段的形态特征。