稠油出砂冷采技术的适用条件

稠油油藏能否适宜出砂冷采 ,主要取决于油藏能否形成蚯蚓洞网和泡沫油 ,这与储层、原油及开采条件密切相关。国外研究成果和河南新庄油田的开采实践表明 :泥质含量小于 10 % ,少或无钙质胶结的疏松储层及粒径小于 2mm的半胶结砂岩储层可进行出砂冷采 ;压力在 2 4～ 6 0MPa ,粘度为 5 0 0～ 5 0 0 0 0mPa·s,厚度大于 5m ,溶解气含气在 10m3 /t左右的油层也可考虑用此方法开采 ;另外 ,出砂冷采宜从油藏中心展开 ,尽量远离边水和气顶 (>2 0 0m)。

靖边气藏开发特征及中后期稳产技术对策研究

靖边气藏为定容无边(底)水气藏,但储层中存在相对富水区,其存在及演化受多种因素的制约,必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井具有产量低,递减快,部分井有地层水产出,且不同区域的生产井产水量差异大的开发特征。通过对出水气井生产特点进行分类,研究了靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响,分析生产井产水对气田开发的影响程度;利用数值模拟研究了靖边气田的合理采气规模,稳产技术对策,认为通过井网调整、确定不同类型生产井的合理工作制度可有效预防气井高产水,实现目前开发规划要求,同时达到最佳的开发效果。通过研究提出了合理的生产规模和稳产技术对策,对靖边气田的开发具有一定的参考作用。

低渗透油藏井间储量动用状况分析新方法

油藏启动压力梯度对油藏的储层动用有着很大的影响,启动压力梯度越大储层越难动用。从低渗透油藏流体渗流机理上出发,采用现场早期束缚水条件下单相渗流的生产动态数据及试井解释资料,利用试井方法求得研究区的启动压力梯度,并建立启动压力梯度与渗透率的关系。分析典型反九点井组内注水井与采油井井间的驱动压力梯度变化特点,据此确定井间储层物性与储量动用关系。通过对比实际储层的渗透率值与所得到的储层流体启动所需渗透率值的大小,从而判断储层内流体是否流动。该方法采用定量分析低渗透油藏井间储量动用状况,为同类油藏确定井间剩余油分布提供了参考。

靖边气藏产水特点及影响因素分析

气井产水问题是影响气井产能和气田开发规模的主要因素之一,靖边气藏为定容无边(底)水气藏,但储层中存在相对富水区,其存在及演化受多种因素的制约,必然也会对生产井的产状产生不利的影响。靖边气田生产井产量低,递减快,部分井有地层水产出,不同区域的生产井产水量差异大。通过对出水气井生产特点进行分类分析,研究靖边气藏相对富水区的分布、成因及对生产井产状的影响,了解产水对气田开发的影响程度,研究不同类型生产井的合理工作制度。从而有效利用地层能量,预防气井高产水,确保生产井在生产过程中能够保持最佳的开发效果,为气田的高效开发提供参考依据。

靖边气田相对富水层的识别、分布及成因研究

靖边气田投产井产量低、递减快,部分井有地层水产出,不同区域的生产井产水量差异大。通过对气藏地层水特征、识别方法、地层水水源、地层水演化和影响气水分布地质因素的研究,对地层水的形成机理、分布规律、分布模式等有了较深入的认识。研究表明,气藏“相对富水区”主要分布在气田西部,呈块状或透镜状形式分布,多数以气水层共存为特点。地层水是在气排水阶段中保存在孔隙中的束缚水或因气体驱替能量有限而残存的部分可动水。在部分井区由于储层条件变化、局部致密带的形成而造成孔隙中水未受到天然气的大规模排驱而残留了大量的地层水,形成“相对富水区”。尽管气井产水对气田的整体开发与正常生产影响不大,但研究气藏的产水原因对今后生产管理和气藏的高效合理开发具有一定的现实意义。

缝洞型碳酸盐岩油藏自吸驱油作用及其在开发中的利用

缝洞型碳酸盐岩油藏的多孔基质岩块是主要的储集空间,裂缝为主要的渗流通道,储油层具有非常复杂的孔隙空间结构,影响油层的注水驱油效率,从而影响油藏的最终采收率。实验表明在不具渗透性的多孔基质岩块内,毛管自吸驱油是改善基质岩块内石油动用程度的重要作用;储层在不同含水饱和度下均存在自吸作用,毛管自吸驱油系数随自吸时间延长而提高,最高可达35%;周期注水是利用毛管自吸驱油改善开发效果的有效开发方式,实验中最佳压力变化幅度为1.5倍～2倍,且投注初期即实施周期注水的效果最好;塔河油田数值模拟研究表明周期注水开发效果明显好于依靠天然能量、连续注水的效果,其优点是既保持地层能量,避免注入水的突进,同时又充分利用毛管自吸驱油作用,周期注水是很好的提高采收率方法。

低渗透气藏应力敏感与气井产量分析

低渗透气藏生产井产量及递减规律受生产压差、地层压力变化和储层开发地质条件等多种因素影响。通过试验和分析实际生产动态资料,探讨了应力敏感对储层物性和单井产量的影响,建立了考虑应力作用的数学模型,并获得其无因次产量拉氏空间解,从理论上阐述了应力敏感对气井产量的影响程度。研究表明,低渗透气藏应力敏感对地层渗透能力影响大,进而影响产量及其递减规律。在生产管理中要采取合理的开发技术方案,防止井底地层压力迅速下降导致渗透能力的降低。

低渗透无边、底水气水同产气藏产水原因分析

低渗透无边、底水气藏生产井出现气、水同产问题,产水的原因及其对开发的影响受到油藏工程师的关注。为此,分析了两个低渗透碳酸盐岩气、水同产气藏,通过对生产资料统计分析、理论分析和判断方法的研究,解释了无边、底水气藏的产水原因:孔隙毛细管力作用导致的气水同层,存在气水过渡带;在非均质条件下,气水界面并非水平界面或斜面,而是呈不规则起伏的界面,在此界面之下的气水过渡带高度不同,相同含水饱和度对应的高度也不同;处于低渗透气水过渡带的生产井在大生产压差作用下地层水开始流动,生产井产水量与产层部位水的饱和度有关。研究表明,尽管存在气、水同产,但产水规模不会对气田整体开发造成大的影响,应采取合理的措施避免生产井井底积液,以提高该类气藏的开发效果。

测井资料在洛带气田气井产能预测中的应用

在油气藏开发早期,及时对油气井产能作出合理的预测,这对气田开发方案的制定具有积极的意义。但是,洛带气田气井均采用压裂开采,测井资料是在压裂前测得的,而产能是在压裂后获得的,所以用常规的测井二次解释方法很难预测压后产能。文章对压后影响产能的因素进行了讨论,灰关联度排序表明,压后产能与原始测井解释的渗透率关联性小,而主要影响因素依次是孔隙度、有效厚度、泥质含量和地层压力;引用遗传神经网络法,编制预测程序,利用测井资料通过模型训练,对气井的产能进行预测,误差检验验证了模型的可靠性,取得了良好的应用效果。

基于Logistic模型及水驱曲线的一种综合预测模型

水驱曲线法与开发模型法是油藏工程的重要预测方法 ,但二者都有一定的缺陷。将广泛适用的 L ogistic峰型模型和甲型、丙型水驱曲线相结合 ,建立一种综合预测模型 ,这种模型不但可以预测某一特定时间水驱油田的产油量、累积产油量、含水率、水驱波及系数 ,而且可以预测水驱油田的可采储量。

边水断块油藏蒸汽吞吐开发效果分析

边水小断块稠油藏蒸汽吞吐的效果受多因素的影响,产出水性质的识别对分析小断块边水活跃程度、储量动用状况等尤为重要。作者以新庄油田57断块稠油开发为例,在对注蒸汽吞吐开发过程中油层物理和流体变化规律分析的基础上提出了产边水识别的综合判断方法,用周期内生产井的综合含水变化特点、周期产水量/注蒸汽量比值,以及对比累积产水量与累积注蒸汽量等多参数综合分析,将生产井进行科学分类。在此基础上,进一步分别分析产边水井、正常生产井的开发特点及影响因素,提出了生产井到油水边界的合理距离和边部生产井的工作制度,从而避免生产井多周期低效生产,对提高该类油藏的开发效果有重要的意义。

稠油热采数值模拟及调整对策研究

克拉玛依九区稠油油藏具有整装,构造简单,开发时间长,经历蒸汽吞吐,蒸汽驱等多开发过程。这里应用数值模拟方法对开发历史进行精细数值模拟,分析储量动用状况、剩余油分布规律和影响因素。利用密闭取心、测试、测井、生产动态资料进行检验分析。根据剩余油分布特点,利用修正后的预测模型,进行调整方案论证,优化调整方案,并提出完善井网,提高排液量,汽窜封堵和间歇汽驱的整体调整技术措施,来改善和提高浅层稠油开发效益。开发方式及措施可提供同类油藏开发借鉴。

井间不同流动单元生产压差预测方法

在油水两相中，流体渗流服从达西定律，由此可以建立流动单元的生产压差计算公式。流动单元主要依据储层的渗透率、孔隙半径和岩性特征来进行。双河油田可划分为４种不同的流动单元。计算结果表明：双河油田不同流动单元的理论压差值与实测值吻合。

钛合金VAR过程电弧等离子体流场的数值模拟

依据磁流体动力学理论,运用ANSYS有限元分析软件对真空自耗电弧熔炼过程电弧区流场进行数值模拟。结果表明:在阳极熔池表面熔炼电弧的温度最高,且其附近电弧区压力随着径向距离的增大而增大,而在熔炼电极表面附近,电弧区压力随着径向距离的增加而减小;弧间距的减小不仅使电弧区的流体流动速度减小,而且还导致环路流动范围减小且向坩埚壁靠近。当电极直径为280 mm,熔炼电压为30 V时,理想熔炼弧长可控制在25～40mm。

克拉玛依油田九区蒸汽吞吐后开采方式优化研究

克拉玛依九区稠油油藏具有整装、构造简单、开发时间长、经历蒸汽吞吐、蒸汽驱等多个开发过程。应用数值模拟方法对其开发历史进行精细数值模拟,在对储量动用状况、剩余油分布规律和影响因素分析的基础上,利用修正后的预测模型进行多井组、多种开发方式、多注采参数优化调整及预测,确定了研究区在蒸汽驱阶段合理的间歇汽驱周期、注汽速度及调整时机等。研究表明,在蒸汽吞吐之后采用间歇汽驱、变速汽驱、热水驱相组合的开发方式的开发指标优于其它方案。开发方式在现场是可行的,优化研究方法可供同类油田借鉴。

延长油田南沟区块开发历史数据恢复及应用

延长油田南沟区块开发过程中主要记录了部分井的初期月产油量、现阶段日产油量和累计产油量数据,缺乏产水、压力及投产时间等部分数据,地下储量动用程度及压力场不明,给后期开发调整带来困难。依据油藏弹性能量开发递减规律,按照阿尔普斯递减模型,将各井累计产油量劈分到历史阶段,再利用油藏数值模拟,采取定产油量方法进行参数拟合、确定产液量,从而确定地层压力。通过部分资料井的检验证明恢复历史数据的有效性。利用恢复的历史动态数据和数值模拟剩余油分布,部署优化油藏开发方案,达到提高油藏开发效果目的。

边界元理论在复杂边界油藏部分射孔井渗流中的应用

受各种地质作用的影响,实际油藏的外边界往往是复杂多样的。在实际油藏开采过程中,为避免边底水突进或考虑其它工程因素,存在生产井部分射孔的情形。受求解方法局限性的限制,目前经典渗流力学理论还无法精确求解复杂外边界油藏中生产井层部分射孔问题。这里利用边界元理论在求解复杂边界域扩散问题的优点,从渗流理论出发,建立了复杂外边界油藏部分射孔井渗流数学模型;并采用Lord Kelvin点源解、贝塞尔函数积分和泊松叠加公式等方法,求解了复杂外边界油藏部分射孔井的边界元基本解;利用边界元的理论,建立了复杂外边界油藏部分射孔井井底压力响应数学模型;通过计算,得到了无因次压力和压力导数双对数理论图版,并在其基础上分析了复杂外边界油藏部分射孔井渗流特征及其影响因素。

利用试井资料描述塔河裂隙油藏储层非均质特征

对塔河碳酸盐岩油藏储层缝洞分布规律、储层的非均质性和连通性研究是提高该油田开发效果的基础.针对该储层的特点,提出了双重介质径向复合油藏模型,并对其进行求解.分析了模型油藏的压力恢复曲线的特征和意义.在此基础上,对塔河油田试井资料进行了解释与分析.试井解释结果表明,塔河油田奥陶系油藏储集空间的多样性、复杂性决定了所测试井压力导数诊断曲线形态的多样性,只有结合钻井、测井、地质及该井与其邻井的生产史才能对试井曲线做出较合理的解释;储层存在多种类型,但以径向复合类型为主;近井区物性好的井生产初期产量高,但递减快,而钻遇差物性储层的井可能是低产井或干井;塔河油田奥陶系油藏储层非均质强,横向连通性有待深入研究.这些认识对该储层开发中后期的井网调整、措施实施及最终提高采收率有重要指导作用.

准噶尔盆地石南J_2t_2油藏注水利用趋势及影响因素研究

非均质注水开发砂岩油藏的注水利用率是注水开发过程中极其重要的内容之一,注水利用率和主要能量驱替类型是随开发过程变化的,通过阶段性的存水率、耗水比和能量驱替指数等参数计算,确定阶段注水效果,从而进行后期注采方案调整,提高注水开发效果。笔者通过以上参数的计算和评价,认为石南J2t2油藏开发初期以弹性能量驱替为主,随注水的开发,以注水能量驱替为主,边底水能量驱替次之,弹性能量贡献不大;存水率随开发的进行逐渐降低,注水利用率逐渐减小,近期产水有快速增加的趋势。分析认为注水利用率主要受沉积相、储层非均质性、储层介质类型及水力裂缝方位、半长等因素综合影响。

Weibull峰型开发模型在樊家川油田开发中的应用

油田生产过程中，对开发中～后期各开发指标的预测是相当重要的，准确的开发指标预测是制定和调整开发方案的基础，预测的模型多种多样，应研究选取合适的模型进行预测。樊家川油田产，量变化呈峰型，本文选用Weibull峰型开发模型通过实际生产数据的拟合，对油田中～后期开发指标进行了预测。模型拟合程度高，预测得到的油田中～后期开发指标为开发调整方案提供了可靠的依据。