沁水煤田煤储层压力分布特征及影响因素分析

分析了沁水煤田煤储层压力的分布特征,并对其影响因素进行了研究,认为含水层富水性弱、地下水径流条件较差、水文地质条件简单和地应力较低是该区储层压力低的原因。      

用空气造穴完井数据探讨煤储层压力

煤层气空气动力造穴完井技术在中国正处于探索和试验阶段,洞穴完井工艺可以获得丰富的煤储层数据。通过空气动力造穴完井观测数据,结合实际地质情况,将注气压力时间曲线分为两个阶段：注气压力小于储层压力时满足气体状态方程,注气压力大于储层压力时满足气体渗流方程,说明在注气初期井内压力与注气时间近似为直线关系,利用两直线的交点确定储层压力在理论上是合理的,并结合静态条件估算了储层压力。通过与注入压降试验结果对比,证明了计算结果的可信性。这一方法为综合评价储层条件和制定更合理的采排制度提供了有益的参考。     

页岩气储层保存条件关键参数地震预测及在川东南的应用

四川盆地东南缘志留系海相页岩具有良好的物质基础,但由于后期改造强烈,页岩气储层保存条件成为勘探开发的关键。立足于改进CPS模型单井地层压力预测流程,通过不同层段采用不同计算方法、引入相对挤压构造应力与压力因子等手段,有效提高了双复杂地区地层压力预测结果可靠性,预测结果与实测结果相对误差在1.5%以内;利用闭合应力比参数与页岩气储层"易恢复"特征的相关关系,提出了闭合应力比保存条件预测思路,间接分析了页岩气储层保存条件。以构造作用和演化历史为基础背景,依据页岩气富集成藏因素,通过地震解释综合断裂-裂缝预测结果、地层压力预测、闭合应力比等结果,建立了适应复杂地表复杂构造区特征的页岩气储层保存条件关键参数地震预测流程,并成功应用于四川盆地东南缘志留系海相页岩气储层。     

沁水盆地和顺区块15号煤储层特征及试采效果分析

在分析和顺区块太原组15号煤层的孔隙裂隙特征、吸附特性、含气性、煤体结构和储层压力的基础上,结合后期试采效果,认为在埋深1 000m以浅15号煤储层的低含气量、低解吸压力和低储层压力是制约煤层气井低产的根本因素;在1 000m以深,15号煤储层在含气量高、解吸压力和储层压力高的有利储层条件下,实施合适的压裂和排采工程工艺,单井产气量可实现高产稳产.     

压汞曲线在低渗储层酸化改造中的应用--以五3东上乌尔禾组油藏为例

在稀油油藏开发中，由于注水开发受储层自身条件和长期注水的影响，油井产能无法有效发挥，采用酸化改造储层措施，能够恢复、提高渗透能力．然而目前酸化改造储层措施的前期论证，一般仅依靠压力恢复资料和历史生产数据对比，进行定性评价，根据经验判断，选井带有盲目性，为此，笔就“压汞曲线在低渗储层酸化改造中的应用”这一问题进行了研究，     

潞安矿区煤储层压力低的原因分析

针对潞安矿区煤储层压力普遍偏低的情况，根据该矿区埋藏－热演化史和流体状态方程，对储层压力的变化史进行了分析计算，认为煤储层温度降低所引起的流体体积收缩是造成储层低压的主要原因，储层温度降低与异常古地热场恢复正常和构造抬升有关。     

不同渗透率油藏储层应力敏感性实验研究

为了探讨不同渗透率油藏储层应力敏感性的强弱,考虑低渗油藏储层裂缝发育的特征,利用巴西劈裂法室内实验研制含裂缝的储层物理模拟砂岩岩心,测试基质渗透率分别为18.876×10-3,234.247×10-3,540.12×10-3μm2的均质岩心和裂缝岩心在不同有效压力下的渗透率变化,结合渗透率保持率这一表征参数来分析裂缝对储层应力敏感性的影响,对低渗油藏与中、高渗油藏储层应力敏感性的差别进行了研究。结果表明:裂缝的存在大大增强了储层的应力敏感性。裂缝性油藏储层应力敏感性与裂缝的闭合程度有关,裂缝在低有效压力范围内未完全闭合,储层应力敏感性较强;有效压力超过一定范围后,裂缝完全闭合,储层应力敏感性减弱。不同渗透率下无裂缝均质油藏储层的应力敏感性相近,但在含有相同裂缝条件的油藏储层中,渗透率较低的油藏储层应力敏感性较弱;实际油藏条件下,裂缝多发育在低渗油藏储层中,因此表现为低渗油藏储层应力敏感性比中、高渗油藏储层应力敏感性强。     

准噶尔盆地沙湾凹陷风城组储层特征及物性控制因素分析

为进一步挖掘沙湾凹陷风城组油气勘探开发潜力，需要针对储层基本特征以及物性控制因素进行详细研究。通过岩心观察、薄片分析等多种研究手段，分析储层特征以及物性控制因素，为优质储层的预测奠定基础。结果表明，风城组储集岩性以砂砾岩为主，储集空间以微裂缝为主，普遍见片状片弯状喉道，孔隙结构较差，属于特低孔特低渗储层。构造、沉积和成岩作用为储层物性主要控制因素，断裂的发育以及异常压力的形成为微裂缝的发育提供基础条件，古地貌对沉积水动力条件起到重要控制作用，岩石成分和结构差异加剧储层物性平面的非均质性。成岩作用控制储层最终物性，压实和胶结作用造成储层物性变差，溶蚀作用的发育极大改善储层的物性。研究区北部凹槽内断裂带附近的风城组砂岩类储层为下一步勘探的重点目标。     

华北部分矿区煤储层压力研究

煤储层压力是煤层气开发的重要参数，它可以通过试井方法获取，华北部分矿区的试井资料表明，煤储层压力的变化较大，其主要影响因素有构造应力、地下水头高度及埋深、地下水矿化度等，当含气饱和度一定时，储层压力对煤层气井早期的气产率和水产率有较大影响。     

典型煤系叠合型气藏生产模拟研究——以黔西地区龙潭组为例

【目的】煤系叠合型储层开发过程中储层组合影响了煤系气井的产气效果。煤系叠合型储层层间岩石力学性质和物性差异大，导致流体运移规律相对于单一储层更加复杂。因此，开展数值模拟研究是一种有效的解决方案。【方法】以黔西地区龙潭组典型煤层—砂岩—泥页岩互层型储层为研究对象，考虑叠合型储层的基质收缩效应、有效应力作用及层间流体流动对储层流体运移规律以及渗透率等储层物性参数的影响，建立煤系叠合型气藏流固耦合数学模型，开展煤系气生产数值模拟，分析不同储层组合排采下储层孔隙压力、基质含气量、渗透率等叠合型储层特征参数的演化规律以及层间流动差异对产气效果的影响。【结果】与单层排采相比，（煤+泥页岩）排采、（煤+砂岩）排采、全层段排采下，累计产气量分别提高了1.26倍、1.42倍、1.62倍；四种储层组合排采下均存在层间能量与物质传递；煤、砂岩和泥页岩储层在不同储层组合排采下，储层孔隙压力与传导方向、基质含气量以及渗透率比例均存在明显差异。【结论】全层段的储层组合排采下产气效果最好，砂岩层中游离态甲烷更易产出，有效减弱储层间垂向孔隙压差的影响，更有利于叠合型储层孔隙压力径向传导，促进煤与泥页岩基质中甲烷解吸，...     

饶阳凹陷下第三系碎屑岩储集条件分析

本文根据饶阳凹陷孔隙演化、砂岩粘土矿物演化并结合生油岩演化特征将下第三系砂岩成岩作用划分为三个时期、五个阶段。根据下第三系已钻遇油藏与有机质纵向演化特征，结合压力、砂岩压实、岩芯物性数据对砂岩储层条件进行分析。纵向上确定出各类储层分布规律并对深部储集条件进行预测。     

南海天然气水合物储层多孔弹性力学研究

目前大多数对于水合物储层变形的研究都没有考虑毛管力的作用,将储层中的水合物压力和流体压力视为一致。但是在我国的南海海域,水合物储层多为黏土质粉砂,孔隙的孔径较小,因此毛细效应很明显。基于多孔介质力学以及水合物相平衡理论,建立了描述水合物分解过程中的储层变形模型。在该模型中,孔隙内的物质被分为两相,即水合物固体相和包裹不连续气泡的等效流体相。该模型重点研究了水合物固体和等效流体之间的压差,即毛管压力。最后针对我国南海神狐海域的数据具体分析了降压法与注热法两种不同的水合物开采方法。结果显示,对于南海黏土质粉砂储层,毛细效应会对水合物的相平衡条件以及储层变形产生较大的影响。对于给定的压力,水合物的熔点会随着孔径的减小而降低,这使得水合物的相平衡条件在压力-温度图像中表现为一个区域而不是一条曲线,并且如果忽略毛细效应,则会严重低估储层变形。     

比德-三塘盆地煤储层等效储层压力分布规律研究

煤储层压力是影响煤层气产能的重要因素之一。基于比德—三塘盆地200多个水文地质钻孔的数据统计,根据水头高度计算了煤层的等效储层压力及压力系数,分析了等效储层压力在横向和纵向上的分布规律。研究表明:等效储层压力在整个盆地以欠压—正常压力状态为主,局部地区出现了异常高压状态。横向上,等效压力系数变化范围为0.3~1.5,等效储层压力状态以欠压—正常压力为主,局部地区如阿弓向斜、珠藏向斜和水公河向斜局部出现了异常高压状态,在白泥菁向斜附近地层为欠压状态。纵向上,在埋深280 m以浅,等效压力系数为0.1~1.5,以欠压—正常压力储层为主;在埋深280~600 m,储层压力系数几乎集中在0.9~1.1,为正常压力储层。     

鄂尔多斯盆地上古生界储层中包裹体最小捕获压力的PVTsim模拟

应用传统的方法求取包裹体的捕获压力存在许多问题。近几个发展起来的PVTsim软件已广泛应用于计算机含油气盆地中液态烃包裹体的捕获压力，然而利用该软件缺乏液态烃包裹体的天然气藏储层中包裹体的捕获压力的文章尚未见报道。在对鄂尔多斯盆地上古生界储层砂岩中次生盐水包裹体进行有关测定和分析的基础上，利用PVTsim软件对该类包裹体捕获压力进行了模拟计算。结果表明，包裹体的最小捕获压力为16－21MPa，并有从南向北逐渐减小的趋势，而且包裹体的捕获压力远小于深盆气藏形成时的静水压力，这一特征与深盆气藏形成的地质地球化学条件相一致。     

阜新盆地油气资源勘探及产能研究

基于阜新盆地地质条件和油气勘探结果,对辽阜地2井的地质条件和油气资源条件进行了测试试验,确定了阜新盆地油气资源地质条件、资源条件和赋存条件,得到了各储层实测临界解析压力,确定了该区地应力梯度约为0.013 kPa/m,储层破裂压力为10.6～11.5 MPa.通过油气产能测试试验得到了辽阜地2井最高日产油16.86 t,最高日产气2 584 m3,确定了辽阜地2井区盆地煤层气储量评价为小型中产能气田,为接下来的地质勘探及开采工作提供了依据.     

中国优质碎屑岩深层储层控制因素综述

根据中国深层储层分布广,地质条件差异大的实际情况,认为沉积环境、地温、深埋藏时间、溶解与胶结作用、烃类充注、异常压力、绿泥石环边为深层储层的主要控制因素,并对每一种因素作了具体分析,指出深层储层的分布可以用3种模式来进行预测。     

利用声波时差计算储层流体压力和储层流体势分析

声波时差与泥岩压实特性有密切的相关关系,在不同的压实条件下,可以运用声波时差与储层流体压力的关系,计算储层的流体压力,储层流体势可以用Hubbtert公式计算。按照渗流力学的理论,地下天然气的运移从流体势高的地区指向低势区,并在低势区合适的部位聚集。根据以上观点并结合东濮凹陷深部天然气储层特点,对这一地区深部天然气储层某一孔隙带的流体势分布和成藏规律进行了预测。     

柴达木盆地柴西南区碎屑岩储层形成的主控因素分析

运用大量的岩矿分析测试资料系统地研究了柴达木盆地柴西南区碎屑岩储层性质的控制因素,指出沉积环境、岩石学特征、埋藏成岩史、异常高流体压力和盐湖水介质环境是控制储层成岩演化和储集性质的主要因素。该区广泛发育的三角洲平原和前缘的分流河道及滨湖砂坪微相砂岩是优质储层发育的基本条件。储层碎屑组分中的塑性颗粒含量和粒径是储层性质的重要控制因素;成岩作用是储层性质的决定性因素,其中压实作用对储层性质的影响最大,胶结作用仅在局部地区成为重要的控制因素,溶蚀作用的影响是比较有限的。而储层的压实作用主要受储层岩性、成岩胶结强度、埋藏史和地层流体压力等4个因素的控制。岩性是通过储层中塑性岩屑含量随粒径的变化以及不同粒级的储层具有不同的抗压性等两方面表现出来的,成岩期胶结物的发育可以使储层的压实作用明显减弱,埋藏史可以造成储层性质的较大差异,而高压地层流体压力可以有效地抑制压实作用的进行。     

西部某油田地面、地层条件下储层物性特征的对比研究

笔者利用地面及地下的笔管压力资料,定量对比了地面,地下储层的物性特征。通过研究对比认为,在围限压力作用下,储层的孔,渗性,排驱压力,饱和度中值压力,大孔喉所控制的孔隙体积百分比,喉道半径均降低,但孔喉分选变好。该项成果有利于提高储量计算的精度,确定地层条件下流体的渗流特征。     

王府断陷火二段火山岩储层孔隙结构评价

为更好地评价王府断陷火二段火山岩储层的孔隙结构特征,笔者基于核磁测井T_2谱和岩芯压汞实验,采用非线性刻度法划分储层类型,分段构建了各储层的伪毛管压力曲线,并计算了平均孔隙半径、中值压力等参数,进一步评价了储层的孔隙结构特征。结果表明,对Ⅰ类和Ⅱ类储层中的大孔隙( 33 ms)采用对数刻度方法,小孔隙(33 ms)采用幂指数刻度方法,对Ⅲ类储层采用幂指数刻度方法,使得T_2谱转换的伪毛细管压力曲线与实测毛细管压力曲线吻合得非常好。孔隙半径大、中值压力小的伪毛管压力曲线对应的孔隙结构较好,为研究区有利储层。