长焰煤气水相渗特征实验研究

长焰煤内部蕴藏大量煤层气,随着开采深度的不断增加,需要对煤储层中煤层气与地下水之间的复杂渗流特性进行探索,以降低煤层气开采难度、提高煤层气开采效率。以内蒙古鄂尔多斯准格尔旗魏家峁矿区长焰煤为实验对象,采用TCXS-Ⅱ型煤岩气水相对渗透率测定仪进行长焰煤气水相渗实验,利用非稳态法得到不同有效应力、孔隙压力和温度作用下长焰煤在气驱水过程中的气水相渗特征,结果表明:(1)当有效应力由3.7 MPa增大至7.7 MPa时,气相相对渗透率上升幅度减小,而水相相对渗透率下降幅度略有增加;有效应力的增大会对流体的渗透能力产生抑制作用,且对水相渗流的抑制作用大于气相渗流;残余水饱和度随着有效应力的增大而增大。(2)当孔隙压力由2 MPa增大至6 MPa时,水相相对渗透率曲线下降幅度变缓,气相相对渗透率曲线上升幅度更加明显,气水共渗范围变宽,等渗点饱和度增大,残余水饱和度减小。(3)当温度由20℃升高至80℃时,气相相对渗透率增长幅度及水相相对渗透率下降幅度均逐渐变大,气水共渗范围变宽,残余水饱和度呈下降趋势,气相渗流量呈增长趋势。该研究结果可为长焰煤储层水力压裂和注热开采等煤层气开采技术研究提供理论依据和实验参考。

致密砂岩气藏不同岩石相孔喉结构对气水相渗特征控制机理:以鄂尔多斯盆地东胜气田J72井区下石盒子组储层为例

为了明确致密砂岩气藏储层微观孔喉对气水相渗特征的控制机理,更好地指导气田增储上产,以东胜气田J72井区下石盒子组储层为研究对象,综合多种分析化验资料并细分岩石相探究了微观孔喉参数对气水渗流能力的影响,揭示了不同岩石相对含气性及产能的控制作用。研究结果表明:J72井区下石盒子组岩石相可以归纳为砾岩相、砾质砂岩相、含砾粗砂岩相、中细砂岩相、泥岩相五大类,其中含砾粗砂岩相、砾质砂岩相为优质岩石相;孔隙类型主要为次生粒间溶孔,平均占比达48.5%,含砾粗砂岩相、砾质砂岩相、中细砂岩相的粒间溶孔比例依次减少,三类岩石相均具有多重分形的特征,大孔比例逐渐降低,其中优质岩石相的物性好、综合分形维数小;优质岩石相的黏土矿物含量低、平均孔喉半径大,气体渗流时的可动气体孔隙度和最大有效气相渗透率较大,含气性好。综合研究认为优质岩石相是控制气井高产稳产的关键因素,深入剖析岩石相的微观特征可以为致密砂岩气藏的高效开发提供有力指导。

高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试方法

致密气气水相渗曲线一般在常温常压下应用非稳态气水相渗测试方法通过实验测得,所得结果与高温高压下气水相渗曲线相差很大。采用常规标准方法,用氮气和地层水测试3块岩心在常温常压下的气驱水相渗曲线,之后将3块岩心按照实验流程处理,采用自研全直径渗流装置(200℃,200 MPa)对这3块岩心在地层条件下(温度160℃,116 MPa)进行气驱水相渗曲线测试。结果表明,高温高压相渗曲线具有更大的两相共渗区,且束缚水饱和度更低;在相同含气饱和度下,高温高压气相相对渗透率比常温常压的高,说明地层条件下致密气气水两相的渗流能力更强,实际束缚水含量更低。高温高压下,气水黏度比、密度比以及界面张力更低,气驱水波及效率更高。

高温高压非稳态气水相渗测试装置及方法

目前高温高压气藏气水相渗曲线多采用非稳态测试方法获取,测试装置主要采用回压阀控制流体压力,但高温高压条件下易产生压力波动,气水计量易产生偏差。为此,提出了一种基于电容法的高温高压非稳态气水相渗测试装置及方法,测试装置引入了自主研制的电容式液位计量计,实验温度和压力分别提高到200.0℃和80.00 MPa,通过液体体积与电容变化计量产水量,通过电动涡轮计量泵控制流体压力、计量气体体积,根据实验测试数据分析了流体压力和油藏温度对气水相渗曲线的影响。结果表明:相同条件下,实验温度升高,束缚水饱和度变小,气水共渗区域变宽;实验流体压力降低,束缚水饱和度变大,气相相对渗透率变小。研究成果对高温高压气藏开发方案设计、动态分析及气水渗流规律认识具有一定指导意义。

考虑非达西和气水相渗的页岩气支撑裂缝缝内气相导流能力研究

水平井分段压裂是页岩气有效开采的关键技术之一,压后支撑裂缝成为页岩气渗流的重要通道。页岩气压后产量大,并伴有压裂返排液或地层水的产出,缝内呈现非达西气水两相渗流状态。本文通过修正支撑裂缝导流能力的测试行业标准,建立了气测非达西渗流支撑裂缝导流能力计算模型,通过实验数据证实了考虑非达西效应后导流能力下降幅度约为50%;同时本文基于支撑裂缝气水两相渗流相渗计算公式预测了不同含水饱和度和束缚水饱和度下气相导流能力均呈现不同程度的下降趋势;研究认为页岩气压裂施工设计时不宜采用传统行业标准进行优化,应确定支撑裂缝导流能力的真实值。

致密砂岩气储层气水相渗特征及其影响因素——以鄂尔多斯盆地苏里格气田陕234-235井区盒8段、山1段为例

中国鄂尔多斯盆地苏里格气田广覆性含气,但含气量差异较大。为了探讨影响气水相互作用背景下的流体运移特征,选取了陕234235井区盒8段和山1段的13块样品,基于气水相渗实验进行研究和分析。结果表明:研究区目的层位储层渗流能力较差,几乎不含Ⅰ型气水相渗曲线,具有Ⅱ型气水相渗曲线的储层是勘探开发的首选层段;可动流体孔隙度、孔隙度、可动流体饱和度、渗透率、有效孔隙体积、有效喉道体积、石英体积分数和碳酸盐岩体积分数对可开采气体的储集空间大小,即可动气体孔隙度大小,具有积极的影响,同时,上述前7种因素对气体的渗流能力,即最大有效气相渗透率,也起着积极的作用;而黏土矿物体积分数对可开采气体的储集空间和渗流能力均起着消极的作用。

高温高压气藏衰竭开发气水相渗变化规律探讨

气水相渗曲线一般在常温常压下利用非稳态气驱水实验获得,所得实验结果难以表征高温高压气藏衰竭开发过程中气水两相渗流变化规律。设计了不同温压条件、驱替方式、有效应力下气水相渗实验,结果表明,与地面条件相比,地层高温高压条件下水气黏度比、界面张力均降低,气驱水可使束缚水饱和度降低8%~13%,两相共渗区增加8%~15%;水驱气实验较气驱水实验相渗曲线整体偏左,分析认为高温高压水驱气实验能真实模拟实际气藏衰竭开发过程,结果更具代表性;不同有效应力下水驱气相渗实验,由于应力敏感的存在,相渗曲线整体下移,驱替效率降低约3.5%。在此基础上,统计分析了相渗曲线特征值及其形态参数变化规律,建立了衰竭开发过程气水相渗变化图版。本文研究成果可以应用到数值模拟中,指导高温高压气藏合理开发。

碳酸盐岩储集层气水两相渗流实验与气井流入动态曲线——以高石梯——磨溪区块龙王庙组和灯影组为例

选取四川盆地高石梯—磨溪区块基质孔隙型、裂缝型、溶蚀孔洞型3类储集层全直径岩心,开展高温、高压条件下的气、水两相相对渗透率测试,分析气水相渗曲线特征及气井流入动态。将实验数据归一化处理后形成了3类储集层的气、水相对渗透率曲线标准图版;针对裂缝型储集层的渗流特点,提出气、水两相相对渗透率曲线校正方法并对相应图版进行校正;运用标准图版计算研究区不同类型储集层气水两相流入动态曲线(IPR),并通过实际井的动态进行验证。研究区储集层相对渗透率曲线等渗点含水饱和度高达70%以上,具有强亲水特征,气水共渗区间、气驱水效率以溶蚀孔洞型最大,基质孔隙型次之,裂缝型最小;岩心渗透率的恢复程度以裂缝型最大,溶蚀孔洞型次之,基质孔隙型最小。校正后的裂缝型碳酸盐岩储集层气、水相渗曲线能更好反映实际气藏的气水两相渗流规律,标准图版可用于各类气藏工程计算;计算的IPR曲线,其特征与实际生产井动态相符,可用于实际气井配产与生产动态分析。

黔西比德-三塘盆地煤储层NMR T_2谱及气水相渗特征与控制因素

通过核磁共振(NMR)与气水两相相对渗透率实验,描述黔西比德-三塘盆地煤储层NMR T2谱与气水相渗特征,并结合压汞、最大镜质体反射率以及煤物质组成等基础测试,从煤级、显微组分、孔隙结构等角度分析主要控制因素,最后通过与沁水盆地高煤阶煤储层、美国中-低煤阶煤储层相关结论进行对比,揭示本区煤层气开发潜力.研究结果表明:本区煤储层以无烟煤为主,NMR T2谱呈双峰态分布,不可动峰明显而可动峰微弱,揭示束缚水饱和度高,有效孔隙度较低,两峰相互分离,截止值T2c为10ms,对应孔隙直径约为100nm,表明扩散孔(<100nm)和渗流孔(>100nm)之间连通性差.T2谱特征与压汞孔隙结构具有良好的匹配性,即微小孔发育、中大孔不发育,中孔比例极低,孔隙类型以半封闭孔为主,连通性较差,说明煤级控制之下的孔隙结构决定了T2谱的形态特征.气水相渗特征受控于孔隙结构、煤级、显微煤岩组分等因素,本区相渗条件总体优于沁水盆地南部,但相比于美国中-低阶煤储层,仍然表现出残余水饱和度高、残余水条件下气体相对渗透率低、气水两相流区间窄等特点,揭示本区煤层气开发面临着我国高煤阶煤储层普遍存在的解吸与渗流瓶颈问题.

应力敏感对致密砂岩气藏气水两相渗流特征影响研究

随致密气藏开发进行,地层压力降低产生应力敏感从而影响气水两相渗流。通过非稳态气驱水实验模拟致密气藏地层条件下气水两相渗流过程,研究了苏里格气田某区块盒8致密储层应力敏感对气水两相渗流的影响。结果表明:围压增大,气水渗流能力降低、共渗区减小、束缚水饱和度增大但总出水量变化不大,由于气相和液相应力敏感存在差异,气相相对渗透率增大、水相相对渗透率减小。

缝洞型碳酸盐岩气藏高温高压气水两相渗流特征

与孔隙型储层比较,缝洞型气藏存在孔隙、裂缝、孔洞多尺度渗流空间,其渗流特征复杂。取得川中震旦系缝洞型气藏储层岩心,采用人工造缝、造洞方式模拟缝洞发育储层岩心,分别开展常温常压、高温高压(160℃、56 MPa)条件下气驱水相渗曲线测试。研究表明,高温高压条件下气水黏度比、流度比及界面张力低,岩心的残余水饱和度低,相渗曲线整体上移,气相、水相的流动能力强。受重力的影响,缝洞型气藏不同连通方式(水平连通、垂直连通)气水两相渗流特征不同。缝洞垂直连通时,残余水饱和度低、两相共渗区变大、气驱水效率高。因此,产水气藏应采用实际储层条件下相渗曲线,气水两相的渗流能力更强。钻开缝洞型底水气藏顶部储层有利于气藏带水生产。

延长气田延气2井区山2段微观孔隙结构特征及其对气水渗流规律的影响

储层微观孔隙结构特征控制着气水渗流特征,影响着气井的生产能力。延气2井区山2段砂岩储层气井产量差异明显,微观孔隙结构和气水渗流特征复杂。通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、气水相渗等实验,对山2段储层的孔隙类型、孔隙组合类型、孔隙结构特征和气水两相渗流特征进行了描述,并在此基础上对影响气水相渗特征的因素进行了探讨。储层的孔隙类型主要为粒间孔、岩屑溶孔、晶间孔。根据毛管压力曲线形态特征,结合排驱压力、孔喉分选性、进汞饱和度、中值压力等参数,将研究区毛管压力分为四类:粒间孔类,粒间孔-岩屑溶孔类,岩屑溶孔-晶间微孔类和晶间微孔-微裂缝类;4类孔隙结构有着不同的气水渗流规律,应采取不同的开发策略。

水侵气藏型储气库气水微观渗流规律

与常规油气田多相流体渗流特征实验研究不同,水侵气藏型储气库主要是解决多次注采循环条件下的气水渗流机理,在实验目的和实验设计等方面都有其特殊性、复杂性。通过水侵气藏型储气库物理模拟实验的自主设计和研发,主要形成2个方面的物理模拟评价技术,包括分区带气水吸吮-排驱稳态相渗特征评价技术、多次注采循环岩心微观核磁共振可动流体评价技术,从微观角度解决了流体渗流与空间动用评价的实验技术难题。将该技术方法应用于典型水侵气藏储气库HT,研究结果表明:①水侵气藏型储气库高速注采气运行过程中,储气空间出现气水过渡带、气驱水纯气带、建库前纯气带3个区带。②在储层发育、反复水侵、高速大压差注采等多因素影响下,各区带出现微观孔隙空间渗流及动用差异。此套技术为了我国水侵气藏型储气库的建设和运行机理评价提供了有效技术手段。

基于含水率定量计算的低渗气藏流体性质判别方法

西湖凹陷低渗气藏在开发过程中普遍产水,影响到后续开发效果,为了有效开发低渗气藏,为下步开发方案设计提供参考依据,有必要弄清储层产液性质。文中基于低渗岩心稳态法相渗实验数据,通过多元非线性回归建立相对渗透率与含气饱和度之间的定量计算模型,结合测井资料计算的含水饱和度和束缚水饱和度可以准确计算储层的气相、水相相对渗透率及含水率,进而利用生产井的水气比标准来确定气藏不同流体的含水率分布区间。应用效果表明,该方法预测的产水率与测试结论吻合较好,能较准确地判断低渗气藏产液性质,为勘探开发方案的设计与实施提供了理论基础。

砂岩气藏岩石孔喉结构及渗流特征

以多孔介质中气水两相渗流理论为基础,选择了四川须家河组气藏岩心,其渗透率在（0.002~70.28）×10-3μm2之间,分别开展了高压压汞、气水相渗以及气藏衰竭开采物理模拟实验研究,从岩石孔喉结构、受力特征以及气水两相渗流特征3方面对比分析了致密与中高渗砂岩气藏特征的差异。采用孔喉类型及数量比例、平均孔喉半径、孔喉中值半径3项参数对不同渗透率砂岩孔喉结构特征进行了精细描述,对比分析了低渗致密与常规及高渗砂岩孔喉结构特征差异;采用排驱压力、沿程阻力量化评价了气、水在不同渗透率砂岩中渗流时的受力情况,对比分析了孔喉结构对致密与常规砂岩产能的影响;建立了气相渗流能力与含水饱和度关系图版,对比分析了含水饱和度大小对不同渗透率岩心气相渗流能力的影响。研究成果将为气藏储层微观建模以及气、水渗流机理研究提供一定的参考依据。

溶解作用对低渗油藏CO_2驱两相相渗的影响

运用PVT分析仪分别测定了不同压力条件下CO_2在油水中的溶解度,并测定了溶解CO_2后油水性质的变化。采用非稳态相渗实验方法,分别进行了饱和CO_2前后的油水、油气、气水相对渗透率测定实验,明确了CO_2溶解作用对相对渗透率的影响规律。结果表明:油藏条件下,CO_2在原油中的溶解度约为地层水中的7倍。CO_2溶解作用使得原油黏度急剧降低,水相黏度略微增大,原油体积膨胀系数显著增大,而水相体积膨胀系数基本不变。溶解CO_2后,油水性质的变化,使得油水相渗曲线向右偏移,油相相渗提高;CO_2溶解于原油后,使得油气相渗曲线与水相相渗均有不同程度的提升;地层水溶解CO_2后气水相渗曲线变化不大。

靖边气田下古储层渗流机理实验研究

靖边气田下古各气层因储层物性不同,各小层采气速度不均衡,影响靖边气田开发效果。为进一步明确各小层渗流能力,采取室内实验模拟等方法,以孔喉结构、渗流特征为基础,建立渗流物理模型。重点研究气藏渗流机理,典型井不同层位岩芯在各类生产压差下启动压力梯度特征,总结靖边气田下古储层渗流特征及流动机制,掌握纵向动用不均衡的规律。

考虑束缚水时变的致密气藏数值模拟研究

从气相启动压力梯度的物理概念和物模实验角度分析认为,气体通过高束缚水低渗致密岩心时的"阈压效应"实质为气水相间渗流阻力的宏观反映,毛管压力曲线与时变的气水相渗曲线足以定量描述该现象,不应引入气相启动压力梯度。建立了考虑气水相渗时变、储层应力敏感及可动水启动压力梯度的致密气渗流数学模型,用全隐式有限差分方法求解,并编制了数值模拟器。对新模拟器进行了退化测试,并利用新模拟器研究了特殊渗流机理对致密气藏开发的影响及气水相渗时变对实际区块的影响,结果表明:不考虑特殊渗流机理时,新模拟器与Eclipse软件计算结果具有很好的一致性;气水相渗时变会增大气井产水量、减少稳产气时间;可动水启动压力梯度会减少日产水量、增加稳产气时间;储层应力敏感会降低日产水量、提早进入递减期;束缚水的运移是气井产水重要原因之一,考虑气水相渗时变更能反映实际气井生产动态。

电缆地层测试资料在低渗气藏产能预测中的应用

电缆地层测试是目前海上油气藏储层渗流特征及产能评估的有利方法,但对于低渗气藏,测压流度受近井带钻井液滤液影响较大,不能真实反映原状地层渗流能力。以南海莺琼盆地为研究区,选取10口典型低渗气井电缆地层测试资料进行分析与处理,结合冲洗带渗流特征,基于区域岩心相渗实验驱替规律,建立了低渗气藏测压流度与绝对渗透率转换方法;利用岩心相渗资料产水率计算方法,提出了一种测压流度与有效渗透率转换方法,并结合区域产能测试资料建立了产能快速评价模型。实际应用表明,利用测压流度处理得到的动、静态渗透率与岩心及试井分析结果差异小,且产能预测结果与实际测试结果符合较好,平均相对误差为10%,本文方法可在类似气田进行推广应用。

东胜气田致密砂岩储层渗流机理

致密砂岩气藏渗流阻力大,废弃压力高,采收率低,含水饱和度影响显著,明确致密砂岩储层气体的渗流机理对于气藏的有效开发具有重要意义。选取东胜气田致密砂岩储层样品100余块,开展了孔渗测试及其相互关系与分布特征分析;进行了致密砂岩储层在不同含水饱和度下的气体渗流特征实验,计算了单相气体及不同含水饱和度下气体渗流的滑脱因子;测试了样品在不同驱替压力下的气水两相相对渗透率曲线。实验研究结果表明:东胜气田致密砂岩储层覆压渗透率约为常压下测得的标准渗透率的1/10,且普遍低于0.1 mD,孔隙度偏低;滑脱效应受渗透率、孔隙压力、含水饱和度影响明显;干岩心气体临界流态特征明显,小于0.1 mD岩样渗流特征曲线为线性,大于0.1 mD岩样非线性特征明显;含水饱和度对于渗流特征曲线影响显著,随着含水饱和度增加,气体渗流由气态渗流过渡到液态渗流,气相渗流滑脱效应逐渐变弱;驱替压差对残余水饱和度影响大,控制气藏生产压差,防止大压差驱动储层水,导致气井大量产水。渗流机理研究对于东胜致密砂岩含水气藏的合理、有效开发具有重要的基础理论支撑作用。