气顶边水油藏油气协同开发下流体界面运移特征

气顶边水油藏的开发,存在明显的油气水互侵现象,导致产量快速递减,开发难度增大。为了防止生产井过早停产,需明确流体界面运移特征,制定油气协同开发生产制度。本文通过油藏数值模拟方法,建立了月东油田气顶边水油藏实际模型与机理模型,根据气顶与边水作用能量强弱,将油气协同开发区域划分为边水控制区、气顶控制区和气顶边水联合控制区三类进行研究,综合评估气窜、水淹、油侵风险,明确油气、油水界面运移特征并形成运移速度图版。结果表明：随着开发的进行,气顶膨胀导致油气界面从油藏顶部向油井方向运移,边水侵入导致油水界面从油藏底部向油井与气井方向运移,油井存在气窜与水淹的风险,气井存在水淹与油侵的风险,剩余油主要分布在气顶下部和井间高部位,确定月东油田气顶边水油藏合理采气速度为6%~8%。本文基于实际与理论研究形成的成果认识,为气顶边水油藏油气协同高效开发提供理论指导。     

中国油气二次运移的研究现状及展望

油气二次运移是石油地质学研究的重要内容,同时也是个受多种因素制约、涉及多学科的复杂问题。近年来,人们从不同角度探讨了油气二次运移的机理,提出了多种研究油气二次运移的方法(除了地质方法外,还包括地球化学、物理、地球物理、实验模拟及数值模拟等方法),特别是在油气二次运移的数值模拟方面取得了重要的进展。     

气侵期间岩屑运移规律研究

基于井筒多相流、传热学原理,综合考虑高温高压下天然气和钻井液物性参数变化,建立了环空气液固多相流数学模型,并采用多相流流动和井筒-地层传热耦合方法进行数值求解,着重进行气侵期间岩屑运移规律和敏感性参数分析。计算结果表明:相比泡状流,段塞流携岩能力较差,不利于维持井眼清洁;随着井口回压/循环排量的增加,气相体积分数逐渐减小,岩屑体积分数逐渐增加,而当流型发展为段塞流时,岩屑体积分数随井口回压/循环排量的增加而减小,而气侵量对其的影响正好相反;钻井液塑性黏度、机械钻速、岩屑粒径以及岩屑颗粒球形系数对气相体积分数基本没有影响,而对岩屑体积分数影响较大。     

油藏气驱开发规律研究

掌握气驱开发整体规律,尤其是产量变化规律是准确评价气驱潜力和科学编制注气方案的前提。以气驱采收率计算公式为基础,利用采出程度,采油速度和递减率之间的内在微积分关系,推导出气驱采油速度、产量递减率和气驱含水率、气油比等主要生产指标遵循的变化规律。首次给出气驱增产倍数的严格定义和乙型气驱规律曲线。研究成果为解释油藏气驱生产动态提供了理论依据,对油藏注气决策有重要指导意义。     

采煤工作面硫化氢涌出运移规律研究

为了解硫化氢在采煤工作面的运移规律,采用数值模拟方法,构建采煤工作面硫化氢运移扩散数学模型,分析从滚筒周围涌出的硫化氢流场。结合现场数据,研究表明:从滚筒周围涌出的H_2S在下风流随着巷道长度的增加而逐渐减小。忽略硫化氢受其他因素引起的二次扰动,在采煤机下风流沿程垂直煤壁的断面上,硫化氢浓度的分布规律为距煤壁距离的增加而逐渐减小;随距底板距离的增加逐渐减小。涌出的硫化氢易积聚在滚筒下风流0～2 m处。逆风割顶煤时从滚筒周围涌出的硫化氢有扩散到采煤机司机位置的趋势。     

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。     

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。     

气顶油藏顶部注氮气重力驱数值模拟研究

针对江苏油田欧北区块的地质条件和开发现状,建立了顶部注氮气重力驱数值模型.从生产井和注入井的控制条件及地质条件出发,分析了影响气顶油藏顶部注氮气重力驱开发效果的各种因素,在此基础上对各种方案的开发指标进行计算对比,并对该区块提高采收率的潜力进行评价,提出了适合同类气顶油藏的开发模式.研究结果表明,气顶油藏顶部注氮气重力驱可以有效地提高采收率,达到降水增油的效果;提高采液速度并不能改善顶部注氮气重力驱的开发效果;注气速度对开发效果以及气顶边缘推进速度有很大的影响,并且存在最佳和临界注气速度.研究区块的最佳注气速度为12500～17500 m3/d,临界注气速度为30000 m3/d.     

气顶油藏顶部注氮气重力驱数值模拟研究

针对江苏油田欧北区块的地质条件和开发现状，建立了顶部注氮气重力驱数值模型。从生产井和注入井的控制条件及地质条件出发，分析了影响气顶油藏顶部注氮气重力驱开发效果的各种因素，在此基础上对各种方案的开发指标进行计算对比，并对该区块提高采收率的潜力进行评价，提出了适合同类气顶油藏的开发模式。研究结果表明，气顶油藏顶部注氮气重力驱可以有效地提高采收率，达到降水增油的效果；提高采液速度并不能改善顶部注氮气重力驱的开发效果；注气速度对开发效果以及气顶边缘推进速度有很大的影响，并且存在最佳和临界注气速度。研究区块的最佳注气速度为12500～17500m^3／d，临界注气速度为30000m^3／d。     

致密砂岩油藏CO2驱油提高采收率机理

为研究致密砂岩油藏CO_2驱油提高采收率机理,设计室内CO_2溶解性测试实验、黏度测试实验、高压PVT(压力-体积-温度)实验,并结合致密油CO_2驱现场试验数据,分析了CO_2在油水中的溶解与扩散性能和注CO_2后原油性质变化规律。得出以下结论:CO_2在水和油中的传质扩散系数和平衡溶解度都随压力增大呈线性增加。在油水两相共存情况下,CO_2的有效传质扩散系数降低96%。注CO_2后原油黏度大幅度降低,流动性明显增强。随着CO_2注入体积分数增加,原油密度降低,泡点压力增大,CO_2在原油中的溶解度上升,重质组分沉淀量也随之增加。同一体积分数下,随着CO_2注入压力升高,原油黏度降低、密度降低、重质组分沉淀量增加。实验结果可以为致密砂岩油藏CO_2驱油提供指导。     

莫索湾盆5井凝析油气藏开发指标论证

首先对盆5井区凝析油气藏的凝析气和原油高压PVT实验数据进行拟合计算,确定了适合描述该凝析油气藏流体相态行为的流体组分特征参数;利用地质研究成果所确定的单井各层物性参数,结合构造形态和井位,建立了相应的三维地质模型;为了论证盆5井区凝析油气藏气顶合理开发技术指标,从6个方面对该凝析油气藏未来的开发指标进行了数值模拟研究,所得的研究结论有利于指导该凝析油气藏实际开发生产。     

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。     

致密油藏周期注气微观驱油机理实验研究

针对致密油藏注水难度大,气水交替难以有效实施的问题,周期注气改善注CO_2驱油效果的方法逐渐得到重视。利用大庆外围致密岩心,将致密油藏物理模拟实验方法和低磁场核磁共振仪相结合,建立了一种研究周期注气微观驱油机理的新方法,分析了不同驱油阶段岩心静置前后原油在孔隙中的变化规律,提出了周期注气指数参数,并对周期注气效果进行评价。研究结果表明:气驱至不同阶段,静置前后T_2谱图均发生变化,且不同驱替阶段T_2谱图的变化规律不同,说明不同驱替阶段停注后原油的流动规律不同,其周期注气的微观驱油机理也存在差异。驱替至一定的PV数后,周期注气指数显著增加,周期注气效果显著提高。随着驱替倍数的增加,较小孔隙中的原油逐渐得到动用。岩心实验结果表明周期注气相比于连续注气采收率提高9.92%。上述研究丰富了核磁共振技术在油田开发中的应用。     

废弃油藏建储气库库容变化机理室内实验研究*

地下储气库作为应急气源在调峰中起到重要作用;但目前关于废弃油藏建储气库的基本理论和库容参数预测方面的研究相对较少。采用实际废弃油藏岩心,通过设计与建库过程相似的室内驱替实验,进行了初次注入及后续多次注采转换过程的实验;探索了库容与压力、库容与注采轮次之间的内在关系。结果表明:经过3个轮次注采储气库含气饱和度只能达到40%左右,而后的注采增容能力减弱,5个轮次后趋于达容,含气饱和度达到50%左右。说明废弃油藏由于含水和含油的影响,库容最大仅能达到废弃油藏整个储集空间的一半,解决了以往计算库容不准确的问题。     

古龙南地区葡萄花油层低阻成因实验研究

摘要 针对古龙南地区葡萄花油层存在低阻油层和高阻水层致使该区油水层识别难度较大的问题,选取典型的低阻油层和常规油层岩心样品,对岩样进行物性分析、粒度分析以及压汞、核磁共振、X-衍射等实验,采用对比方法,找出古龙南地区葡萄花油层低阻油层和常规油层在岩性、物性、孔隙结构、粘土矿物以及地层水矿化度等特征上差别,从而得出引起古龙南地区葡萄花油层低电阻率的因素主要有三种：○1岩性细,含泥重;○2粘土附加导电性强;○3微孔隙发育、束缚水饱和度高。这为古龙南地区葡萄花低阻油层的识别与解释提供了理论基础。     

在油气藏周围寻找砂岩型铀矿

油气田勘探开发及铀矿勘探开发的实践证明 ,在油气藏周围可找到一批砂岩型铀矿 .在第四系以下的地层中 ,通过区域综合地质研究 ,对已有的老井进行放射性测井复查 ,以现有井筒为基础 ,采用“逐步修正网格法”和“对分距离法”布井 ,运用油田先进的采油工艺技术和设备进行二次开发砂岩型铀矿 ,条件已成熟 .油气藏周围伴生矿产是除石油、天然气资源以外的第三种资源 ,是资源合理开发利用以及经济可持续发展的新的增长点 .其中放射性铀矿与石油天然气共生关系密切 ,经济价值高     

石楼县城东庄油气苗初探

分析了城东庄油气苗的特征、油气苗的源岩及油气的储层，并对石楼地区的油气勘探前景进行了初步的展望。     

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。     

基于数值模拟的致密油油藏注气开发技术研究

致密油将是缓解我国能源紧缺局面的重要非常规资源,美国利用注气开发致密油已取得显著进展,因此我国开展致密油注气开发研究是十分必要的。利用数值模拟技术,评价不同注气方式对致密油油藏开发效果的影响,从提高采出程度、压力保持水平以及气窜等角度分析了不同混相程度、不同井型及不同注入方式对致密油油藏生产的影响。研究结果表明,近混相和混相注气都能高效开发致密油,以0.5%PV注气量生产20年后,混相和近混相注气下的采出程度能在衰竭式开发基础上提高9.56%以上;在近混相下,水平井注气比直井注气更能提高波及系数和采出程度,循环注气能有效减缓气窜的发生。因此,采取水平井近混相循环注气将是高效开发致密油藏的重要技术。