气顶油藏屏障注水数值模拟

探讨气顶油藏屏障注水提高油藏开发效果的机理,并优化屏障注水参数。以国外某气顶油藏的储层特征为基础,通过油藏数值模拟方法,对气顶油藏屏障注水运移规律及作用机理进行分析。结果表明,屏障形成前,屏障水以径向流的运移规律向气顶和油环流动,分别补充油区与气区地层能量,延长开发年限,有效抑制气顶膨胀能,减缓油气界面运移速度,降低油井生产油气比,提高油井开发效果。当屏障形成后,屏障切断油区与气区的通道,将气顶油环分为一个大气顶小油环与小气顶大油环,实现气顶油环单独开采,有效防止油气互窜。结合该油藏的开发政策,优化气顶油环屏障注水参数及开发方式,分别从油侵损失量和气顶油环采出程度两个方面综合考虑,最优屏障井位置随着注采比的增加逐渐往气顶方向移动,并最终稳定在一定位置。     

气顶油藏开发技术对策探讨

气顶油藏的开发方式多种多样,影响开发动态预测的因素较多。从气顶油藏开发基本原则出发,针对开发中所遇到的主要技术问题,利用实际资料进行模拟开发,就构造几何形态、层间连通性等地质工程因素和开发方式、注采比、气顶气投产时机、采油速度、油气界面附近油井配产等开发技术政策因素,对原油采收率的影响进行了定量化研究,并首次对原油损失问题进行了模拟计算和探讨,提出了气顶油藏开发采取的几个技术对策:完善油区注采系统,注意油气协调开发;开发次序应先开采油环油,4年后动用气顶气;降低GOC附近油井配产,可收到较好的效果;当气顶气储量相对较大时,采取气顶、油区同时开发的方式。     

带油环凝析气藏地层压力预测方法

带油环凝析气藏气顶油环协同开发过程中,地层压力的不断降低导致气顶发生反凝析现象,油环中的溶解气不断逸出,同时还伴随着原生水蒸发、岩石流体膨胀、边底水侵入等变化。综合考虑以上影响因素,在烃类流体物料守恒原理的基础上,建立带油环凝析气藏地层压力预测方法。将该方法应用于某实际带油环凝析气藏中。计算结果表明:该方法得到的地层压力与关井实际测压数据吻合较好,具有一定的可靠性;在衰竭开采方式下,气顶采气速度和油环采油速度的增加都会加速地层压力的下降;在气顶孔隙体积大于油环的孔隙体积条件下,气顶采气速度的增加更容易加快地层压力的下降,从而气顶的采气速度不能太大以免地层能量过早枯竭。     

人工气顶稳定气驱条件及其影响因素

为了开发倾斜断块油藏构造高部位的剩余油,提出了人工气顶稳定气驱(artificial gas cap stableflooding, AGCSF)方法。在明晰人工气顶稳定气驱机理的基础上,以注N_2形成人工气顶(artificial gas cap, AGC)为例,运用油气两相渗流理论和Dietz模式几何关系,明确了倾斜油藏人工气顶稳定气驱的条件,建立了保持气驱前缘界面稳定运移的临界速度模型。研究认为,气顶气驱速度小于临界速度是人工气顶稳定气驱的前提条件;重力、浮力、毛细管力、黏滞力和多相流动中所产生的各种附加阻力是人工气顶气驱前缘界面气油界面稳定的主要力学机制;原油相对渗透率、地层原油黏度、地层原油密度、地层次生气顶气(N_2)密度是影响临界速度的主要因素,且原油相对渗透率、地层原油密度越大,地层原油黏度、地层次生气顶气(N_2)密度越小,稳定气驱速度越大,越有利于人工气顶稳定气驱油。实例验证结果表明:新模型考虑的影响因素全面,且更为科学、合理、可靠;Y47X28断块古近系沙河街组二段1砂组油藏人工气顶稳定气驱速度小于其次生气顶气侵临界速度1.07×10~3m~3/d时可以实现稳定气驱。研究成果与认识可为倾斜油藏人工气顶稳定气驱开发关键技术的研发,为倾斜断块油藏阁楼油的高效开发提供理论基础和技术指导。     

气顶底水油藏油井最佳射孔井段确定新方法

气顶底水油藏兼有气顶油藏和底水油藏的特征,开发难度大。油藏主要开采原油,开发过程中通常会表现出先气顶气窜,后底水锥进的生产特征,使得油井稳产期短,产量下降快,油藏采收率普遍较低。若油藏在油气界面或油水界面处存在不渗透隔板,则可有效减缓气顶气或底水的锥进速度,延长油井稳产期。现有的该类油藏油井最佳射孔井段确定方法,因考虑因素不全面或采用图版的近似方法,且均未考虑油藏中存在隔板的情况,故无法满足生产需要。对存在隔板的气顶底水油藏提出了一种确定最佳射孔井段的最优化方法,并在实际生产中获得了验证。     

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气驱油提高采收率机理研究

为了研究塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏注气替油提高采收率机理,开展了原油物性实验、相态分析和注气驱油数值模拟研究。结果表明:塔河油田注氮气驱油为非混相过程,注二氧化碳驱油为混相过程;注氮气驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量、驱替微小孔径中的原油及重力分异形成人工气顶置换顶部剩余油;注二氧化碳驱油的作用机理为降低原油黏度、体积膨胀补充地层能量及降低油气界面张力;非混相注气驱油比混相开发效果好。     

气顶底水浊流相油藏剩余油分布研究

浊流相油藏中存在气顶和底水时,因其特殊的沉积特点,内部油气水运动变化复杂,开发中后期剩余油分布研究难度较大。以欢17块大凌河油藏为例,应用油藏数值模拟方法,定量研究了气顶底水浊流相油藏开发中后期剩余油分布规律。通过研究,明确了此类油藏地质模型建立过程中的关键点在于隔夹层分布的正确描述。给出典型范例详解了隔夹层分布的修正过程;指出了此类油藏拟合过程中的重要拟合指标综合含水率和产气量的拟合关键点,并分析得出油侵气顶区及构造顶部区是该类油藏剩余油的主要富集区域。最后,基于剩余油数值模拟结果,提出了压水锥和侧钻水平井相结合的开发调整方式,为高效开发此类油藏提供了技术支持和决策依据。     

泡沫油注气吞吐参数影响规律实验分析

冷采后期稠油油藏泡沫油现象逐渐消失,开发效果变差。从注气形成二次泡沫油的角度出发,以非常规实验与压力衰竭实验为依据,揭示泡沫油特性,分析各类泡沫油油藏模拟模型的适用性,系统评价注气吞吐提高该类油藏采收率的可行性,研究注采工艺等参数的影响规律。研究表明,泡沫油存在拟泡点压力,且随静止时间的减小而减小,泡沫油压缩系数在10～0.012 MPa -1之间,高于常规原油。6组分泡沫油模型的拟合精度最高,对该类油藏的适用性最强。泡沫油油藏注气吞吐开发存在最佳的注气时机及焖井时间;增加注气速度、注气压力和采液速度有利于改善注气吞吐开发效果;出砂冷采及注气吞吐开发过程中应尽可能加快溶解气及注入气向分散气的转化速度。     

委内瑞拉奥里诺科泡沫油油藏多分支井加密方式研究

针对委内瑞拉奥里诺科泡沫油油藏部分油井出现了产量递减加快、生产气油比升高的问题,通过加密多分支水平井以延长冷采时间.以5组分2动力学方程泡沫油模型反映泡沫油油藏渗流机理,以室内实验相态和压力衰竭实验拟合确定泡沫油组分性质参数与泡沫油相渗曲线,建立了泡沫油油藏数值模拟模型,进而研究了泡沫油油藏多分支水平井加密方式.研究表明:上述方法可较好地模拟泡沫油油藏生产特征;多分支水平井加密原有井网可以改善油藏开发效果,最佳加密方式为水平方向加密2口主井筒长900 m、分支间距300 m、分支长度210 m、分支数为2的多分支水平井,垂直方向加密2口井筒长300 m、分支间距180 m、分支长度210 m、分支数为4的多分支水平井.     

西五二挥发性油藏注氮和富气驱室内评价研究

选用柯428井分离器油气样按目前压力等于泡点压力进行配样,用柯233井的储层实际岩心进行了长岩心测试注氮气和烃类气评价,膨胀试验、细管试验及不同注入气对岩心驱替效率的影响研究。研究表明:注氮气比注烃类气更易使泡点升高,膨胀能力不如烃类气强;所选烃类气、氮气和原油在目前地层压力下均不能混相;岩心试验表明烃类气越富或注入压力越高均会明显影响注气后的最终驱油效率,同目前油藏衰竭式开采相比,注N2可提高驱油效率6.08%,注富气可提高18.8%~21.31%,表现出较强的注气潜力。     

水平井开发气顶油藏合理位置的确定方法

利用镜像反映及势函数的叠加原理,导出了气顶油藏中任意一点的势函数,推出了气顶油藏中水平井井底势差和水平井的产量方程,研究了水平井的位置对气顶油藏水平井产量、临界产量及气锥时呵的影响,获得了气顶油藏中水平井的合理位置。     

海拉尔盆地苏德尔特油田布达特潜山油藏成藏规律

海拉尔盆地贝尔断陷中的变质岩潜山油藏规模大,产量高。断裂系统复杂,断层展布方向大致为北东东向,断面宽度大、断距横向变化快。变质岩储层在纵向上可分为:风化破碎带,裂缝、溶孔、溶洞发育带和致密带。油藏成藏规律受烃源岩供烃能力及与储层接触关系、储层自身的储油能力、断层及不整合面垂向、侧向运移油气能力控制。形成了以油气沿断裂和不整合面组合侧向运移的布达特群顶面风化壳聚集成藏模式和油气沿断裂垂向运移的布达特群内部裂缝破碎带聚集成藏的内幕油气藏模式。     

红车断裂带断层封闭性的地球化学研究

断层在油气运移及成藏中起双重作用,如何评价断层,对油气勘探开发有重要作用。以准噶尔盆地西北缘红车断裂带为例,根据断裂带南、北段储层中油气的组成差异,研究该断裂在不同地质时期对油气的保存与破坏作用。指出燕山期的构造运动使红车断裂带南段和北段的受力强度不同,存在非均衡性,它对油气的控制作用也不相同。相对而言,断裂带南段封闭性更好,对天然气的保存更为有利,从而形成白垩系气藏,而北段存在天然气散失作用,使本该形成的凝析气藏因天然气散失变为轻质油藏。     

凝析气顶油藏气窜量计算方法

气顶油藏在开发过程中经常遇到气窜问题,研究气窜对改善油气田开发效果具有重要意义.凝析气顶油藏气窜特征与常规气顶气窜不同,凝析气顶气窜不仅表现为气油比和累产气量升高,其采出油组成和密度等特征都发生了较大变化,因此在气窜量分析和计算时要采用不同的方法.在常规气顶气窜量计算法的基础上,推导了适用于凝析气顶气窜量的气油比动态计算方法.通过实例进行了凝析气顶气窜量的计算.并与密度动态法比较,验证了该法的可靠性.     

溶解气回注提高致密油藏采收率效果及敏感性

针对致密油藏水平井产量递减快，衰竭开发采收率低等问题，提出了衰竭开发后期回注溶解气提高采收率的方法。基于新疆玛湖凹陷百口泉组地质油藏特征，建立了致密油藏多级压裂双水平井机理模型，系统研究了上述方法在致密油藏中的生产特征及敏感性。结果表明，溶解气回注可以有效提高致密油藏采收率，缓解水平井产量递减的速度。采出程度随注入量、注入速度及吞吐轮次逐渐增加；气体分子的扩散作用可增加基质的受效范围，扩大气体的作用半径；弱非均质性储层（变异系数0.2）采用溶解气吞吐提高采收率效果最佳。敏感性分析结果表明，吞吐轮次对注溶解气提高采收率的影响最大，其次是注入时间、注入速度、扩散系数、焖井时间。另外，建立的代理模型可准确预测和优化致密油藏注溶解气提高采收率效果。     

考虑实际界面张力的凝析气井临界携液流量计算方法

 为提高凝析气井井筒积液状态判断的准确率,通过对凝析气藏气液界面张力和气井携液常规模型的分析,研究了考虑实际界面张力的气井临界携液流量计算方法。根据气井井筒的温度及压力计算出实际界面张力,通过引入实际界面张力对常规模型进行修正,得到考虑实际界面张力的气井临界携液流量计算模型;在实际计算时将产油气井和油水同产气井区分对待,产油气井以油气界面张力计算,油水同产气井以气水界面张力计算。应用修正的3 种常规模型分别对新疆某凝析气田20 口气井的临界携液流量进行计算比较,表明修正Turner 模型计算结果对井筒积液判断的准确率达到90%,可作为该区域气井积液的判断标准。     

考虑相态变化的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏生产特征分析新方法

随着对缝洞型碳酸盐岩气藏的开发,分析与预测缝洞型碳酸盐岩气藏生产动态特征变得至关重要。由于缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,其生产动态特征变化与井打缝洞储集体位置有关,同时又与凝析气藏不同温度压力下的相态变化特征有关,现有的动态分析方法已不能满足缝洞型气藏动态分析的要求。目前缝洞型碳酸盐岩的动态分析方法主要有物质平衡法、物理模拟实验、现代产量递减法、试井和数值模拟法等,但以上所有方法都忽略了井钻遇缝洞体的位置,而其位置关系在缝洞型碳酸盐岩动态分析中起决定性因素。针对塔中地区缝洞型碳酸盐岩凝析气藏,建立了考虑相态变化的凝析气藏物质平衡方程,构建了井筒位置、裂缝和缝洞体依次连通的缝洞型碳酸盐岩凝析气藏物理和数学模型,通过推导得到分析缝洞型凝析气藏动态分析简化模型,并对气油比、产气、水和凝析油量的变化特征进行了分析和讨论。基于该简化模型对塔中某典型凝析气井开展了生产动态特征分析;其预测缝洞型碳酸盐岩凝析气藏开发过程中缝洞与油、水界面的关系和气藏相态变化分析结果与生产特征完全一致,进一步验证了模型的准确性。该方法将对缝洞型凝析气藏后期挖潜增产有重要的指导意义。     

致密油藏渗流规律及数学模型研究进展

中国致密油藏资源潜力大、分布广，现阶段已成为中国长庆、大庆、新疆和吉林等油田稳产、上产的重要保障，也是全球油气开发的热点和难点。致密储层岩石致密，孔隙度和渗透率极低，其主流喉道为亚微米，微尺度流动效应的影响显著，传统的油气渗流理论已无法准确描述此类油藏的流动规律，且开发过程中表现出原油流动困难、驱替难度大、动用程度低等开发难点，通常采用水平井和大规模体积压裂的井工厂模式实现致密油藏的高效开发。针对致密油藏渗流规律及数学模型，阐述了致密油藏渗流理论的最新研究进展，包括微纳米孔喉流动机理及数学模型、致密油藏应力敏感及数学模型、致密油藏非线性运动方程、孔隙网络模型、非线性渗流规律和致密基质裂缝耦合模型及流动规律，并针对各个前沿关键科学问题总结了其发展趋势，对致密油藏的科学高效开发具有重要的理论意义。