基于渗流-温度双场耦合的油藏型储气库数值模拟

调峰保供是储气库的职能,建库指标的精确预测,事关新钻井数量和投资。复杂断块油藏改建储气库后,多周期高速注采过程均为油气水三相流动,油、气高压物性参数受温度影响极大,在进行复杂断块油藏型储气库数值模拟时,若忽略冷气注入温度场扰动和高速非达西附加压力损失,可能会导致储气库数值模拟指标预测精度降低。为提高指标预测精度,以复杂断块油藏型储气库为例,结合流体黏温及高速非达西实验,建立了渗流-温度双场耦合数学模型。基于有限体积法(FVM),在空间上采用两点通量近似方案(TPFA),在时间上采用后向(隐式)欧拉格式对模型进行离散求解。高精度拟合了衰竭开发阶段区块、单井物质平衡及压力,实例开展了储气库运行指标敏感性分析。结果表明:冷气注入温度场扰动、高速非达西效应分别是累产油、气量误差的主控因素;井控温度范围随注气速度增加呈对数上升,油气相渗流能力大幅下降时水相渗流能力反而上升,使得采出液量增多、地层压力下降;高速非达西附加压降造成天然气注入后部分采不出,随着储气库多周期运行,天然气储量及压力逐渐增加。

页岩气吸附模型对比分析与应用

页岩气等温吸附数学模型的建立对于计算页岩气吸附量具有重要意义,常用的理论吸附模型有分子层吸附模型、微孔充填模型、SLD吸附模型及Ono-Kondo吸附模型。各理论模型都具有一定的应用条件,能否直接用于描述致密页岩储层下超临界吸附过程还有待深入探讨。通过归纳总结目前已有的页岩气吸附模型,结合模型适用条件与页岩气吸附特征,先后对比分析了19种单组分页岩气等温吸附数学模型,讨论了各模型的优势与不足。认为分子层模型多无法描述页岩气超临界吸附特征,而基于分子势能所建立的吸附模型恰能弥补这一不足,但需完善模型在高温高压下的适用性论证。同时,为确保页岩气等温吸附模型的可靠性,应依据页岩储层实际情况进一步完善等温吸附实验条件及吸附模型。

气藏型储气库井注采动态不稳定流分析方法

针对现有不稳定流分析方法的局限性,结合强非均质气藏型储气库注采运行特点,建立了考虑储气库多周期注采历史动态等复杂因素的动态不稳定流分析方法,并绘制了相关理论图版。提出了适合储气库井交变工况的“三点两段”式注采动态不稳定流分析新模式,“三点”指循环注采的3个时间点,即建库注气起始点、注采分析段起始点和结束点,“两段”指历史流动段和注采分析段。研究发现:储气库井注采过程中无因次拟压力和无因次拟压力积分曲线前期下掉;无因次拟压力积分导数曲线中间过渡区存在采气期曲线上凸、注气期曲线下凹的现象,不同流动历史下的曲线具有非典型性。新方法实现了储气库注采动态不稳定流分析,呼图壁储气库典型井的实际应用表明,新方法压力历史拟合精度高,解释参数关联性强,应用结果可靠。

超临界页岩气密度特征研究

通常超临界页岩气密度具有一定特殊性,对研究页岩气分子数量与吸附量间的关系具有重要意义,但目前针对超临界页岩气密度特征鲜有研究。因此,通过建立吸附量与密度间的数学关系,设计超临界页岩气密度测试实验与等温吸附实验,来研究超临界页岩气在自由态和吸附态时的密度特征。结果表明:等温时超临界页岩气自由态密度曲线呈"先凹后凸"形态,增幅先快(<10 MPa)后慢(>10 MPa),增幅拐点压力随温度的增加而增大;等压时密度随温度的升高而减小,高压下(>20 MPa)密度受温度影响较大。超临界页岩气吸附态密度随温度的增大而增大,利用数学方法获取整个测试压力范围内吸附态密度变化特征可知,其密度在低压下较小,高压下远大于同条件时自由态密度。

低渗火山岩气藏渗吸机理实验研究

为深入研究喷发成岩的强非均质性火山岩气藏渗吸机理,综合使用气水驱替、核磁共振、X-CT成像等实验进行分析。结果表明,火山岩实验样品自发渗吸含水饱和度增加主要发生在渗吸初期的2 h,渗吸24 h已基本达到稳定状态,储层渗透率越小渗吸水饱和度越大。自发渗吸过程中微小孔隙渗吸速度和渗吸水分布比例均大于较大孔隙,约有80%的渗吸水分布在微小孔隙,残余气主要分布在较大孔隙中。而动态渗吸过程中较大孔隙渗吸速度和渗吸水分布比例均大于微小孔隙。复杂火山岩气藏自发与动态渗吸残余气饱和度分别为18.51%和6.55%,渗吸效率分别为48.62%和80.25%,渗透率越小,渗吸效率越高,但残余气饱和度与孔隙度之间不存在明显的对应关系。

水侵气藏型储气库注采相渗滞后数值模拟修正方法

以天然岩心气水多周期互驱相渗测定实验为基础,揭示了储气库多周期注采相渗滞后效应,结合Carlson和Killough经典相渗滞后理论,建立了水侵气藏型储气库多周期注采相渗滞后数值模拟修正方法,并通过建立的中低渗透砂岩水侵气藏型储气库地质模型,系统研究了多周期注采相渗滞后效应对储气库流体宏观分布规律和生产运行指标的影响。研究表明:水侵气藏型储气库高速注采运行过程中存在相渗滞后效应,该效应的存在使储气库气水过渡区宽度、厚度增加,高效储气区不断收缩,含气孔隙体积峰值变化幅度减小,进而降低储气库的库容、工作气量及高效运行寿命等;数值模拟中若不考虑相渗滞后效应的影响,预测的储气库运行指标将存在较大误差,采用Killough和Carlson方法可对储气库相渗滞后效应进行修正,提高预测精度,其中Killough方法对实例模型的适应性更好。

气藏型地下储气库动态密封性评价——以新疆H地下储气库为例

为了有效指导地下储气库(以下简称储气库)运行上限压力和动态监测井网的优化调整、保障储气库运行安全,以目前中国库容最大、调峰能力最强的新疆H储气库为研究对象,根据储气库高速往复注采地应力场交替变化的特点,综合地质、地震、测井和各类室内岩心实验结果,建立了H储气库区域尺度三维精细地质模型和三维动态地质力学模型,综合评价了H储气库在经历原气藏14年衰竭式开发及其改建储气库后长期高速注采气过程中交变应力下的圈闭动态密封性。研究结果表明:①H储气库地层压力的变化对区域地应力场具有显著影响;②原H气藏开发后断裂两侧地应力具有较大差异,但盖层未发生变形破坏,作为含气边界的控藏断裂也未发生滑移,保证了H气藏改建储气库的安全性;③由于H储气库高速注采导致地应力场变得更加不均衡,对储气库注采井的完整性具有潜在的负面影响;④H储气库在长期高速注采运行过程中盖层未发生剪切和拉张破坏,但地质力学数值模拟显示储气库长期高速注采导致储层南部的H断裂两侧形成最大约5 cm的相对错动变形,H断裂的密封性成为影响储气库完整性的薄弱区域;⑤建议在储气库南部H断裂上盘部署监测井,加强注采动态监测。结论认为,该项研究从定性和定量两个方面评估了气藏型储气库在交变应力作用下圈闭的动态密封性,对保障H储气库长期注采运行安全具有重要的指导作用。

气藏型储气库温度敏感性及其对气井注采能力的影响

气藏型储气库交替注采工况下的储层温度变化是影响渗透率乃至储气库注采能力的关键因素。为探究砂岩储层渗透率的温度敏感性规律及其对气井注采能力的影响,在储气库运行的温度范围内设计了多轮次交变温度下渗透率温度敏感性实验,模拟气藏型储气库储层温度的周期性变化。实验结果表明:(1)储层渗透率随温度升高而减小,随温度降低而增大,且多轮次交变温度下渗透率表现出滞后效应,随升降温轮次增加滞后效应逐渐减弱;(2)储层渗透率温度敏感性规律不同于应力敏感,渗透率与温度呈线性相关,且单轮升降温过程中滞后效应强弱不随温度改变;(3)基于实验结果建立了考虑渗透率温度敏感性的气井产能方程,研究发现忽略储层渗透率温度敏感性将低估气井注采能力,且储层埋藏越深、气井注采气量越大时,温度敏感性对注采能力的影响越大。

气水交替驱提高采收率室内实验研究

国内外矿场试验表明,WAG驱可进一步提高原油采收率5%~10%,是三次采油阶段经济、有效提高采收率的驱替方式。借助室内驱替实验,利用改进的模拟岩心,通过设置实验对照组,揭示和明确了WAG驱提高采收率的作用机理。结果表明,WAG驱可减缓气窜,改变不利的水油流度比。注入气加强了三相分子之间的交换、扩散、渗吸及突破作用。水气交替注入后水驱封堵高渗带,气驱驱扫微小孔隙,并伴随重力分异效果,且驱替过程是水在孔隙中的缚存状态不断打破、不断重建的一个动态过程;注入水交替封堵大孔隙,削弱了注入气对流体的突破作用,改善了吸水剖面,延长油井见水时间,有助于提高原油采收率。对于非均质性严重的储层,交替注水产生的动态封堵可进一步提高WAG驱油效果。

基于BP神经网络原理的人造岩心配比设计模型

利用人造岩心模拟已知物性参数的地层条件来替代天然岩心,已成为天然岩心存量较少条件下石油开发室内研究的一种趋势。通过综合全面地考虑人造岩心物性参数的影响因素,制定人造岩心配比设计正交方案,制备人造岩心,测试物性参数,分析预考虑影响因素与物性参数的关系;采用灰色关联法,明确岩心孔隙度、渗透率、粒度中值的主要控制参数,进一步分析和判断预考虑影响因素的合理性;基于影响因素分析结果、实验数据、BP神经网络原理,建立人造岩心配比设计数学模型。结果表明,预考虑影响因素的全面性和影响因素数据化、定量化是建立模型的基础。影响人造岩心物性参数的影响因素主要有砂型配比、胶结物加量、压制压力和加压时间等。其中,胶结剂加量和压制压力对孔隙度影响程度大;粒径为0.224数0.45 mm石英砂加量对渗透率影响最大;0.154数0.28 mm石英砂加量对粒度中值影响最大;0.074数0.18 mm石英砂加量对孔隙度、渗透率和粒度中值的影响最弱。由配比设计模型计算岩心制备加量,根据计算结果制备的人造岩心物性参数测试值与期望值的总体相对误差小于10%。该方法可用于指导定制物性参数模拟误差小的人造岩心。

高温、高压条件下的页岩气吸附规律研究

为了研究高温、高压条件下的页岩气吸附规律,设计了页岩气吸附装置。取四川某油田的岩样与甲烷气体进行吸附实验研究。实验结果表明,在相同压力条件下,温度越高,页岩对甲烷气体的吸附量越小。当温度较高时,页岩对甲烷的吸附量随着温度的升高而缓慢减小;当温度恒定且压力小于5 MPa时,页岩对甲烷气体的吸附量随着压力增加而逐渐增大。当压力较大时,页岩对甲烷气体的吸附量增幅变缓;页岩颗粒的目数对页岩吸附的影响不显著。利用Langmuir方程对此吸附规律进行拟合,拟合结果较好。

顺北断溶体油藏重复酸压时机优化研究

顺北5断裂带SHB5-2井酸压后产量递减快,重复酸压时机不明确。针对顺北断溶体油藏储层特征,根据实际生产动态特征,将储层裂缝应力敏感性、不同闭合压力下重复酸压导流能力测试结果与工区典型单井油藏数值模拟相结合,研究地层压力衰减对油井生产的影响,优化重复酸压时机。天然裂缝与酸压裂缝应力敏感性实验表明,未重复酸压井,随地层压力下降,裂缝快速闭合,裂缝渗透率降低;以原始地层压力下重复酸压后渗透率恢复程度为基准,地层压力下降到70 MPa前重复酸压,渗透率可恢复到原始地层渗透率的88%以上;地层压力下降到70 MPa后重复酸压,渗透率恢复程度降低。数值模拟表明,地层压力下降到70 MPa前重复酸压,累产量增幅由36%下降到33.4%;地层压力下降到70 MPa后重复酸压,累产量增幅由33.4%下降到18%。因此,推荐典型单井最优重复酸压时机为地层压力下降到70 MPa时,即SHB5-3井以40 m^(3)的日产量生产2年时进行重复酸压。相关研究成果对顺北断溶体油藏酸压井产能预测、酸压时机优化具有重要意义。

平面非均质油藏水气交替驱提高采收率室内实验研究

水气交替(WAG)驱提高采收率技术和应用研究在我国处于起步阶段。借助室内驱替实验,明确了WAG驱在平面非均质油藏的适应性及其提高采收率的作用机理。将并联式填砂管替代常规岩心夹持器,进一步减弱了长岩心驱替产生的末端效应和应力敏感现象,模拟真实的平面非均质油藏条件。实验结果表明,WAG驱可减缓气窜,改善吸水剖面。注入N2可加强三相分子之间的交换、扩散、渗吸作用。对于非均质性严重的储层,水气交替注入后水驱封堵高渗带,气驱驱扫小孔隙,帮助形成稳定的驱替前缘,提高低渗储层的驱油效率。

考虑微观渗流机理的致密气藏产量预测方法

致密气藏存在启动压力和应力敏感等特殊渗流机理,对气井产量有较大影响,由于现有产量预测模型大多未同时考虑两者影响,且启动压力梯度等关键参数难以准确获取,导致其不适用于致密气藏气井的产量预测。在顶底封闭的均质无限大致密气藏渗流模型基础上,建立了考虑启动压力梯度和应力敏感的致密气藏直井产量预测模型,绘制了产量递减理论图版,提出了基于产量历史数据获取模型关键参数来修正产量预测模型、提高产量预测精度的图版拟合方法。由敏感性因素分析可知,气井产量前期主要受应力敏感影响,应力敏感性越强则产量递减越快;后期主要受启动压力影响,启动压力梯度越大则气井生命周期越短;当无因次渗透率模量大于0. 000 1或无因次拟启动压力梯度大于0. 001时,气井产量快速递减,若不考虑启动压力和应力敏感将导致产量预测误差较大。苏里格致密气藏实例验证表明,该模型预测精度较高,应用效果较好。

苏里格气田先期试验井动储量计算与评价

处于不同勘探开发阶段的气藏,由于对气藏的认识程度不同,因此采用的动储量计算方法也不同。根据苏里格气藏具有低渗,非均质性强,压力点少、气井工作制度不稳定等难点,并结合目前计算动储量方法的适用性和优缺点,采用产量不稳定法和压降法2种动储量计算方法,对先期试验井进行动储量计算,并对三类先期试验井的动储量大小及变化特征进行了分析评价,为苏里格气田的下一步高效开发提供了参考。