致密砂岩气藏储量难动用影响因素及开发对策

致密砂岩气藏复杂地质特性和特殊渗流机理造成相当一部分储量难以得到有效动用。以川西新场气田Js¹₂、Js³₂气藏为例，在大量室内实验及现场试验的基础上，对致密砂岩气藏渗流机理进行了深入的研究，认为水锁效应、应力敏感伤害、启动压力效应是影响储量难以动用的主要影响因素。目前的生产压差为10MPa，远大于合理的生产压差7MPa，造成较严重的应力敏感伤害；压裂过程中水锁效应则导致压裂液返排率低，压裂液滤失带启动压力高，气相渗透率低，制约了压裂开发的效果。以低伤害为核心，高效返排为手段的大型加砂压裂技术、多层压裂合层套采技术、水平井及水平井压裂技术是开发新场气田Js₂¹、Js₂³气藏难动用储量的主要技术手段。     

苏里格气田致密气层测井精细建模方法

鄂尔多斯盆地苏里格气田是低渗透致密砂岩气藏的典型代表，根据毛细管压力曲线形态，基于自组织神经网络技术，建立了孔隙结构测井自动判别和分类渗透率计算模型，有效提高渗透率计算精度；在储层导电机理研究基础上，建立了基于粘土束缚水、微孔隙水和自由水“三水”并联导电的含水饱和度计算模型，显著提高了储层含气性评价精度。实际测井资料处理解释结果与岩芯分析资料对比，验证了方法的可行性和准确性。     

低渗透砂岩石油渗流的微观模拟实验研究

采用天然低渗透砂岩微观模型，通过与实际地质状况较为相似条件下的油驱水实验，模拟石油在低渗透砂岩孔隙内的渗流，分析和探讨了低渗透砂岩孔隙介质中石油的微观渗流机理。研究结果表明，石油在低渗透砂岩中渗流路径曲折复杂，运移渗流模式有稳定式、指进式和优势式3种；石油在低渗透砂岩中渗流存在启动压力梯度，启动压力梯度与砂岩孔隙度关系复杂，而与砂岩渗透率有很好的相关性；石油的渗流速度与驱替压力呈很好的相关性，石油以相同速度在不同渗透率级别的砂岩内渗流时所需要的驱替压力随砂岩渗透率的增大而降低。     

致密气藏水平井产量预测及影响因素分析

致密砂岩气藏具有极低的孔隙度、渗透率以及高有效应力等特征,其气水渗流规律并不满足传统意义上的经典渗流理论。针对致密砂岩气藏渗流特征,结合水平井渗流场特征,将水平井渗流区域划分为近井非达西流动区域和远井达西流动区域,并综合考虑启动压力梯度、滑脱效应和应力敏感效应的影响,推导出致密砂岩气藏水平井产能方程。并以某致密砂岩气藏为例,研究这3 个因素对致密砂岩气藏水平井产能的影响。结果表明：（1）启动压力梯度对水平井产能影响呈线性下降关系,应力敏感效应呈幂函数下降关系,而滑脱效应呈近似上升趋势;（2）应力敏感效应比启动压力梯度对水平气井产能影响更为强烈,而滑脱效应影响相对较小。     

低渗透砂岩压裂层位优选的测井评价模型

典型的低渗透砂岩储层具有非均质性严重、储层产能受岩性和物性因素影响较大、自然产能相对较低等特点，需要对储层进行改造才能见到较好的效果。水力压裂是低渗透储层增产的有效手段，选井选层直接影响压裂效果，目前油田主要依靠经验选择施工井层，不能保证压裂后获得很好的增产效果。利用测井资料处理分析得到低渗透砂岩储层产能评价的关键参数，可以有效地开展低渗透储层压裂产能预测与层位优选，评价产能改造潜力，指导酸化压裂层位的选取和施工，提高油藏开发效益。利用测井、岩芯及测试等资料，从低渗透砂岩储层的岩石矿物、粘土矿物、钙质胶结物、微观孔隙结构等方面入手，分析了影响低渗透砂岩产能的储层因素，构建了储层精细评价和产能预测的测井优化模型，确定了低渗透砂岩储层压裂层位优选标准和图版，最终实现了对压裂优选层位的分级划分。     

四川盆地须二段储层孔隙演化定量描述

我国低渗透气藏产气量在天然气总产量中所占比例越来越大,研究低渗透气藏的形成机理及形成过程是非常必要的。四川盆地上三叠统须家河组二段是重要的含气层位,但由于其储层具有非均质性强、且具低孔低渗的特点,不仅储层预测难度大,而且开发的效果也差。因此需要研究其形成过程,提高储层预测精度以改善开发效果。以储层岩石学特征、孔隙类型及分布特征、胶结物充填次序及充填时间等研究为基础,定时、定量地研究孔隙的整个演化历史,描述了孔隙在不同历史阶段的大小及变化原因,从而再现了储层形成历史,为下一步须二段气藏有效储层的预测与有效开发打下基础。     

低渗气藏多次应力敏感测试及应用

低渗透气田在我国已开发气藏中占有相当大比例，应力敏感性对气田开发的影响已逐渐引起人们重视。针对目前大多数低渗透气田应力敏感测试仍然采用定内压变围压测试方式所存在的与实际气田开发过程中内压变化上覆压力恒定的变化规律不一致的问题，研究提出了变内压定围压测试方法，采用该方式测试低渗透岩芯在净上覆压力六升六降过程中应力敏感性,并应用测试的应力敏感曲线对低渗透气井试井特征及单井生产动态进行研究。结果表明：变内压定围压测试方法更接近于气田实际压力变化过程；（不）考虑应力敏感试井分析两者在试井特征曲线第II阶段相差较大，五开五关试井分析表明渗透率应力敏感效应的存在对气藏的开发是不利的；应力敏感对单井模拟井底流压影响很大，考虑应力敏感时，气井生产压差明显增大。因此，在低渗透气田开发过程中，必须注意应力敏感对气田开发的影响。     

高矿化度低渗透油藏聚合物弱凝胶驱油试验

以侏罗系低渗透高矿化度油藏为对象, 总结了近年来油田进行聚合物驱油试验的经验与教训, 根据目前国内外聚合物弱凝胶驱油技术进展, 结合研究区的地质特征和开发状况, 研制出适用于侏罗系高矿化度低渗透油藏的聚合物弱凝胶驱油体系, 并进行了现场试验。现场试验表明： 聚合物弱凝胶体系适用于高矿化度低渗透油藏, 能有效减缓低渗透油藏产量递减, 降低含水, 提高采收率。     

吸附对气藏及凝析气藏储量的影响探讨

将化工中的可动吸附模型^[1]应用于气藏工程中,建立考虑吸附的原始地质储量的理论模型。首先对化工中分子筛上的单组分吸附实验数据进行了拟合,在此基础上对双组份吸附的实验数据进行了预测,通过和实验数据的对比分析,验证了本模型的可靠性;然后采用Clark^[2]在砂岩及砂岩-粘土多孔介质中测得的单组分吸附实验数据和单组分吸附延伸扩展方法,获得了其它单组分的吸附扩展实验数据和基础吸附参数,应用此参数分别对实际的天然气和凝析气在不同多孔介质中的吸附进行了计算。通过计算说明不同介质及不同体系组成的气藏在原始条件下考虑吸附对常规地质储量产生的影响程度。     

高温高压气藏地层水结垢规律实验研究

针对目前国内外缺乏直接检测高温高压地层水离子含量设备的问题,设计了测试高温、高压条件下实际气藏流体中地层水离子含量及结垢量的静态实验。采用实际气藏流体进行了高温高压PVT 分析及离子含量检测实验,测试不同条件下水中气、气中水含量及地层水离子组成,确定地层流体结垢量,综合研究了高温高压地层水相态变化和离子含量的变化规律及其内在联系。结果表明：随地层压力降低,天然气在水中的溶解度降低,水的蒸发加剧,地层水矿化度升高,结垢趋势增加。一定的低压高温条件下,地层流体中的无机盐结垢且结垢量随压力降低而增加,随温度降低而减小;实际地层流体结垢量比脱气地层水低且结垢量随温度压力的变化趋势更为明显。     

胜利油田低渗透油藏开发技术研究

低渗透油藏是胜利油田重要的增储阵地之一,胜利油田目前在低渗透储层特征研究、小井眼和水平井钻井技术以及整体高效水力压裂技术等方面有了很大进展,在储层渗流机理、注气混相驱     

启动压力其实并不存在

低渗透储层存在许多研究误区，启动压力梯度便是其一。低渗透储层孔隙欠发育，渗透率低，产能也较低，压力在其中的传播速度较慢，施以压力梯度之后，产量的响应需要较长时间。实验过程将微弱的流量误认为是0，因而导致了启动压力梯度的实验假象。实测的启动压力梯度数值太高，对油气生产没有任何指导意义。中高渗透储层没有启动压力梯度，低渗透储层也不应该有。固体和流体都不存在启动压力，油气也不可能存在。     

致密砂岩气藏储层物性下限及控制因素分析

长庆油田苏里格气田东区盒8、山1 段致密砂岩储层具有典型的低孔–低渗及多层系含气特征。储层下限标准的研究是划分有效储层的基础,砂岩储层的储集性能受控于沉积环境、岩石组成、沉积埋藏史及在埋藏过程中的成岩作用。采用多种方法对该区储层物性下限进行研究,通过产能模拟法验证了物性下限值,探讨了有效储层的控制因素及各因素间的主次关系。结果表明：盒8 砂岩孔隙度下限为5.0%,渗透率下限为0.100 mD,含气饱和度下限为45%。山1 段孔隙度下限为4.0%,渗透率下限为0.075 mD,含气饱和度下限为45%。岩性、沉积微相起主控作用;机械压实作用是造成砂岩孔隙度下降的重要因素;溶蚀、蚀变作用的强弱决定着砂岩储集性能的好坏;砂体厚度对有效性的控制作用较小。     

气顶底水油藏油井最佳射孔井段确定新方法

气顶底水油藏兼有气顶油藏和底水油藏的特征， 开发难度大。油藏主要开采原油， 开发过程中通常会表现出先气顶气窜， 后底水锥进的生产特征， 使得油井稳产期短， 产量下降快， 油藏采收率普遍较低。若油藏在油气界面或油水界面处存在不渗透隔板， 则可有效减缓气顶气或底水的锥进速度， 延长油井稳产期。现有的该类油藏油井最佳射孔井段确定方法， 因考虑因素不全面或采用图版的近似方法， 且均未考虑油藏中存在隔板的情况， 故无法满足生产需要。对存在隔板的气顶底水油藏提出了一种确定最佳射孔井段的最优化方法， 并在实际生产中获得了验证。     

特低渗油田注水效果存水率和水驱指数评价法

特低渗油田在开发中后期,注水效果的评价对开发调整极其重要,地层存水率和水驱指数与特低渗透油田的注水效果究竟有什么样的关系？以安塞油田H区块为例,通过对地层存水率和水驱指数两项指标的曲线绘制及研究分析,评价了安塞油田H区块的注水开发效果,并利用室内实验以及油田动态资料进行验证。研究认为在特低渗透油田注水开发过程中,实际存水率、水驱指数曲线落在标准曲线之间,油田注水开发效果理想;落在标准曲线之上或之下,注水量偏大或偏小,注水开发效果不理想。存水率、水驱指数对特低渗油田的注水开发效果起到了客观准确的评价作用。     

低渗油藏非均质性对采收率的影响因素研究

摘要：低渗透油藏的开发技术已成为我国油气开采领域的重要研究内容，而低渗透油藏非均质性是影响其最终采收率的主要因素。为此，从典型油藏地质模型出发，通过建立油藏数值模拟机理模型，筛选了油层厚度、隔层厚度、渗透率、渗透率各向异性系数为评价指标，分析了单因素及其组合对油藏采收率的影响，研究表明储层渗透率及渗透率各向异性是影响低渗透油藏采收率的最主要因素。研究结果对低渗油藏开发的调整以及后期挖潜等方面具有重要的指导意义。     

利用弹性参数识别气、水层

摘要：对于复杂孔隙结构储层而言,孔隙结构对电阻率的影响程度可能远大于流体类型对电阻率的影响,这就使得气、水层的电阻率特征差别不明显,利用电阻率不能有效区别气、水层。基于孔隙中天然气与油、水体积模量的显著差别,根据孔隙流体体积模量的大小来识别气、水层。研究采用了纵横波速度比（vp/vs）和孔隙流体的体积模量这两个与电阻率无关的弹性参数来判别储层的流体类型。理论模拟表明含有少量气体时可使纵波速度及其纵横波速度比显著减小,横波对气体含量不敏感,水层的 vp/vs显著大于气层。采用 vp/vs与横波交会法识别气、水层可消除孔隙和岩性的影响而突出流体类型的影响。     

迪那2气藏地层压力变化对储层渗透率的影响

针对在岩石应力敏感研究领域认识差异较大的问题，提出了以初始有效覆压下的渗透率为参照，以实际压降路径范围下的渗透率变化比来评价地层压力变化对储层渗透率的影响。采用将储层压力变化对渗透率的影响分为压敏和压力伤害两部分来评价的方法，对迪那2气藏岩芯实验结果和理论分析表明：选用常规条件下测量的渗透率作为压敏评价的参照值，结果被过高估计；把有效覆压变化对渗透率的影响分为压敏与压力伤害可以反映岩芯的弹性和塑性形变对渗透率造成的影响。认为不同开发阶段，选用不同有效覆压变化情况来开展压敏规律研究。研究结果对正确评价气藏应力敏感程度及制定合理产能保护方案具有重要参考意义。     

川东石炭系复合圈闭储层发育主控因素研究

川东地区石炭系发育的复合圈闭主要为地层-构造复合圈闭，圈闭类型多样，充满度较好，是该区进一步勘探的主要对象之一。气藏储层具有孔隙型和裂缝-孔隙型两种类型并以后者为主，总体上具有孔径小，孔喉体系分选差，微裂缝发育，连通性较好，多具有中孔细喉特征。石炭系储层主要发育在黄二、三段中。在强剥蚀区及靠近石炭系剥蚀边界的区域是天然气储层缺失带，在其附近，可能形成复合圈闭气藏。沉积相对储集岩具有控制作用，成岩作用是决定储层储渗能力的主要条件，古隆起基础上发育的古岩溶和构造作用进一步控制和改善了储层的渗滤能力。     

低渗气藏压裂水平井渗流与井筒管流耦合模型

目前国内外压裂水平井已成为开发低渗透油气藏的重要手段,正确预测压裂水平井的产能对水平井的开发方案设计、地层及裂缝参数等敏感性分析具有重要的指导意义。应用复位势理论和势的叠加原理,考虑气体在地层中渗流和井筒内管流的耦合,根据流体力学理论和动量定理,结合气体的性质和实际气体的状态方程,建立低渗透气藏压裂水平井地层渗流与水平井筒管流耦合的渗流模型及其求解方法。结合长庆低渗气藏实际进行对比计算,结果表明：（1）水平井筒内的压力损失对压裂水平气井的生产动态有一定的影响;（2）井筒内的压力呈不均匀分布;（3）每条裂缝的产量并不相等。在此基础上还分析了井筒半径、水平段长度、裂缝条数以及管壁粗糙度等参数对井筒压力损失和压裂水平气井产能的影响,得出一些有用的结论。