致密砂岩气藏气水相对渗透率计算方法改进

采用传统的JBN方法对致密砂岩气藏进行非稳态法气水相对渗透率测定由于气体滑脱效应明显,容易致使气相相对渗透率值偏高,误差较大,需考虑气体滑脱效应的影响对JBN方法进行改进。由于流体的渗流与孔隙结构有关,且气体滑脱也与岩石孔隙半径有关,通过建立渗透率与孔隙半径的关系,采用将不同含气饱和度下的气相渗透率转化为液体渗透率进行相渗计算的方法,消除滑脱效应的影响,对气水相对渗透率曲线进行修正。修正后的气体相对渗透率曲线下降明显,得到的相渗曲线也更能准确地反映致密砂岩气藏气水相渗变化规律,为气藏开发提供依据。     

柴达木盆地东坪气田基岩储层裂缝建模方法研究

东坪气田基岩气藏是罕见的非常规裂缝性气藏,有效模拟天然裂缝的发育状况及展布特征十分困难。针对这一问题,在分析东坪气田基岩气藏储集空间特征的基础上,确立了基岩储层DFN离散裂缝模型的建立思路。先基于成像测井解释的裂缝倾角、裂缝方位角等裂缝特性参数,将东坪基岩储层裂缝分为两组走向近似垂直的天然裂缝,分别模拟了两组天然裂缝的密度分布。再以裂缝密度曲线作为目标曲线、地震综合属性体作为趋势约束体,建立了DFN离散裂缝分布模型。通过提取裂缝密度、孔隙度及渗透率等属性参数,研究了东坪基岩储层裂缝的分布特征,发现裂缝主要受断层控制,平面上和纵向上均存在强的非均匀发育特性。最后,运用东坪基岩储层生产动态特征和气藏数值模拟的产量历史拟合效果检验了DFN离散裂缝模型对基岩储层的适用性。研究成果可为非常规基岩储层的裂缝模拟提供强有力的技术手段。     

基于分形模型油水相对渗透率计算的新方法

相对渗透率曲线是油藏工程分析及油藏数值模拟中重要的参数,目前相对渗透率的预测主要通过实验获取,本文提出利用分形维和实际生产数据计算出油水相对渗透率曲线。并通过油藏实例计算出相对渗透率曲线,并和油藏岩心实际测得相渗曲线进行对比,发现符合性较好,说明分形方法计算出的相对渗透率具有可靠性。     

用毛细管压力曲线计算相对渗透率曲线的方法综述

相对渗透率曲线对研究地下流体的渗流规律及驱替特征具有重要的意义。利用毛细管压力与饱和度的关系来计算相渗曲线的方法进行了综述。叙述了相渗曲线的计算原理,及引入分形理论的原理。按照公式相似性及继承关系,分组介绍了毛细管压力法的研究历程,及主要研究成果。认为提出Kr-S关系来简化算法和分形理论的引入,推动毛细管压力法的发展;认为各方法没有优劣之分,只是适应性不同;利用特定的实验数据,对各方法的优劣进行评价,本身有一定的局限性。据此将毛细管压力法分为三个时期。通过对比评价各方法的特点及相互关系,阐释算法发展规律。最后提出毛细管压力将有三个主要发展方向:1测定非常规储层的相对渗透率曲线;2测定特殊流体的相对渗透率曲线;3与其他岩心检测手段相结合来检测岩心。希望对今后的研究起到参考的作用。     

计算聚合物驱相对渗透率的新方法

根据聚合物溶液在多孔介质中的流变性，提出了计算聚合物溶液驱相对渗透率的新方法，通过实例说明了该方法的正确性，同时证实了聚合物驱提高采收享的机理在于提高了非均质油藏的波及体积，而并非减小了最终残余油饱和度。     

基于集合卡尔曼滤波的非稳态油水相对渗透率曲线计算方法

提出一种基于半迭代集合卡尔曼滤波(EnKF)的自动历史拟合方法用于非稳态油水相对渗透率曲线的计算。进行高温、低界面张力体系作用下油水相对渗透率试验,利用半迭代EnKF历史拟合方法和JBN解析法进行数据处理,研究温度、界面张力对油水相对渗透率的影响。结果表明:利用半迭代EnKF历史拟合方法和JBN解析法所得结果区别较大,但从历史拟合的角度来看,半迭代EnKF方法结果更为合理;随着温度的升高,束缚水饱和度增大,残余油饱和度降低,油相相对渗透率升高,水相相对渗透率降低,相对渗透率曲线右移;随着界面张力的降低,束缚水饱和度和残余油饱和度都降低,油水两相共渗的范围变宽;新方法将驱油机制考虑到数学模型中,得到的相对渗透率曲线更适于在油藏数值模拟、生产优化等方面应用。     

柳杨堡气田太2气藏气水分布规律及其主控因素研究

柳杨堡气田太2气藏产水严重,气水分布规律及其主控因素认识不清。为指导后续开发,综合利用钻井、测井、试气和地层水分析资料研究了气藏产水特征、气水分布规律及其主控因素。结果表明:1太2气藏天然气在定北13-定北17井-定北8-定北15-定北16井一线富集,地层水在定北13~定北10~定北17~定北8~定北14井一线发育;2气水分布主要受烃源岩、储层物性、构造综合控制,水体分布在煤层厚度10 m的低值区、孔隙度7%的地区和构造线-2 480 m的斜坡和洼地地区;3李1-定北16井一线水体欠发育区,可作为气藏进一步开发的重点。该研究可指导气藏开发选区、选井工作,并对类似有水气藏相关研究提供借鉴。     

油水相对渗透率数据归一化方法研究

本文选取了具有代表性的相对渗透率曲线为例,从岩心相渗透数据出发,并在此基础上对对此进行归一化为油水相对渗透率曲线,从而归纳出两类典型的归一化相对渗透率曲线。     

页岩气水两相物质平衡方程及其生产预测

为了得到一种便于矿场应用的页岩生产动态预测分析方法,通过积分水相和气相连续性方程,得到平均含水饱和度方程和气水两相物质平衡方程,结合有限差分法,给出了计算步骤,依次分析了无量纲导流能力、裂缝半长、Langmuir体积和Langmuir常数对垂直裂缝井日产气量的影响,与数值模拟结果对比,验证了该方法的正确性.研究结果表明,无量纲导流能力和裂缝半长只影响产量最大值,而Langmuir体积和Langmuir常数对产量最大值和递减开始时间都有影响.研究结果提供了建立页岩气物质平衡方程的新思路,为页岩气藏生产潜力和压裂施工方案的评价奠定了基础.     

聚合物驱相对渗透率曲线的特征研究①

本文在研究聚合物溶液流经多孔介质时的流变性基础上,确定了聚合物溶液在多孔介质的有效粘度与分流量和相饱和度之间的关系式。从而解决了聚合物吸附/滞留及非牛顿流效应的影响,建立了稳定法测定聚合物驱相对渗透率曲线的实验技术和方法。成功地测得了油/聚合物溶液体系的相渗曲线和注聚合物段塞后的油/水体系的相渗曲线,并确定了适当的相渗曲线经验方程。讨论了聚合物驱相渗曲线的特征,分析了水相中的自由聚合物分子和岩石中吸附/滞留的聚合物对相渗曲线的影响,真实地反映了聚合物驱过程中的多相渗流规律。     

考虑差异化相渗的致密气藏开发效果分析

压裂改造是低渗致密气藏增产的重要措施,而考虑地质-工程一体化的气藏开发动态预测是致密气藏开发的热点问题。大规模水力压裂也会造成改造区相渗与未改造区相渗出现差异,并且不同储集层类型也对应着不同的相渗关系。因此,基于差异化相渗的致密气藏一体化模拟研究具有重要意义。从工程-地质一体化建模流程入手,考虑基质和裂缝的相渗差异,并结合3种储层地质及相渗关系形成了考虑差异化相渗的模拟流程,该模拟方法能有效解决前期返排阶段产水量拟合效果较差的问题。通过考虑差异化相渗的一体化模拟对低渗致密气藏3种储层类型的开发特征和开发效果进行了分析,并建立无因次压降与采出程度的关系图版,用于评价气藏不同时期的开发效果。研究表明,残余气饱和度的高低决定了气井开始产气的滞后时间,残余气饱和度越低,气井返排期越长;在考虑差异化相渗的情况下,含水饱和度对采收率影响最为显著、渗透率次之,孔隙度与有效厚度影响较小。通过本文的研究揭示了不同储集层物性对开发效果的影响规律,对指导致密气藏高效开发具有重要的理论及实践意义。     

异常高压致密气藏两相渗流数值模拟技术

异常高压致密气藏压力系数高、孔隙结构及渗流机理复杂,相渗曲线随压力发生改变,导致利用常规相渗曲线的测试结果已不能正确反映地层条件下的气水渗流规律,预测的开发指标好于实际生产的结果。因此,需要研究地层条件下的相渗曲线,探讨异常高压致密气藏两相渗流规律。结合气藏高温、高压的特性,研制了异常高压致密气藏岩心驱替装置(120 MPa、150℃),回归了36块岩心归一化的岩心相渗端点与压力的关系,建立了异常高压致密气藏两相渗流数学模型及数值模型。研究结果表明,在异常高压条件下,束缚水饱和度降低,流动阻力增大,采收率降低,开发效果变差。     

新场气田须二气藏单井气水层识别模型研究

川西新场气田须二气藏为典型的低渗致密碎屑岩气藏,由于地质条件复杂,储层非均质性严重,气水分布十分复
杂,束缚水含量较高,气层、气水同层电阻率界限模糊不清,测井解释往往造成很大误判。针对这一难点,应用基于粒子群
算法（PSO）的核主成分分析与支持向量机（KPCA–SVM）模型进行气水层识别。模型先通过核主成分分析（KPCA）进行
非线性属性变量提取,再将提取的属性变量作为支持向量机（SVM）的输入变量,在识别过程中利用粒子群算法（PSO）寻
优,最终实现气水层识别。将模型应用于新场气田须二气藏气水层识别,识别结果符合研究区的实际情况。     

低渗透油田中注靖边气田天然气开发的数值模拟

针对低渗透油田开发水平低的问题，结合安塞低渗透油田靠近靖边大气田的条件，应用三维三相全组份模型，探索研究了注天然气或／和溶解气开发低渗透油田的可行性，数值模拟结果表明，注气开发比自然能量开发单井产量成倍提高，提高低渗透油田开发水平的关键也在于采取单并增产措施，提高单井产量．     

低渗-特低渗油藏油水相对渗透率及水驱油效率影响因素研究

了解和掌握低渗-特低渗油藏的相对渗透率和水驱油规律,对于准确认识该油田区块流体渗流特征,合理、高效开发油田有着十分重大的意义。以鄯善油田特低渗储层为例,通过室内岩心实验,分析了不同因素对于低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率和水驱油效率的影响。结果表明：岩心渗透率、原油粘度的变化都会影响低渗-特低渗油藏的油水相对渗透率曲线特征。同时,低渗-特低渗油藏的水驱油效率也会随着岩心渗透率、驱替速度和原油粘度的变化而变化。     

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。     

高压低渗气井产能二项式改进与求解

南海西部乐东X区气藏压力高达100 MPa,渗透率低至0.1 mD,该类高压低渗气井产能测试回归得到二项式产能方程斜率常为负,无法获取真实产能。对气井测试过程进行分析,认为传统二项式法未考虑地层压力变化是造成回归斜率负异常主要原因,建立有效供给范围内的物质平衡模型求解得到测试过程中平均地层压力,认为地层压力随产量和时间变化,且地层渗透率越低压力变化幅度越大。考虑测试过程中有效供给范围内地层压降,回归得到全新二项式产能方程及无阻流量表达式,认为气井实际无阻流量与原始地层压力、测试情况、地层物性均相关。对南海西部LDX-5-A等6口高压低渗井二项式产能方程进行矫正,成功解决该类井产能异常问题,为气田下步合理开发提供了依据,也为该类高压低渗气井产能异常矫正提供了解决思路。     

新疆低渗透油田注气提高采收率技术筛选(英文)

针对新疆低渗透油藏,利用油藏数值模拟技术筛选不同注气提高采收率方案,包括CO2、空气、N2和烟道气,评价其技术和经济的可行性。采用改进的Corey模型计算各种气体在不同混相条件下的开发效果,重点分析温室气体CO2的埋存及提高采收率机制。在无廉价气源条件下,可以选取注空气低温氧化技术,直接注入电厂排放的烟道气也是一种不错的提高采收率技术并可减少温室气体的排放,但烟道气运输成本过高。通过可行性分析认为,不同注气开发方案在技术上是可行的,但在经济上受到一定限制。     

低渗碳酸盐岩气藏提高采收率技术对策

系统的提高采收率技术对策是改善低渗碳酸盐岩气藏进入开发中后期效果的重要技术手段。针对该类气藏进入开发中后期地质、生产动态以及开发方式上相对于早期的变化,围绕气田挖潜与提高采收率,梳理了该类气藏在面临侵蚀沟槽发育、储层低渗非均质性强、低压低产井多等特征时,剩余储量挖潜、提高储量动用程度和井网完整性评价中的关键技术问题。并在复杂岩溶储层描述、低渗气藏精细动态评价技术的基础上,提出以"沟槽挖潜、井网优化、增压开采、排水采气"为核心的提高采收率技术思路与对策,并将研究成果应用于鄂尔多斯盆地M气田。结果表明:M气田可新增动用储量220.3×10~8 m~3,增产气量303.4×10~8 m~3,提高气田采收率6.8%。研究结果对国内同类气藏的开发与实践具有指导意义。