火山岩气藏气水动态渗吸效率研究新方法

火山岩气藏孔、缝发育且多为含水气藏,为研究火山岩气藏开发过程中的气水动态渗吸作用及其影响因素,综合运用岩石物理模拟试验、核磁共振及离心试验技术建立一套定量研究火山岩动态渗吸效率的新方法,并应用大庆火山岩气田的实际岩心试验验证方法的可行性。结果表明:动态渗吸效率随驱替速度的增加先增大后减小,在流速为0.04 mL/min时达到渗吸作用和驱替作用的动态平衡,并实现渗吸效率的最大化;渗吸效率随初始含水饱和度的增加而降低;同一岩心在不同状态下的渗吸效率不同,干岩心的静态渗吸效率最大,其动态渗吸效率次之,束缚水条件下岩心的渗吸效率最低。     

表面活性剂对低渗岩心高温渗吸的影响

将表面活性剂溶液与注入水进行对比,在90和114℃条件下,考察亲水、亲油低渗岩心的渗吸现象和渗吸采收率变化,通过定义黏附功降低因子、内聚功降低因子、变形阻力降低因子以及利用扩散弥散作用、Marangoni效应对渗吸特征进行分析。结果表明:对于亲水低渗岩心,表面活性剂的低张力特性使毛管力降低,渗吸动力减弱,渗吸较注入水滞后,原油的运移阻力也相应减弱,渗吸的最终采收率提高;对于亲油岩心,表面活性剂的润湿反转特性使毛管力由发生渗吸的阻力变为动力,且其低张力特性有助于渗吸采收率的提高;表面活性剂通过降低界面张力、改善润湿性影响低渗岩心的高温渗吸采收率,且当岩心亲水时前者更关键,当岩心亲油时后者更重要。     

非达西渗流效应对低渗透气藏直井产能的影响

由于低渗透气藏普遍具有低孔、低渗、高含水特征,导致其气体渗流表现出明显的非达西渗流效应,如应力敏感效应、启动压力梯度及滑脱效应。鉴于此,基于Forchheimer二项式渗流方程,引入新的拟压力函数,推导出综合考虑应力敏感效应、启动压力梯度及气体滑脱效应共同影响下的气藏直井产能模型。并以某低渗透气藏为例,研究这些效应对其产能的影响程度。结果表明:应力敏感效应比启动压力梯度、滑脱效应对直井产能的影响强烈得多;应力敏感使气井产量最大可下降49.46%;启动压力梯度使气井产量平均可下降3.09%;气体滑脱效应使气井产量平均可增加2.58%。     

鄂尔多斯盆地北部上古生界煤成气及其砂岩气藏成藏模式

鄂尔多斯盆地北部上古生界地层中广泛发育的煤层是大型气田形成的物质基础,煤层埋深为2.2~2.8 km,厚度为22~49 m,镜质体反射率为0.6%~2.5%,属长焰煤—贫煤;煤层是良好的烃源岩,其平均生烃强度为23.52×108m3/km2.煤层、砂岩储层和顶部上石盒子区域性泥岩盖层的良好空间配置是上古生界煤成气砂岩气藏形成的关键.描述了该地区上古生界砂岩和泥岩中2种高角度裂缝特征,指出了裂缝的形成时期及其在煤成气成藏中的运移通道作用.最后将该地区煤成气藏近源型成藏模式细分为近源-源内聚集型和近源-裂缝运移型.     

商都坳陷浅层CO_2气藏成因与典型气藏分析

商都地区CO2气藏的气体组分主要为CO2,体积分数为87.0%～99.9%,碳同位素δ13C值分布在-5.2‰～-6.5‰之间,氦同位素3He/4He体积比分布在(1.69～3.35)×10-6之间,为典型幔源CO2气.乌兰哈达-高勿素断裂是一条长期活动的超深断裂,不仅控制着盆地沉积和演化,而且输导了多期次岩浆活动,提供了幔源CO2运移通道.商都坳陷新生代沉积演化有利于储盖组合的发育,具有良好的CO2气藏形成条件.通过对典型CO2气藏解剖,其具有气藏浅、产量高的特点.SZ5井累计产气量是容积法计算储量的2.23倍,认为存在幔源CO2的不断补充.     

长庆超低渗砂岩储层可动流体实验

 评价超低渗砂岩储层渗流能力及开发潜力时,可动流体及其赋存特征是重要参考因素之一。利用核磁共振测试实验及离心实验,对长庆油田的6块超低渗砂岩储层岩样进行离心标定,定量分析了不同尺寸喉道控制的可流动孔隙空间大小,结果表明,对于长庆超低渗储层砂岩,以往低渗储层砂岩离心法所用的经验值1.38MPa已不再适用,最佳离心力应为2.07MPa;有效喉道半径下限为0.07μm,T2截止值为12.47ms。将实验结果与长庆油田的另外3块特低渗砂岩、6块致密砂岩岩样的实验结果进行对比,结果表明,长庆超低渗砂岩岩样大喉道控制的可动流体百分数小于长庆特低渗砂岩岩样,而大于长庆致密砂岩岩样。     

高压低渗油藏层间精细挖潜的做法及认识

文东油田文13西块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼,目前已进入高含水开发后期。受湖泊-三角洲沉积影响,储层层间非均质性严重,层间动用差异大。为此,1992年开始进行层系细分加密调整,取得了较好的开发效果,2000年以后,层系打乱,油水井大段合注合采,开发效果逐年变差,针对开发中存在的主要问题,2007年在剩余油研究的基础上,通过压缩开发层段,缩小开发井距,井网重组等,开发对象向二类层转移。     

延安气田致密砂岩气藏开发井距优化研究

鄂尔多斯盆地延安气田上古气藏是典型的强非均质多层复杂叠置致密砂岩气藏,单井控制规模小、开发及动用难度大,为提高区块开发效果,在地质及气藏动态研究基础上,优选泄气半径法、干扰试井法、经济评价法对延安气田Y145井区开发井距进行优化调整。泄气半径法结果表明,井距在580～736 m较为合适;干扰试井法结果表明,山2层>500 m较为适宜,山1及盒8层控制规模相对山2较为有限;经济评价法结果表明,Ⅰ+Ⅱ类储量区整体经济极限井距为617 m,合理井距为702 m。综合3种方法的研究结果,得出在目前经济技术条件下,采用600～700 m井距逐步完成加密调整可进一步提高区块储量动用程度和整体采收率。该研究可为同类气田井网加密调整提供一定的理论依据。     

二次加砂压裂技术在海上低孔渗砂岩气藏的应用

东海低渗储层具有埋藏深、温度高、边底水发育、平台空间小等特点,采用传统加砂压裂方式初期产量低、压后压降快、有效产能低,无法满足海上经济有效开发的需求。因此,基于平台化压裂的技术瓶颈,开展二次加砂压裂增产机理及适应性评估,通过技术优化研究,确定了二次加砂压裂施工排量、加砂规模、二次加砂比例、中途停泵时间等关键参数,优选评价了压裂液和支撑剂材料,并评估了平台空间综合利用,形成了一种适合海上低渗平台开发的增产技术。DX-B5井的实施效果表明:二次加砂压裂技术首次应用于海上低渗油气田,并取得显著的增产效果,相比邻井初期产量增加了2倍,累计产量增加了3倍,针对类似储层条件的油气井,可推广应用于东海及国内其他海域的低渗储层增产开发。     

特低渗透油藏压裂水平井新型布井方式研究

考虑长庆油田特低渗油藏地貌特征和储层各向异性,提出了一种压裂水平井新型布井方式。从钻井和油藏两个角度论证新型布井的可行性。丛式井技术可确保压裂水平井新型布井的顺利实施。利用油藏数值模拟方法,分别从单井产能、阶段采出程度、含水率、波及面积等方面评价了压裂水平井新型布井在交错、菱形和矩形井网中的开发效果。研究表明,新型布井与常规布井在交错井网中具有相同的开发效果;菱形和矩形井网中,新型布井可以提高阶段采出程度、单井产能和相对波及面积,降低相同采出程度对应的含水率。新型布井在菱形井网（矩形井网）30 a 的相对波及面积和采出程度分别提高6.00%（10.00%）和0.96%（1.60%）,含水率95% 的采出程度提高1.05%（1.50%）