专业学位研究生油藏工程基础教学方法思考

油藏工程基础是针对跨考到油气田开发工程方向硕士研究生开设的一门本科补修课。由于该课程具有理论性强、概念抽象、公式复杂等特点,并且补修该课程的研究生缺乏与石油地质开发相关的专业知识,导致学生在学习该课程时较困难。因此,文章从挖掘课程思政元素、加强课上课下学习和聚焦油田生产问题三个维度探讨了该课程的教学完善方法,通过厚植“石油精神”、构建以行业为需求导向的科教融合的教学模式来实现学生的专业水平和工程应用能力双提升。

“注入—压裂—返排”全过程的CO2相态特征——以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏SH52井为例

为了准确预测压裂过程中流体的相态变化,有效指导矿场CO2压裂施工设计,以鄂尔多斯盆地神木气田致密砂岩气藏SH52井为例,基于商业软件CMG,建立井筒—地层耦合数值模拟模型,通过对该井的压裂施工动态进行拟合,获得了可靠的数值模拟模型。在此基础上,对CO2注入—压裂—返排的全过程进行模拟,研究CO2压裂全过程的流体相态变化特征,以及压裂工艺参数对注入期末井底压力、温度和流体高压物性的影响。研究结果表明:①CO2从注入到返排的压裂全过程,经历了“液态—超临界态—液态—气态”的相变过程,在注入、造缝和裂缝扩张的过程中,CO2由液态转变为超临界态,且密度变化显著,介于800~1 100 kg/m^3;②CO2注入期末,随CO2总量的增加,井底温度逐渐降低,而井底压力、井底CO2密度和黏度逐渐增加;③CO2排量对井底压力、温度及CO2密度、黏度的影响规律与CO2总量对其的影响规律总体相似,只是CO2排量对井底压力的影响程度更大;④当CO2总量大于400 m^3、排量大于4 m^3/min后,二者对井底压力、温度和CO2密度、黏度的影响不再显著。结论认为:所建模型实现了对CO2压裂过程中流体相态变化特征的准确预测且拟合精度较高、2019-0模型质量可靠,该研究成果为CO2压裂施工设计的优化提供了技术支撑。

析出硫为液态的高含硫气藏数值模拟方法

为实现对高含硫气藏开发过程中析出硫的定量预测,提出了析出硫为液态的高含硫气藏数值模拟方法。首先以硫溶解度随压力变化实验为基础,建立硫溶解度数学模型和析出硫液相体积分数计算模型,计算不同压力下析出硫的液相体积分数,创建CVD实验;其次通过气体组成的归一化处理,确定高含硫气藏的真实气体组成;最后综合真实气体组成、CVD实验和CCE实验结果,创建反映硫析出的PVT样品,采用组分模型进行析出硫为液态的高含硫气藏数值模拟研究。采用该方法对四川盆地普光气田主体气藏开发过程中析出硫进行了定量预测,结果表明:硫饱和度随以井筒为中心的径向距离的增大而减小,越接近井筒,硫析出量越大,硫饱和度越高;随生产时间的延长,天然气采出程度越高,气藏压力越低,硫析出区域增大,相同半径处的硫饱和度增大。该方法实现了对高含硫气藏析出硫的定量预测,提高了开发动态预测的准确性,为科学开发该类气藏提供了更可靠的决策依据。

基于流动数据的气藏动态储量计算

基于物质平衡法,综合气体渗流过程、垂直管流模型、气井产能方程和物质平衡方程,提出了一种根据流动数据确定气藏动态储量的新方法。以普光气田主体气藏为例,对该方法的可靠性进行了验证。结果表明:新方法与不稳定分析法计算结果的最大相对偏差为4.40%,最小相对偏差为-0.07%,相对偏差在±5.00%以内,说明新方法计算结果是准确可靠的。新方法实现了气藏动态储量的简便、准确计算,这对正确评价气藏开发效果、准确预测气藏开发动态和做好气藏开发规划具有重要意义。

基于相渗曲线的油藏注入水利用状况评价方法

针对现有油藏注入水利用状况评价方法不能适应油藏阶段注采比不断变化的问题,提出了基于相渗曲线的油藏注入水利用状况评价方法。首先,根据油藏归一化相渗曲线,确定油藏含水上升规律描述方程。其次,根据油藏不同阶段实际可采储量采出程度,采用由归一化相渗曲线确定的油藏含水上升规律描述方程,计算对应的理论含水率,再结合油藏不同阶段实际注采比,进而计算油藏不同阶段的理论阶段存水率和理论阶段水驱指数偏离量。然后,根据油藏不同阶段实际注采比和实际含水率,计算油藏不同阶段的实际阶段存水率和实际阶段水驱指数偏离量,绘制实际(理论)阶段存水率和实际(理论)阶段水驱指数偏离量随时间的变化曲线。最后,通过对比理论曲线和实际曲线,评价油藏的注入水利用状况。采用该方法对老君庙L油藏西区注入水利用状况进行了评价。结果表明:1970年以前,注入水利用状况较差;1970年以后,注入水利用状况较好。

扇三角洲前缘砂体内部结构控油模式

泌阳凹陷赵凹油田赵凹区经过多年开发,呈现综合含水高、采出程度低、剩余可采储量少的特征。以储层构型理论为指导,精细解剖核桃园组三段扇三角洲前缘水下分流河道和河口坝的内部结构,建立地质模型,并通过数值模拟分析储层剩余油分布状态,建立砂体内部结构控制剩余油分布模式。研究表明:水下分流河道以正韵律单砂体为主,渗流能力自下而上由强变弱,剩余油主要富集在砂体上部;河口坝单砂体主体为反韵律,渗透率较高,剩余油主要集中在砂坝上部,而坝侧缘和前缘剩余油则主要分布于坝缘下部;河口坝砂体一般发育多个增生体,各增生体间普遍发育泥质或钙质夹层和物性夹层,剩余油分布主要与注采井分布有关,只有注水井或采油井作用的增生体往往成为剩余油富集区。

水驱气藏水侵动态储量损失实验研究

针对水驱气藏水侵动态储量损失规律认识不清的问题,通过水驱气实验研究了水驱气藏水侵动态储量损失规律,并借助核磁共振技术,研究了水封气微观分布特征。结果表明:单个岩样的水侵动态储量损失率随地层径向驱替压力梯度的增大呈先减小后增大的趋势,总体上水侵动态储量损失率随岩样渗透率的增大而减小;水封气量随孔隙半径增大呈先增大后减小的趋势,水封气主要分布在原本含气而孔隙半径相对较小的孔隙中。研究认为,对于水驱气藏的开发,应通过室内实验确定合理生产压差,尽可能减小水侵动态储量损失,从而改善水驱气藏开发效果。该实验研究成果对于制订水驱气藏控水、治水技术政策和气藏开发后期确定潜力区域具有重要的指导意义。

新疆油田JL区块特低渗透油藏CO_(2)-化学剂复合吞吐技术应用研究

通过调研中外CO_(2)吞吐项目的应用效果和实践经验,从地质特征、储层特征、流体性质和开发特征的4类9项参数分析了适合CO_(2)吞吐的油藏特征。室内实验表明,新疆油田JL区块注CO_(2)后地层原油膨胀系数增幅明显,地层弹性能量得到较好补充,适合开展CO_(2)吞吐;而表面活性剂CRS-1080可有效降低流体间的界面张力,增强CO_(2)波及体积,提高驱油效率,二者相结合,增强了CO_(2)吞吐效果。结合选井条件和室内实验,优选新疆油田JL区块X1井开展CO_(2)-化学剂复合吞吐先导试验,措施后地层能量得到有效补充,邻井产量递减趋势得到遏制,说明该项技术对本区块具有一定的适用性。

煤岩压裂裂缝长期导流能力的实验研究与评价

当前煤岩长期导流能力测试实验受人为因素影响,不能完全反映煤岩自身的物理性质,实验中无统一单点承压测试时间,支撑剂组合选择单一。针对这些不足,运用裂缝导流仪对煤岩裂缝长期导流能力进行实验研究与分析,确定长期导流能力实验研究中单点的最佳承压时间。研究认为长期导流能力受铺砂浓度和支撑剂类型影响很大,受支撑剂粒径影响较小:其中石英砂类支撑剂导流能力好,但却存在砂堵的缺陷;树脂包砂类支撑剂抗压性能良好,和石英砂配合使用既能增加导流能力,也能降低出砂的损害。

水驱气藏产水气井产能计算数学模型

针对现有水驱气藏产水气井产能计算模型因缺少井底流压监测数据导致模型实用性差的问题,将气水相渗曲线和地层水产量公式引入气井二项式产能方程,建立了依据井口监测的气井产量和生产水气比确定产水气井产能的数学模型。以普光气田主体气藏为例,通过实例计算,验证了模型的可靠性,定量评价了水侵对气井产能的影响。结果表明:模型计算结果相对误差在5. 0%以内,模型计算结果精度高;水侵会导致气井产能急剧降低,气井产能损失率随气井生产水气比的增大先急速上升而后上升速度变缓。文中模型适用于未出现井筒积液产水气井的产能计算,可为确定产水气井合理产量、降低水侵伤害、改善气藏开发效果提供指导。