致密气

摘要： 致密气勘探开发市场主体涉及投资方、合作方、地方政府、管理方等,是一项系统工程。为了加快推进致密气快速上产,积极探索油公司体制下致密气勘探开发项目群管理模式,创新项目管理机制,有效解决加快致密气增储上产中项目管理的瓶颈问题,有针对性的开展了相关研究。研究结果表明:(1)按照“协同创新、规范程序、安全优质、风险共担、共管共享、加快发展”的工作原则,持续优化致密气勘探开发项目群,以石油会战新模式配置项目要素资源,试点勘探开发完全项目制管理机制,探索实践油公司体制下的致密气上产项目群管理模式。(2)项目管理群模式结构包括5个方面,即项目战略规划系统、项目组织管理系统、项目业务运行系统、项目决策支持系统和项目绩效管理系统。(3)项目群管理模式建设策略包括4个方面——持续转变项目管理理念,试点完全项目制管理;加大技术与管理协同创新,提高项目管理效能;强化项目全生命周期评价,保障项目激励与约束;持续建设信息管理平台,提升项目管理运行效能。

摘要： 为了认识驱替压差对不同类型储层气相渗流能力的影响,明确不同类型储层的合理开采压力,以丹风场气田须家河组主力储层Ⅱ类和Ⅲ类致密砂岩为研究对象,借助核磁共振技术开展两类储层致密岩样在不同驱替压差下的气驱水实验,分析了驱替压差对两类储层气相流动能力的影响。结果表明:驱替压差对Ⅱ类和Ⅲ类储层岩样中气相流动特征的影响程度不同。Ⅱ类储层岩样中气相流动特征主要受驱替压差的影响,驱替压差越大,气相流动能力越强,且主要影响小孔喉中的流动能力;Ⅲ类储层岩样中气相流动特征不仅受驱替压差影响,而且还受储层的孔隙结构约束,当驱替压差与储层毛管压力相接近时气相流动能力最强。因此,对于丹凤场气田不同类型致密砂岩储层,在开采时应采用最佳生产压力使气相流动处于最佳状态。

摘要： 钻井成本占非常规油气建井成本的40%~50%,降低钻井成本对节约建井成本、提高开发效益至关重要。文章深入介绍加拿大白桦地项目中深层优快钻井技术,为国内非常规油气水平井钻井降本增效提供技术参考。具体如下:采用二开井身结构,一开Φ222.3mm井眼下Φ177.8mm套管,二开Φ159.0mm井眼下Φ114.3mm套管,水平段长2200~3500m;采用批钻方式,重复利用钻井液,一开2h内开钻,二开1天内开钻;采用勺形井眼轨迹,考虑防碰、提速、降摩阻、减少靶前距增加储层动用面积,采用单弯螺杆+MWD控制轨迹,Compass软件进行防碰扫描,当分离系数小于1时,修正SAG、MAG误差影响,在保证井下安全的同时避免绕障;水平段采用油基钻井液、大扭矩螺杆、水力振荡器、52MPa钻井泵及地面管汇、控压工艺,同时配合高转速、大钻压钻进,大部分水平井水平段一趟钻,最高日进尺达到1152m,平均机械钻速为65.59m/h;根据井筒载荷分布、压裂时水锤效应,分段优选套管,节约成本;井眼轨迹从二开开始设计8°~13°造斜段、漂浮下套管工艺配合专用下套管装置,大幅降低摩阻,增加扶正器数量以保证固井质量,同时大幅提高下套管效率。通过不断优化改进,2017年后完钻14口井,平均井深为5687m,平均水平段长度为3182m,平均钻井周期为14.4天,与2014年之前的158口井相比,在水平段增加1332m的情况下,每米钻井成本降低33%。

摘要： 为探明压裂液渗吸过程中流体运移规律,结合微观核磁共振技术与宏观室内模拟实验,对致密气藏压裂液渗吸过程进行研究,得到了压裂液不同注入时间下的磁共振成像及压裂液渗吸过程一维投影结果,并应用相应的评价参数与数据处理方式,实现了压裂液渗吸过程的量化分析。研究表明,压裂液进入岩心的深度与渗吸时间呈正比,当深度达到某一定值时,压裂液便不再进入;压裂液渗吸速度随着渗吸时间增加而减小,初期渗吸速度降低幅度最大,中期渗吸速度下降幅度有所缓减,而后期渗吸速度降低幅度最小。

摘要： 针对致密气藏储层改造效果不理想、产量低等问题,开展了液氮伴注压后不同因素对水平井产能影响程度的研究。以临兴气田压裂水平井为研究对象,对影响单井产能的地质及工程因素进行计算分析,首先利用主观分析方法中的信息量分析法确定各参数的信息量,然后使用客观分析方法中的灰色关联分析法确定各参数之间的关联度,最后通过对比分析确定各因素的影响程度。结果表明:液氮量、水平段长度、有效厚度、压裂级数是影响水平井单井产能的主要因素;基于2种方法的分析结果整体排列具有一致性,可实现准确快速评价水平井产能,对致密气藏现场生产具有重要的指导和借鉴意义。在临兴气藏后期开发方案设计中,从主要因素中的液氮量为切入点,根据其他影响因素产能的规律来调整参数,可有效提高水平井产能。

摘要： 鄂尔多斯盆地神府区块为致密气产区,为进一步提高该区块的机械钻速、降低钻井成本,开展了小井眼优快钻井技术研究。井眼轨道由“直—增—稳—增—稳”优化为与地层走向精确匹配的“直—增—降—稳”,提高了钻井效率;钻头进行了优化设计,改变了钻头布齿密度,调整了钻头切削齿尺寸和后倾角,增强了钻头的稳定性和耐磨性;优化了钻具组合,优选了钻杆尺寸,改进了螺杆钻具,研制了用于提速的三维振动钻井冲击器;研制了仿生润滑剂,改进了钻井液配方,提高了钻井液润滑性能;另外,优化了钻井施工参数,研究形成了小井眼优快钻井关键技术。该技术在神府区块8口井进行了应用,实现了二开一趟钻完钻,机械钻速提高50%以上,钻井周期缩短45%,取得了显著效果。神府区块小井眼优快钻井关键技术为该区块后续致密气井钻井提供了技术支撑,对国内其他地区的致密气井钻井也有借鉴作用。

摘要： 加快致密砂岩气(以下简称致密气)高效勘探和规模效益开发,对提高我国天然气自给能力,保障国家能源安全、实现“双碳”目标具有重要意义。为进一步促进致密气的规模增储上产,将资源量转化为储量、产量,在系统总结分析“十三五”期间致密气钻完井技术进展的基础上,对标分析了致密气钻完井技术面临的挑战,对“十四五”及中长期致密气钻完井技术的发展进行了展望分析。研究结果表明:①创新形成了致密气钻完井技术体系,主要包括:长水平段水平井快速钻井技术、大井丛工厂化钻井提速提效技术、小井眼钻完井技术、侧钻井技术、气体钻井技术等。②致密气水平井迈上5000m水平段新台阶,最长水平段长度达5256m,钻井时效逐年提升,保障了鄂尔多斯盆地、四川盆地致密气效益开发和持续上产。③“十四五”期间,持续提升大井丛工厂化钻完井作业水平,探索混合井组下更高效的批量化、标准化的作业模式;升级改造装备、配套关键工具,提升长水平段一趟钻比例;完善致密气小井眼钻完井配套技术,成熟区全面推广应用小井眼钻完井技术;加强老区致密气剩余气挖潜攻关,加快连续管侧钻技术、柔性钻杆径向钻孔研究与试验;探索气体钻水平井/侧钻水平井技术。结论认为,“十四五”及中长期,致密气仍是中国天然气增储上产的重点领域,致密气钻完井技术的不断发展和进步是确保致密气高效规模效益开发的关键。

摘要： 临兴—神府气田位于鄂尔多斯盆地东北缘,相较于盆内苏里格、大牛地等气田,具有地貌及构造条件复杂,地震影响因素多;低阻气层发育,气层识别难度大;气藏类型多样,开发方式有差异;岩矿组成复杂,不利于增产改造等技术难题。为破解上述技术瓶颈,建立一套适用于鄂尔多斯盆缘致密砂岩气(以下简称致密气)的勘探开发配套技术,结合地质—工程一体化认识,系统开展了盆缘致密气地质主控因素解剖和主体开发技术对策研究。研究结果表明:①基于宏观构造明确了成藏差异性,其中低幅构造区气层厚度大、含气饱和度高,是勘探最有利区;②明确了“构造控区、微相控储、物性控藏、裂缝控渗”四要素主控的致密气差异富集规律,指导了甜点区优选及井位部署;③针对黄土塬地貌,采用“两宽一高”地震采集方法,探索浅部薄气层、含水气层及煤下储层反演方法,提高了有效气层识别率;④基于核磁和测井分层段识别岩相、孔隙类型影响的岩电参数,指导了低阻气层有效判识;⑤形成的勘探开发配套技术,应用并验证了地球物理、气层识别和储层改造等技术的适用性,助力致密气立体高效开发。结论认为,该研究成果和形成的技术序列有效支撑了临兴—神府气田的增储上产,为鄂尔多斯盆地盆缘和其他类似地区致密气勘探开发提供了参考和借鉴。

摘要： 致密砂岩气(以下简称致密气)在世界各大含油气盆地广泛分布,是重要的非常规气类型之一,其中储层改造技术突破与开发成本的下降助推了致密气的规模化与工业化开发,中国是世界第三大致密气产气国,2020年致密气年产量已达470×10^(8)m^(3)。为评价中国致密气的开发前景,首先在简要分析全球致密气资源分布、开发历程的基础上,系统总结了我国在20年的致密气开发实践中形成的系列关键技术,进而结合中国石油第四次资源评价结果,预测了我国致密气的开发前景。研究结果表明:①中国致密气资源较为丰富,约占全球资源量的10%,其开发可划分为开发评价和开发调整2个阶段;②开发评价阶段中的关键技术包括有效储层成因单元确立与富集区优选、开发指标评价、井网井型优化、储层改造、开发方案优化等技术;③开发调整阶段的核心是提高采收率,其最主要的技术手段为井网优化与加密,可提高采收率10%~20%,查层补孔、老井侧钻、二次压裂、排水采气及增压开采也是有效的技术手段。结论认为:①中国致密气仍具有较大的上产潜力与发展前景,已动用探明储量挖潜、未动用探明储量开发、新增探明储量有效开发是保障致密气中长期发展的3个重要方面,前二者可支撑致密气年产气量峰值(700~800)×10^(8)m^(3),达峰时间介于2030—2035年,稳产超过10年;②新增探明储量的持续开发将进一步支撑致密气产量稳产至2050—2060年。

摘要： 川西前陆盆地上三叠统须家河组是四川盆地致密砂岩天然气(以下简称致密气)勘探的重要领域,其超压体系的形成与演化对其天然气聚集具有重要影响与控制作用。为了深化川西前陆盆地中生界致密气聚集规律认识与有利勘探区带预测,利用该区气藏压力、钻井液密度资料,以及前人开展的包裹体均一温度研究成果与含烃盐水包裹体PVT模拟气藏古压力恢复成果,结合须家河组不同含气区的埋藏史与构造运动,研究了该区地层流体压力特征、形成机制与演化及其与天然气大规模聚集关系。研究结果表明:①川西前陆盆地须家河组于晚三叠世—侏罗纪形成了欠压实作用超压体系,并在烃源岩成熟度为0.75%时消失或维持弱超压;②晚侏罗世—白垩纪的生烃作用形成了须家河组的古超压体系,其中古超压体系在坳陷带形成于中晚侏罗世,在隆起带及其邻区形成于白垩纪;③燕山期—喜马拉雅期的差异构造运动对须家河组超压体系演化影响十分明显,坳陷带—斜坡带在古近纪超压体系得以维持并略有增强,而隆起带与断裂活动强烈区的超压系统遭受不同程度的破坏;④现今超压体系是生烃与构造挤压联合形成的古超压体系经历强烈构造改造后的残余压力体系;⑤超压体系的持续发育促进了川中地区大面积低丰度天然气区的形成,确保了坳陷带的中北部致密气的大面积封存。结论认为,不仅前陆盆地隆起带及其邻区、坳陷带的川合—绵阳—黎雅以及冲断带—坳陷带为须家河组致密气发育区,而且须家河组超压体系之上的侏罗系—白垩系都具有致密气勘探的良好前景,上述领域均是未来致密气大气田的重要勘探方向。

摘要： 通过本次研究明确徐家围子断陷沙河子组致密砂砾岩气的成因，解决了天然气反转的难题，烃源岩和断层是气藏分布的主控因素，清晰沙河子组致密气与营城组火山岩气藏的关系，为今后致密气勘探提供理论支持。

摘要： 煤系地层的综合勘探与有序开发是实现资源最大化的有效途径.以神府区块为例,系统分析了区内的构造演化历程和沉积环境,研究了煤层气与致密气的成藏条件、赋存方式和成藏模式,探讨了煤层气与致密气联合开发的可采性.研究表明:①神府区块整体呈单斜形态,构造简单,断裂不发育;从本溪组时期到山西组时期,主要为海陆过渡相沉积环境,发育较好的源储条件.稳定的构造背景和优越的沉积环境为煤层气与致密气成藏提供了良好的地质条件.②神府区块煤层气与致密气具有源内成藏的特点,煤层气源内直接成藏,致密气近源短距离运移成藏,划分了4种煤层气与致密气垂向组合关系.③神府区块山西组、太原组和本溪组具有统一的储层压力系统,非气层砂岩不含水或弱含水,致密气层与煤层距离近、层段多是煤层气与致密气联合开发的有利地质条件.

摘要： 本文详细对比研究了鄂尔多斯盆地临兴区块29口探井的动静态参数与测试产能的关系及其影响因素.指出压后产能除了与孔隙度、渗透率有较好的正相关关系外,还受储层与围岩地应力差大小、储层脆性指数的影响.通过岩样压裂后裂缝发育程度的描述及岩心压裂前后声学参数的测定,建立了研究区动态脆性指数与压裂缝发育程度的定量评价指标,并利用快慢横波各项异性度指标检测储层的压裂效果;形成了动静态参数耦合的致密气测井产能分级预测方法及标准.

摘要： 致密气开发技术工程化是规模化商业开发的前提.致密气作为一种新兴的能源,其开发技术极大的区别于常规油气,具有显著的技术学习效应.以往学者定义的技术学习曲线只能描述钻井数量与边际钻井成本变动的关系,并不能反映出致密气开发开发过程中地质、技术以及环境等不确定性问题引发的沉没钻井成本变动.针对这一不足,本研究在界定致密气开发技术工程化实现内涵的基础上,把技术学习对钻井成本的作用途径分为直接的技术规模效应和减小不确定性问题发生可能性,提高钻井成功率,降低沉没钻井成本的间接作用,并分别分析两种途径的作用机理及演化过程.依据涪陵致密气田的实地调研信息和专家访谈数据,刻画并分析了不同开发阶段对应井别的钻井总成本学习曲线,并与传统的技术学习曲线进行了对比分析.研究发现,致密气开发早期相比中后期,技术学习速率更高,钻井成本剧烈变动变动更剧烈,当只考虑技术学习的规模效应,钻井成本变动更为平缓,技术学习对钻井成本的间接作用显著的增大了技术的学习效应.

摘要： 本文通过结合非常规气技术进步情景分析和工程经济模型,建立了致密气产量预测模型.对于技术进步情景分析,主要是分析技术发展的可行性,并量化技术指标(物探、测井、钻井、压裂等),为产量预测模型提供技术参数.对于工程经济模型,主要是确定经济开采方案(打井计划等),计算净现值、内部收益率、盈亏井口气价等经济指标,为开发方案提供全面的经济评价.根据上述产量预测模型开发了相应的软件,并应用于某虚拟气田,预测在无、慢速、参考及快速技术进步场景下的致密气产量.同时,将国家优惠政策纳入模型,分析其对致密气开发的促进作用.在此基础上提出技术发展策略,为管理者制定相关决策提供依据,对实际生产与开发具有一定的指导意义.

摘要： 致密气一般存在于致密砂岩、砾岩、低孔碳酸盐岩中,此类气藏由于低孔、低渗,测井响应和解释方法与常规气藏有所不同,测井评价存在较大难度.因此本文以英台气田营城组二段火山碎屑岩为例,从孔隙结构微观表征,分析了影响评价致密火山碎屑岩储层识别的主要因素,利用毛管压力资料,开展致密气储层孔隙结构分类定量评价,分析试气效果与孔隙结构关系,形成了致密气储层微观孔隙结构评价技术,为优选试气层位提出了建议.该方法在英台气田致密火山碎屑岩地区得到了推广应用,解释成果得到了试气的验证,解决了非常规致密火山岩气藏测井识评价别的技术难题,满足了生产作业的需要.

摘要： 碎屑岩薄储层砂岩含气后其纵波速度降低、与围岩泥岩地层纵波速度接近,常规纵波解释技术区别有效储层难度大.本文提出叠前纵横波地震数据反演储层预测方法是基于AVO原理、实现在PP波时间域进行PP波和PS波角道集数据的联合反演方法,其算法是内点算法,精度高、算法稳定.该方法已应用于合成和实际数据,可以准确地估计岩石物理参数,合成数据反演结果显示与模型数据稳合良好,实际数据反演结果表明与地震剖面和测井资料匹配良好.进一步提高了单独利用纵波资料进行储层预测的精度.基于联合反演结果的解释,细化了碎屑岩储层的非均质性,识别了相对含气富集区.

摘要： 天然气作为燃料和工业原料被广泛应用于社会的各个领域,而且做作为一种环保型的清洁能源在当今社会经济发展中的作用越来越重要.地球物理测井是一门发挥重要作用的关键技术,广泛应用于天然气勘探开发的各个阶段.随着测井技术的发展,测井仪器的分辨率越来越高、采集的地下信息越来多,测井资料的综合信息和技术优势在天然气勘探开发中的作用更加明显和重要.本文根据近几年技术服务研究的一些成果,对测井在天然气储层勘探开发中的作用做了初步的总结,并分别展示测井技术在火成岩、页岩气、煤层气、致密气等不同然气储层的应用实例以及测井资料分析在非常规页岩气开发中的应用实例.

摘要： 对于物性较差的气藏,在制定开发方案时一般认为,实施单井多层合采的方式是实现高效开发的有效手段.但是,由于绝大多数多层气藏各层地质条件存在差异,多层合并开采方式下,气井的动态特征将复杂化,生产过程中不可避免的层间干扰将不同程度地影响气井的开发效果.特别是本文研究的将煤层与致密层同时打开进行生产,两种不同类型的产层合采效果不仅仅受到各层非均质性的限制,同时也受制于煤层特有的开发方式.通过分析总结两种产层的产能方程和产层压力变化特征,在井筒中运用节点分析方法迭代编程进行耦合计算,得以动态预测任意时刻的合采产气动态.将合采产气动态与各个产层单独生产叠加总产气动态进行对比,发现在预测期内多产层合采累产气量比多产层单独生产的叠加累产气量仅仅低了2.56％,但单井多层合采的投资成本远远低于单独开采,且合采的稳产时间更长,表明虽然不同类型产层开发方式差别较大,但对整体产能的影响不大,单井多层合采无疑应为首选的开发方式.

摘要： 对于物性较差的气藏,在制定开发方案时一般认为,实施单井多层合采的方式是实现高效开发的有效手段.但是,由于绝大多数多层气藏各层地质条件存在差异,多层合并开采方式下,气井的动态特征将复杂化,生产过程中不可避免的层间干扰将不同程度地影响气井的开发效果.特别是本文研究的将煤层与致密层同时打开进行生产,两种不同类型的产层合采效果不仅仅受到各层非均质性的限制,同时也受制于煤层特有的开发方式.通过分析总结两种产层的产能方程和产层压力变化特征,在井筒中运用节点分析方法迭代编程进行耦合计算,得以动态预测任意时刻的合采产气动态.将合采产气动态与各个产层单独生产叠加总产气动态进行对比,发现在预测期内多产层合采累产气量比多产层单独生产的叠加累产气量仅仅低了2.56％,但单井多层合采的投资成本远远低于单独开采,且合采的稳产时间更长,表明虽然不同类型产层开发方式差别较大,但对整体产能的影响不大,单井多层合采无疑应为首选的开发方式.

摘要： 本发明提供了一种致密‑页岩油藏超前注气及持续注气补充地层能量的方法，其包括：步骤1：在致密‑页岩油藏开发前，通过水平井向地层超前注入混合气体；步骤2：混合气体注入结束后，关闭水平井焖井一段时间，使所述混合气体与地层原油充分混合，以提高地层压力，并通过提高原油溶解气油比提高原油弹性能量，同时实现超前补充地层能量；步骤3：对致密‑页岩油藏目标区块的水平井进行体积压裂，以在水平井周围形成压裂缝网，随后水平井开井生产；步骤4：待开井生产一段时间后，通过水平井向地层持续注入混合气体，以补充地层能量，混合气体注入结束后，关闭水平井焖井一段时间，随后水平井开井继续生产。

摘要： 本发明提供一种异常高压、高含水致密低渗气藏剩余气分布描述方法，该方法建立了基于应力敏感和高含水的可采储量采出程度与地层压力关系函数，在异常高压气藏中，可采储量采出程度对地层压力变化所引起的应力变化敏感，基于应力敏感的上述关系函数即是考虑了异常高压条件对气藏剩余气分布描述的影响，因而由异常高压、高含水所引起的可采储量采出程度的变化体现在可采储量采出程度与地层压力关系函数中，从而提高了剩余气分布规律的描述的准确性。

摘要： 本发明公开了一种煤层气‑致密气合采的数值模拟方法。包括以下步骤：收集原始数据，建立煤系地层三维地质模型，并将建立的所述三维地质模型剖分为单重介质模型网格；根据前述的模型，建立三重介质数值模型，所述三重介质数值模型中的三重介质分别为：基质系统、裂缝系统和孔洞系统，并将三维地质模型与三重介质数值模型相耦合；根据煤层与砂岩层的连通关系设置不同的三重介质的窜流系数与传导系数；结合S3的属性值、S4的计算结果以及生产条件，通过渗流方程计算合层共采的产气量和产水量。本发明通过设置三重介质模型，减少了模型中砂岩层在纵向上的网格划分，进而减少了模型总体网格数量，优化了模型大小，加快了运算速率，节约了运算时间。

摘要： 本发明公开了一种煤层气‑致密气合采储层干扰机理的模拟系统及方法，包括吸附气模拟系统、致密气模拟系统、煤层水饱和系统、临界解吸模拟系统、井筒排采模拟及气液流速测量系统，所述吸附气模拟系统的右端连接临界解吸模拟系统的左端下部，所述致密气模拟系统的一端连接吸附气模拟系统，另一端连接临界解吸模拟系统的左端上部，所述临界解吸模拟系统的右端连接井筒排采模拟及气液流速测量系统，所述煤层水饱和系统连接临界解吸模拟系统的下端；本发明针对煤层气‑致密气合采储层干扰特点，测试煤层气‑致密气合采储层干扰及气‑液流动特征，测试过程科学，结果准确，为煤层气与致密气等非常规气藏合采的有效开发创造了良好的条件。

摘要： 本发明公开了一种深部煤层气与浅层低压致密气分压合采装置及方法，其包括压裂管、连接轴壳、密封扩张元件、压力监测仪以及合采装置，所述压裂管为多段拼接式结构，相邻所述压裂管端头均安装有密封扩张元件，所述密封扩张元件靠外侧圆形面上安装有连接轴壳，所述连接轴壳侧环面安装有压力监测仪，相邻所述连接轴壳之间安装有合采装置，所述合采装置对其所在岩层进行压裂，且所述密封扩张元件、压力监测仪分别对合采装置所在空间层腔进行密封、压力检测。

摘要： 本发明提供一种致密气合层开采流固耦合气水非线性渗流实验装置及方法，属于油气藏开发技术领域。该装置包括注入泵、第一中间容器、第二中间容器、介质循环泵、收集装置、后处理装置、岩心夹持器、扫描系统、橡胶套筒、应变片、电流‑压力转换器和并联岩心，应用该装置时，首先识别致密气储层地质构造，选取代表性储层；缩放岩心，确定研究层位排列顺序；制备并联岩心；组装岩心和实验设备；进行并联实验和结果分析。该方法通过应变片能有效测定并联岩心中每层岩心所受压力的大小，并反映致密气藏在并联状态下每层的气水两相流动规律，对认识气水流动规律，指导致密气藏的开发有非常重要的指导作用。

摘要： 本发明属于油气田开发技术领域，公开了一种低渗透致密气藏单井控制储量计算及剩余气定量分析的方法，利用气藏动态储量计算方法对区块各气井进行单井控制储量计算；建立新的储量计算公式进行求解和实例对比分析；定量分析启动压力梯度和应力敏感对单井控制储量计算结果的影响；在进行储量计算结果影响因素分析后得出，启动压力梯度达到0.02MPa/m时，储量计算结果较常规方法显著减小，但启动压力梯度大于0.1MPa/m后，其影响程度逐渐趋于稳定；而储层应力敏感越强，储量计算结果则越小；本发明实例表明本发明对低渗透致密气藏准确确定单井控制动态储量具有良好的理论和实际应用价值。

摘要： 本发明属于石油天然气勘探与开发技术领域，公开了一种确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的方法及系统，所述确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的系统包括：砂岩样品获取模块、样品预处理模块、样品数据获取模块、数据传输模块、中央控制模块、增压充注模块、临界条件获取模块、稳定性评估模块、数据存储模块、更新显示模块。本发明提供的确定致密砂岩气藏天然气充注临界条件的系统能够很好匹配实际气藏条件，准确厘定致密砂岩气藏天然气充注的临界条件，具有可操作性强、可重复性强、实用性高、可靠性高、依据充分的优点，对于确定致密砂岩气藏有效勘探区、提高致密气藏开采效果具有重要意义，能够为油田增储上产提供有效指导。

摘要： 本发明公开了一种井筒‑地层一体化致密气藏排水采气措施仿真模拟方法。该方法结合地质模型、属性模型、流体及岩石高压物性参数、产量及压力等生产动态监测资料，开展压力、饱和度场初始化及生产动态历史拟合，以此建立地层模型。结合井筒油、套管等井身结构参数、井产能方程、流体参数等，依据Pipesim软件建立井筒管流模型生成VFP表，将VFP表加载到地层模型中进行井筒‑地层一体化排采措施仿真模拟。依据模拟结果，对比分析电潜泵对预测时间内最终排液量、增产气量等的影响，为矿场排采措施实施提供理论支撑。

摘要： 本实用新型提供了一种基于深部煤层气与浅层低压致密气分压合采装置，包括采集组件和分压机构，所述采集组件包括井管柱体、中心管、排气管、滤筒和限位环；所述分压机构包括气囊；本实用新型通过供气管将空气导入气囊的内部，然后通过输气管将一个气囊内的空气导入另一个气囊内，从而使两个气囊在气压的作用下发生形变膨胀，然后通过膨胀的气囊带动橡胶垫与采气井进行贴合密封，从而对深部煤层气与浅层低压致密气进行层位封隔，然后通过滤筒将浅层低压致密气导入井管柱体内进行采集，然后通过中心管对深部煤层气进行采集，进而对深部煤层气与浅层低压致密气进行分压合采，增加了生产通道，避免了混合的情况发生，保证了天然气的品质。