志丹油田生产气油比测试探索与实践

生产气油比作为一项油田开发的重要资料,直接指导着油田地面工程的建设,由于众多历史及生产原因,目前,我们仅有部分探井的原始气油比,在油井生产过程中,当井底压力低于饱和压力后,原油中的天然气就会大量脱出,气油比则会增高,油田的开发进入中后期后生产气油比又会逐渐降低,因此原始气油比与目前的生产气油比差距较大[1],无论靠经验赋值或者乘系数估算,已不能满足油田地面工程建设需要,因此,快速、准确地测定生产气油比就显得尤为重要。

利用LWD测井资料预测油藏衰竭程度和生产气油比

综合利用LWD、MDT测井以及生产动态资料,对衰竭式开发油藏的衰竭程度(地层压力)、单井初产气油比与LWD测井响应的关系进行了研究。研究不同衰竭程度和生产气油比时LWD体积密度和中子孔隙度测井响应特征发现,当地层压力小于饱和压力时,LWD测井密度和中子孔隙度曲线重叠区的大小与油藏衰竭程度和生产气油比具有一定关系,重叠区越大,地层压力越低,油藏衰竭程度就越严重,生产气油比也越高。经多元统计回归,得到地层压力、生产气油比与密度孔隙度和中子孔隙度之差的函数关系。通过对DLL油田Ⅱ区块实际资料的统计分析,建立了利用密度孔隙度和中子孔隙度之差预测地层压力和生产气油比的经验模型,预测结果与MDT测井压力资料和生产气油比资料相符,证明该方法有较高的精度。

低渗透油藏混相气驱生产气油比预测

生产气油比是气驱油藏开发设计的一项关键指标。在明确气驱全生命周期产出气具有5种来源基础上,提出了与3个开发阶段相匹配的低渗透油藏气驱生产气油比预测公式。从注气到见气前阶段生产气油比主要受油藏流体初始溶解气油比控制,给出了水溶气等效气油比确定方法;从见气到气窜前阶段的生产气油比主要受气驱“油墙”的溶气能力影响,可借鉴低渗透油藏气驱“油墙”物理性质描述系统方法确定气驱“油墙”溶解气油比;气窜后阶段的生产气油比变化情况由游离气形成的气油比决定,其预测基于“采出液腾出的空间被注入气和水充满”朴素认识,联合应用油气渗流分流方程、Corey模型和Stone方程、低渗透油藏气驱增产倍数,以及交替注入的水气段塞比等概念进行计算。“3段式”气驱生产气油比预测油藏工程方法得到了低渗透油藏CO2混相驱矿场试验的验证,可用于注气开发方案设计,采油工艺优化或注气埋存潜力评价。

采出液含水对生产气油比的影响规律

针对一些开发中后期水驱油田区块生产气油比异常升高的问题,为研究采出液含水对生产气油比的影响规律,采用从油田获取的油、气、水样品,开展了模拟地层流体高压物性测试、水驱油等一系列物理模拟实验。结果表明,在充分搅拌的条件下,模拟地层油的饱和压力和溶解气油比随水的注入而降低,且降低的幅度随含水质量分数的增加而增大。当含水质量分数为60%时,模拟地层油的饱和压力降低5.92%,溶解气油比降低9.78%,溶解气水比为2.065cm3/g。无搅拌条件下,溶解气水比随水-油接触时间的增加而逐渐增大,注入水与模拟油静置接触约24h,水中的溶气量达到稳定,表明注入水从注入到产出在地层运移过程中与原油接触可从油相获取气体而成为含气水。模拟采出液在地层条件下的折算溶解气油比随模拟采出液含水率的升高逐渐升高。在出口压力高于饱和压力的岩心驱替实验过程中,当含水率超过95%时,生产气油比随采出液含水率的增大而急剧升高,表明采出液高含水时,采出液含水率的变化对生产气油比具有较大的影响。

凝析气顶油藏油气产量的计算方法探讨

大港油田存在一些凝析气顶油藏 (带油环的凝析气藏 ) ,在降压开采过程中 ,由于气顶区和油区压降不平衡 ,会导致气窜或油窜现象 ,因此生产井采出的油、气中均可能出现原油、凝析油、气顶气和溶解气混合物。根据凝析气的特殊热力学性质 ,结合油气藏动态分析方法 ,导出了两种凝析气顶油藏产量的计算方法 ,实例证明两种方法都能准确计算出 4种烃类的产量 ,对凝析气顶油藏的开发动态分析、剩余油气分布研究、开发调整和油气最终采收率及可采储量的确定具有指导作用。表 3参

稠油冷采泡沫油溶解气驱油藏开发动态数值模拟

稠油注蒸汽等热采开发方式面临着油层出砂、气窜和采油成本高等问题,而稠油冷采过程中形成的泡沫油,则使稠油油藏具有采油速度快、采收率高和生产气油比低等特点。在论述STARS模拟泡沫油机理及模型局限性的基础上,建立了稠油冷采泡沫油溶解气驱油藏模型。模拟结果表明,与常规溶解气驱油藏相比,泡沫油溶解气驱油藏具有生产气油比上升缓慢、累积产油量高等特点;在油相中气泡形成频率一致的情况下,气泡破裂速度越快,生产气油比越大,产油量越低;原油粘度越高,地层渗透率越低,开发效果越好,稳产时间越长。

近临界态油气藏开发特征及油气产出预测——以渤海BZ油田为例

由于近临界态油气藏油气变化规律较常规油气藏更加复杂,常规油藏工程方法预测的油气采出程度和生产气油比与实际偏差大,动态预测难度大。本文通过分析影响近临界态油气藏流体特征、开发规律等因素,基于广义物质平衡方程和低界面张力下的油气两相渗透率曲线,建立近临界态油气藏动态预测的新方法。研究结果表明,改进的新方法由于同时考虑了溶解气油比和挥发油气比的双重作用,以及低界面张力下的油气相渗变化特征,所计算的油相采出程度和瞬时气油比更符合实际生产动态,预测油气采出规律和采收率更加准确,研究成果对类似油气藏的开发具有一定的指导意义。

确定凝析气藏相渗曲线的新方法

凝析气藏的生产过程中,由于凝析油的析出和聚积使得近井区油气两相渗透率的变化十分复杂,凝析油、气的相渗实验很难获得反映真实流体特性的相渗曲线。文中提出一种直接利用现场数据确定凝析气藏相渗曲线的新方法。对拟压力恢复试井方程中的时间进行求导,建立了试井压力和流体渗透率、饱和度之间的关系,直接利用试井资料确定出凝析气藏的相渗曲线,取代了过去用岩心实验确定油气两相渗透率曲线的方法,避免了前人拟压力积分函数分解法和压力导数求导法中计算步骤复杂、计算结果不准确等缺点。

产出剖面测井在塔里木油田开发中的应用

利用产出剖面测井资料能够认清油气井各产层的生产动态，了解各小层产出情况，明确多层系间开发矛盾，为优化开发技术决策提供依据；产出剖面资料与完井资料对比，能够挖掘出油气田内发育较好的潜力油气层位，为油气资源开发提供依据；能够了解高含水产出层，为调剖堵水等上产控水措施提供帮助；可以验证地质资料，认识地层内部构造；还可以计算储层的剩余油饱和度等。通过产出剖面测井资料在塔里木油田开发中的实例以及卓有成效的应用效果，展示了产出剖面测井在油田开发中的重要作用。

委内瑞拉超重泡沫油泡沫强度实验研究

超重泡沫油油藏中"泡沫油现象"的决定性因素在于产生泡沫的强度,而泡沫的强度取决于泡沫存在的时间和产生泡沫的体积。为定量描述泡沫强度的主控因素,自主研制了高温高压可视化泡沫强度测试模型,并利用该模型首次开展了不同温度、溶解气油比、降压速度及孔隙尺寸条件下的泡沫强度实验。实验结果表明,高温条件下泡沫破灭频率远大于生成频率;原始溶解气油比小于5 m3/m3,原油中"泡沫油现象"趋于消失;充分发挥泡沫油作用的最低降压速度应不小于80 kPa/min;多孔介质泡沫油实验趋势分析表明,实际油藏中泡沫存在的时间将远长于实验室内得到的结果。

单井气窜的识别

在气顶油藏及天然气驱油藏开发中,常发生油井气窜的问题。油井发生气窜后,气顶能量未充分发挥即采出,气驱油效率变差,且气窜程度逐渐增强,气体在油井井底附近的泄压区形成“指进”。准确地识别气窜,在分析气窜原因的基础上,总结出单井识别气窜的标志,可及时地监测开发效果,控制油气比,更好地发挥气顶区能量,提高原油的采出程度。

螺杆泵充满程度计算模型理论研究

螺杆泵作为一种机械采油设备,具有悠久的历史,已经广泛应用于各种复杂油气藏以及非常规油气藏,但由于游离气、溶解气及凝析气的存在,泵往往存在充不满的影响,影响泵效及使用寿命。针对这种情况,从油气水三相同时进泵的实际情况出发,结合含水率、生产气油比和气体状态方程,建立螺杆泵充满程度计算模型,并以大庆油田现场试验数据验证模型的准确性及精度,结果表明,模型平均误差仅为6.1%;分析模型的影响因素,确定了高转速、高密度和低生产气油比是保证泵具有高充满程度的关键。