松辽盆地徐家围子断陷徐深气田流体相态及物理化学性质

通过实验测试并结合理论计算,本文确定了徐深气田典型区块和气层组的天然气偏差系数及PVT相态,发现天然气偏差系数受温度、压力和天然气组成的共同作用,天然气组份中CO_2含量大于80%的2口井的天然气偏差系数明显低于其它井。天然气中饱和水汽含量高低受储层温度、压力、气体组成和地层水含盐量等因素的综合影响。这为深入开展气藏储量评价、开发动态分析、气藏数值模拟和气井出水机理等研究提供了可靠的基础参数。

喇嘛甸油田葡Ⅰ1-2聚驱后注气数值模拟研究

喇嘛甸油田北东块位于油田北东部，开发面积0、36km^2。北东块葡I1—2油层纯含油面积14．9km^2，平均有效厚度12．3m，中部深度为930～1220m。该区块96年7月开始注聚，2000年11月全部转入后续水驱。目前全区含水为95．9％，日产油只有929t，已进入后续水驱特高含水阶段。为充分利用油田的天然气资源，探索厚油层内部剩余油挖潜的有效方法，我们开展厚油层注气提高采收率可行性的数值模拟研究。

松辽盆地徐深气田火山岩气藏水平井开发合理工作制度的确定

徐深气田火山岩气藏埋藏深,储层平面展布连续性差、变化快、非均质性强,直井产量低,通过几年的探索研究,水平井已成为火山岩气藏的有效开发技术,但由于火山岩气藏普遍含底水,且大部分水平井为压裂投产,现有的合理产量计算方法未考虑到出水的影响。因此,①通过建立典型水平井的地质模型,在对单井及邻井历史开采数据拟合的基础上,确定各区水平井合理工作制度及产能主控因素;②采取临界携液流量、底水脊进临界产量、采气指示曲线法等气藏工程方法,综合考虑气井携液、底水锥进等多种因素,结合数值模拟方法确定合理单井配产方案。结果表明:优化和改进水平井开发的合理工作制度有效指导了水平井生产,延缓了产量递减及底水上升,取得明显的经济效益。