|
|
|
题名
|
作者
|
年代
|
出处
|
被引量
|
| 1 | 碳酸盐岩气藏储层非均质性对水侵差异化的影响显示文摘碳酸盐岩气藏因储层孔隙、溶洞、裂缝的尺度和分布密度不同易产生多样化的非均质性,使得气藏水侵规律的差异性较大。为了深入认识碳酸盐岩储层非均质性及其对气藏水侵的影响,进而对气藏水侵动态进行预判,基于全直径岩心数字化处理分析改进了定量描述孔、洞、缝搭配关系的方法,根据逾渗理论分析图版建立了评价微裂缝对储层渗流能力贡献的新方法,并通过开展气藏实际压力、温度条件下气水渗流及流固耦合应力敏感实验,获得气水相对渗透率和岩石压缩系数数据,据此分析不同类型裂缝、溶洞对气藏水侵的影响,结合四川盆地典型碳酸盐岩气藏水侵特征建立了不同储渗类型储层水侵影响差异化特征的预判方法。研究结果表明:(1)不同类型碳酸盐岩储层在广义上均属三重介质,裂缝发育使气藏水侵影响显现快,而溶洞均匀发育使水侵影响显现相对较慢;(2)微裂缝发育是特低孔隙度储层具备视均质中高渗透能力的必要条件,对应的水侵规律与沿大裂缝水窜或网状小裂缝发育带水侵明显不同;(3)水区储层孔隙度应力敏感是地层水侵能量的主要来源,异常高压气藏在开采初期这一特征更加突出。该研究成果已应用于四川盆地多个碳酸盐岩气藏的水体能量评估、水侵影响预测及治水措施有效性预判,为复杂气藏水侵影响的治理提供了有效的技术导向,同时也深化了对水侵差异化规律的认识。 | 冯曦 彭先 李隆新 杨学锋 王娟 李骞 张春 邓惠 | 2018 | 天然气工业2018，38，6： | 33 |
| 2 | 四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发技术进展与发展方向显示文摘近年来,深层海相碳酸盐岩气藏成为四川盆地常规天然气增储上产的重要领域,但由于该类气藏成藏条件复杂、埋藏深且气水关系复杂,其高效开发面临着巨大的挑战。为此,通过剖析该盆地深层海相碳酸盐岩气藏开发历程,结合深层碳酸盐岩气藏的开发特点与实践,总结梳理了专项技术,并指出了下一步的攻关方向。研究结果表明:①四川盆地深层海相碳酸盐岩气藏的储量规模差异大、类型多,储层品质差、非均质性强,边、底水活跃,且原料气普遍含酸性气体,同时开发井多位于山地,钻遇地层纵向上展布复杂;②四川盆地已形成了一系列专项技术——深层低缓构造强非均质气藏精细描述技术、小尺度缝洞发育的有水气藏治水优化技术、深层复杂气井钻完井及增产工程技术、含硫气藏清洁安全开发配套技术,支撑了该盆地特大型海相碳酸盐岩气藏的高效建产及优化开发;③随着盆地内碳酸盐岩气藏开发开始向超深层的复杂构造带气藏转移,针对该类气藏的构造精细描述和薄储层预测技术、跨尺度数值模拟技术、钻完井及采气工程技术是下一步的技术攻关方向。结论认为,所形成的深层海相碳酸盐岩气藏高效开发专项技术为中国石油西南油气田建成百亿立方米特大型气田、实现天然气产量跨越式增长提供了有力的支撑,相关研究成果可以为国内外深层海相碳酸盐岩气藏的开发提供借鉴。 | 胡勇 彭先 李骞 李隆新 胡碟 | 2019 | 天然气工业2019，39，9： | 29 |
| 3 | 安岳特大型气田高效开发关键技术创新与实践显示文摘近年来,得益于深层大型碳酸盐岩气藏与页岩气勘探开发的重大突破,四川盆地已成为我国目前最具发展潜力的含油气盆地。位于该盆地中部的安岳气田是我国迄今已发现的最大的整装碳酸盐岩气藏,也是我国近年来发现的最重要的特大型气田,但该气田也存在着储层孔隙度低、渗透率低,气层薄且纵横向分散、非均质性强,构造幅度极低且气水关系复杂等重大难题,使得天然气储量向产量的快速转化面临着巨大的挑战。为此,通过持续技术攻关,创新集成了多项关键技术,并在多个方面取得了重大突破:①创新形成特大型古老复杂碳酸盐岩气藏精细开发技术,构建“透明气藏”,建立高产井培育技术,实现了下寒武统龙王庙组气藏开发口口井高产、下震旦统灯影组气藏单井天然气产量大幅度提高,保证了该气田长期高产稳产;②集成创新大型气田优快建设技术,实现了气井全生命周期安全受控,3年高效建成精品工程,打造绿色矿山新高地,高效建成安全清洁大气田;③集成创新特大型气田开发智能管控技术,实现了万物互联、深度感知和自动化生产,融合AR、VR、机器人、无人机等新一代智能技术,开辟了气田开发智能化管理新形态,打造智能气田;④创新形成特大型气田整体开发优化技术,显著提升了强非均质性气藏的开发效果,确保了特大型有水气藏的长期稳产。该研究成果可以为国内外类似气田的高效开发提供借鉴。 | 谢军 | 2020 | 天然气工业2020，40，1： | 27 |
| 4 | 边、底水气藏水侵规律可视化实验研究显示文摘针对边、底水气藏开发过程中的水侵问题,根据不同类型气藏的主要储集空间特征设计相对应的可视化物理模型,并利用水侵规律物理模拟实验系统开展了孔隙型、裂缝型、孔洞型和缝洞型气藏水侵规律可视化实验研究。结果表明:孔隙型气藏采出程度高,水侵前缘近似均匀推进,见水后水气比增加缓慢;水体在裂缝型气藏中优先沿着裂缝快速突进,同时在毛细管力和润湿性的作用下,储层基质发生渗吸,封闭基质中的气体,在缝网中间形成大量残余气,造成裂缝型气藏采出程度的大幅下降;储层中孤立的洞和缝主要为气藏提供储集空间,水体优先进入洞和缝,在局部对水侵影响较为显著,但对整体水侵前缘的推进影响不大;缝、洞沟通的气藏,水体沿着裂缝快速的充满洞,当出口端通过缝、洞与边、底水沟通时,气藏将在短时间内因为水淹而停产,此时气藏仅仅动用了缝和洞中的气体。研究成果对边、底水气藏的有效开发具有指导和实践意义。 | 方飞飞 李熙喆 高树生 薛蕙 朱文卿 刘华勋 安为国 李程辉 | 2016 | 天然气地球科学2016，27，12： | 23 |
| 5 | 边底水气藏注二氧化碳泡沫控水技术研究显示文摘针对气田普遍存在边底水入侵、常规液体堵剂无法深度堵水的问题,提出CO_2(CO_2泡沫)阻挡水体入侵的方式,通过高温高压微观可视化实验、CO_2泡沫控水模拟实验方法,从微观控水机理、宏观控水能力等方面探讨了CO_2与CO_2泡沫控水方法差异,优化了CO_2泡沫控水注入参数。实验结果表明:CO_2控水难以形成稳定的阻水带,其控水机理为贾敏效应;CO_2泡沫通过超临界CO_2形成的致密泡沫堆积作用可形成相对均衡推进的阻水带。该项研究明确了CO_2泡沫控水参数,即采用小段塞交替注入、泡沫浓度为0.8%、注入量为0.5倍孔隙体积。研究成果提出了可指导现场应用的关键注入参数,证实了采用CO_2泡沫控水方法可有效缓解强非均质气田水侵速度,并同时实现CO_2的埋存。该项研究对四川盆地、新疆等气田控水稳气具有指导意义。 | 牛保伦 | 2018 | 特种油气藏2018，25，3： | 15 |
| 6 | 气田开发中“气藏整体治水”技术理念的形成、发展及理论内涵显示文摘全球气田开发过程中,气井产水具有普遍性和复杂性,气藏水侵、水封、水淹、甚至暴性水淹等,会导致气藏采收率大幅降低。为了提高气藏采收率,支撑气藏科学高效开发,基于四川盆地“九五”以来有水气藏开发的技术攻关和实践,逐渐形成以提高采收率为核心的“气藏整体治水”重大技术理念,并建立了“气藏整体治水”的理论内涵和技术模式,保障了四川盆地天然气大开发的高质量发展和可持续发展。研究结果表明:(1)气藏治水实现了“气井排水采气”向“气藏整体治水”的系统性、科学性技术转变,技术模式总体可归纳为“早期防水、中期控水、晚期治水”;(2)综合采用动态分析、数值模拟和排水采气等技术,准确预判了水侵特征和水侵模式,科学制订了具有系统性、全生命周期和差异化特点的治水方案,减缓非均匀水侵程度,减少封闭气规模,降低气藏废弃压力,实现气藏储量最大限度地均匀动用;(3)中坝须二、沙坪场石炭系和磨溪龙王庙组等有水气藏的开发实践证明,“气藏整体治水”大幅提升了有水气藏开发效果,逐渐成为气田开发中最重要的技术之一。结论认为,“气藏整体治水”技术理念的形成和发展具有极其重要的意义,为国内外深层—超深层有水气藏及其他复杂有水气藏高效开发提供理论技术指导和有益借鉴。 | 胡勇 陈颖莉 李滔 | 2022 | 天然气工业2022，42，9： | 14 |
| 7 | 长兴组生物礁气藏水侵早期识别及调整对策显示文摘元坝油田长兴组气藏为发育底水的复杂礁滩体高含硫气藏。气藏开发过程中,发生水侵会导致气井产能降低,影响气藏最终采收率,开展气藏早期水侵识别,有利于提前采取治水措施。文中结合气藏地质特征,深入分析了物质平衡方法、生产动态判别方法、产出水的矿化度判别方法、试井监测识别法等水侵识别方法的适用性,并进行优选。利用研究成果,成功识别了2口气井存在水侵,及时有效地调整了气井的生产制度,延长了气井的无水产气期。 | 张明迪 赵勇 王本成 陈华生 李晓明 | 2017 | 断块油气田2017，24，6： | 12 |
| 8 | 湘鄂西低勘探程度区构造解释及页岩气保存条件——以来凤咸丰区块为例显示文摘来凤咸丰区块地处四川盆地东缘,紧邻川东高陡褶皱带,山地地貌,地表和地下地震地质条件复杂。在研究了区域构造特征及邻区相关资料的基础上,文中主要以来凤咸丰区块采集和处理的11条二维地震剖面资料及1口资料井为研究对象,运用地质、地震及井震联合的研究手段,准确标定页岩气层底界面,确定2套重点目的层地震反射特征。研究结果表明:下寒武统牛蹄塘组Tε_(1n)波组反射特征能量强、频率低、连续性好,一般有2~4个强相位,可解释追踪多相位中较强的相位;下志留统五峰—龙马溪组TS_1l频率低,双强相位,分布稳定,可进行全区追踪。同时,确定了2套目的层的底界埋深与厚度、区域展布特征、构造特征。在此基础上,综合评价了页岩气保存条件,优选了有利构造位置,为下步页岩气勘探部署奠定了基础。 | 洪克岩 李博 姜生玲 胡晓兰 朱亮亮 | 2017 | 断块油气田2017，24，6： | 12 |
| 9 | 裂缝型底水气藏水侵动态研究显示文摘裂缝型底水气藏裂缝较为发育,储层非均质性强,气井普遍产水且形式较为复杂,为明确该类型气藏的水侵规律,准确预测气井的见水时间,以C气田Y层组裂缝型底水气藏为例,根据出水井的水侵特征及裂缝发育情况,总结出产水井的水侵模式,然后采用统计学方法,利用部分油藏地质参数,建立裂缝厚度、单井产量与气井出水时间的非线性关系,绘制裂缝型底水气藏气井产水时间的预测图版,从而预测气井在不同配产下的见水时间。该研究可为同类型气藏的合理开发提供一定的指导。 | 邓勇 李鹴 李进 | 2016 | 特种油气藏2016，23，4： | 10 |
| 10 | 低渗透底水气藏水侵动态模拟实验及其对采收率的影响显示文摘水侵是底水气藏衰竭开发的常态,而水侵对于气藏开发动态有何影响,又如何影响采收率是气藏开发关注的重点和难点。根据气藏构造及底水水侵特征,设计出入口之间多测压点的实验流程,运用带有多个测压点的长岩样模拟低渗透底水气藏衰竭开发动态过程,研究均质和纵向非均质底水气藏的水侵动态、规律及其对采收率的影响。研究结果表明:(1)均质气藏衰竭开发过程中底水侵入动态受储层渗透率影响明显,渗透率在0.1 mD左右或更致密时,底水侵入非常缓慢,水体能量补充有效性不足,废弃压力决定于渗透率,对采收率影响不大;相反,渗透率越高,水侵越快,水体能量有效性强,见水越早,废弃压力越高,采收率明显降低。(2)纵向非均质底水气藏的水侵动态受控于不同渗透率储层的叠置模式,致密储层接近于底水可有效延缓水侵速度,降低废弃压力,提高采收率;相反,水侵速度加快,废弃压力高,采收率低。结论认为,运用物质平衡方程导出的底水气藏采收率计算模型可以准确拟合岩样的开发动态特征与采收率,气藏开发实例证明了采收率模型对于底水气藏水侵开发动态及采收率预测的有效性。 | 高树生 杨明翰 叶礼友 刘华勋 朱文卿 | 2022 | 天然气工业2022，42，3： | 9 |
| 11 | 低渗致密气藏开发动态物理模拟实验相似准则显示文摘低渗致密气藏地质条件复杂,普遍含有孔隙水,渗流规律不清,开发动态早期难以预测。根据低渗致密气藏地质与开发特征,筛选出影响气藏开发动态的主要影响因素,并依据π定理确定了气藏开发物理模拟实验相似准数,阐述了其物理意义;以鄂尔多斯盆地低渗气藏X井为例,根据相似性准则,开展了气藏开发物理模拟实验研究,并与X井生产动态进行对比。结果表明:应用所建相似准则进行气藏开发物理模拟可以较好地预测气藏开发动态,得出的相似准则合理;关键相似准数为动力相似、运动相似和含水饱和度相似。研究成果对于低渗致密气藏有效开发具有重要的理论指导意义。 | 焦春艳 刘华勋 刘鹏飞 宫红方 | 2019 | 大庆石油地质与开发2019，38，1： | 8 |
| 12 | 深海底水气藏水侵规律与水侵风险识别方法显示文摘为了探索深海底水气藏控水开发策略,基于南海LS17-2深水气田的地质特征、水体特征及开发特征,针对水平井开展沿程产气剖面测试实验与大型3D底水气藏水侵物理模拟实验,定量分析底水脊进影响因素,在此基础上建立了适用于深海底水气藏开发的水侵风险识别方法。研究结果表明:①底水气藏开发过程中水体的脊进受到储层非均质性、生产制度、水平井筒趾跟效应的影响,并且上述3个因素对水侵的影响程度依次减小;②井区横纵比决定了气井产能是否会受到水侵风险的影响,而储层的非均质性会影响水侵风险识别界限,并且储层非均质性越强,横纵比安全界限值越小;③渗透率级差为1、10、20、30时,横纵比安全界限值依次为41.18、21.61、12.60、5.31;④基于建立的渗透率级差与井区横纵比安全界限值的关系曲线,A4H井储层平面渗透率级差为30、横纵比为77.20,远远大于横纵比安全界限值(5.31),该井受到水侵影响的风险高,必须进行控水开发。针对深海底水气藏的控水开发,提出以下策略:①通过改善水平井筒趾跟效应以及削弱储层非均质性的影响,来抑制底水的不均衡脊进,相应措施为适用于水平井的环通多级人造井底技术与变密度筛管技术;②对开采制度进行调控,以防止不均匀水侵的形成,相应措施为周期采气技术;③在井底附近建立阻水屏障,进而抑制前缘水头的脊进,相应措施为水平井充填透气阻水砾石技术;④兼容并蓄,形成各阶段相互弥补的全生命周期气藏复合控水开发技术。结论认为,该研究成果不仅可以用于储层渗透率级差介于1~30、采气速度为3%条件下的深海底水气藏水侵风险判断,而且还可以为海上、陆上底水气藏的控水开发提供借鉴。 | 王海栋 刘义坤 王凤娇 王旭 孟文波 张金鑫 逄玉鑫 | 2020 | 天然气工业2020，40，12： | 8 |
| 13 | 裂缝性边水气藏水侵机理及治水对策实验显示文摘针对裂缝性边水气藏主要治水措施建立了物理模拟方法并开展实验,系统测试了气藏内部动态压降剖面,对比分析了不同水体、不同治水措施下气藏开采动态及储量动用规律。结果表明:①水体能量不同时,相同的控气排水措施将导致完全不同的实际效果:30倍水体时,采收率可提高10.8%,而无限大水体时采收率反而降低15.6%。生产参数和动态压降剖面揭示无限大水体时,过分控制生产压差不仅难以减缓水侵,相反还会导致采速降低,延长水侵时间,加剧水侵对开发影响。②多井协同排水采气治水效果显著,裂缝性储层中的水会在自身弹性能和剩余气驱动下大量排出,大幅提升气相渗流能力,促使封闭气重新产出,采收率可再提高约10%~30%。水侵影响越严重的气藏,采取排水采气措施越早治水效果越好。③裂缝贯通水体和气井时,地层水主要沿裂缝向气井侵入,外围基质区含水饱和度增量低于5%,压降剖面显示基质区仍有大量封闭剩余气,这些未动用储量是后期开展排水采气等增产措施的重要物质基础。 | 徐轩 万玉金 陈颖莉 胡勇 梅青燕 焦春艳 | 2019 | 天然气地球科学2019，30，10： | 7 |
| 14 | 水驱气藏水侵动态储量损失实验研究显示文摘针对水驱气藏水侵动态储量损失规律认识不清的问题,通过水驱气实验研究了水驱气藏水侵动态储量损失规律,并借助核磁共振技术,研究了水封气微观分布特征。结果表明:单个岩样的水侵动态储量损失率随地层径向驱替压力梯度的增大呈先减小后增大的趋势,总体上水侵动态储量损失率随岩样渗透率的增大而减小;水封气量随孔隙半径增大呈先增大后减小的趋势,水封气主要分布在原本含气而孔隙半径相对较小的孔隙中。研究认为,对于水驱气藏的开发,应通过室内实验确定合理生产压差,尽可能减小水侵动态储量损失,从而改善水驱气藏开发效果。该实验研究成果对于制订水驱气藏控水、治水技术政策和气藏开发后期确定潜力区域具有重要的指导意义。 | 胡世莱 李继强 姜楠 袁迎中 万小进 | 2017 | 特种油气藏2017，24，5： | 7 |
| 15 | 水驱气藏水淹风险描述及防控对策显示文摘水淹问题已成为我国气田开发过程中影响气藏上产、稳产的难题。为此,对导致气田水淹的客观、非客观因素进行了分析,明确了水淹造成的危害,并提出了防控对策;在此基础上,以某基岩气藏的开发为例,深入剖析了造成该气藏水淹的主要原因,并总结了经验教训。研究结果表明:①针对气藏开发须树立水淹风险管理意识,为规避水侵失控,应开展水淹风险描述,并制订避水、控水、治水的阶段性措施方案,进行全过程控水管理;②强化气藏水文地质勘察研究,在开发早期利用探井获取相关资料,寻找邻近气藏水体周边的高孔隙度、高渗透率储集体及纵横向压力亏空的储集体作为侵入水转移的场所;③开发过程中,分井区优化配产并适时调整,力求边水、底水和层间水均衡推进;④对气田开发方案编制规范进行修订,识别边水、底水水源,评价渗流通道及水体大小,评估和预测气藏水淹风险,增加气藏先期控水的专题方案,使水侵受控,以最大限度地规避水淹风险;⑤对复杂气藏的储量采用容积法和多种动态法进行计算,互为参考,并且在进行试采评价后正式提交探明储量,在开展可动用储量评估后再提交开发项目建议书,谨慎大规模投资建产。 | 李江涛 孙凌云 项燚伟 李润彤 王海成 陈芳芳 | 2019 | 天然气工业2019，39，5： | 6 |
| 16 | 气藏复杂水侵动态巨量网格精细数值模拟显示文摘传统数值模拟研究由于计算机能力的限制,通常要先对精细的地质模型进行粗化,从而导致数模模型与实际地质情况存在较大差异,难以对气藏复杂的水侵动态进行模拟,影响了模拟的准确性。新一代精细数值模拟基于AMG-CPR代数多重网格与约束压力残差预处理技术,结合更高效的并行剖分技术,在网格规模和运算速度上相对于传统数值模拟有了巨大的提升,并使数模模型更加逼近真实的地质实体。通过裂缝地质建模建立了四川盆地磨溪区块龙王庙组气藏7 800万网格数量的双重孔隙介质模型,不进行粗化直接进行新一代精细数值模拟应用研究,其网格数量规模位目前居国内第一。将巨量网格模型在服务器集群上进行上千核的大型并行计算,其计算效率和能力相对于传统数值模拟均有新的突破,以往难以实现的巨量网格模型数值模拟能在2 h完成模拟运算,极大地提高了运算性能。从模拟计算结果来看,相对于传统数值模拟,高精度的双重孔隙介质模型能够对气藏的非均质性有较好的描述,对实际气藏楔形区底水的水窜和边水水侵均能进行较好地模拟。 | 周源 王容 王强 王颖 阮明龙 赵梓寒 刘勇 | 2017 | 天然气勘探与开发2017，40，4： | 6 |
| 17 | 气藏水侵与开发动态实验综合分析方法显示文摘传统油气藏开发实验分析多从单因素角度研究气藏水侵及开发动态,不利于发挥物理模拟实验优势。结合水驱气藏开发实验实例,建立了气藏水侵与开发动态实验综合分析方法。从生产动态、水侵程度分析、动态压降剖面、含水饱和度及剩余储量分布5个方面对气藏开发机理和开发动态进行综合描述,论述了单因素分析方法产生偏差的原因,指出实验综合分析方法的优势及必要性。实例研究表明:由于室内模拟气井不受井筒积液影响,裂缝带上的气井长时间带水生产等效实现了排水采气,降低水的影响;存在贯通缝的气藏S3近井地带压力梯度稳定在0.22 MPa/cm,不到无贯通缝气藏S1和气藏S2的50%;气藏S3气水同产使水侵后气藏含水饱和度仅增加32.33%,较未带水生产井低10%以上;采收率提高20%以上;气藏不同部位水侵机理不同,水侵气藏由于受水封作用影响,储量动用极不均衡。 | 徐轩 梅青燕 陈颖莉 韩永新 唐海发 焦春艳 郭长敏 | 2020 | 天然气地球科学2020，31，10： | 5 |
| 18 | 水驱气藏气相阈压梯度预测模型显示文摘鉴于现有气相阈压梯度预测模型不能准确描述气相阈压梯度随气相连续性的变化规律,在改进气相阈压梯度实验流程的基础上,选取四川盆地普光气田下三叠统飞仙关组碳酸盐岩储层标准岩心,开展了气相阈压梯度实验,建立了综合考虑岩石渗透率和气相连续性的气相阈压梯度预测模型,对比分析了基于不同气相连续性表征参数建立的气相阈压梯度预测模型的预测结果。然后,根据该气藏气井的测井解释成果,采用基于相对可动气饱和度建立的气相阈压梯度预测模型,预测了不同类型储层的气相阈压梯度。研究结果表明:①相对可动气饱和度考虑了束缚水饱和度和残余气饱和度对气相连续性的影响,较之于含水饱和度而言,相对可动气饱和度能够更好地表征气相在多孔介质中的连续性;②气相阈压梯度随岩石渗透率、相对可动气饱和度的降低而增大,在渗透率、相对可动气饱和度较低时,气相阈压梯度随渗透率、相对可动气饱和度的降低而急剧增大;③普光气田主体气藏Ⅰ类储层的气相阈压梯度较小,其数量级在0.01 MPa/m,Ⅱ类储层的气相阈压梯度较Ⅰ类储层有所增大,Ⅲ类储层的气相阈压梯度则急剧增大。结论认为,基于相对可动气饱和度建立的气相阈压梯度预测模型能够更加准确地描述气相阈压梯度随岩石渗透率和气相连续性的变化规律,所取得的研究成果可以为准确认识水驱气藏气-水两相渗流规律奠定基础。 | 李继强 杨棽垚 戚志林 严文德 袁迎中 黄小亮 | 2019 | 天然气工业2019，39，12： | 4 |
| 19 | 致密砂岩气藏气水两相渗流的核磁共振在线实验研究显示文摘气水微观渗流规律是科学开发致密砂岩气藏的关键,基于核磁共振在线检测对其进行研究,结果表明:在气驱水过程中围压变化影响相渗曲线形态,围压越高,同一含气饱和度下水相相对渗透率越小,气相相对渗透率总体趋势减小,两相渗流区域变窄;驱替压差增加,气、水相相对渗透率均增加,图像整体向右偏移,含气饱和度增加,束缚水饱和度降低,气相相对渗透率增加,水相相对渗透率减少趋势缓慢,两相渗流区域变宽。 | 任广磊 | 2021 | 中国石油大学胜利学院学报2021，35，3： | 4 |
| 20 | 典型底水气藏开发特征及适宜开发对策启示显示文摘四川盆地高石梯-磨溪灯二段气藏和太和气区灯二段气藏储层非均质性强,多尺度孔(洞)、缝发育,具有裂缝-孔洞型底水气藏特征,开发过程中面临底水沿缝洞快速侵入风险,开采难度大,缺乏可借鉴的有效开发技术对策。为科学开发这类裂缝性底水气藏,并为其他类型底水气藏提供技术参考,以中外典型底水气藏为研究对象,深入剖析各类型底水气藏的开发现状、地质特征和开发对策,明确影响底水气藏采出程度的主控因素,总结底水气藏控水治水对策,并在此基础上提出针对强非均质裂缝-孔洞型底水气藏的适宜开发对策。研究发现,裂缝发育程度、隔夹层发育程度和水体能量强弱是影响底水气藏开发效果的主要地质因素,深化气藏特征认识是提高底水气藏采出程度的基础,合理的开发技术对策可减缓底水非均匀侵入,均衡开采是实现裂缝-孔洞型底水气藏高效开发的关键。具体开发技术对策启示包括:(1)井震联合精细刻画储层缝、洞分布规律,动静资料结合持续深化气藏地质特征认识;(2)制定合理开发技术界限,加强气藏动态监测管理;(3)建立底水气藏水侵预测模拟体系,形成气藏全生命周期控水治水技术。 | 惠栋 胡勇 李滔 彭先 李骞 赵梓寒 | 2023 | 油气地质与采收率2023，30，1： | 4 |
您所在的机构暂未开通此部分的功能，请联系管理员