低渗致密气藏注超临界CO_2驱替机理

为了提高低渗致密气藏采收率,探索研究将CO_2注入气藏中,实验与数模相结合论证超临界CO_2驱替天然气的驱替机理。首先,通过超临界CO_2-天然气相态实验研究CO_2与天然气混合规律。平衡相行为实验定量测定了储层条件CO_2与天然气的物性参数,结果表明CO_2与天然气的物性差异有利于CO_2驱替天然气提高采收率以及封存。超临界CO_2-天然气扩散实验论证了CO_2与天然气混合过程中驱替前沿的混合程度,结果表明CO_2在天然气中的扩散度不高,可形成较窄的互溶混相带,实现CO_2有效驱替。在分析了CO_2与天然气混合特征的基础上,开展致密储层CO_2驱替天然气长岩心驱替实验。实验结果表明,CO_2提高天然气采收率12%,超临界CO_2驱可有效提高致密气采收率。最后,以相态及驱替实验为基础,应用数值模拟方法,建立了长岩心模型,单注单采倾角机理模型及背斜模型,系统证实了超临界CO_2驱替天然气的驱替机理。通过分析认为,CO_2与天然气驱替前沿部分混溶,一方面保持了气藏压力,另一方面超临界CO_2沉降在气藏圈闭下部形成"垫气"提高了天然气采收率。从实验及数值模拟两方面系统论证超临界CO_2的驱替机理,为探索注CO_2提高天然气采收率选区评价奠定了基础。

致密低渗透气藏注CO_2提高采收率潜力评价

CO_2驱替天然气气藏是将CO_2以超临界相态形式驱替天然气,在实现提高天然气气藏采收率的同时也达到将CO_2地质封存的目的。注CO_2提高气藏采收率仍处于探索阶段,目前CO_2驱气提高采收率程度不清楚、适合开展CO_2驱气提高采收率的地质条件不明确、CO_2驱替的合理工作制度也不明确。为此,首先开展长岩心驱替实验,以明确低渗透储层是否能通过注入CO_2提高采收率及提高采收率的程度,实验结果表明,当出口端CO_2含量为10%时,CO_2可提高气藏采收率12%;其次建立超临界CO_2驱替天然气多组分渗流数学模型,通过实验数据验证模型的准确性;然后应用该数学模型,开展超临界CO_2驱替天然气影响因素分析,明确选区条件;最后,以鄂尔多斯盆地大牛地气田为例,优选出DK13井区作为CO_2驱替天然气评价区,并开展注CO_2提高采收率潜力的评价研究。数值模拟计算结果表明:当DK13井区生产井CO_2含量为10%(防腐成本较低)时,CO_2可提高气藏采收率介于8.0%~9.5%,同时可实现31.1%HCPV的CO_2封存量。结论认为,此举既提高了气藏采收率,又能实现对CO_2的地下有效封存,可实现社会效益与经济效益的双赢。

川西坳陷中段西部雷四段气藏沉积层序及其对储层的控制

为确定川西坳陷中段西部气藏的有利储层发育层段,利用薄片、岩心、测井、地震等资料,研究雷口坡组四段(简称雷四段)沉积层序,分析它对储层发育的控制。结果表明,雷四段可划分为一个完整的三级层序和三个四级层序,其中雷四上亚段对应上部四级层序,进一步划分为四个五级和多个六级高频层序,由向上变浅的高频沉积旋回组成;井间高频层序类型相似,横向一致性对比好,表明形成环境近似。雷四上亚段主要发育潮坪相的潮间带和潮下带亚相沉积,纵向上岩性变化频繁,横向上分布较为稳定;潮间带是储层发育的有利亚相,以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,发育于上、下两个储层段中上部,对应五级和六级高频层序的中上部;高频层序反映的相对海平面变化控制潮间带有利岩相分布,影响后期成岩作用,是储层发育与空间展布的关键。

IPR曲线解析方法在产能评价中的应用

针对低渗透油田普遍生产压差大、气油比高的特点 ,提出了多相流油井气相流入动态关系式的解析方法。利用数值模拟技术 ,获取了长庆靖安油田长 6储层生产初期的流度函数分布 ,并求取了相应的油、气、水相的流入动态关系式。将此关系式的计算结果与实际生产数据进行了对比 ,结果证实IPR曲线解析方法在该区有较好的实用性与适应性。该方法克服了以往在油井产能评价中仅关注产油能力而忽略了可能严重影响生产的产气问题。

极复杂断块油田高含水后期增储稳产研究

构造研究是复杂断块油田开发的关键,针对文明寨极复杂断块油田高含水后期表现出微构造认识不清的问题,在开展了精细地层对比、做大量的油藏剖面的基础上,利用丰富的动静态资料,采取各种技术手段认识微构造。用油藏工程方法研究剩余油分布特征,应用成熟的提高采收率配套技术实现Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ储层的全面动用,取得了良好的开发效果,在同类油田的开发上具有一定的借鉴意义和推广价值。

中原复杂断块油田稳产途径探讨

分析了“八五”末期文明寨、卫城、马寨等 3个油田的开发状况及面临的问题 ,进行了稳产技术研究 ,提出了增加动用储量、应用油藏描述技术加强动态监测、调整优化注采系统等稳产措施 。

深层油田人工举升采油技术

深层油田的开发对油田开发工作者提出了新的挑战 ,由于深井具有高压和高温等特点 ,因此对钻井和采油提出了较高的要求。针对深层油田的特点 ,对各种人工举升采油方法进行总结 ,分析和总结了深井人工举升采油方法 ,用实例说明水力泵、有杆泵。

元坝气田须三段气藏层序沉积与储层特征

四川盆地川东北元坝气田的多口井于上三叠统须家河组三段获得中—高产工业气流,表明该层段具有良好的天然气勘探开发潜力。为进一步做好该气田须三段气藏的开发前期评价工作,综合利用岩心观察、岩心样品薄片及岩心物性分析等资料,结合测井解释与地震储层预测成果,对该气藏的地层层序、沉积相、储层特征等进行了研究,分析了控制储层发育的主要因素。结果表明:(1)元坝地区须三段地层可划分为一个三级层序和五个四级层序,并进一步细分为五个砂组;(2)平行于物源方向的须三段地层厚度变化较大,呈"西北厚、东南薄"展布,前积特征明显,属于进积式辫状河三角洲沉积;(3)须三段气藏储集岩以钙屑砂岩为主,主要储集空间是溶孔—微溶孔,物性表现为特低孔—特低渗且非均质性强;(4)储层发育的最有利岩相为辫状河三角洲平原—前缘(即三角洲平原与三角洲前缘过渡位置)的分流河道钙屑砂岩,该沉积环境在一定程度上控制了该区须三段气藏储层溶蚀成岩作用的发育。

致密气藏动态启动压力梯度实验研究

针对目前启动压力梯度测试不能准确表征储层真实启动压力梯度的现状,通过引入高精度回压控制系统,建立致密气藏储层条件下的启动压力梯度测试方法。与常压下测试结果相比,在渗透率相同的条件下,新方法得到的启动压力梯度更小,且岩心渗透率越低,2种方法测定结果相差越大。研究结果表明,启动压力梯度在开发过程中并不是定值,而是随着孔隙流体压力的下降而不断变化,呈现动态启动压力梯度。为此,提出并定义启动压力梯度敏感性和启动压力梯度敏感系数的概念,用其描述致密气藏动态启动压力梯度特征,并通过实验对动态启动压力梯度的影响因素进行分析。结果表明,启动压力梯度随孔隙流体压力的下降而线性增大。岩心渗透率越低、含水饱和度越大,在储层条件下的启动压力梯度越大,在开发过程中启动压力梯度的变化幅度也越大,启动压力梯度敏感性越强,动态启动压力梯度现象越明显。

含水气贫凝析气体系的相态及渗流特征

常规凝析气体系的相态分析忽略了水气的影响,而在实际生产中发现水气对凝析气井的生产产生的影响已不可忽视。文章针对低含凝析油的凝析气体系,采用实验的方法对比研究了含水气体系和不含水气体系的相态特征,发现水气的存在使低含油的凝析气体系的相态发生较大变化,凝析液量的析出区间与常规相态分析不重合,存在较大的偏移。在此基础上,提出用水膜的形式来描述低渗凝析气藏的开发过程中凝析水对油气渗流影响,并给出了相应的数学模型;用一实际体系研究了凝析水析出对相渗曲线的影响,结果表明凝析水的析出改变了凝析油气的渗流,它使其相渗曲线发生偏移,加速了近井地带凝析油饱和度的聚集速度。研究认为,凝析气中水气的存在会加速重烃的凝析,改变凝析气的反凝析区间,渗流过程中水气形成的凝析水将加剧近井地带凝析油饱和度的聚集作用,大幅度降低低渗凝析气井的产能。

考虑裂缝干扰的气藏压裂水平井产能预测模型

基于压裂水平井井身结构复杂,需要建立考虑裂缝参数变化且符合水平井渗流特征的产能预测模型.为准确预测压裂水平井产能,通过保角变换和势的叠加原理,建立新模型,不仅考虑裂缝长度、裂缝间距、裂缝夹角的变化对压裂水平井产能的影响,还考虑裂缝间的相互干扰.结果表明:压裂水平井产能随着裂缝条数、长度和裂缝夹角的增加而增大.模型通过现场验证,计算单井无阻流量与试采结果对比,相对误差为8.3%,计算结果较为准确.

致密砂岩气藏井网加密潜力快速评价方法

致密砂岩气藏地质条件复杂,采收率较低,国内外开发实践表明井网加密已成为此类气田提高采收率的关键技术。针对致密砂岩气藏开发井数多、快速评价井网加密潜力数值模拟方法不经济、地质统计法和移动窗口法评价结果与实际差异较大等问题,综合地质研究与气井动态资料,采用不稳定流动分析方法,建立井网密度与单井增加可采储量的关系。从加密井单井增加可采储量出发,结合经济学原理,建立了加密效益函数,能够快速准、确预测出开发区是否具有加密潜力及加密潜力大小,为气田调整挖潜决策提供可靠依据。实例应用结果表明,大牛地气田DK13井区山西组1段天然气在目前成本和价格下,经济最佳井网密度为2.2口/km2,经济极限井网密度为7.06口/km2,加密潜力较大。

中原油田云3块油藏数值模拟研究

中原油田云 3块油藏为低孔、低渗透、油水关系复杂的复杂断块油藏。为了改善开发效果 ,应用数值模拟结果 ,紧密结合油藏精细描述和油藏工程结果 ,研究了该油藏合理的开发技术政策。在历史拟合修正地质模型的基础上 ,对目前的油田的水淹状况作了分析 ,并且制定了相应的调整方案。研究结果表明 ,该油藏目前主力油层的动用程度较低 ,剩余地质储量丰富 ,应加大采油速度生产 ,并提出了改善注水产液结构的调整方案。

基于井-震结合的水下分流河道砂岩储层展布分析与评价--以什邡气藏JP35砂组为例

为了评价川西什邡地区蓬莱镇组三段气藏的开发潜力,优选有利区,通过岩心→测井→地震标定,对该气藏及主要目的层的沉积相、储层特征和有利含气储层分布进行分析。结果表明:该气藏可进一步划分为5个砂组,各砂组厚度稳定,沉积时期构造稳定,地势平缓,沉积类型属于浅水湖盆河控三角洲前缘,水下分流河道是砂体发育的最有利沉积微相。目的层JP35砂组储集岩主要为中-低孔隙度特低渗透率溶孔细粒岩屑砂岩,渗流能力差,是影响储层评价的重要因素。井-震结合的储层展布与含气性综合分析结果显示,相对水下分流河道砂体分布,研究区优质含气储层范围局限,呈不连续条带状,其展布受到沉积微相、河道规模以及局部构造高部位的控制。该方法和研究结果可为研究区及类似地区沉积相分析和储层特征、展布与评价研究以及有利区带优选等提供参考。

大牛地气田单井多次压恢试井曲线特征分析

大牛地气田上古生界下石盒子组为河流相沉积,储层低渗致密,直井压裂建产。为掌握储层特征和裂缝动态变化情况,典型气井投产后开展多次压恢试井,其典型双对数特征曲线表现出曲线整体下移、井储变大及裂缝导流能力增加等问题。本文分别从典型特征曲线图版纵坐标拟压差公式、井筒存储的定义及影响主要因素和目前气井渗流阶段入手,分析了典型特征曲线变化的主要原因。明确了气井的储层动态模型,提高了物性解释精度,指出了气井中后期多次压恢无法解释出压裂缝闭合和导流能力变化情况,指导了气田科学管理和高效开发。

川东北元坝地区三叠系须三段沉积特征及成岩作用

川东北元坝地区多口井在上三叠统须家河组三段(须三段)钙屑砂岩储层中获中—高产工业气流,表明该段具有良好的勘探开发潜力,然而对须三段储层发育控制因素尚缺乏清晰的认识,制约了勘探开发部署。综合利用岩心观察、薄片鉴定、物性分析等结果,对该区须三段储层特征及成岩作用进行了研究,分析了沉积、成岩对储层发育的控制作用。结果表明,元坝地区须三段北西—南东向地层厚度变化大,呈明显的"西北厚、东南薄"的进积特征,属于进积式辫状河三角洲沉积。储层以钙屑砂岩为主,主要储集空间为溶孔、微溶孔等,物性为特低孔-特低渗、非均质性强。压实-压溶、胶结充填、溶蚀、重结晶、破裂等成岩作用在须三段储层成岩演化过程中较发育。就孔隙发育而言,建设性成岩作用主要为埋藏溶蚀和破裂作用等,压实和方解石胶结是重要的破坏性成岩作用。元坝地区须三段辫状河三角洲平原与前缘相对富煤的沉积环境及其中的煤系烃源岩,在生排烃演化过程中,其控制了(水下)分流河道钙屑砂岩储层埋藏溶蚀成岩作用的发育。综上所述,(水下)分流河道沉积微相是须三段钙屑砂岩孔隙发育的基础,埋藏溶蚀、破裂作用等成岩作用有利于储层孔隙的形成和改善。因此,(水下)分流河道中薄煤层或煤层夹层相对发育区,以及断裂、裂缝相对发育区为川东北元坝地区须三段储层发育有利区。

区块整体综合治理提高明一东块油藏采收率

文明寨油田是一个极复杂的断块油田，明一东块是文明寨油田的主力区块，经过十三年的注水开发，层间矛盾加剧，水驱开发效果变差。从１９９０年开始，我们强化潜力认识，对明一东块实施产液结构、注水结构和井网结构调整，同时应用“四个整体”即整体油藏监测、整体分析研究、整体编制方案、整体组织实施的系统思想进行综合治理，实现了高含水采油期连续七年稳产，为复杂断块油藏高含水采油期提高采收率，探索出一套成功的做法。

倾斜储层压力拱比计算方法

压力拱效应影响储层应力、有效应力的计算,而有效应力又影响孔隙度和渗透率的应力敏感性分析结果。通常用压力拱比来表征压力拱效应的强弱,而常规压力拱比计算模型未考虑地层倾角和方位角的影响。以复合材料细观力学中的夹杂理论为基础,建立倾斜储层压力拱比计算模型,利用张量运算法则进行求解,分析地层倾角、方位角、泊松比和岩石固结系数对压力拱效应的影响;在此基础上理论推导和分析压力拱效应对孔隙度和渗透率的影响。研究结果表明:当地层倾角、泊松比较小,纵横比较大,岩石固结系数较小时,垂向压力拱效应越强;地层倾角较大,纵横比、泊松比较小,岩石固结系数较小时,水平压力拱效应越强;平均压力拱比仅与岩石固结系数和储层泊松比有关。压力拱比一般为正值,但受应力集中的影响,倾斜储层主地应力方向的压力拱比可能为负值。有效应力的计算与压力拱比有关,而有效应力影响储层的应力敏感性。对于垂向、最大水平、最小水平和平均压力拱比分别为0.107 2,0.674 7,0.718 1和0.5的储层,当地层压力降低30 MPa时,利用夹杂理论计算的孔隙度和渗透率较常规变形理论的计算结果分别提高32%和76.7%。压力拱效应的存在降低了储层孔隙度和渗透率的应力敏感性,因此在低渗透致密油气藏开发过程中须考虑压力拱效应的影响。

卫城油田卫22块剩余油分布研究

本文对卫城油田卫22块的微构造、砂体分布、渗透率等问题进行了精细研究。在此基础上分析小层水淹状况和剩余油分布，摸清油井水淹的基本规律，并将研究结果应用于油藏挖潜，部署高效调整井，有针对性地实施油井补孔、压裂、回采、提液等措施，取得了很好的增产效果，注采井网得到进一步完善，控制了自然递减，地层能量基本保持稳定，采收率进一步提高，经济效益显著。