碳酸盐岩缝洞型气藏的水平井动态预测模型

碳酸盐岩缝洞型油气藏具有特殊的储集类型和特征,其渗流特征不同于砂岩油气藏,该类油气藏的动态预测研究不能采用砂岩油气藏的渗流理论。基于稳定渗流理论,从缝洞型油气藏的储量计算方法和物质平衡方程为出发点,结合产能方程和井筒压降方程,推导建立了碳酸盐岩缝洞型气藏-水平井井筒的耦合动态预测模型。研究了考虑井筒压降和不考虑井筒压降的2种情况的碳酸盐岩缝洞型气藏的动态特征。研究结果表明:在生产初期,各条酸蚀缝产量和累产量及各个缝洞体系的地层压力下降速度快,后期下降变缓;与不考虑井筒压降情况下相比,考虑井筒压降情况下的各个缝洞体系的地层压力下降速度慢,各条酸蚀缝的产量和累产量小。     

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏压力衰竭过程中凝析油微观赋存状态

凝析气藏衰竭开采过程中,不同缝洞类型会影响凝析油的析出过程和赋存形态。为了研究缝洞型碳酸盐岩凝析气藏压力衰竭过程中凝析油的形成机理和微观赋存状态,对单缝洞型、多缝洞垂向叠置型和多缝洞横向叠置型三种缝洞类型的碳酸盐储层开展凝析气压力衰竭实验协同微米电子计算机断层扫描技术(computed tomography, CT)扫描,并对不同压力下扫描得到的图像采用人工智能算法进行油、气、岩石骨架分割,得到真实岩心三维孔隙网络模型,通过图像处理和计算分析,实现模拟不同缝洞类型凝析气藏在不同开发阶段凝析油赋存状态的定量和定位置表征。研究表明:碳酸盐岩缝洞储层岩心压力衰竭过程主要是一个油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程,最终网络状油增加,多孔状、单孔状和油膜状油减少;利于凝析油析出的储层构造由强到弱排序依次为多缝洞横向叠置型储层、单缝洞型储层、多缝洞垂向叠置型储层;在压力衰竭过程中,随着凝析油增多,油相会向岩石壁面靠近,当凝析油开始产出,油相会远离岩石壁面,随着油相的产出,油相减少,凝析油在表面张力的作用下向岩石壁面靠近。     

裂缝-孔洞型碳酸盐岩凝析气井出水特征及预测

随着开采时间的增加,塔中I号坡折带上奥陶统裂缝孔洞型碳酸盐岩凝析气藏产水井数目和产水量都有所增加,从而降低了凝析气井产量,影响凝析气藏开发的整体效果。在总结塔中地区裂缝孔洞型碳酸盐岩凝析气井生产特征的基础上,利用流动物质平衡法对试采井进行能量评价,对有较强地层能量补充的试采井,利用生产气油比和天然气烃类组分的变化规律进行出水预测研究。研究结果表明,碳酸盐岩凝析气井自喷生产期间,随着地层压力下降,气油比缓慢上升,随着地层能量的补充,气油比在一段时间内会相对稳定（约4 000 m³/t）,出水前生产气油比缓慢下降至2 000 m³/t,产水后气油比快速上升;同时,在产水前天然气烃类组分发生变化,轻质组分C₁+N₂含量降低约3%~6%,重质组分C₇₊含量较稳定生产时增加19倍以上。     

边水凝析气藏型储气库多周期注采水侵量计算模型

针对边水凝析气藏型储气库相态变化复杂而导致水侵量计算较为困难的问题,基于物质守恒原理,鉴于储气库注采气体差异,考虑注入烃类气体与凝析气混合、凝析气反凝析、边水侵入和岩石束缚水压缩性等因素,推导边水凝析气藏型储气库物质平衡通式,建立水侵量和相关参数计算方法,结合中国某边水凝析气藏改建的储气库运行动态数据,计算和评价储气库多周期注采水侵量变化。结果表明:水侵量的计算结果符合储气库注采地层压力的升降特征;随着储气库多周期扩容和库存量增加,总体水侵量逐渐减小;与考虑反凝析因素相比,不考虑反凝析因素计算的水侵量值偏大;由于注入的烃类气体对凝析气的抽提作用,反凝析对水侵量的影响程度逐渐减弱;新模型计算的水侵量与数值模拟方法结果吻合较好。     

白节滩气田缝洞系统开发动态及气水关系分析

四川盆地下二叠统茅口组气藏为裂缝——溶洞型碳酸盐岩有水气藏,碳酸盐岩基质极其致密,裂缝溶洞空间分布及其气水关系具有高度非均质性．通过对白节滩气田各缝洞系统开发动态及气水关系的分析,阐明了储层非均质性是导致缝洞系统内气水关系复杂的主要原因,对见水井常采用排水找气的方式进行开采,以提高气藏的采收率．同时对其他类似碳酸盐岩缝洞型有水气藏的开发具有一定参考价值．     

低渗多孔介质中凝析气衰竭实验研究

凝析气藏凝析气衰竭测试通常在PVT筒中进行,没有考虑多孔介质的影响,而实际储层中流体相态的变化却是在多孔介质中发生的。通过长岩芯实验研究了凝析油气体系在多孔介质中的衰竭动态,并与PVT筒中的衰竭进行了对比。研究发现:长岩芯中富含凝析油型的凝析气衰竭动态与PVT筒的测试结果存在一定差异,不同衰竭速度所得各级压力下平均气油比不同,速度越大,平均气油比越大,凝析油采收率越低;长岩芯中凝析油采收率高于PVT筒中采收率,天然气采收率则相差不大。因此,应尽可能采用岩芯衰竭实验研究凝析气藏衰竭开发反凝析动态特征。     

凝析气井井筒动态预测方法研究

凝析气井在生产过程中井筒压力降低到露点压力以下,会产生与一般纯气藏完全不同的相态变化。在相态变化过程中,气相和液相随着组分的变化而产生质量的传递,使用常规的井筒动态方法进行预测,必然产生较大的误差。本文通过对凝析气井井筒动态预测分析,完善了新的凝析气井井筒动态预测理论和方法,同时运用凝析气井生产系统动态优化软件对凝析气井的井筒动态进行预测,提高了生产系统动态优化设计方法,成功应用于现场并取得了较好的效果。     

缝洞型油藏物质平衡方程计算方法研究

缝洞型油藏是一种复杂的特殊油藏,其物质平衡方程与常规油藏相比有较大差别。从油藏物质平衡基本原理出发,建立了缝洞型油藏物质平衡方程。与常规油藏物质平衡计算方法相比,该方法将考虑地层压力变化及弹性膨胀特征,并引入压缩系数概念。同时,考虑缝洞型油藏油与水两相因素,使得建立起的物质平衡方程,既可以表示地层弹性能释放的过程,又可以描述水侵现象。而且采用了相关曲线法求解,从而大大提高了缝洞型油藏储量计算精度。以某油田S缝洞单元为例。利用其生产动态数据对该新方法进行验证,计算结果表明,利用物质平衡计算新方法可以准确计算缝洞型油藏储量。     

基于Fluent与Hernandez模型的缝洞型油藏水驱油机理及影响因素分析

针对碳酸盐岩缝洞型油藏剩余油分布问题,利用Fluent软件进行油水分布特征研究。在不同参数取值下,对Hernandez模型进行计算。将复杂的缝洞结构简化为4种几何模型。分析缝洞结构、驱替水的注入速度和油的运动粘度和油水粘度比4种因素对剩余油分布的影响,归纳缝洞内流体流动规律。数据分析结果表明:驱替水进入缝洞占据原油空间位置是水驱油的主要采收机理;水注入的速度会影响缝洞的初期出油率,但不会影响缝洞内极限原油剩余率;油水粘度比越高,原油采出率越高,缝洞内剩余油量越少;在水驱前缘位置所受到的粘性力越大,越有利于油水互相扩散;扩散系数对于不同的缝洞类型有不同数量级的取值。     

缝洞型底水油藏油井见水及含水规律实验研究

针对塔河碳酸盐岩缝洞型底水油藏的特点,根据矿场生产的动静态资料,利用相似理论,构建不同缝洞组合的可视化模型,开展物理模拟实验。比较和验证了不同含水上升规律所对应的储集空间类型,揭示了不同含水上升规律的物理本质,为此类油藏的合理开发提供了必要的实验和理论依据。实验证实,碳酸盐岩缝洞型底水油藏油井见水和含水上升规律存在5 种基本形态,而每一种类型都与特定的储集体地质特征、缝洞组合关系、水体能量的大小以及水体与储层的沟通程度密切相关;底水入侵的方式与砂岩油藏有很大区别,底水主要沿大裂缝窜进,溶洞内油水界面缓慢水平抬升,流体流动属于层流,这将简化管流与渗流耦合的数学模型。     

哈拉哈塘奥陶系缝洞型成岩圈闭及其成因

针对塔里木盆地塔北哈拉哈塘油田碳酸盐岩缝洞型成岩圈闭，综合利用区域地质、钻录井、酸化压裂、压力测试、生产动态等动静态资料，探讨圈闭的动态识别方法、特征及成因。研究认为，由于碳酸盐岩缝洞型储层渗透率高，一定条件下可以利用井口油压数据绘制N_p-△p图，并以此判断油藏属于开放性油藏还是封闭性成岩圈闭油藏；研究区缝洞型成岩圈闭规模总体较小，储层类型以洞穴型为主，圈闭盖层岩性、储盖组合及遮挡条件多样，发育多种圈闭要素组合模式；多期充填叠加是研究区缝洞型成岩圈闭封闭的根本原因，新近纪以来大规模快速沉降引发的成岩充填可能是大多数缝洞型成岩圈闭封闭的直接原因，沉降同时导致部分油藏形成异常高压。     

碳酸盐岩油藏缝洞单元离散数值模型及压力响应曲线特征

 缝洞型碳酸盐岩油藏储集体类型多样,如何充分利用试井测试资料认识钻遇储层特征是后期挖潜增产的关键,并且常规解析试井模型中无法考虑井与缝洞的位置关系导致解释结果误差较大。为此,根据缝洞单元内缝洞与井的分布特征,分别建立了井钻遇和未钻遇缝洞2种离散数值试井模型,并进行有限元求解,分析了缝洞体大小以及缝洞体与井之间距离对井底压力响应曲线的影响。采用该方法对塔里木哈拉哈塘油田14口井测试资料进行试井分析,结果表明,受缝洞体的影响,井底压力响应曲线特征可分为：缝洞发育-未钻遇缝洞-井在缝洞附近、缝洞发育-钻遇缝洞、钻遇多个连通的缝洞、基质为主-缝洞不发育以及缝洞不发育-钻遇个别缝洞5种类型。     

库车裂缝性砂岩气藏渗透率模型研究与应用

裂缝性气藏中孔隙介质包括压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙。考虑裂缝与基质间的物质交换,建立了考虑压裂裂缝的多重孔隙介质渗流数学模型,研制了裂缝性气藏压裂后生产动态模拟器。根据库车天然裂缝发育程度综合量化分类,天然裂缝发育程度是影响压裂后产能的重要因素之一;裂缝系统连通差、发育差的气藏,压裂后也难以获得理想的增产效果。统计分析了裂缝参数与渗透率的关系,裂缝密度与测试渗透率相关性好,给出了裂缝密度与渗透率的关系,建立了渗透率地质模型。结合裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器,通过拟合试采压力校正渗透率,打破了关井测试计算地层渗透率的传统做法。通过实例计算表明,所建立的多重介质渗流数学模型和渗透率地质模型是合理的,试采压力拟合精度高,校正渗透率准确且误差较小,为油田开发提供了一种新思路。     

塔中西部平台区油气分布差异性及其主控因素

塔中北斜坡奥陶系碳酸盐岩蕴含着丰富的油气资源,但油气藏类型复杂多样,按照PVT 和流体组分可以划分
为油藏、挥发性油藏和凝析气藏3 种类型,三者在空间上分布复杂。通过对塔中北斜坡西部平台区大量单井及其生产
状况的解剖,结合分析化验和地震资料,深入探讨了本区流体分布和性质特征、断裂和储层差异,揭示了造成油气分布
差异性的主控因素。认为奥陶系良里塔格组良三段顶部的不整合面在垂向上控制了储层层位和储层规模,储层在横
向上的强非均质性是油气平面分布差异的重要原因;走滑断裂作为油气运移通道对储层改造明显,直接决定了不同区
域的古油藏在晚喜马拉雅期遭受的气侵强度,是目前本区油气藏相态多样性和性质差异的直接原因。     

牙哈23凝析气田有效水体及驱动能量评价

牙哈23凝析气田是国内第一个采用整体循环注气部分保压开发的凝析气田,进行有效水体及驱动能量的估算对充分利用天然能量、保持合理的回注比、实现气田开发效益的最大化意义重大。     

Two accumulation modes of marine-origin natural gas in the Tarim Basin

HeUanhe gas field, Lungudong gas field and Tazhong gas field are marine marine-origin natural gas reservoirs in the craton area in the Tarim Basin. The natural gas is generated from Cambrian source rocks. The simulation experiment indicated that the cracking of the dispersedly dissoluble organic matter remaining in the source rocks is the main origin of marine natural gas. There are two modes to form gas reservoirs, one is the dry gas reservoir such as HeUanhe gas field, in which gas accumulated on the fault belt with violent tectonic movement, the other is condensate gas reservoir formed on the inheriting uplift such as Lunnan and Tazhong gas fields. The hybrid simulation experiment of cracking gas and crude oil indicated that crude oil accumulated on a large scale in those uplift belts at the early stage, and natural gas filled the ancient oil reservoir at the late stage, and the gas reservoirs were formed after the gas mixed with the crude oil.     

致密砂岩气藏反凝析伤害及开采对策研究

针对中江气田沙溪庙组气藏反凝析伤害导致气井产量下降的问题,基于沙溪庙组气藏流体相态变化特征研究,通过长岩芯反凝析伤害实验及数值模拟分析评价反凝析对气藏开发的影响。结果表明,气藏在开发过程中,反凝析将导致储层中气相渗透率大幅降低,储层渗透率伤害率达32%,最大含凝析油饱和度1.8%,压裂改造工艺在一定程度上能降低气藏反凝析伤害,且储层渗透率越高,气藏反凝析对气井产能影响越小。根据中江沙溪庙组气藏生产特征分析,采用衰竭式开发方式更为适合,建议开采初期通过气井合理配产,延长气井露点压力以上生产时间,后期可介入泡排、柱塞气举等工艺排出井筒积液,确保气井稳定,最终达到提高气藏开发效益的目的。     

凝析气田自流注气的数值模拟研究

凝析气藏通常采用衰竭式开发,或采用循环注气以保持压力的方式进行开发。利用气藏气对凝析气藏进行自流注气无疑是一种经济有效的开采方法。将三维三相拟四组分模型改进为气藏井筒气藏模型,定量描述了自流注气过程中自流注气量及气藏压力的变化。研究表明,自流注气是两个气藏压力平衡过程。数值模拟的结果表明,压力平衡时间与气藏系统的产气速度、两个气藏的储量、地层压差,以及边底水能量大小有关。自流注气过程中的自流注气量是动态变化的,其变化符合产量的调和递减规律。该研究成果可为实际气田自流注气开采方案设计提供理论依据