低渗透砂岩天然气运移和聚集模拟实验_林晓英
《2024年特低渗透储层大型物理模拟实验研究》范文
《特低渗透储层大型物理模拟实验研究》篇一一、引言随着油气资源的日益紧张，特低渗透储层因其丰富的储量成为了国内外油气勘探开发的重点。
然而，特低渗透储层的开发难度大，需要借助先进的实验技术手段进行研究。
本文以特低渗透储层为研究对象，通过大型物理模拟实验的方法，对储层的物理性质、渗流规律及开发策略进行研究，以期为特低渗透储层的开发提供理论依据和技术支持。
二、实验原理及方法1. 实验原理特低渗透储层大型物理模拟实验是基于相似性原理和流体动力学原理，通过模拟地下储层的物理性质和渗流过程，研究储层的开发策略和开发效果。
实验中需保证模型与实际储层在地质条件、物性参数、渗流规律等方面具有相似性。
2. 实验方法（1）模型设计：根据实际储层的地质条件、物性参数等设计实验模型，包括模型尺寸、材料选择、边界条件等。
（2）实验装置：采用大型物理模拟实验装置，包括高压驱替系统、数据采集系统、观察系统等。
（3）实验过程：通过高压驱替系统向模型中注入流体，观察并记录流体的渗流过程及压力变化，同时采集相关数据。
三、实验过程及结果分析1. 实验过程（1）模型制备：根据设计要求制备实验模型，确保模型与实际储层在地质条件、物性参数等方面具有相似性。
（2）实验装置安装：将模型安装到大型物理模拟实验装置上，连接高压驱替系统和数据采集系统。
（3）实验操作：启动高压驱替系统，向模型中注入流体，观察并记录流体的渗流过程及压力变化。
2. 结果分析（1）渗流规律分析：通过观察和记录流体的渗流过程及压力变化，分析特低渗透储层的渗流规律。
（2）物性参数分析：通过分析实验数据，得出储层的物性参数，如渗透率、孔隙度等。
（3）开发策略研究：根据渗流规律和物性参数，研究特低渗透储层的开发策略，包括注水方式、采收率等。
四、结论与展望1. 结论通过特低渗透储层大型物理模拟实验研究，得出以下结论：（1）特低渗透储层的渗流规律受到多种因素影响，如岩石性质、流体性质、温度、压力等。
低渗透油气田勘探开发国家工程实验室
低渗透油气田勘探开发国家工程实验室开放课题申请指南低渗透油气田勘探开发国家工程实验室(以下简称“实验室”)本着“开放、流动、联合、竞争”的建设及运行宗旨，根据实验室年度开放课题公告，面向国内外公开受理研究人员的开放课题申请，为有志于低渗透油气田勘探开发基础实验研究与试验方法探索的科研人员，提供研究经费和实验条件，着力培育创新思想和创新人才，推动实验室基础实验研究人才培养，提升实验室研发能力和水平。
一、实验室重点研究方向1、低渗透油气田地质勘探技术2、低渗透油气田经济有效开发技术3、低渗透油气田增产稳产技术4、低渗透油气田勘探开发井下作业工具与装备5、低渗透油气田地面工程设计与装备研究二、开放课题范围为最大限度发挥本实验室仪器设备资源优势，解决低渗透油气田勘探开发生产实践中的重大疑难问题，本实验室开放课题重点安排具有重要理论价值和应用前景的基础实验研究和试验方法探索。
主要方向有低渗透油气田勘探技术、储层评价技术、增产稳产技术、提高采收率技术、油气藏低成本开发技术、以及低渗透油气田勘探开发生产中配套的井下作业工具与装备、地面工程设计与装备等领域。
二、申请人范围本实验室开放课题主要面向国内外高等院校、科研单位的科研人员。
三、申请程序申请人必须认真填写开放课题申请书，一式四份（至少一份为原件），由申请者所在单位签署审查意见并盖章后，投送到低渗透油气田勘探开放国家工程实验室管理办公室，同时提供与申请书原件一致的电子版文件。
四、其它要求1、开放课题完成期限一般为两年，申请经费额不超过当年开放课题的经费。
申请书每年集中受理，受理时间为公告的受理时间。
2、课题负责人在本实验室开展工作累计时间每年不少于2个月，在本实验室每年进行1-2次学术讲座、专题报告或技术培训活动。
3、课题组成员有对本实验室人员进行技术指导的义务。
4、课题中涉及的实验工作，本实验室若具备实验条件和能力，应优先在本实验室内完成。
5、已经得到国家或省部级基金（国家攻关、863计划、重大基础研究计划、国家油气重大专项和国家自然科学基金等) 资助的同类课题承担人不得再申请本实验室开放课题。
低渗透砂岩石油运移及成藏特征模拟实验
３ ．中国石油 天然气股 份有限公司 大庆油 田有 限责任公 司 勘探开发研究 院 ， 黑龙 江 大庆 １３ １ ） ６７ ２
摘要： 采用计算机控制和改变低渗透岩心 中流体 注入压力 的方法， 究低 渗透砂 岩 中石油运移及 成藏 的特 征。模 拟实验初 研
步 研 究 结果 表 明 ：） 渗透 岩 层 石 油 运 移表 现 为 非达 西 流 ， 流 曲线 主 要 为 上 凹 型 曲 线 ， 次 为 变 性达 西 流 曲 线 ； ） 心 渗 １低 渗 其 ２岩
透 率大小对渗流 曲线的位 置、 非线性段 的曲率和变化范 围及直 线段在压力梯 度轴的截距 具有很大 的影响； ） ３ 低渗透 岩心 中 含油饱和度 的增大过程可划分为快速增长、 缓慢增长 和稳定 ３个 阶段， 其最终含 油饱 和度大部分在 ３ ％ 一 ０ ４ 低渗透 岩 ５ ６ ％； ） 心 的含油饱 和度 与孔 隙度、 渗透率的关系并不是简单 的线性关系， 但是充注 动力 与含油饱和度具有相对较好 的正相关关系。
（ ． ａｉ ａｄＲ ｓ ｖｉＲ ｓ ｒ ｅｔ ，Ｃ ｉａ Ｕ ｉ ｒ ｔ ｏ ｅ ｏ ｕ Ｂ ｉｎ ０ ２ ９ １Ｂ ｓ ｎ ｅ ｒｏ ｅｅ ｃ Ｃ ｎ ｒ ｈｎ ｎ ｅ ｉ ｎ ｅ ｒ ａｈ ｅ ｖ ｓｙ ｆＰ ｔ ｌ ｍ， ｅｉ １２ ４ ； ｒｅ ｊｇ
２ Ｋ ｙＬ ｂｒｔ ｙｏ ｙ ｒｃｒｏ ｃｕ ｌｔ ｎｏ ｎ ｔ ｄ ｃｔ ｎ Ｃ ｉ ｎｖｒｔ ｅ ｏ ｕ Ｂ ｉｎ ０２ ９ ． ｅ ａ ｏａ ｒ Ｈ ｄｏａｂｎＡｃｍｕ ｉ Ｍｉ￣ｒ ｏ Ｅ ｕａｉ ， ｈｎ Ｕ ｉ ｓｙｏ Ｐ ｔ ｌ ｍ， ｅｉｇ１２ ４ ； ｏ ｆ ａｏ ｆ ｙｆ ｏ ａ ｅｉ ｆ ｒｅ ｊ
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ａｎ ｅ ｐ ｒｍｅ ｔｌｓｕ ｙ ｏ ｉ ｍｉｒ ｔｏ ｎ ｃ ｕ ｌｔｏ ｎ ｌ ｗ— ｅ ｍｅ ｂ ｌｔ ａ ｄｓｏ ｅ ｉ ｅ ｆｒ ｅ ｓｒ ｃ ： ｘ ｅ ｉ ｎ ａ ｔ ｄ ｆｏｌ ｇ ａｉ ｎ ａ ｄ ａ ｃ ｍｕ ａｉ ｎ ｉ ｏ ｐ ｒ ａ ｉｉ ｓ ｎ ｔ ｎ ｓ ｐ ｒｏ ｙ ｍ ｄ
致密天然气砂岩储层成因和讨论
致密天然气砂岩储层成因和讨论随着全球能源需求的不断增长，天然气的地位越来越重要。
而致密天然气砂岩储层作为天然气的主要储藏之一，其成因和特征备受。
本文将致密天然气砂岩储层的成因作为主题，探讨形成该储层的主要因素及特征，旨在为相关领域的研究和应用提供参考。
致密天然气砂岩储层是指以砂岩为主要储集岩石，孔隙度较低，渗透率较低，储层压力较高的天然气储层。
致密天然气砂岩储层的成因类型主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
沉积环境是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在一定的地质历史时期，特定的沉积环境导致砂岩沉积物的沉积方式和沉积厚度会影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
例如，在盆地中心和盆地边缘的砂岩沉积厚度较大，但孔隙度和渗透率较低，而在盆地边缘和斜坡上的砂岩沉积厚度较小，孔隙度和渗透率较高。
成岩作用也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
在砂岩沉积后，会发生压实、胶结、重结晶等成岩作用，这些作用会改变砂岩的孔隙度和渗透率。
例如，压实作用会导致砂岩孔隙度降低，渗透率显著降低；胶结作用也会降低砂岩孔隙度，但渗透率降低程度较小；重结晶作用会改善砂岩的孔隙度，提高渗透率。
构造运动和古气候也是致密天然气砂岩储层形成的重要因素。
构造运动会影响砂岩的沉积环境和成岩作用，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
古气候则会影响砂岩沉积物的成分和粒度，进而影响砂岩储层的孔隙度和渗透率。
致密天然气砂岩储层的成因是多方面的，主要包括沉积环境、成岩作用、构造运动和古气候等因素。
这些因素相互作用，共同影响着砂岩储层的特征和发育。
因此，在研究和应用致密天然气砂岩储层时，应该综合考虑这些因素，以期更加深入地了解该储层的特征和发育。
也需要注意保护环境，合理利用资源，实现可持续发展。
致密砂岩气藏是一种非常丰富的天然气资源，但由于其储层特征的复杂性和隐蔽性，使得致密砂岩气藏的储层识别和开发难度较大。
因此，研究致密砂岩气藏储层特征及有效储层识别方法对提高天然气开采效率和降低开发成本具有重要意义。
鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理
鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏成藏机理一、本文概述本文旨在深入探讨鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理。
鄂尔多斯盆地作为中国重要的能源基地，其油气资源勘探与开发对于国家能源安全和经济发展具有重要意义。
延长组作为盆地内的一个关键含油层系，其低渗透、致密岩性的特点使得油藏的成藏过程复杂且难以预测。
研究延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理，不仅有助于深入理解鄂尔多斯盆地的油气成藏规律，还可为类似盆地的油气勘探与开发提供理论支持和实践指导。
本文将从地质背景、成藏条件、成藏过程和成藏模式等方面对鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏机理进行全面分析。
通过详细的地质背景介绍，为后续的成藏条件和成藏过程分析奠定基础。
结合区域地质资料和前人研究成果，深入剖析成藏条件，包括烃源岩、储层、盖层以及运移通道等关键因素。
在此基础上，通过综合分析油藏的成藏过程，揭示油气在致密岩性储层中的运移、聚集和保存机制。
总结提出适用于鄂尔多斯盆地延长组低渗透致密岩性油藏的成藏模式，为后续的油气勘探与开发提供理论支撑和实践指导。
通过本文的研究，期望能够为鄂尔多斯盆地及类似盆地的油气勘探与开发提供新的思路和方法，推动中国油气工业的持续发展。
二、鄂尔多斯盆地地质特征鄂尔多斯盆地位于中国北部，是一个典型的大型内陆沉积盆地，具有独特的构造和沉积演化历史。
盆地内部构造相对简单，主要由一个向北倾斜的大型单斜构造和一些次级褶皱组成。
这些构造特征使得盆地的沉积体系呈现出明显的南北分异性，南部以河流相沉积为主，北部则以湖泊相沉积为主。
在延长组沉积时期，鄂尔多斯盆地处于湖盆扩张阶段，湖泊广泛分布，形成了一套巨厚的陆相碎屑岩沉积。
这套沉积体系以河流-三角洲-湖泊相沉积为主，其中河流相沉积主要发育在盆地的南部和西南部，三角洲相沉积则主要分布在盆地的中部和北部，湖泊相沉积则广泛覆盖在盆地的中心区域。
鄂尔多斯盆地的岩石类型多样，主要包括砂岩、泥岩、页岩和碳酸盐岩等。
《低渗透油田注气驱油实验和渗流机理研究》
《低渗透油田注气驱油实验和渗流机理研究》篇一一、引言随着全球能源需求的持续增长，油田开发成为了至关重要的领域。
然而，对于低渗透油田的开发与生产过程而言，传统采油方式面临许多挑战。
为解决这些问题，注气驱油技术被广泛应用于低渗透油田的开采过程中。
本文将对低渗透油田的注气驱油实验及其渗流机理进行研究，为实际开发工作提供理论依据和参考。
二、实验设计与实施1. 实验材料与设备实验采用低渗透油田岩心样品、注气设备、压力传感器、流量计等。
其中，岩心样品应具备与实际油田相似的地质特性。
2. 实验过程本实验分为以下步骤：（1）制备低渗透油田岩心模型；（2）在岩心模型中注入一定压力的气体；（3）记录注气过程中的压力变化及流量变化；（4）对注气驱油过程进行可视化观察，以便研究渗流机理。
三、注气驱油实验结果分析1. 压力变化分析注气过程中，随着气体在岩心模型中渗透和扩散，岩心内部的压力逐渐上升。
压力的变化情况可反映出注气过程中的阻力、渗透速率以及注气效率等信息。
通过对压力数据的分析，我们可以了解到气体在低渗透油田中的流动情况及渗流规律。
2. 流量变化分析在注气过程中，通过流量计可以实时监测气体流量。
随着注气过程的进行，气体流量逐渐发生变化。
分析流量变化情况，可以了解注气过程中的动态特性及渗流机理。
3. 渗流机理研究通过可视化观察和实验数据分析，我们可以发现注气驱油过程中的渗流机理。
在低渗透油田中，气体主要通过扩散和渗透作用进入岩心内部，推动油流向生产井方向移动。
此外，气体还能降低油相的粘度，提高其流动性，从而有助于提高采收率。
四、渗流机理探讨1. 扩散作用与渗透作用的关系在注气驱油过程中，扩散作用与渗透作用是相互影响的。
扩散作用使得气体能够均匀地进入岩心内部，而渗透作用则使得气体能够在岩心中沿着一定的方向流动。
二者共同作用，提高了驱油效果和采收率。
2. 粘度降低的影响注入的气体可以降低油相的粘度，使原本难以流动的油相变得更加易于流动。
低渗透砂岩气层岩心润湿性改善实验
ＤＯ Ｉ １ ． ９ ９ Ｊ Ｉ Ｓ １ ０ － ７ ４ ２ １ ． ５ ０ ７ ： ０ ３ ６ ／ ． Ｓ Ｎ． ０ ０ ３ ５ ． ０ ０ ０ ． ２
低 渗 透 砂 岩 气 层 岩 心 润 湿 性 改 善 实 验
梁 亚 宁 张Байду номын сангаас士诚 孙 焱 刘 天 宇
（ ．中 国石 油 大 学 石 油 工 程 教 育部 重 点 实验 室 ，北 京 １２４ １ ０ ２９；２ ．中 国石 化 集 团 国 际石 油勘 探 开发 有 限公 司 ，北 京 １０ ８ ） ０ ０ ３
摘 要 ：低 渗 透 砂 岩 气 层 容 易 受 到水 锁 伤 害 ，从 而 降 低 该 类 储 层 的 开 发 效 果 。 砂 岩 储 层 一 般 带 有 负 电荷 ，阴 离 子 表 面 活 性 剂 溶 液 能 够 降 低 吸 附伤 害 ，为 了研 究 该 类 液 体 对 低 渗 透 砂 岩 储 层 岩 心 润 湿 性 改 善 情 况 ，设 计 了 一 套 实
ｔｎ ｏ ｕ ｉｎ ｃ ｕ ｄ ｒ ｄ ｅ ａ ｓ ｒ ｉｎ ｄ ｍａ ｅ Ａ ｓ ｔｏ ｘ ｅ ｍ ｅ ｔ ｌｐ ｏ ｅ ｓ ａ ｄ ａ ｔｓ ｌ ｔｏ ｏ ｌ ｅ ｕｃ ｄ ｏｂｔｏ ａ ｇ ． ｅ ｆ ｅ ｐ ｒ ｉ ｎ ａ ｒ ｃ ｓ ｎ ｍｅｈ ｄ ｉ ｅ ｉ ｎ ｄ ｔ ｔｄｙ ｔ ｔｏ ｓ ｄ ｓｇ ｅ ｏ ｓｕ ｈｅ
验 流 程 及 方 法 简 捷 、操 作 性 强 。
关
键
词 ：低 渗 透 砂 岩 ；气 层 ； 阴离 子 表 面 活 性 剂 ；润 湿 性
中图分类号：Ｔ ３ Ｅ７
文献标识码 ：Ａ
文章编号：ｌ０ —７ ４ （０ ０ ５０ ３ ＿３ Ｏ ０３ ５ ２ １ ）０ —１ ３（ ）
低渗透火山岩气藏渗流状态划分
低渗透火山岩气藏渗流状态划分刘超;杨正明;杜箫笙;霍凌婧【摘要】气体在地下多孔介质中的渗流规律复杂,在不同的条件下气体的渗流状态多变,给气藏开发带来了不便.为了区分气体不同的渗流状态,在火山岩气藏渗流状态实验的基础上,利用努森数和雷诺数对渗流状态进行了划分.实验数据处理结果显示:气测渗透率和平均压力倒数的关系不是克林肯贝格(Klinkenberg)所说的直线关系,而是在高压力区呈对数关系,低压力区呈指数关系,中间呈直线关系的三段式.依据实验结果可以确定雷诺数大于1(Re>1)的为惯性流段、努森数大于10(Kn>10)的为强滑脱段、中间为滑脱段.渗流状态的划分,对低渗透火山岩气藏的开发有一定的指导意义.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2009(031)006【总页数】3页(P70-72)【关键词】低渗透气藏;雷诺数;努森数;滑脱效应;惯性效应【作者】刘超;杨正明;杜箫笙;霍凌婧【作者单位】中国科学院渗流流体力学研究所,河北廊坊,065007;中国科学院渗流流体力学研究所,河北廊坊,065007;中国科学院渗流流体力学研究所,河北廊坊,065007;中国科学院渗流流体力学研究所,河北廊坊,065007【正文语种】中文【中图分类】TE348资源量大且具有巨大开发潜力的火山岩气藏是近期研究的热点。
火山岩气藏的储层空间展布和内部结构复杂，低渗透现象严重。
在开发的过程中，渗流状态转变规律复杂，紊流和滑脱现象明显，如何明确划分气藏的渗流状态成为一个急需解决的问题。
国内外对于气体的滑脱和紊流，有过许多的实验和机理解释，但对于火山岩气藏渗流状态的划分鲜有文章涉及。
本文通过大量的渗流状态实验，利用雷诺数和努森数对渗流状态进行了明确的划分，对于火山岩气藏渗流规律的认识和火山岩气藏的有效开发有一定的指导意义。
气体在不同的驱替压力条件下通过多孔介质时的渗流状态是不同的，通过气测渗透率和平均压力倒数的关系图能很好地表征渗流状态的变化。
低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨
低渗透致密砂岩气藏开发技术对策探讨陈献翠,赵宇新,张贵芳,张莉英(中原油田采油工程技术研究院,河南濮阳 457001) 摘 要:东濮凹陷低渗致密气藏储层物性差,非均质性强,气层自然产能低,为了有效地开发好低渗透气藏,在研究和开发实践基础上形成了储层改造、排液采气、储层保护等配套工艺技术。
针对特殊地质状况和开发中难以解决的技术问题,提出适用于东濮凹陷低渗致密储层的采气配套工艺技术对策,以延长气田稳产期。
关键词:水平井;储层改造;排液;不压井 中图分类号:T E37 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0131—011 概述东濮凹陷开发主力气田文23、户部寨、白庙气田,为低孔低渗致密砂岩气藏,在开发过程中均受到地质构造、储层物性、气藏类型、流体性质、井况变化等因素的影响。
通过认识和掌握低渗致密气藏的地质、开发特征,在确定合理的开发模式和工作制度的基础上,采用适用于东濮凹陷低渗致密储层先进实用的采气配套工艺技术,保证低渗透储量的有效动用,延长气田稳产期和提高采收率。
2 气藏开发配套技术应用对策与建议文23气田采出程度高,地层压力低,挖潜难度大,气井维护困难;白庙凝析气井深,工艺复杂,措施效果有效期短,压裂液快速返排困难,储层易被污染。
针对整装气藏、凝析气藏的开发以及存在的技术难点,通过采气工艺技术攻关,在气藏储层改造技术、排液采气技术、凝析气藏治理技术及清防盐等方面形成了系列化、配套化的实用技术,并提出低渗透致密砂岩气藏开发配套技术对策如下:2.1 完善低渗致密气藏储层改造技术,改善产气剖面根据低渗致密气藏不同气井特征,对长井段应优选应用填砂分层、暂堵分层、投球分层、卡封分层等多种分层压裂方式,改善气井的产出剖面,提高压裂效果。
2.2 优化低压低产气藏气井排液采气工艺,实现气井稳定携液生产对文23气田结盐、积液、低压低产气井,建议进行小直径管排液采气先导试验,提高排液、洗盐效果;对白庙深层凝析气井,在 88.9m m油管内应用空心杆气举管柱,实现深井闭式气举;开展复杂特殊结构井气举先导试验,优化设计小直径气举阀管柱及工艺参数。
EGS主要技术政策及优化开发方案数值模拟研究(创新训练项目申请书)
一、基本情况项目名称EGS主要技术政策及优化开发方案数值模拟研究所属学科石油工程起止年月主持人姓名性别民族出生年月学号联系电话指导教师联系电话主持人曾经参与科研的情况无指导教师承担科研课题情况1、特低渗透油藏渗流数值模拟技术及井网优化研究，“十一五”国家科技重大专项课题。
课题第二完成人。
2、薄互层低渗透油藏渗流机理及非线性渗流基础模型研究，“十二五”国家科技重大专项课题。
课题第二完成人。
3、薄互层低渗透油藏先导试验区块开发技术政策研究，十二五国家科技重大专项课题。
课题第二完成人。
4、胜利低渗透砂岩油藏高效开发新技术应用研究，中石化重点攻关项目。
课题第二完成人。
5、深层特低渗透油藏开发关键技术政策界限研究,中石化重点攻关项目。
课题第二完成人。
6、三次采油软件的编制（主模型），中石化项目. 课题第二完成人。
7、八区下乌尔禾组油藏四次加密开发技术政策研究。
课题第二完成人。
8、16-2008-SD.油藏模拟数值计算研究.中国石油大学.08.3-10.3.项目负责人.各种数值计算方法软件包。
项目编号指导教师对本项目的支持情况李志涛老师对本项目予以肯定支持。
自本申请前已予以多次理论及实践的学习指导。
项目组主要成员姓名学号所在学院专业班级联系电话邮箱二、项目研究的目的和主要研究内容研究目的：获得EGS方法经济有效开发地热的主要技术政策及典型热田优化开发方案。
研究内容：1、合理注入及采出井直径2、合理压裂规模3、合理注采井网、井距4、合理注入流体流速、注入时间、注入温度5、国内典型热田模型开发方案的设计及优化6、废旧油气田转型EGS的评价，技术政策及优化。
三、国、内外研究现状和发展动态从地心释放的热能可以替代很大一部分目前通过燃烧天然气、油和煤而获得的用于发电的能量，其潜在价值非常可观。
2008年，全球电力消耗量达到2万亿瓦年。
而从地心不断向外流出的热量约相当于44万亿瓦年。
这些天文数字的热量，即使只有一少部分被开发利用，也能轻易满足世界大部分能源需求。
第5章油气运移与聚集
(3)气溶油相
整体看，水溶相不重要！ 在烃源岩埋藏早期，生成少量低成熟油阶段，可 能起到一定作用。
水溶相运移存在的问题：
①石油在水中的溶解度很低 ； ②生油期烃源岩含水很少; ③无法形成商业性石油聚集； ④无法解释碳酸盐岩油气初次运移问题。
2.天然气初次运移相态
——两相界面张力，N/m；
r ——毛细管半径，m。
第一项：克服重力所做的功 第二项：克服膨胀力(压力)所做的功 第三项：克服毛细管力所做的功
gz
P
0
dp
p
2
cos
r
水势： w w gz p
油势：
o
＝ o gz
p
2
w / o cos
r
气势：
成熟-高 成熟阶段
动力
相态
压实作用 瞬时剩余压力
水溶相 游离相
异常高压
游离相 混相
通道
排烃 模式
孔隙
压实排 烃模式
微裂缝 微孔隙
异常高压微 裂缝幕式排 烃模式
过成熟阶段
扩散作用 异常高压
分子
微裂缝 扩散排 微孔隙 烃模式
五、烃源岩的有效排烃厚度
• 受排烃动力、运移通道的 渗透能力等地质条件的限 制，厚层烃源岩只有一定 厚度范围内才能发生完全 有效的排烃。
基准面1
gz p dp v2
o 2
水势：
w
gz
p
w
油势：
o
gz
p
o
气势：
g
p
gz
一种特低渗砂岩气藏地应力研究的新方法
一种特低渗砂岩气藏地应力研究的新方法随着石油资源的逐渐枯竭，煤层气、页岩气等非常规天然气资源逐渐成为了重要的能源来源。
而在这些非常规气藏中，特低渗砂岩气藏是其中较为复杂的一类，其地应力分布不均匀，导致了气井开采难度大，产能低的问题。
本文提出了一种基于声波检测的特低渗砂岩气藏地应力研究的新方法，通过对实验室模拟和实际场地数据的分析，证明了该方法的可行性和有效性。
关键词：特低渗砂岩气藏；地应力；声波检测；可行性研究引言特低渗砂岩气藏是指渗透率小于0.1mD的砂岩气藏。
这类气藏具有地质储量大，分布广的特点，但其地应力分布不均匀，导致了气井开采难度大，产能低的问题。
因此，对特低渗砂岩气藏的地应力进行研究，对于提高气井产能、降低开采难度具有重要的意义。
目前，对于特低渗砂岩气藏的地应力研究，主要采用的是岩心取样、地震勘探、井壁稳定性等方法。
但这些方法存在着一些缺陷，如岩心取样需要耗费大量时间和成本；地震勘探受到地质条件的限制，难以获取到足够的数据；井壁稳定性方法只能获取到井壁附近的应力分布情况，难以反映整个气藏的地应力分布情况。
因此，本文提出了一种基于声波检测的特低渗砂岩气藏地应力研究的新方法。
方法本文所提出的方法基于声波检测原理，通过在气井内放置声波传感器，测量声波在地下的传播速度和反射情况，进而计算出地下岩石的物理参数，包括泊松比、弹性模量等。
通过这些物理参数，结合砂岩的孔隙度、渗透率等参数，可以反演出砂岩气藏的地应力分布情况。
具体步骤如下：1. 在气井内放置声波传感器，测量声波在地下的传播速度和反射情况。
2. 根据声波传播的特点，计算出地下岩石的物理参数，包括泊松比、弹性模量等。
3. 结合砂岩的孔隙度、渗透率等参数，反演出砂岩气藏的地应力分布情况。
4. 对实验室模拟和实际场地数据进行分析，验证方法的可行性和有效性。
结果与分析本文对于所提出的方法进行了实验室模拟和实际场地数据的分析，并对其结果进行了分析和验证。
特低－超低渗透砂岩储层微观孔喉特征与物性差异
２０１１年４月Ａｐｒｉｌ２０１１岩 矿 测 试ＲＯＣＫＡＮＤＭＩＮＥＲＡＬＡＮＡＬＹＳＩＳＶｏｌ．３０，Ｎｏ．２２４４～２５０收稿日期：２０１０ ０４ １３；修订日期：２０１０ ０８ １６基金项目：陕西省教育厅２０１０年科学研究计划资助（２０１０ＪＫ７７８）；“十一五”国家科技支撑计划项目资助（２００７ＢＡＢ１７Ｂ０２）作者简介：高辉（１９７９－），男，陕西渭南人，讲师，主要从事油气田地质与开发方面的教学和科研工作。
Ｅ ｍａｉｌ：ｇｈｔｏｐｓｕｎ＠ｙａｈｏｏ．ｃｏｍ．ｃｎ。
文章编号：０２５４５３５７（２０１１）０２０２４４０７特低－超低渗透砂岩储层微观孔喉特征与物性差异高 辉１，孙 卫２，费二战３，齐 银４，李 达５（１．西安石油大学石油工程学院，陕西西安 ７１００６５；２．西北大学地质学系，陕西西安 ７１００６９；３．中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 ７５０００６；４．中国石油长庆油田分公司超低渗透油藏研究中心，陕西西安 ７１００２１；５．中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 ７１００１８）摘要：为揭示特低－超低渗透砂岩储层微观孔隙结构与物性差异的关系，利用物性分析、铸体薄片、电镜扫描和高压压汞技术对鄂尔多斯盆地延长组３个典型的特低－超低渗透砂岩储层岩芯样品进行了实验测试。
研究结果表明，特低－超低渗透砂岩储层喉道类型多样；但整体细小，对渗透率起主要贡献的较大喉道含量小是其物性较差的主要原因，同时微裂缝的发育也加剧了物性差异。
统计对比发现，孔喉的分选系数在２．０～３．０，变异系数在０．１５～０．３，对渗透率贡献相对较大。
可见，储层物性是多种因素共同影响的综合反映，不同类型孔隙、喉道组成的储集空间，渗透率存在较大差异，物性差异正是孔喉特征差异的一种具体表现。
关键词：微观孔喉特征；物性差异；微观非均质性；特低－超低渗透砂岩储层；鄂尔多斯盆地中图分类号：ＴＥ１２２ 文献标识码：ＡＴｈｅＲｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎＭｉｃｒｏ ＰｏｒｅＴｈｒｏａｔＣｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄＰｈｙｓｉｃａｌＰｒｏｐｅｒｔｙＤｉｆｆｅｒｅｎｃｅｉｎａｎＥｘｔｒａ ＵｌｔｒａＬｏｗＰｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙＳａｎｄｓｔｏｎｅＲｅｓｅｒｖｏｉｒＧＡＯＨｕｉ１，ＳＵＮＷｅｉ２，ＦＥＩＥｒ ｚｈａｎ３，ＱＩＹｉｎ４，ＬＩＤａ５（１．ＣｏｌｌｅｇｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｘｉ′ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｘｉ′ａｎ ７１００６５，Ｃｈｉｎａ；２．ＤｅｐａｒｔｍｅｎｔｏｆＧｅｏｌｏｇｙ，ＮｏｒｔｈｗｅｓｔＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｘｉ′ａｎ ７１００６９，Ｃｈｉｎａ；３．Ｎｏ．３ＯｉｌＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＰｌａｎｔｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ，Ｙｉｎｃｈｕａｎ ７５０００６，Ｃｈｉｎａ；４．ＵｌｔｒａＬｏｗＰｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙＲｅｓｅｒｖｏｉｒＲｅｓｅａｒｃｈＣｅｎｔｅｒｏｆＰｅｔｒｏｃｈｉｎａＣｈａｎｇｑｉｎｇ ＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｘｉ′ａｎ ７１００２１，Ｃｈｉｎａ；５．ＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄＲｅｓｅａｒｃｈＣｅｎｔｅｒｏｆＰｅｔｒｏｃｈｉｎａＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，Ｘｉ′ａｎ ７１００１８，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｓｔｕｄｙｔｈｅｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｍｉｃｒｏ ｐｏｒｅｔｈｒｏａｔｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｙｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ，ｄｒｉｌｌｃｏｒｅｓａｍｐｌｅｓｏｆｅｘｔｒａ ｕｌｔｒａｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｓａｎｄｓｔｏｎｅｆｒｏｍａｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎｔｈｅＹａｎｃｈａｎｇｇｒｏｕｐｏｆｔｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎｗｅｒｅｓｅｌｅｃｔｅｄｆｏｒｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｙａｎａｌｙｓｉｓ，ｃａｓｔｓｅｃｔｉｏｎ，ＳＥＭａｎｄｍｅｒｃｕｒｙｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｉｎｄｉｃａｔｅｔｈａｔｔｈｒｏａｔｔｙｐｅｉｎａｎｅｘｔｒａ ｕｌｔｒａｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｓｖｅｒｓａｔｉｌｅａｎｄｍｉｎｕｔｅ．Ｔｈｅｃｏｎｔｅｎｔｏｆｍａｊｏｒｔｈｒｏａｔｗｈｉｃｈｍａｋｅｓａｄｏｍｉｎａｎｔｃｏｎｔｒｉｂｕｔｉｏｎｔｏｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｉｓｌｏｗ，ｗｈｉｃｈｉｓｔｈｅｍａｉｎｒｅａｓｏｎｆｏｒｐｏｏｒｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｙ．Ｍｅａｎｗｈｉｌｅ，ｍｉｃｒｏ ｃｒａｃｋｓａｇｇｒａｖａｔｅｔｈｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｉｎｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｙ．Ｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄｖａｒｉａｔｉｏｎｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔｓｒａｎｇｅｆｒｏｍ２．０ｔｏ３．０ａｎｄ０．１５ｔｏ０．３ｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙ，ｐｒｏｖｉｄｉｎｇａｍａｊｏｒｃｏｎｔｒｉｂｕｔｉｏｎｔｏｔｈｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｓａｎｄｓｔｏｎｅ．Ｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｙｉｓｔｈｅｃｏｍｂｉｎｅｄｒｅｓｕｌｔｏｆｔｈｅｍｕｔｕａｌｅｆｆｅｃｔｏｆｍｕｌｔｉｐｌｅｆａｃｔｏｒｓ．Ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｐｒｅｓｅｎｔｓｌａｒｇｅｄｅｖｉａｔｉｏｎｗｈｅｎｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｐａｃｅｉｓｃｏｍｐｏｓｅｄｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｐｏｒｅｔｈｒｏａｔｔｙｐｅｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｍｉｃｒｏ ｐｏｒｅｔｈｒｏａｔｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ；ｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｙｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅ；ｍｉｃｒｏ ｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ；ｅｘｔｒａ ｕｌｔｒａｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ；Ｏｒｄｏｓｂａｓｉｎ 特低－超低渗砂岩储层物性差、孔隙结构复杂，这一观点在国内得到普遍认同［１－６］，国内众多学者从沉积和成岩的这一宏观的角度出发，着重讨论了不同沉积和成岩作用对储层物性的影响［６－１３］，与此同时也有少数学者研究了孔隙结构与储层物性之间的变化关系，如孙卫等［３］讨论了溶孔－粒间孔组合对超低渗透储层物性的影响，姜洪福等［１４］讨论了孔隙度和渗透率的关系及孔隙结构微观特征对渗透率的影响，王瑞飞等［１５］研究了鄂尔多斯盆地延长组不同区块研究了超低渗砂岩储层微观孔隙结构特征对物性的影响，杨县超等［１６］研究了不同孔隙组合特征对低渗砂岩储层物性的影响。
榆林低渗透砂岩气藏开发技术研究的开题报告
榆林低渗透砂岩气藏开发技术研究的开题报告开题报告：榆林低渗透砂岩气藏开发技术研究1.研究背景随着全球经济的发展，对能源需求的日益增长，使得非常规天然气成为了现代能源领域的重要来源。
而低渗透气藏因为含气量高、储量大以及具有分布广泛等特点，成为了天然气勘探和开发的热点。
研究发现，以榆林地区为代表的低渗透砂岩气藏储量巨大，但受储集岩的物性特征、构造特征和成岩作用等因素的影响，难以充分开发利用。
因此，需要进一步研究该气藏的开发技术，为气藏开发提供参考。
2.研究意义（1）对于榆林地区的低渗透砂岩气藏开发，研究开发技术和方法，可有效提高天然气勘探开发效率。
（2）对于全国范围内低渗透砂岩气藏的勘探开发，研究成果可为开发技术和方法提供参考。
（3）本研究是对天然气勘探开发技术的探索和创新，具有较高的学术和实际价值。
3.研究内容和方法（1）分析低渗透砂岩气藏的地质特征以及物性特征，探究其成因及分布规律。
（2）研究低渗透砂岩气藏的渗流规律和开发特点，分析开发难度及潜力。
（3）结合实际开发案例，研究低渗透砂岩气藏的开发技术和方法，探究优化开发方案以及增加产量的途径。
（4）采用数值模拟和实验室模拟等方法，验证低渗透砂岩气藏开发技术与方法的可行性和效果。
4.预期成果（1）深入了解低渗透砂岩气藏的地质、物性、开发特点，为气藏勘探开发提供科学依据；（2）研究低渗透砂岩气藏开发的技术和方法，为提高气藏生产效率提供参考；（3）验证研究成果的可行性和有效性，为实际气藏开发提供可靠的技术支撑。
5.研究进度安排第一阶段：文献综述、理论探讨（1-3个月）第二阶段：数据收集，野外调查分析（4-7个月）第三阶段：开发技术研究，优化方案设计（8-12个月）第四阶段：数值模拟和实验室模拟（13-18个月）第五阶段：论文撰写、答辩准备（19-24个月）6.参考文献[1] Qi X.W., Xiong X., Jing F.L., et.al. Gas storage mechanism of low-porosity and low-permeability sandstone gas reservoirs in Yulin area[C]//IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2018.[2] Wang J.C., Xue Z.Q., Song Z.Y., et.al. Types of sedimentary facies and their control on distribution of gas reservoirs in Upper Palaeozoic of Ordos basin, China[J].Journal of Petroleum Science & Engineering. 2016, 137: 11-18.[3] Lu X.C., Li H.Z., Zhang J.J., et.al. An Improved Transient Pressure Analysis Model for Low-permeability Gas Reservoir[J]. Procedia Earth and Planetary Science. 2017, 17: 851-856.[4] Wang J.S., Li Z., Zeng P. Optimization of gas well pattern for low-permeability reservoirs using a differential searchalgorithm[J].Journal of Petroleum Science and Engineering. 2015, 127: 181-191.[5] 张洪泉, 秦建华. 基于Xinci1.0的低渗透特厚砂岩气藏储层特征分析[J].石油勘探与开发, 2017, 44(3): 386-394.。
低渗透岩心自然渗吸实验新方法
低渗透岩心自然渗吸实验新方法钟家峻;杨小军;陈燕虎;唐海;吕栋梁;张媛【摘要】自然渗吸驱油是重要的驱油方式之一,然而以往的岩心自然渗吸实验采用常规的体积法和称重法,导致实验存在较大误差.为此从自然渗吸发生的条件出发,研制出具有恒温箱和数据自动记录系统的渗吸实验仪器,仪器的计量精度达到0.0001 g,使得自然渗吸实验精度进一步提高.依托新的实验仪器分别完成低渗砂岩岩心和碳酸盐岩岩心自然渗吸实验.岩心实验结果表明:自然渗吸驱油效率和岩心渗透率密切相关,且存在着与最佳自然渗吸驱油效率对应的渗透率；根据实验数据回归出了满足碳酸盐岩岩心和砂岩岩心的自然渗吸动态的衰竭规律.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2013(032)006【总页数】5页(P61-65)【关键词】低渗透;自然渗吸;实验仪器;驱油效率【作者】钟家峻;杨小军;陈燕虎;唐海;吕栋梁;张媛【作者单位】西南石油大学,四川成都 610500;中石化西南石油工程有限公司四川钻井分公司,四川德阳 618000;中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营 257015;西南石油大学,四川成都 610500;西南石油大学,四川成都 610500;西南石油大学,四川成都 610500【正文语种】中文【中图分类】TE311低渗油藏中通常裂缝发育，在注水开发过程中，注入水首先沿裂缝推进，裂缝中的水在毛管力的作用下将基质中的原油驱替出来，这种在多孔介质中，润湿相流体依靠毛管压力作用自发进人岩石孔隙，将其中的非润湿相流体驱出的过程称为渗吸，它是毛管压力作用下的一种常见现象[1]。
随着低渗油藏的大量开发与应用，渗吸作为低渗油藏的一个重要开采机理而备受关注。
国内外学者对低渗透岩心自然渗吸做了大量研究[1-13]。
Aronofsky J S等人[2]首先导出了渗吸驱油指数关系式方程，Graham J W等人[3]和Mannon W等人[4]先后用三角形和方块模型完成了渗吸实验研究，Parson R W和Iffly R等人[5]用称重法和毛管法完成了淹没渗吸实验。
低渗透砂岩油气运移和聚集机理及其应用的开题报告
低渗透砂岩油气运移和聚集机理及其应用的开题报告题目: 低渗透砂岩油气运移和聚集机理及其应用研究意义:砂岩储层是油气资源开发中最常见的储层类型之一。
砂岩储层具有储量大，地质分布广泛，油气藏规模和勘探目标明确等优点。
但是，由于低渗透和低孔隙度等困难，开采砂岩储层油气难度较大。
因此，研究低渗透砂岩油气运移和聚集机理对于油气资源开发具有重要意义。
研究内容:1. 低渗透砂岩油气运移机理：（1）低渗透砂岩油气的运移特征与影响因素。
（2）渗流模型及其在油气运移中的应用。
（3）低渗透砂岩油气运移的分形分析。
2. 低渗透砂岩油气聚集机理：（1）砂岩油气聚集模式及其控制因素。
（2）低渗透砂岩油气聚集特征的地球物理响应。
（3）聚集影响因素的研究及其在预测中的应用。
3. 应用实例分析：以某低渗透砂岩油气田为例，对低渗透砂岩油气储层的运移和聚集机理进行研究，并评估其在勘探开发中的应用效果。
研究目标:1. 掌握低渗透砂岩油气运移和聚集的基本原理。
2. 深入了解低渗透砂岩储层中油气运移和聚集的工程地质特征和复杂性。
3. 建立低渗透砂岩油气运移和聚集的数值模型，包括物性参数及其变化规律、各种机理参数等。
4. 综合分析案例研究，验证研究成果，评估其在勘探开发中的实际应用价值。
研究方法:1. 文献资料分析法：对低渗透砂岩油气运移和聚集的相关文献进行综合、归纳和分析。
2. 室内试验法：根据低渗透砂岩储层物理特征，进行物性参数测定和定量实验模拟。
3. 数值模拟方法：采用最新的数值模拟软件开展低渗透砂岩油气运移和聚集的数值模拟研究。
4. 地震学方法：利用综合地球物理探测技术和地震学方法研究低渗透砂岩油气聚集特征和地下储层结构情况。
预期成果:1. 对低渗透砂岩油气运移和聚集机理的深入认识，明确聚集控制因素和运移机制。
2. 建立该研究领域的数学模型，为砂岩油气开发提供更准确的数值模拟和预测。
3. 通过实例分析，验证研究成果，探索提高低渗透砂岩油气勘探开发效率的新方法。
低渗砂岩油藏CO_(2)驱相态及组分变化规律
低渗砂岩油藏CO_(2)驱相态及组分变化规律
刘建仪;杨雪;刘勇
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】2022(29)6
【摘要】为了解低渗砂岩油藏W区块注气开发过程中的相态、油气组分变化和储层原油对注气的反应,利用质量守恒和状态方程等经典理论,以CO_(2)气体为注入介质,通过注气膨胀、气相色谱实验和PVT相平衡模拟软件进行原油组分变化特征研究。
结果表明:CO_(2)注入量增至0.814 mol时,泡点压力升高了0.96倍,样品体积膨胀了2.09倍,流体中CO_(2)含量由背景值的0.6%逐渐升至81.0%,说明该区泡点压力主要受轻烃组分控制,原油组分因气体的溶解和分离发生明显改变。
该研究可为东濮凹陷低渗砂岩油藏注气提高采收率、油气输运工艺设计、开发方案编制提供技术支持,对其开发具有重要的实际意义。
【总页数】6页(P91-96)
【作者】刘建仪;杨雪;刘勇
【作者单位】油气藏地质及开发工程国家重点实验室;西南石油大学;中国石油辽河油田分公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE345
【相关文献】
1.低渗低饱和砂岩水驱油过程中含水率变化规律研究
2.表活剂对低渗裂缝性砂岩油藏渗吸驱油效果影响分析
3.裂缝性低渗砂岩油藏渗吸驱油效果的影响因素分析
4.低渗河道水驱砂岩油藏剩余油分布规律——以鄂尔多斯盆地胡尖山A21井区长2油藏为例
5.低渗河道水驱砂岩油藏剩余油分布规律——以鄂尔多斯盆地胡尖山
A21井区长2油藏为例
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第36卷第3期2014年5月石油实验地质PETＲOLEUM GEOLOGY＆EXPEＲIMENTVol．36，No．3May，2014文章编号：1001－6112（2014）03－0370－06doi：10．11781/sysydz201403370低渗透砂岩天然气运移和聚集模拟实验林晓英1，2，郭春阳1，曾溅辉3，高宇1（1．河南理工大学能源科学与工程学院，河南焦作454000；2．中国地质大学构造与油气资源教育部重点实验室，武汉430074；3．中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京102249）摘要：低渗透砂岩气藏勘探表明，其形成与分布具有独特的特征，很难用常规天然气成藏理论进行解释与描述。
在低渗透砂岩天然气岩心充注模拟实验的基础上，对低渗透砂岩天然气藏的运移和聚集特征进行了研究。
研究结果表明：气体在低渗透砂岩中的运移需要克服储层的最小阻力和最大阻力，当运移动力位于二者之间时，气体的主要运移方式表现为非达西流；运移动力小于最小阻力时，气体的运移方式为扩散；运移动力大于最大阻力时，气体的运移方式为达西流。
正是这种复杂的气体运移方式，导致了低渗透砂岩中复杂的气水分布关系。
天然气的聚集成藏过程主要受运聚动力、储层物性和束缚水饱和度控制。
随运聚动力的增加，含气饱和度逐渐增加，并在束缚水的影响下最终趋于稳定，含气饱和度一般小于60%。
在相同的动力下，渗透率越大的储层含气饱和度越大，这也是“甜点”成藏的主要原因。
关键词：低渗透砂岩；天然气运聚；非达西流；储层物性；充注动力中图分类号：TE122．1+2文献标识码：AExperimental study on gas migration and accumulationin low-permeability sandstone reservoirsLin Xiaoying1，2，Guo Chunyang1，Zeng Jianhui3，Gao Yu1（1．School of Energy Science and Engineering，Henan Polytechnic University，Jiaozuo，Henan454000，China；2．Key Laboratory of Tectonics and PetroleumＲesources of Ministry of Education，China University of Geosciences，Wuhan，Hubei430074，China；3．State Key Laboratory for PetroleumＲesources and Prospecting，China University of Petroleum，Beijing102249，China）Abstract：The explorations of gas reservoirs in low-permeability sandstones have indicated that they have unique characteristics，hence are difficult to interpret and describe with conventional natural gas accumulation theories．Based on the experiments of natural gas charging of cores，the migration and accumulation characteristics of natu-ral gas in low-permeability sandstone reservoirs were studied．It has been concluded that the main gas migration way is diffusion when the driving force is less than the minimum reservoir resistance；the main migration way is non-Darcy flow when the driving force is between the minimum and maximum reservoir resistance；the main mi-gration way is Darcy flow when the driving force is more than the maximum reservoir resistance．It is this complex gas migration and accumulation way that leads to complicated gas water distribution relationship in low-permea-bi-lity sandstones．The process of gas migration and accumulation is controlled by the driving force of gas migra-tion and accumulation，sandstone physical properties and bound water saturation．With the increase of driving force，gas saturation gradually improves and finally becomes stable（usually less than60%）due to the influence of bound water in sandstone reservoirs．With the same driving force，gas saturation increases with the improve-ment of permeability，which explains the accumulation of“desserts”．Key words：low-permeability sandstone；natural gas migration and accumulation；non-Darcy flow；reservoir physical property；driving force目前有关低渗透储层的概念国际上还未形成统一认识，我国1998年实施的石油天然气行业标准《油气储量评价方法》（SY－T6285－1997），将含油储层和含气储层分开进行评价，低渗透含油砂岩储层为渗透率小于50ˑ10－3μm2的储层，而低渗透含气砂岩储层主要指渗透率小于10ˑ10－3μm2的储层［1］。
低渗透油气资源在我国具有重要的战略地位，收稿日期：2013－05－23；修订日期：2014－03－28。
作者简介：林晓英（1980—），女，博士，副教授，从事油气地质学方面的研究。
E-mail：lxy2002199@126．com。
基金项目：国家自然科学基金项目（40772088）和中国地质大学构造与油气资源教育部重点实验室开放课题（TPＲ－2012－13）共同资助。
据第三次油气资源调查结果显示，低渗透天然气远景资源量分别占全国总资源量的42．8%。
目前，我国天然气剩余资源49．6ˑ1012m3，其中低渗透砂岩天然气资源24．8ˑ1012m3，占剩余天然气资源总量的51%［2］。
近年来的勘探发现一大批地质储量超千亿立方米以上的大气田，鄂尔多斯、松辽、准噶尔、四川盆地累计探明低渗透天然气储量2．5ˑ1012 m3。
目前，我国最大的天然气田———苏里格低渗透砂岩气藏，探明储量2．2ˑ1012m3，2008年建成80ˑ108m3产能，总体规划249ˑ108m3。
低渗透砂岩天然气藏的形成与分布具有独特的特征，很难用常规天然气成藏理论对其进行解释与描述，如低渗透砂岩中的深盆气藏、致密砂岩气藏、凹陷区或向斜区气藏的形成等［3－6］。
低渗透砂岩气藏多具有以下特征：气水关系复杂，常出现气水倒置现象；气体大面积分布、局部富集；含气饱和度低、一般低于60%；近源或源内成藏等［7－9］。
众多学者已从宏观的角度如低渗透砂岩气藏的分布特征、生烃过程、形成期次、成藏模式等方面对其形成机理进行了探讨［7－18］。
但低渗透岩石具有特殊的孔隙特征，天然气在这种特殊的孔隙中具有其独特的运移和聚集方式，目前很少有人从这一角度对其成藏特征进行分析。
1实验样品与实验方法1．1实验样品采用鄂尔多斯盆地苏里格气田山西组—石盒子组和四川盆地须家河组低渗透砂岩进行天然气充注实验，探讨低渗透砂岩中天然气的运聚过程。
实验所取岩心柱规格为直径2．5cm，长度4．6 8 cm，岩心渗透率在（0．013 1．78）ˑ10－3μm2，孔隙度为1．1% 13．9%。
1．2实验方法实验主要在中国石油大学（北京）岩心流动实验装置上完成。
实验过程中首先对实验所用岩心进行抽真空处理，然后用饱和水（配制矿化度为20 g/L的地层水为实验用水）进行天然气充注实验。
实验温度为20ħ，实验围压3 5MPa。
为了避免岩心对气体的吸附作用影响实验结果，选用氩气作为充注气体。
具体实验步骤如下：（1）将饱和水的岩心装入岩心夹持器内，拧紧两端，连接好管线，岩心夹持器的进口端连接气瓶上的减压器，出口接皂泡流量计；（2）用环压泵给岩心加环压约3MPa （实验过程中随岩心前压力的变化而变化，始终保持比岩心前压力大3MPa）；（3）打开气源，调整减压器，缓慢增加进口压力，并保持一定时间，观察皂泡流量计的读数变化，当皂泡流量计的气泡开始动时，记录此时的进出口压力及一定时间内的出口气体流量；（4）实验完成后，取出岩心，用滤纸拭去表面水分，称重；（5）调节减压器，增大进口端气体压力，重复以上实验步骤，测试不同压力条件下进出口压力及出口气体流量。
2实验结果2．1天然气运移渗流特征由图1看出，天然气运移（气驱水）曲线普遍成上凹型变化形态，由平缓过渡的2段组成：较低渗流速度下的上凹型非线性渗流曲线和较高流速下的拟线性渗流曲线。
砂岩渗透率不同，渗流曲线的位置、非线性段的曲线曲率、变化范围和直线段在压力梯度轴的截距不同。
砂岩渗透率越低，渗流曲线越偏向压力梯度轴，砂岩渗透率越高，渗流曲线越偏向流速轴；砂岩渗透率越低，渗流曲线非线性段延伸越长，曲线曲率越小，直线段在压力梯度轴的截距越大。
2．2低渗透砂岩天然气聚集含气饱和度增长特征在低渗透砂岩天然气运移模拟实验的基础上，通过不同驱替压力下气驱水模拟实验，研究低渗透砂岩储层天然气含气饱和度增长的过程。