本文選題：東方X氣田 + 異常高壓�。� 參考：《中國地質大學》2017年博士論文

【摘要】：異常高壓氣藏在衰竭開發(fā)過程中,由于孔隙流體壓力大幅度下降而造成儲層應力大幅度變化,導致儲層物性、流體物性變化顯著,從而對氣藏滲流機理、氣井產能和氣藏采收率等產生重大影響,主要包括:投入開發(fā)后地層流體壓力下降從而引起儲層有效應力增加,孔喉半徑及孔隙度減小,儲層絕對滲透率產生不可逆的影響,同時,異常高壓氣藏的邊底水中水溶氣的含量高,降壓開發(fā)過程中水溶氣釋放并驅替邊底水運動,對氣藏水侵動態(tài)和采收率產生明顯的影響。鶯歌海盆地東方X氣田黃流組主要儲層為中孔中低滲砂巖儲層,氣藏原始壓力系數接近2.0,是較為典型的異常高壓邊底水的氣藏,在含水層段中測試得到的水溶氣含量達到25.6 m3/m3,有水溶氣含量高的特征。目前國內外在異常高壓氣藏開發(fā)方面關注的重點包括:應力敏感特征分析,水溶氣的溶解度及其對開發(fā)的影響,異常高壓氣藏考慮應力敏感時的產能計算方法、合理采氣速度及開發(fā)方案優(yōu)化設計、防水控水和提高采收率等。本研究選擇鶯歌海盆地東方X氣田異常高壓氣藏為研究對象,通過實驗研究、理論分析和數值模擬等多種手段,建立儲層應力及其對儲層物性影響的關系模型、氣藏流體高壓物性與壓力關系、流體固體耦合滲流機理和油藏數值模擬技術,定性和定量分析各類儲層滲流相關的壓力敏感性的大小,以及對單井產能和氣藏采收率的影響,從而指導含水高壓氣藏的開發(fā)策略制定、提高采收率和開發(fā)方案優(yōu)化。(1)東方X氣田地層高壓成因及衰竭開發(fā)規(guī)律研究。由于盆地新近系斷層不發(fā)育,缺少流體垂向運移與釋放的通道,且盆地沉降沉積速率高,多充填以泥頁巖及粉細砂巖為主的細粒沉積物。因此,在這種特定的區(qū)域地質背景與沉積環(huán)境的共同作用下,造成了該區(qū)新近系及第四系巨厚海相泥頁巖壓實與排出流體極不均衡,加之盆地大地熱流高,導致水熱增壓和生烴的作用特別強,在鶯歌海盆地中部坳陷區(qū)形成了強烈的大規(guī)模欠壓實超壓區(qū)帶,深度2800m處的儲層壓力達55MPa左右。氣田開發(fā)中的變化,主要利用物質平衡法和數值模擬方法分析壓力變化,通過建立考慮應力敏感效應的單井數模模型,分析井底附近壓降漏斗的動態(tài)變化過程,結果表明在氣井生產初期,生產壓差3-5MPa,井周局部壓力隨地層壓力同步下降,壓降漏斗較深,應力敏感對井底附近和遠井區(qū)的影響差異較大;在生產后期,氣井井口壓力逐漸接近最低限,氣井進入定壓降產階段,生產壓差逐漸減小,壓降漏斗逐漸變淺;地層平均壓力下降幅度可達35MPa,而氣井周圍局部壓力下降幅度可達40MPa。(2)氣藏降壓開發(fā)過程中儲層物性的變化規(guī)律分析。依據Anderson的斷層形態(tài)與地應力相對大小的關系理論,通過分析東方X氣田地應力大小和方位,判斷上覆地層壓力為氣田最大地應力,水平地應力之間存在一定的差值,氣田最大水平地應力方位為N120°E。由于存在異常高壓,水平地應力值較大。根據氣藏壓力下降預測值,分析了儲層段地應力變化規(guī)律,氣藏壓力衰減對孔隙度、滲透率和儲層強度的影響。當氣藏孔隙壓力下降時,上覆主應力不變,水平主應力減小,地層強度增加。分析了儲層應力變化對開發(fā)井的影響,以及應力敏感的機理及影響因素。儲層中的流體、儲層巖石和周圍的地層形成一個緊密耦合的系統,儲層應力變化對氣藏滲流機理產生的改變,影響氣井產能、氣井見水時間和采收率等。(3)開展儲層應力敏感性實驗。本研究對傳統的實驗方法和設備進行改進,采用固定圍壓改變流體壓力的實驗方法,以更接近實際地模擬研究地下儲層應力變化情況下的儲層敏感性。通過開展接近地下實際條件的儲層應力敏感實驗,得到了有代表性的觀察結果:氣田的中孔中滲Ⅱ氣藏隨有效應力增加,滲透率降低早期快,后期慢,在凈有效上覆壓力從15Mpa增加到45MPa的過程中表現尤為明顯,當凈有效上覆壓力升高到65MPa時,滲透率與原始地層條件下的滲透率相比下降最多,損失率為10%~40%,表現出弱~中等應力敏感性。即使壓力恢復到原始地層壓力(凈有效上覆壓力降低過程),滲透率也不能恢復到原始地層滲透率值,滲透率不可逆損失率均在5%左右。巖石的孔隙體積壓縮系數隨著凈有效上覆壓力的上升呈下降趨勢,應力上升初期巖石壓縮系數變化較大,應力上升后期由于巖石可壓縮性減小,巖石壓縮系數減小;孔隙度的降低率只有千分之幾,變化非常小,且隨著凈有效上覆壓力的不斷升高,孔隙度降低的速率越來越慢;研究表明影響儲層巖心應力敏感的主要礦物成分為石英、長石、粘土礦物,硬度低礦物含量越高巖心在外部應力變化條件下越易發(fā)生變形、而且變形越明顯,粘土礦物含量對巖石應力敏感影響程度最大。(4)氣藏降壓開發(fā)過程中流體物性的變化規(guī)律。實驗分析了降壓過程中天然氣凝析水含量變化。東方X氣田受高溫高壓環(huán)境的影響,天然氣中飽和有一定量的水,隨著衰竭式開發(fā)過程中天然氣壓力下降,天然氣中飽和水蒸汽含量發(fā)生變化,產生凝析水,導致氣井井筒積液,進而導致氣井產能降低甚至關井。地層水中水溶氣含量變化規(guī)律的定量分析表明,水溶氣含量主要與地層壓力、溫度、礦化度和氣體組分相關,隨溫度的升高先下降后上升,轉折點為80-90℃左右,溫度高于100℃以后,溶解氣量隨壓力的增大而增大,地層溫壓條件下,東方X氣藏地層水的水溶氣含量為22.5m3/m3左右。分析了地層水兩相體積系數。高壓氣藏地層水中會溶解大量的天然氣,水溶氣的存在會增大地層水的體積系數。分析計算東方X氣田Ⅱ氣藏地層水兩相體積系數可達22.8,相比不含水溶氣的地層水高出近22倍,大大增加了水侵的能量。(5)氣藏降壓開發(fā)過程中流固耦合滲流機理研究。分析降壓對束縛水飽和度的影響。氣藏儲層在衰竭開采過程中,凈有效應力不斷增加,巖石不斷被壓縮,造成束縛水的飽和度和賦存狀態(tài)發(fā)生變化。分析了降壓后孔隙體積縮小,對孔隙中束縛水的水膜的影響。隨著儲層孔喉半徑與水膜厚度之差減少,使儲層氣相有效滲透率大幅減少,借鑒Carman-Kozeny公式建立的思路,建立低滲儲層有效滲透率的計算新模型,推算出氣藏孔隙水膜厚度為0.05μm~0.09μm,理想束縛水飽和度為25.54%~36.11%,為推算壓降過程中氣相有效滲透率變化提供參考。建立“水溶氣驅替”機理實驗方法。通過設計多孔介質中水溶氣降壓釋放可視化實驗,觀察多孔介質中邊底水中溶解氣驅動的滲流機理。觀察邊底水降壓過程中地層水的膨脹、溶解氣的脫出、溶解氣的流動,以及驅替孔隙水流動和推動氣、水界面的變化規(guī)律等。在實驗的基礎上,結合數值模擬技術,建立了異常高壓含水氣藏水溶氣釋放對氣藏開發(fā)影響的評價技術。闡述了水溶氣釋放對氣藏開采動態(tài)的影響,比不考慮水溶氣的地層水降壓膨脹引起的水侵量有顯著增加,預測氣井的見水時間將大大提前,為高溫高壓邊底水氣藏防水策略的制定奠定了理論基礎。研究了儲層應力敏感對單井產能的影響。結合儲層巖心應力敏感實驗測試結果,建立考慮應力敏感影響的大斜度井、水平井單井數值模擬模型,研究無阻流量隨時間變化;并定量分析應力敏感對大斜度井、水平井井型產能的影響。(6)壓力敏感性對開發(fā)指標的影響研究�？紤]儲層應力敏感的數模研究表明,考慮應力敏感影響,儲層滲透率降低了10%,氣藏最終采收率降低了2.6%。水溶氣釋放對氣藏采收率影響的研究表明:由于壓力下降和水中溶解氣釋放和膨脹,氣在未形成連續(xù)相時,脫出的溶解氣驅替孔隙水,推動邊底水流至低壓生產區(qū),導致氣藏氣水界面上升快。水溶氣的溶解系數越大,井筒附近的氣、水界面上升越快,同等壓降條件下邊底水提前達到氣井。氣藏在邊底水體積倍數為4,水溶氣的溶解度為22.5m3/m3的情況下,氣、水界面上升比不考慮無溶解情況下升高幅度大,見水時間提前,不同氣井見水時間提前90-1710天。(7)提高氣藏采收率的策略和方法研究。建立了異常高壓氣藏“自噴排水”控水穩(wěn)氣提高采收技術。根據含水氣藏高水溶氣的釋放對氣藏邊底水驅替機理物理實驗模擬結果,通過物質平衡計算和數值模擬,提出在氣藏邊水區(qū)域鉆排水井,利用異常高壓氣藏的天然能量自噴排水。在開發(fā)早期實施“自噴排水”控水穩(wěn)氣策略,可經濟有效防止氣藏邊底水的侵入,提高氣藏采收率。建立機理模型的模擬結果表明,在開發(fā)早期在邊水區(qū)域鉆一口自噴排水井的技術方案,氣井有效生產時間延長,氣藏采收率提高5%以上,同時提高排水井的伴生氣量(水溶氣釋放部分)。(8)提出高溫高壓氣田開發(fā)技術發(fā)展的方向。針對高壓異常氣藏開發(fā)面臨諸多挑戰(zhàn),認為未來重點研究方向是高溫高壓巖石力學巖芯實驗、一維巖石力學精細建模、三維巖石力學建模和四維巖石力學耦合模擬;綜合分析在生產過程中巖石骨架的應力場和氣藏流體壓力場的變化和相互作用,將氣藏數值模擬嵌入到氣田大尺寸范圍的應力場模擬中,提高流固耦合預測結果的精度和可靠性,規(guī)避氣田開發(fā)風險,指導優(yōu)化氣田開發(fā)方案和安全生產管理。
[Abstract]:In the process of failure development , the abnormal high pressure gas reservoir has a great influence on the reservoir ' s physical properties and physical properties of reservoir due to the large decrease of pore fluid pressure . The main reservoir is the low permeability sandstone reservoir in the middle pore , the pore throat radius and porosity decrease , the reservoir absolute permeability is not reversible . Based on Anderson ' s relationship theory of regional geological background and sedimentary environment , this paper analyzes the change of reservoir physical properties in the middle depression of Yinggehai basin . ( 3 ) The experiment of reservoir stress sensitivity is carried out . In this paper , the traditional experimental method and equipment are improved , and the experimental method of changing the fluid pressure by fixed confining pressure is adopted to simulate the reservoir sensitivity under the condition of the stress change of the underground reservoir . ( 4 ) The change law of fluid physical properties in the process of gas reservoir decompression and development is analyzed . The content of natural gas condensate in the process of pressure reduction is analyzed . The content of saturated steam in the natural gas is about 22.5 m3 / m3 . In this paper , the effect of reducing pressure on the water saturation of gas reservoir is analyzed . The influence of water soluble gas release on gas reservoir development is analyzed . The influence of water soluble gas release on gas reservoir development is analyzed . ( 6 ) The influence of pressure sensitivity on development index is studied . Considering the sensitivity of reservoir stress , the permeability of reservoir is decreased by 10 % and the final recovery of gas reservoir is reduced by 2.6 % .

【學位授予單位】：中國地質大學
【學位級別】：博士
【學位授予年份】：2017
【分類號】：TE37

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本文編號：1824535