产砂物理模型的发展研究

在委内瑞拉的大多数稠油和超稠油油藏为弱胶结砂岩沉积。委内瑞拉的石油工业对这类油藏的开采研究报有极大的兴趣。稠油出砂冷采（CHOPS）作为一种新采用的方法被这类沉积油藏用来进行初期开采，特别是其它方法技术不适用的地区或层系（例如：砂层厚度小于10米的地区）。一般情况下，在目前所研究的水平上，CHOPS技术已经在全世界范围内获得了成功的应用。特别是在加拿大、中国和美国，该技术目前已获得较大的发展。物理和数值研究已经显示出其对采收率的影响，包括近井地带孔洞地层或溶蚀层可以使油藏渗透率增加。在委内瑞拉，该技术上的经验很缺乏。通过文献调查显示，在生产机理方面还存在很多的难点。这就是之所以在这项工作中要对出砂物理模型进行设计、结构化和评估的原因。主要是研究物理过程和评价产砂机理中不同参数的变化（如压力、流量）的影响。本文将会运用模型技术的发展来预测油藏动态和该时期的性质变化。该模型建立在一个直径50cm，厚20cm的圆柱形盘上，圆柱的几何形状能确保其流动为径向流。模型用传感器作为为测试压力（包括注入、生产和孔隙流体压力）以及应用流样来确定产砂量的工具。集合系统可以提供垂直应力，定位侵蚀层使用超声波速测量。所有这些数据显示在Labview图板上，并在计算机上实时的显示数字化处理。这项工作展示了作为流体的水和油的初始预测结果和作为孔隙介质的校正结果。该结果证明此系统可以用作为出砂机理的研究，但不能用来扩大到油藏条件下。此结果将用来确证数值模型。

AAPG和AMGP召开稠油成因、预测和深水开采技术研讨会

为探讨有关于深水稠油的热点问题，一个联合AAPG（美国石油地质学家协会）和AMGF（墨西哥石油地质）的研讨会在海德伯格召开，这篇文章报道了本次会议的重点内容。因为深水环境的经济可行性，这些聚集需要具有体积的有效性和保持高采收率的能力。由于重油价格的上涨，经济有效的进行深水开发的数量也要随之增加，该区域的资源底数目前已超过100×109bbl。该资源中的主要比例是稠油，被稠油所支配资源底数分布于如近海Mexico和Brazil地区。勘探和商业上的经济成功要求跨学科和跨价值链整合，并且要上游、中游、下游一起整合。一般情况下盆地模型常作为该种开发项目的整合工具。 由于深水的环境，开发的风险性变得较高，其中之一便是原油的性质。通过更好地理解控制原油性质的因素其中包括生油岩、热成熟度和历史变化和迁移，可以局部降低风险性。虽然几种因素也许都能影响原油的性质，但普遍的观点认为在大多数深水环境中，生物降解是控制原油性质的主要因素，墨西哥除外，因为该地区的生油岩特征发挥主要作用。生物降解由诸如负载、历史热度和油水界面的稽核形状等因素控制。而生油面作为关键性因素使确定稠油的迁移和距离变得更加受限。在确定原油品质时，原油混合物作为重要因素，常常引进轻油或生物降解油来提高或保持原油性质。 以上是稠油生产面临的挑战，下面与陆上和浅滩的沉积相类似。从这些地区的沉积物所了解到的，和深水沉积物同样非常有用。很清楚，持续的资料收集和不断更新的油藏模型价值来自于Angola和Brazil的研究，该地区开发或油藏模型循环使使资金得到有效的利用。因为稠油聚集的长时期性，长远的规划也同样重要。