钠基蒙脱石狭缝中CH_(4)-CO_(2)竞争吸附与CO_(2)埋存

页岩主要由有机质干酪根和无机质黏土矿物等组成,其中干酪根和黏土矿物对CH_(4)的吸附作用是页岩吸附气的主要来源。为了研究无机质黏土矿物中CH_(4)吸附行为、CH_(4)-CO_(2)竞争吸附行为和CO_(2)埋存规律,利用钠基蒙脱石来表征页岩中的黏土矿物,基于巨正则蒙特卡洛方法,利用Lammps软件开展不同压力、温度和孔径下的流体吸附模拟。结果表明:随着压力增大,各孔径下CH_(4)超额吸附量先增加后减少,并在11~12 MPa间达到峰值;随着温度升高,各孔径下CH_(4)超额吸附量逐渐减少;随着孔径的增大,CH_(4)超额吸附量逐渐减少。小孔径下,CH_(4)在钠基蒙脱石中主要以吸附态赋存,随着孔径的增大,CH_(4)在钠基蒙脱石中处于吸附态和游离态共存的状态,并且钠基蒙脱石对CH_(4)的作用类型为物理吸附。CO_(2)的驱替效率随CO_(2)初始压力的升高而增大,随孔径的增大而增大。CO_(2)埋存量随温度的升高而降低,随注入压力的升高而升高,随孔径的增大而降低。CO_(2)与CH_(4)竞争吸附比随压力的增大而降低,随孔径的增大而升高。

一种新的多因素压裂水平井产能评价方法

水平井压裂是致密砂岩气井重要的开发手段,且裂缝之间存在干扰,渗流规律复杂,因此准确的产能预测尤为重要。本文研究在充分考虑气-水两相流在地层和裂缝中不同渗流规律及裂缝间相互干扰,并同时考虑在滑脱效应、启动压力梯度、应力敏感和高速非达西等因素条件下,建立了强适用性的压裂水平井气-水同产产能预测模型。此外,还对气-水两相流中地层应力敏感、气体滑脱因子、启动压力梯度、裂缝各项参数及水气比等因素进行了分析,结果表明:水气比、裂缝导流能力和裂缝半长与产能呈正相关;裂缝应力敏感与产能呈负相关;地层压力敏感、气体滑脱效应和启动压力梯度对产能影响相对较小。研究结果为致密砂岩压裂水平井产能评价提供了理论依据。

CO_(2)在凝析气藏多孔介质中的扩散实验及分子模拟

凝析气藏开采中后期,地层压力下降,会出现油气两相共存,井周反凝析问题突出,此时注CO_(2)开发是主要增产措施之一,注入的CO_(2)会与凝析油、气发生分子扩散。为了研究CO_(2)在凝析气中的扩散规律,开展了多孔介质中CO_(2)在衰竭至不同压力下的凝析气中扩散系数的实验测定;应用Materials Studio软件,构建了与实验条件对应的CO_(2)在凝析气中扩散的分子模型,并验证了分子模型的可靠性。实验和模拟结果表明:地层温度下,压力为10.00~53.85 MPa时,随着压力的升高,CO_(2)的扩散系数开始快速下降,随后下降趋势平缓;地层压力下,温度为115~160℃时,随着温度的升高,CO_(2)的扩散系数不断增大,与温度大致呈线性关系,表明高温可增强CO_(2)在凝析气中扩散的能力。研究成果为注CO_(2)提高凝析气藏采收率提供了理论基础。

致密砂岩气藏压裂直井气水两相产能评价新方法

为研究气井产水对致密气藏产能的影响,以A气田为例,针对当前致密气藏产能方程因只考虑单一气相多因素或者气水两相单因素导致模拟准确性不高的问题,基于渗流力学原理,建立了考虑多因素的致密气藏气水两相压裂直井产能模型。研究结果表明:1)通过实例计算,新模型计算的无阻流量与实际产能测试的无阻流量结果相比误差较小,仅为2%,说明新模型具有一定的准确性。2)敏感性分析表明,裂缝参数对产能影响较为明显,滑脱效应和启动压力梯度对产能影响较小。3)水气比对产能影响较大,气井产水导致气井启动压力梯度增大,应力敏感性增强,渗流阻力增大,气井产能减小,在实际生产过程中应尽量避免气井见水。该模型实现了产能的准确预测,对致密砂岩气藏高效开采具有一定的指导意义。

页岩干酪根吸附规律的分子模拟研究

页岩气是以CH_(4)为主赋存在有机质页岩的非常规天然气,其中的吸附气是页岩气后期产量的主要来源,因此,研究页岩的吸附机理对页岩气开发有重要作用。利用Ⅱ型(混合型干酪根,来源于浮游生物)干酪根分子建立Ⅱ型干酪根模型,采用蒙特卡洛方法和分子模拟方法研究CH_(4)在Ⅱ型干酪根中的微观吸附行为和机理,通过实验数据验证了该模型,并进一步探究了孔径、温度和压力对吸附行为的影响。研究取得的认识如下:(1)孔径越大,CH_(4)超额吸附量越大;温度越高,CH_(4)超额吸附量越低;压力越大,CH_(4)绝对吸附量先快速上升后逐渐平缓,CH_(4)超额吸附量先上升后下降;(2)随着孔径的增加,CH_(4)的吸附热越来越少,并从吸附热看,CH_(4)在干酪根的吸附行为是物理吸附;(3)孔径小于1 nm时,CH_(4)在干酪根中为吸附相;孔径大于1 nm时,CH_(4)在干酪根中为吸附相与游离相共存。

S低渗油藏注N_(2)提高采收率研究与应用

注N_(2)提高采收率是目前世界范围内较为先进的提高采收率的方法。该文针对某油田区块进行注N_(2)提高采收率研究,通过数值模拟方法来优选最佳的注采方案。运用CMG数值模拟软件中的组分模型GEM来评价注N_(2)的最佳注入压力、最佳注入量、最佳注入速度、最佳注采比和最佳气水交替周期,基于此,得到最佳的注N_(2)驱方案。研究结果表明:1)S低渗油藏最佳的注N_(2)方案为注入压力为50 MPa,注入量为0.8 HCPV,注采比为1.3,注入方式为N_(2)-水交替注入,交替周期为2个月;2)注入压力越高,注入速度越大,注N_(2)气窜越严重,原油采收率提高效果差;3)注入压力为50 MPa,注入速度为10×104 m3/d,注采比为1.3,气水交替周期为2个月,注入量达到0.8 HCPV时转为衰竭开发。当地层压力下降到15 MPa时,N_(2)将会发生严重气窜,表明N_(2)-水交替注入并未达到有效控水的目的。以上优选最佳注入方案可提高油藏采收率,相对于衰竭提高采收率9.6%。