海南玉带滩障壁型海岸现代沉积特征及沉积演化

海南玉带滩是我国南海沿岸典型的障壁型海岸现代沉积场所之一。根据野外考察和室内分析,从沉积物的成分、结构、沉积构造等方面揭示了玉带滩障壁型海岸现代沉积特征。结果表明:玉带滩东侧为障壁岛海滩,沉积层序总体上表现为粒度向上变粗;中部为障壁岛沙丘,以中、粗粒石英砂为主,具平行层理、斜层理;西侧为障壁坪,以中、细砂沉积为主,夹杂一些贝壳碎片,层理构造比较明显。玉带滩西侧水体为河流作用明显强于潮汐作用的潟湖;河口沙坝发育或河流岩岛阻挡产生河汊是形成潟湖中冲积岛分布的主要原因;仅在潮汐通道外侧出现拦口沙坝堆积。现代沉积特征结合Google Earth卫星图像分析认为,该障壁型海岸沉积演化大致包括3个阶段:第一阶段,河流携带泥沙入海,在河口湾地区形成多级近新月型河口沙坝。第二阶段,由于后期水道延伸方向、水动力的不断变化,西侧河口沙坝出现合并并向冲积岛转化;在海岸拐弯处,以原有河口沙坝为主体,形成初期障壁沙坝,障壁沙坝西侧水体演变成潟湖。第三阶段,障壁岛西侧受河流冲刷作用影响,河口沙坝坝头几乎完全消失;障壁沙坝形成后,潟湖水面加宽,流速减小,河口沙坝增生合并,最终形成了三大冲积岛(沙坡岛、东屿岛、鸳鸯岛)。该障壁型海岸现代沉积发育冲积岛的障壁岛-潟湖沉积体系,而不同于传统的碎屑海岸障壁岛-潟湖沉积体系,研究其沉积特征和沉积演化为进一步认识和预测特殊类型的古代碎屑海岸障壁岛-潟湖沉积体系油气储层提供了具有参考价值的沉积演化模式。

大牛地致密气田剩余气分布类型及提高采收率技术

致密砂岩气储层具有物性差、非均质性强等特点,导致地质认识程度低、一次井网难以有效控制、采收率低等问题。以大牛地致密气田石炭—二叠系储层为研究对象,首先明确影响该气田采收率的关键因素为储层特征、渗流特征及开发方式。在单砂体描述的基础上建立气藏精细三维地质模型,综合生产动态数据和动态监测数据,将剩余气分布类型细分为8种类型:远端未波及型、井间未波及型、井间未控型、渗流阻隔型、未打开型、层间干扰型、水锁抑制型和水包气型。以降低废弃压力、增加沟通体积和提高动用程度为目标,提出了3种提高采收率技术:基于单砂体描述的井网优化调整技术、基于储层保护的补孔合采技术、基于积液早期判识的排水采气技术。本文研究可为类似致密气田开发提供借鉴。

砂质辫状河心滩沉积演化规律与沉积构型特征——基于沉积数值模拟的认识

砂质辫状河心滩砂体规模大、连通性强、物性较好,是一类重要的油气储层。受到复杂多变的水动力条件影响,心滩呈现出类型多样、内部构型特征复杂等特征,制约了油气资源高效开发。为探索砂质辫状河心滩沉积演化规律及其控制的沉积构型特征,采用基于水动力场实时求解的沉积数值模拟方法,开展砂质辫状河沉积演化动态模拟和过程解析,结果表明:①砂质辫状河心滩的演化过程包括5个阶段,表现为菱形坝、舌形坝、单元坝、复合坝及改造复合坝的顺次形成和连续转换,各类心滩平面形态、剖面结构样式及定量规模存在显著差异;②水流与心滩的交互作用是主导砂质辫状河沉积演化的主控机理,即水流聚散特征与分布样式的持续变化导致心滩形成、增生、迁移、形变并遭受频繁、复杂的叠切,而心滩的演化又进一步导致水流聚散特征与分布样式的变化;③心滩内部发育前积、侧积及加积3类增生体,从菱形坝形成到改造复合坝发育,心滩内部增生体类型由前积主导转变为前积与侧积共生并最终变为前积、侧积及加积复杂复合,心滩长度、宽度由快速增加转变为缓慢增加并最终维持稳定,沉积记录中终止于不同演化阶段的辫状河心滩储层平面分布样式、内部构型特征及定量规模存在较大差异。

致密砂岩气藏数值模拟方法研究——以鄂尔多斯盆地大牛地气田太2段气藏为例

数值模拟技术是目前剩余气定量表征、气藏调整方案优化和产量预测的主要手段之一。然而,致密砂岩气藏复杂的储层地质条件和渗流特征,使得在采用常规数值模拟技术时难以准确描述剩余气的分布规律。为了实现对致密砂岩储层剩余气的精细定量表征,以鄂尔多斯盆地大牛地气田太2段气藏为研究对象,分析了不同渗流特征因素对产量的影响,同时基于致密砂岩气藏渗流理论,结合气藏工程和室内实验分析研究,建立了启动压力梯度、水锁伤害、应力敏感等在数值模拟中的等效表征方法。研究结果表明:①随着该区气藏开发的进行,地层压力降低和外来液气的侵入,岩石储层产生的应力敏感效应和水锁伤害会降低储层的有效渗透率,严重影响气井产能;②随着地层水和外来液体的侵入,气井在生产中会出现储层水锁伤害,利用相渗水平端点标定实现束缚水变可动水模拟,垂直端点标定实现生产初期水锁气相渗流伤害模拟,进一步在模型Schedule模块中通过对不同阶段相渗曲线调用,解决了气井中后期压力拟合偏差大的问题;③在数值模拟中考虑了启动压力梯度等因素的等效表征后,模型历史拟合符合率由之前的45%提高至85%,计算结果更加符合矿场的实际情况。结论认为,该研究成果完善了致密砂岩气藏渗流理论和数值模拟方法,对同类型油气藏的高效开发具有理论指导和实践意义。

渗透率应力敏感性对煤层气井产能的影响

为了得到煤层气井产能方程,并对其敏感参数进行分析,基于煤层流体渗流规律,推导了在达西渗流和非达西渗流下考虑渗透率应力敏感性的产能方程,研究了韩城WL1井某煤层的煤层气井流入动态。结果表明:不管是达西渗流还是非达西渗流,考虑应力敏感性后煤层气井的产能明显减少,无阻流量最多可以减少12.4%;当改变渗透率应力敏感系数后,发现敏感系数越大,煤层气井的产能下降越多;如果生产压差较小,虽然应力敏感性影响不明显,但是产气量较低,生产压差过大又会浪费地层能量。因此,开发时制定合理生产压差是非常重要的。

大牛地气田大98井区水平井开发技术政策研究

大牛地气田剩余未动用储量大部分为Ⅱ—Ⅲ类低品位储量,水平井开发将是气田产能建设的主要方式.因此,优化研究多级压裂水平井开发技术政策很重要.基于多级压裂水平井数值模拟概念模型,对单井设计、压裂缝、井网和井距进行研究,结果表明：单井水平段延伸方向应垂直于最大主应力方向,水平段位于气层中部最好,压裂缝尽量穿过含气砂体并以锯齿型分布最优,平均压裂半缝长为158m,平均压裂缝间距为112m,采用排状交错井网最优.结合数值模拟法、动态分析法及经济评价法,确定大98井区合理井距为1 000 ～1 200 m,根端距为700m.

大牛地气田奥陶系碳酸盐岩气藏水平井产能主控因素评价

碳酸盐岩气藏微观孔隙结构和渗流特征复杂,无阻流量与地质、工程参数相关性差,单一统计方法不能有效评价水平井产能的主控因素。为此,文中提出一种新的产能主控因素评价方法,即在气井动态分类上,用Pearson,Spearman相关系数和决策树评分法对影响因素进行打分和排序,选择更具代表性的产能评价指标,逐类逐井评价。将新方法应用于大牛地奥陶系气藏37口压裂水平井评价,结果表明:1)水平井初期3~6个月平均产量比采用"一点法"得出的无阻流量更适合作为产能评价指标;2)Ⅰ,Ⅱ类气井,地层系数、含气性是其产能的主控因素,但储层物性掩盖了水平井长度、压裂级数的重要性;3)Ⅲ类气井,储层物性总体较差,水平井长度和压裂级数是其主控因素。新方法明确了将裂缝-溶蚀孔洞发育、含气性好、有效厚度大的优质储层作为部署靶点,同时,有必要通过优化水平井长度和压裂级数来提高孔隙型储层水平井产能。

致密气田水平井压裂缝地质设计优化研究——以大牛地气田为例

为提高致密气田水平井多级压裂效果,兼顾压裂缝位置、压裂缝排列方式、压裂缝长、压裂缝间距、压裂缝导流能力等因素的影响,建立了水平井压裂缝长度、压裂缝间距、压裂缝导流能力的定量地质设计模型,并以大牛地气田地质情况为例,给出了各影响因素的优化设计效果,该优化设计方法可操作性强,具有推广使用价值。

大牛地气田大98井区水平井单井设计优化研究

根据大牛地气田大98井区的储层特点,应用水平井数据模拟概念模型对大98井区水平井单井开发方式进行了研究,研究表明:水平井单井水平段延伸方向垂直于最大主应力方向最优,水平段位于气层中部最好,压裂缝尽量穿过含气砂体并采用锯齿型分布最优,平均半缝长为158 m,平均压裂缝间距114 m。研究成果可有效指导致密低渗气田多级压裂水平井单井设计。

基于孔隙网络模型的非稳态两相渗流模拟研究

为了解决微观驱油中存在的严重黏性指进问题,将动态网络模拟算法与非稳态渗流理论相结合,研究了多孔介质中的非稳态两相渗流机理和压力传播过程。在验证模拟方法可靠性的基础上,分析了非稳态两相渗流过程中流体渗流与压力传播的规律,得出了注入流体速度、不利黏性比、压力传播和渗透率梯度等因素对黏性指进的影响规律,进而得到抑制黏性指进的措施。研究结果表明:孔隙尺度渗流过程中,孔隙流体压力传播影响压力波及区域内流体黏滞力和毛细管压力之间的平衡,进而影响两相流体界面移动,因此在孔隙尺度渗流模型中,考虑压力传播是准确描述两相流体界面移动的重要前提。在此基础上,提出了抑制黏性指进的措施:①在渗透率梯度减小的方向上,压力传播速度逐渐降低,注入流体能够在压力波及范围内进行较为均匀地推进,从而有助于提高流体波及效率;②以较慢的注入速度和沿孔喉半径减小的方向注入驱替介质将能够有效地稳定驱替前缘,从而达到提高微观驱油效率的目的。

致密砂岩气藏气水两相渗流的核磁共振在线实验研究

气水微观渗流规律是科学开发致密砂岩气藏的关键,基于核磁共振在线检测对其进行研究,结果表明:在气驱水过程中围压变化影响相渗曲线形态,围压越高,同一含气饱和度下水相相对渗透率越小,气相相对渗透率总体趋势减小,两相渗流区域变窄;驱替压差增加,气、水相相对渗透率均增加,图像整体向右偏移,含气饱和度增加,束缚水饱和度降低,气相相对渗透率增加,水相相对渗透率减少趋势缓慢,两相渗流区域变宽。

产能递减分析新方法及应用--以大牛地致密气藏为例

产能是一个生产能力参数,研究气井的产能递减规律能更好地指导气井的配产。目前还没有成熟的产能递减分析方法,特别是对于大牛地这类致密气藏。文中采用产能递减方法和一点法结合的方式,形成了一种分析致密气井产能的新方法。先根据一点法经验公式计算出无阻流量,再判断其产能递减规律确定递减类型,最终反推测试压力下无阻流量。将此方法应用于大牛地气田,得到的预测无阻流量与实际无阻流量误差小于15%;此外还介绍了这种新方法的3种应用形式,对气藏生产具有符合实际的指导意义。

煤层气藏产能动态预测方法及参数敏感性分析

煤层气体在开发阶段经历了解吸—扩散—渗流的复杂过程,会引起孔隙结构的变化,对产能造成一定影响。因此,研究煤层气藏的物质平衡时,需要考虑自调节效应对孔隙变化的影响。通过建立模型,推导了煤层气藏的物质平衡方程,结合气、水产能方程以及相渗曲线,并且考虑偏差因子随压力的变化,对煤层气藏产能进行动态预测,预测结果通过与实际生产数据历史拟合,验证了模型具有较高的可靠性。通过参数敏感性分析,得出煤层气井生产中后期不同敏感性条件下储层压力与时间成指数对应关系及其对气井生产的影响。综合分析结果表明,自调节效应好、渗透率高、朗氏压力高和煤层厚度大的煤层气藏产能相对较高。

致密气藏水平井速度管下入时间确定方法

致密气藏水平井具有低产、低压、井底容易积液等特点,从而易造成气井水淹。为了解决积液问题,目前一般采取在水平井中安装速度管的措施。根据致密气藏水平井的特点,从水平井积液的角度研究了速度管下入时间的确定方法。结合现场实践认为,水平井的造斜段最易积液,提出了根据生产动态数据和造斜段井筒携液模型耦合计算速度管下入时间的方法;并以华北DND致密气藏为例,进行了33口井的计算和实施。生产效果评价结果表明,33口井中有21口井生产效果好。根据21口井实例分析,19口井的计算结果能够保证更好的生产效果。

鄂尔多斯盆地大牛地气田盒1段储层应力敏感性及对水平井开发的影响

大牛地气田二叠系下石盒子组1段(盒1段)是典型的低渗透储层。为明确储层的应力敏感性,选取了不同类型的13块岩心开展了应力敏感性实验。结果表明,盒1段岩心普遍存在应力敏感,且存在渗透率滞后现象,这说明随净应力的增加,岩样发生了塑性变形。采用内应力敏感指数法对实验数据进行分析,结果表明物性较好的Ⅰ类储层应力敏感性较弱,Ⅱ类、Ⅲ类储层为弱~中等,13块岩心的平均内应力敏感指数为0.086,整体评价应力敏感性为弱。建立了Ⅰ-Ⅲ类储层的多级压裂水平井数值模拟模型,并将储层无因次渗透率随地层压力的变化关系加入到模型中。在定气井产量的条件下,对比应力敏感对水平井开发的影响。数值模拟结果表明:对于Ⅰ类储层,应力敏感对稳产时间和稳产期产气量影响很小,仅降低1.6%;Ⅱ类储层影响较小,降低了11.2%;Ⅲ类储层则影响较大,降低了23.6%。因此应加强Ⅱ类、Ⅲ类储层气井的配产研究和生产管理,保证开发效果。

致密气藏一点法公式在大牛地气田的应用

大牛地气田应用原有一点法计算无阻流量,长期实践证明结果偏大并导致配产不合理、压降过快,同时理论上常规一点法在致密气藏产能评价中存在着误差偏大和适用性差等问题。为了解决以上问题,利用气田已有的一点法试井资料,结合产能公式推导理论和致密气藏渗流特征,对指数式进行修正,得出了不同层位的一点法公式,大大提高了一点法的适用性,并在实际生产中指导合理配产,显著增加了气井的开发效果,证明该方法是切实可行的。

考虑启动压力梯度及滑脱效应的气井产能主控因素分析

为了明确低渗透气藏垂直裂缝气井产能如何同时受启动压力梯度和滑脱效应的影响,应用保角变换的方法,建立了考虑启动压力梯度与滑脱效应的垂直裂缝气井非达西产能方程,并应用该产能方程对启动压力梯度及滑脱效应如何同时影响气井产能规律进行了分析。结果得出:①启动压力梯度对产能来讲为负效应,起到降低产能的作用;而滑脱效应为正效应,起到提高产能的作用。②启动压力梯度与滑脱效应同时存在时,在低生产压差阶段,启动压力梯度所起的负效应起主要作用,产能降低;在较高生产压差阶段,滑脱效应所起的正效应增强,可强于负效应,使产能增加。因此,建议在气井产能分析过程中,应视条件侧重考虑两种因素对产能的影响。

不共面裂缝气藏水平井产能预测模型

考虑到实际压裂水平井得到的裂缝左右两翼并不完全在同一个平面上,为使产能方程预测结果能更切合实际的产量,重点研究气藏压裂水平井裂缝左右两翼与水平井筒形成不同夹角时的产能方程。根据点源累加求和的思想将裂缝的左右翼分成n等份,求出地层中任意点的压降模型,进而推导出裂缝左右两翼与水平井筒成不同夹角时的产能方程,并利用该产能方程分析了左右两翼形成的不同角度组合对产能的影响。结果表明:裂缝与水平井筒所形成的夹角越小,其压裂增产效果越差;当裂缝左右两翼都垂直或接近于垂直于水平井筒时,其压裂增产效果最好。因此,建议在气藏水平井压裂过程中,应在工艺许可范围内尽量压出与水平井筒垂直的裂缝。

大牛地气田中二叠统盒1段气藏产液特征及控制因素

为了明确鄂尔多斯盆地大牛地气田北部中二叠统下石盒子组盒1段气藏的产液特征及控制因素,以该气藏地层水赋存状态、生产动态特征及分布规律为研究对象,分析了产液井储层地质特征、生烃强度、泥岩隔夹层发育状况、局部砂体构造等对气水分布的影响,指出了含水气藏的控制因素。研究结果表明:①大牛地气田盒1段气藏属于浅水低能辫状河沉积体系,储层物性差,气体以气水混生为主;②气藏产液类型主要为孔隙中的自由水和毛细管水,基于生产特征将气田北部划分为低产液、中产液、高产液3个区域;③生烃强度控制了产液井的分布范围,生烃强度大的区域有着充足的气源补给,易于天然气富集;④储层内部泥岩隔夹层及泥质含量发育情况决定了天然气的富集程度,对于储层泥岩隔夹层薄、泥质含量低、储层物性好、孔隙度大、渗透率高的连通心滩厚砂体,储层多以气层为主,表现为低产液区;⑤整个大区域构造对气水的分布控制作用不显著,但在同一期连通的砂体内部表现为上气下水的特征,局部构造高点仍是天然气的相对富集区。结论认为,通过气水分布特征及控制因素的探析,可以对气田开发调整与气井管理提供指导。

大牛地气田北部盒1气藏气水分布规律及控制因素

大牛地气田北部盒1气藏为辫状河沉积体系,储层物性差、泥质含量高,气水关系十分复杂,生产井液气比高,开发效果差。通过动静态资料综合分析,研究表明本区块气水空间分布控制因素主要有生烃强度、储层物性及孔隙结构特征、泥岩隔夹层发育情况等,气藏产水类型主要为孔隙中的滞留水和自由水,基于生产特征划分为低产液、中产液、高产液三个区域,可对气田开发调整与气井管理提供指导。