本文選題：東方X氣田 + 異常高壓　； 參考：《中國地質(zhì)大學(xué)》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(chǔ)層應(yīng)力大幅度變化,導(dǎo)致儲(chǔ)層物性、流體物性變化顯著,從而對(duì)氣藏滲流機(jī)理、氣井產(chǎn)能和氣藏采收率等產(chǎn)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(chǔ)層有效應(yīng)力增加,孔喉半徑及孔隙度減小,儲(chǔ)層絕對(duì)滲透率產(chǎn)生不可逆的影響,同時(shí),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(qū)替邊底水運(yùn)動(dòng),對(duì)氣藏水侵動(dòng)態(tài)和采收率產(chǎn)生明顯的影響。鶯歌海盆地東方X氣田黃流組主要儲(chǔ)層為中孔中低滲砂巖儲(chǔ)層,氣藏原始?jí)毫ο禂?shù)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(cè)試得到的水溶氣含量達(dá)到25.6 m3/m3,有水溶氣含量高的特征。目前國內(nèi)外在異常高壓氣藏開發(fā)方面關(guān)注的重點(diǎn)包括:應(yīng)力敏感特征分析,水溶氣的溶解度及其對(duì)開發(fā)的影響,異常高壓氣藏考慮應(yīng)力敏感時(shí)的產(chǎn)能計(jì)算方法、合理采氣速度及開發(fā)方案優(yōu)化設(shè)計(jì)、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(duì)象,通過實(shí)驗(yàn)研究、理論分析和數(shù)值模擬等多種手段,建立儲(chǔ)層應(yīng)力及其對(duì)儲(chǔ)層物性影響的關(guān)系模型、氣藏流體高壓物性與壓力關(guān)系、流體固體耦合滲流機(jī)理和油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù),定性和定量分析各類儲(chǔ)層滲流相關(guān)的壓力敏感性的大小,以及對(duì)單井產(chǎn)能和氣藏采收率的影響,從而指導(dǎo)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(yùn)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(xì)砂巖為主的細(xì)粒沉積物。因此,在這種特定的區(qū)域地質(zhì)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(shí)與排出流體極不均衡,加之盆地大地?zé)崃鞲?導(dǎo)致水熱增壓和生烴的作用特別強(qiáng),在鶯歌海盆地中部坳陷區(qū)形成了強(qiáng)烈的大規(guī)模欠壓實(shí)超壓區(qū)帶,深度2800m處的儲(chǔ)層壓力達(dá)55MPa左右。氣田開發(fā)中的變化,主要利用物質(zhì)平衡法和數(shù)值模擬方法分析壓力變化,通過建立考慮應(yīng)力敏感效應(yīng)的單井?dāng)?shù)模模型,分析井底附近壓降漏斗的動(dòng)態(tài)變化過程,結(jié)果表明在氣井生產(chǎn)初期,生產(chǎn)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(yīng)力敏感對(duì)井底附近和遠(yuǎn)井區(qū)的影響差異較大;在生產(chǎn)后期,氣井井口壓力逐漸接近最低限,氣井進(jìn)入定壓降產(chǎn)階段,生產(chǎn)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(dá)35MPa,而氣井周圍局部壓力下降幅度可達(dá)40MPa。(2)氣藏降壓開發(fā)過程中儲(chǔ)層物性的變化規(guī)律分析。依據(jù)Anderson的斷層形態(tài)與地應(yīng)力相對(duì)大小的關(guān)系理論,通過分析東方X氣田地應(yīng)力大小和方位,判斷上覆地層壓力為氣田最大地應(yīng)力,水平地應(yīng)力之間存在一定的差值,氣田最大水平地應(yīng)力方位為N120°E。由于存在異常高壓,水平地應(yīng)力值較大。根據(jù)氣藏壓力下降預(yù)測(cè)值,分析了儲(chǔ)層段地應(yīng)力變化規(guī)律,氣藏壓力衰減對(duì)孔隙度、滲透率和儲(chǔ)層強(qiáng)度的影響。當(dāng)氣藏孔隙壓力下降時(shí),上覆主應(yīng)力不變,水平主應(yīng)力減小,地層強(qiáng)度增加。分析了儲(chǔ)層應(yīng)力變化對(duì)開發(fā)井的影響,以及應(yīng)力敏感的機(jī)理及影響因素。儲(chǔ)層中的流體、儲(chǔ)層巖石和周圍的地層形成一個(gè)緊密耦合的系統(tǒng),儲(chǔ)層應(yīng)力變化對(duì)氣藏滲流機(jī)理產(chǎn)生的改變,影響氣井產(chǎn)能、氣井見水時(shí)間和采收率等。(3)開展儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)。本研究對(duì)傳統(tǒng)的實(shí)驗(yàn)方法和設(shè)備進(jìn)行改進(jìn),采用固定圍壓改變流體壓力的實(shí)驗(yàn)方法,以更接近實(shí)際地模擬研究地下儲(chǔ)層應(yīng)力變化情況下的儲(chǔ)層敏感性。通過開展接近地下實(shí)際條件的儲(chǔ)層應(yīng)力敏感實(shí)驗(yàn),得到了有代表性的觀察結(jié)果:氣田的中孔中滲Ⅱ氣藏隨有效應(yīng)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(xiàn)尤為明顯,當(dāng)凈有效上覆壓力升高到65MPa時(shí),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(xiàn)出弱~中等應(yīng)力敏感性。即使壓力恢復(fù)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(fù)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(shù)隨著凈有效上覆壓力的上升呈下降趨勢(shì),應(yīng)力上升初期巖石壓縮系數(shù)變化較大,應(yīng)力上升后期由于巖石可壓縮性減小,巖石壓縮系數(shù)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(chǔ)層巖心應(yīng)力敏感的主要礦物成分為石英、長(zhǎng)石、粘土礦物,硬度低礦物含量越高巖心在外部應(yīng)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(duì)巖石應(yīng)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(shí)驗(yàn)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(chǎn)生凝析水,導(dǎo)致氣井井筒積液,進(jìn)而導(dǎo)致氣井產(chǎn)能降低甚至關(guān)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(guān),隨溫度的升高先下降后上升,轉(zhuǎn)折點(diǎn)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(shù)。高壓氣藏地層水中會(huì)溶解大量的天然氣,水溶氣的存在會(huì)增大地層水的體積系數(shù)。分析計(jì)算東方X氣田Ⅱ氣藏地層水兩相體積系數(shù)可達(dá)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(jī)理研究。分析降壓對(duì)束縛水飽和度的影響。氣藏儲(chǔ)層在衰竭開采過程中,凈有效應(yīng)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(duì)孔隙中束縛水的水膜的影響。隨著儲(chǔ)層孔喉半徑與水膜厚度之差減少,使儲(chǔ)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(chǔ)層有效滲透率的計(jì)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(qū)替”機(jī)理實(shí)驗(yàn)方法。通過設(shè)計(jì)多孔介質(zhì)中水溶氣降壓釋放可視化實(shí)驗(yàn),觀察多孔介質(zhì)中邊底水中溶解氣驅(qū)動(dòng)的滲流機(jī)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(dòng),以及驅(qū)替孔隙水流動(dòng)和推動(dòng)氣、水界面的變化規(guī)律等。在實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上,結(jié)合數(shù)值模擬技術(shù),建立了異常高壓含水氣藏水溶氣釋放對(duì)氣藏開發(fā)影響的評(píng)價(jià)技術(shù)。闡述了水溶氣釋放對(duì)氣藏開采動(dòng)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(yù)測(cè)氣井的見水時(shí)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(chǔ)。研究了儲(chǔ)層應(yīng)力敏感對(duì)單井產(chǎn)能的影響。結(jié)合儲(chǔ)層巖心應(yīng)力敏感實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果,建立考慮應(yīng)力敏感影響的大斜度井、水平井單井?dāng)?shù)值模擬模型,研究無阻流量隨時(shí)間變化;并定量分析應(yīng)力敏感對(duì)大斜度井、水平井井型產(chǎn)能的影響。(6)壓力敏感性對(duì)開發(fā)指標(biāo)的影響研究。考慮儲(chǔ)層應(yīng)力敏感的數(shù)模研究表明,考慮應(yīng)力敏感影響,儲(chǔ)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(duì)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(shí),脫出的溶解氣驅(qū)替孔隙水,推動(dòng)邊底水流至低壓生產(chǎn)區(qū),導(dǎo)致氣藏氣水界面上升快。水溶氣的溶解系數(shù)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(dá)到氣井。氣藏在邊底水體積倍數(shù)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(shí)間提前,不同氣井見水時(shí)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(shù)。根據(jù)含水氣藏高水溶氣的釋放對(duì)氣藏邊底水驅(qū)替機(jī)理物理實(shí)驗(yàn)?zāi)M結(jié)果,通過物質(zhì)平衡計(jì)算和數(shù)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(shí)施“自噴排水”控水穩(wěn)氣策略,可經(jīng)濟(jì)有效防止氣藏邊底水的侵入,提高氣藏采收率。建立機(jī)理模型的模擬結(jié)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(shù)方案,氣井有效生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng),氣藏采收率提高5%以上,同時(shí)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(shù)發(fā)展的方向。針對(duì)高壓異常氣藏開發(fā)面臨諸多挑戰(zhàn),認(rèn)為未來重點(diǎn)研究方向是高溫高壓巖石力學(xué)巖芯實(shí)驗(yàn)、一維巖石力學(xué)精細(xì)建模、三維巖石力學(xué)建模和四維巖石力學(xué)耦合模擬;綜合分析在生產(chǎn)過程中巖石骨架的應(yīng)力場(chǎng)和氣藏流體壓力場(chǎng)的變化和相互作用,將氣藏?cái)?shù)值模擬嵌入到氣田大尺寸范圍的應(yīng)力場(chǎng)模擬中,提高流固耦合預(yù)測(cè)結(jié)果的精度和可靠性,規(guī)避氣田開發(fā)風(fēng)險(xiǎn),指導(dǎo)優(yōu)化氣田開發(fā)方案和安全生產(chǎn)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(xué)位授予單位】：中國地質(zhì)大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：博士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號(hào)】：TE37

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本文編號(hào)：1824535