沁水盆地二氧化碳埋存潜力评价模型

为了确定沁水盆地二氧化碳驱煤层气(CO2-ECBM)的增产潜力和煤层CO2的埋存量,通过对已有埋存量评价方法的局限性的分析,依据煤层气的不同赋存状态将埋存量分为吸附埋存量、溶解埋存量和矿化埋存量,根据中国煤层气"三低一高"的特征和勘探开发现状,认为适合埋存CO2的煤层埋深在1 000 m以上,并给出了考虑探明率、CO2与CH4的置换比、采收率、灰分、水分、有效孔隙体积、含气饱和度等因素的埋存潜力评价新方法。沁水盆地的评价结果表明:CO2驱可增加煤层气可采储量1 696×108m3,CO2可埋存量为4.5×108t,考虑经济和技术水平CO2可埋存量为1.4×108t,表明沁水盆地有较大的CO2-ECBM应用潜力和CO2埋存潜力。该研究可为其他地区CO2埋存评价提供借鉴。

新型抗温LN-1泡排棒的研制及应用评价

针对高温油藏泡沫排水采气工艺中"气井积液"无法解决的问题,研制了一种新型的实用性抗温泡排棒。以泡沫体积和泡沫半衰期为指标,筛选市场10种常用起泡剂和2种稳泡剂,得到起泡性能优质的CKD(粉末椰油酰胺丙基甜菜碱)以及稳泡效果较好的WS(脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠),同时向0.3%CKD中添加0.2%WS,能够明显提升泡沫半衰期。向复配试剂中添加2%黏土,抗温可达到320℃。在高压作用下按照26%尿素+13%氯化钠+1%聚乙二醇+0.30%CKD+0.20%WS+2%黏土比例压缩成棒体结构即LN-1泡排棒。现场应用表明,日产气由试验前的0.3×104 m3/d,上升到4.2×104 m3/d左右,携液率由试验前的6.7%上升到52%,达到预期效果。

高含硫气藏地层温度场及硫沉积相态预测模型

在深层高含硫气藏高温高压环境中,随着高含硫天然气开发过程中地层温度和压力下降,地层中硫沉积会出现相态变化而造成多种流体渗流特性,溶解于酸性气体中的硫单质逐渐沉积在储层孔隙中,进而影响气井的正常生产。为探究高含硫气藏地层硫沉积的相态变化动态,针对多裂缝水平井生产特征,建立了考虑硫沉积和各种热效应影响的硫沉积相态预测模型,并基于有限体积法求解温压场数值模型,研究了地层温压场分布规律及近井地带硫沉积的相态变化特征。研究结果表明:①自储层边界向人工裂缝方向地层温度是不断降低的,在人工裂缝根端达到最低,研究区的整体温度随生产时间延续先下降后上升;②裂缝导流能力越小,地层温度会越低,硫沉积更容易以固态形式存在;③随着生产时间增加地层中硫沉积逐渐从固态变成液态,液硫首先出现在人工裂缝根端附近。当生产压差增加时,固态硫沉积存在的范围会逐渐缩小。结论认为,该预测模型可深化地层硫沉积相态特征的认识,有助于地层硫沉积规律认识,并为深层高含硫气藏的规模效益开发提供理论指导。

考虑变周期注气量和经济效益的致密油藏CO_(2)吞吐注采参数优化

CO_(2)吞吐是致密油藏提高采收率的重要手段,但在实施过程中,CO_(2)吞吐换油率随吞吐周期增加而降低。为提高CO_(2)吞吐换油率,改善CO_(2)吞吐开发效果,采用数值模拟方法,进行变周期注气量的CO_(2)吞吐注采参数优化研究,并开展经济评价。结果表明:变周期注气量的吞吐方案累计产油量为32983.4 m^(3),换油率为1.11,高于正交实验的优选方案。经济评价结果显示,变周期注气量的CO_(2)吞吐方案经济效益最好,其净现值为345.07×10^(4)元,内部收益率为18.06%。该研究成果可为致密油藏CO_(2)吞吐高效开发提供理论指导。

水驱油藏优势渗流通道识别及其效果分析

油藏中优势渗流通道的存在及其分布,显著影响着油藏开发对策与开发效果。本文综合运用多相渗流和储层地质理论,建立表征注采井间小层连通性及识别优势渗流通道存在的方法。基于小层对比法、地质建模法和示踪剂法,详细解剖某油田一个代表性井组的砂体连通性和优势渗流通道的发育特征。研究结果表明:在研究区实例井组的注采井间,三种方法得到的储层连通率差异较大,其中精度较高的示踪剂法确定的连通率为40%;并在重点解剖小层中识别出三条优势渗流通道,依据示踪剂见剂速度与回采率,对三条优势渗流通道的发育程度进行了分级。对比实际监测结果,小层对比分析法得到的连通率明显偏高,地质建模法与示踪剂法得到的连通率比较接近,两种方法得到的连通率均受到开发小层的储层沉积与相变规律、非均质性及实测资料精细度的影响。示踪剂法识别优势渗流通道效果最佳,比地质建模法的识别精度提高了25%。