油藏各向异性对鱼骨井结构影响的数值模拟研究

鱼骨井由于能增加泄油面积而提高油井产能,因此在油气田开发中得到了越来越广泛的应用。由于油藏各向异性对鱼骨井结构的影响规律非常复杂,常规求解鱼骨井产能的解析方法中很少考虑油藏各向异性的影响。为此,采用将各向异性地层中鱼骨井等价到各向同性地层中的方法,建立了鱼骨井在平面各向异性地层中的结构变化模型。并据此讨论了两种特殊情况下,各向异性强度对鱼骨井结构的影响规律:鱼骨井主井筒与最大渗透率方向平行时,主井筒长度最小,分支角之和最大;鱼骨井主井筒与最大渗透率方向垂直时,主井筒长度最大,分支角之和最小;各向异性强度越大,对于鱼骨井长度越有利,但对鱼骨井分支角之和的不利空间区域越大;分支角越小,各向异性对鱼骨井长度的影响越大。

东海气藏凝析水判别方法及产出规律研究

凝析水是一种矿化度值很低的特殊气藏地下水,伴随着气藏的开发而产生,目前海上气藏在生产初期一般都伴生凝析水,随着温度、压力的变化,凝析水一般会在储层中或者井筒内析出,当达到一定产量规模会影响气藏产能及开发效果,因此明确凝析水的产出特征,对分析气藏的开发特征、制定合理的开发措施具有重要的意义。该文在凝析水含量测定室内实验分析的基础上,结合开发井实际生产过程中凝析水产出特征和地化指标,开展东海在产气藏凝析水判别方法及产出规律研究,最终在此基础上形成了一套实用性较强的凝析水产量预测方法,可应用于在产气藏气井凝析水产量预测,同时对类似气藏凝析水产量预测具有借鉴指导意义。

挥发性原油流体参数校正方法及应用

原油体积系数、溶解气油比是油气储量评价和油藏工程中十分重要的两个参数。挥发性原油由于中间组分含量较大,室内单次脱气和多次脱气实验测定的挥发性原油体积系数和溶解气油比值和矿场条件下相比均存在偏大的情况。该文通过对比脱气实验过程和数据,分析实验结果存在差异的原因,提出了将脱气实验中损失的井流物中间组分转化为液相的校正方法,并推导了转化公式,通过该方法校正获得的参数消除了中间组分挥发的影响,校正后的体积系数、溶解气油比,更能准确反映油藏流体在矿场生产过程中的实际特征。结果表明,典型黑油实验测得数据可直接用于油藏工程和储量计算,但挥发性原油实验数据必须校正。原油的挥发性越高,校正后体积系数和溶解气油比较实验数据越小,两者计算的地质储量误差达6%~10%。

西湖凹陷气藏出水规律及控制因素

东海西湖凹陷已开发的气藏以水驱气藏为主,大部分气井投产后2~3年开始出水,产量递减快,因此,正确认识边底水气藏的出水规律及控制因素,是成功开发该类气藏的关键。以西湖凹陷生产动态数据为基础,利用产水特征参数判别法和不稳定试井水侵识别法研究了气井的产水特征及水气比上升规律,形成了水驱气藏早期水侵综合识别方法,明确了不同类型水驱气藏的含水上升规律及主控因素。依据气井无水采气期长短及含水上升规律,可将水驱气藏产水特征曲线归结为3种类型,分别为尖峰状竖型、梯状台阶型、凹状缓慢型,其中尖峰状竖型主要受水体大小影响,以强边水气藏为主;梯状台阶型主要受隔夹层发育程度及韵律特征影响,以隔夹层不发育的底水气藏为主;凹状缓慢型主要受储层及水体大小影响,以弱水驱气藏为主。水驱气藏出水规律及控制因素的研究,为水驱气藏开发技术政策的制定奠定了基础。

采用最优化拟合法计算水驱气藏动储量及水体大小

受水侵影响,边底水活跃的水驱气藏在生产中后期会出现压力数据偏离直线段的现象,无法采用定容封闭气藏的压降法来计算动储量。针对此问题,提出将物质平衡原理与解析水域模型相结合的思路,采用最优化拟合法,计算水驱气藏动储量及水体大小。

考虑储层倾角和水侵的边水气藏见水时间预测研究

目前的边水气藏见水时间预测都忽略储层倾角及水侵对水运移的影响,只考虑水质点舌进,故造成预测的见水时间与实际见水时间有较大差异。为了更准确地预测气井见水时间,基于物质平衡方程及多孔介质流体渗流理论,同时考虑储层倾角及水侵的影响,以质点流动驱动压力和沿倾角方向的重力为依据,将储层水的运移分为水侵阶段和舌进阶段,建立了带倾角边水气藏见水时间预测模型。利用该模型分析了储层倾角及水侵对见水时间的影响,结果发现:水侵速度与水侵时间呈反比;舌进时间随储层倾角增大先增长后缩短,两者之间呈复杂非线性关系。实例应用表明,利用新建模型预测的见水时间与实际见水时间更加接近,表明预测边水气藏见水时间时应该考虑储层倾角和水侵的影响。该预测模型为深入研究带倾角气藏边水推进机理、预测见水时间提供了理论依据,对边水气藏的开发管理具有指导意义。

考虑界面张力和液滴变形影响的携液临界流量模型

现有的携液临界流量模型通常认为界面张力及曳力系数为常数,忽略温度及压力对界面张力、液滴尺寸及液滴变形对曳力系数的影响,造成预测携液临界流量的结果与实际结果有较大差异。为了更准确预测气井携液临界流量,首先通过分段拟合界面张力实验数据,建立界面张力公式,然后引入变形液滴曳力系数公式及液滴变形程度和液滴尺寸之间的关系式,得到考虑界面张力和液滴变形影响的携液临界流量模型。研究结果表明,温度越高,压力越大,界面张力越小,携液临界流量越小;液滴尺寸越大,液滴变形越严重,液滴高宽比越小,曳力系数越大,携液临界流量越小。实验表明,模型预测数据与气井微观液滴积液实验数据基本吻合一致,其准确度远远高于Turner模型和李闽模型。新模型能够更加准确预测不同液滴尺寸下的携液临界流量,符合气田开发规律,为油气田开发提供技术指导。

海上油气井试井解释潮汐效应消除方法

潮汐效应会造成压力恢复测试过程中压力曲线波动,导致试井解释结果不能真实反映储层特征。在无实测海底潮汐数据的情况下,建立了一种潮汐效应快速消除方法,首先确定考虑潮汐影响的关井恢复压力函数,然后利用该函数运用非线性最小二乘法对实际关井压力恢复曲线进行拟合,得到潮汐压力函数的系数,从而将潮汐效应从压力恢复曲线中剥离。实例应用表明,本文方法可以快速、有效地消除潮汐效应的影响,保留真实的储层压力和边界特征,对提高海上试井解释精度有重要意义。

水驱气藏全寿命周期产能评价技术研究

海上水驱气藏,直至开发井正式投产前,全面了解气田产能仅限于少数井的DST(钻杆地层测试)测试资料,无法对全井段产能进行合理评价,影响钻后储量估算及开发方案编制。以产能方程为基础,建立了基于DST测试资料解释计算、MDT/RCI(模块式地层动态测试)流度产能评价方法、岩心孔隙结构参数R35产能评价方法、产能模拟试验产能评价方法、带水气井产能评价方法的全寿命周期产能评价体系。实例计算表明,运用MDT/RCI流度法、岩心孔隙结构参数R35法、产能模拟法计算的产能与DST实测值接近,通过对二项式产能系数修正,可以准确预测产水气井的产能。因此,全寿命周期的产能评价方法既有宏观与微观的结合,也有矿场与试验的结合,为客观评价气藏产能提供了技术保障。

基于压汞资料R_(35)的定量储层分类评价与特征研究——以X气田E15层为例

在对岩心毛细管压力曲线资料分析的基础上,研究进汞饱和度35%时所对应的孔喉半径(R35)与渗透率(K)、孔隙度()之间的关系,建立X气田R35、K、等参数定量储层分类与评价图版。同一层位,储层的R35、K、等参数值变化较大,即反映其非均质性较强。以X气田E15储层为例,通过薄片鉴定、扫描电镜等化验资料,深入分析影响储层非均质性的主要成岩作用,发现溶蚀作用是影响E15储层非均质性的决定性因素。利用R35储层分类与评价图版能定量地、直观地、高效地把握X气田的储层物性优劣。

海上油气田J函数约束饱和度地质建模方法

储集层三维地质建模过程中,一般以探井和生产井测井解释饱和度资料为基础,通过随机模拟方法建立饱和度地质模型,但所建饱和度模型大多不能真实反映油气藏原始饱和度分布。特别是对于海上油气田,探井和生产井数少,初期投产生产井数更少,难以建立反映油气藏原始饱和度分布的饱和度模型。以东海西湖凹陷X气田为例,提出一种J函数约束饱和度地质建模方法,该方法使用J函数校正气田中后期不同程度水淹生产井含气饱和度,同时建立含气饱和度建模的约束趋势面,使建立的含气饱和度地质模型更加接近气藏原始含气饱和度分布,为储量复算和油藏数值模拟提供了可靠依据。

西湖凹陷某构造低渗储层成岩演化研究

使用西湖凹陷某构造的常规岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜及储层物性分析资料,利用视压实率、视胶结率和视溶蚀率等参数,定量研究了西湖凹陷某构造低渗储层成岩演化序列及孔隙演化过程。研究结果表明:(1)研究区低渗储层孔隙类型以次生溶蚀孔隙为主,粒间溶蚀孔是最主要的次生孔隙类型。(2)机械压实作用是储层低渗的主要因素,导致原始孔隙度损失达65%,溶蚀作用产生的次生溶蚀孔隙一定程度上使储层物性变好。(3)研究区处于中成岩阶段A2期和中成岩阶段B期,成岩演化序列为:(1)脆性颗粒破碎,塑性颗粒变形,局部绿泥石衬边胶结;(2)部分长石及岩屑早期溶解,早期石英次生加大;(3)碳酸盐胶结并交代石英、长石等,石英颗粒发生溶蚀作用;(4)碳酸盐、长石、岩屑等矿物溶蚀形成次生孔隙,石英次生加大;(5)晚期铁方解石少量胶结、交代。该研究成果可为西湖凹陷低渗气藏优质储层的预测与评价提供科学依据。

东海油气藏体积系数影响因素及求取方法

受测试费用高的影响,部分区块无实际测试资料,导致流体参数取值难和探明地质储量计算结果误差大,急需开展流体分布规律研究,从而提高储量评价精度.本文以东海探井获取的地层流体高压物性资料为基础,开展了油气藏气体积系数、气油比等流体参数影响因素及求取方法研究,结果表明气藏天然气体积系数与地层压力和地层温度相关,建立了原油体积系数与溶解气比经验关系式,有效指导了油藏地质储量计算.本研究成果实用可靠且可操作性强,为类似油气藏流体参数分析及储量评价提供了新的思路,具有较强的应用价值及推广前景.