非均质深层碳酸盐岩气藏衰竭开发规律实验研究

针对深层碳酸盐岩气藏非均质性强、产能差异大的问题,通过地层条件下单岩心衰竭实验对比研究了不同孔隙结构储层的衰竭开发规律;开展两岩心串联衰竭实验模拟研究了层内非均质性对气藏衰竭开发的影响;结合孔隙尺度流动模拟揭示了微观孔隙结构对气藏衰竭开发供气能力的影响。研究表明:深层碳酸盐岩气藏采收率与渗透率接近对数关系,产气量主要受孔隙度的控制,15 MPa废弃压力下的束缚水岩心采收率为51.50%~64.97%。孔洞和裂缝的非均匀分布是造成深层碳酸盐岩气藏产能差异大的主要原因,近井地带和远井地带的孔隙结构分别影响气藏产气速度和供气能力。提高近井地带渗透率、控压生产有利于促进气藏同步开发并延长稳产周期。

衰竭开发沥青质析出相态及数值模拟

在油田开发过程中,沥青质沉积可导致地层孔隙堵塞,造成油田产量下降,因此开展沥青质沉积规律研究非常必要。本文在室内实验的基础上,研究了沥青质的相态特征,利用气-液-固三相平衡理论绘制了沥青质析出包络线图,得到了沥青质析出的温度和压力范围。根据F油藏实际资料,建立了沥青质数值模拟模型,能够模拟沥青质析出、絮凝、沉淀和伤害4个过程;分析了沥青质析出对地层的伤害,研究了沥青质析出对采出程度的影响,随着沥青质的析出,地层孔隙度和渗透率降低,原油黏度增加,生产10年采出程度下降2.3%。通过优化井底流压,可为防止沥青层沉积提供指导,研究成果显示F油藏最优井底流压为35.5MPa。

深层高压碳酸盐岩气藏孔隙结构特征及衰竭开发规律

深层碳酸盐岩气藏孔隙结构复杂,产能差异大,气藏高效开发和长期稳产面临挑战,急需开展地层条件下衰竭开发规律的针对性研究。为此,采用二级CT扫描技术精细描述了气藏储层的孔隙结构特征,并通过岩心实验研究地层条件下孔隙结构和束缚水对衰竭开发的影响规律。结果表明:孔洞和裂缝的发育与分布不均是该类气藏非均质性强、产能差异大的主要原因;产气量主要受孔隙度的控制,阶段采出程度与渗透率接近对数关系;当井底压力为15 MPa时,孔隙型、孔洞型、裂缝-孔隙型和裂缝-孔洞型储层的平均阶段采出程度分别为47.43%、48.21%、59.90%、62.14%;裂缝-孔洞型储层的储量、产气量、阶段采出程度均相对较高;孔洞型储层的储量高、产气速度低,“高孔低产”特征明显;裂缝-孔隙型储层的储量低、产气速度快,稳产周期短;孔隙型储层的储量和产气速度均比较低。研究结果可为深层高压碳酸盐岩气藏开发方案设计提供理论依据。

高温高压气藏衰竭开发气水相渗变化规律探讨

气水相渗曲线一般在常温常压下利用非稳态气驱水实验获得,所得实验结果难以表征高温高压气藏衰竭开发过程中气水两相渗流变化规律。设计了不同温压条件、驱替方式、有效应力下气水相渗实验,结果表明,与地面条件相比,地层高温高压条件下水气黏度比、界面张力均降低,气驱水可使束缚水饱和度降低8%~13%,两相共渗区增加8%~15%;水驱气实验较气驱水实验相渗曲线整体偏左,分析认为高温高压水驱气实验能真实模拟实际气藏衰竭开发过程,结果更具代表性;不同有效应力下水驱气相渗实验,由于应力敏感的存在,相渗曲线整体下移,驱替效率降低约3.5%。在此基础上,统计分析了相渗曲线特征值及其形态参数变化规律,建立了衰竭开发过程气水相渗变化图版。本文研究成果可以应用到数值模拟中,指导高温高压气藏合理开发。

苏丹地区砂岩油藏衰竭式开发特征及影响因素

苏丹地区主要油藏类型为中高孔渗砂岩油藏,投产以来利用天然能量衰竭式高速开发,形成了以"稀井高产、大压差生产、延迟加密和注水、快速回收投资"为特征的天然能量开发技术政策。H油田、FN油田和P油田分别为强底水稀油油田、强底水稠油油田和层状边水高凝油油田,在苏丹地区具有代表性。3个油田的开发特征表现为稀井高产、采油速度高、稳产时间短,含水上升快、产量递减大,大段合采、层间矛盾突出和剩余油分布复杂等。结合实验室研究、现场动态监测和方案研究等手段对开发效果影响因素进行分析。结果表明:高采油速度有利于提高合同期采出程度和采收率;根据原油流度范围部署稀井网,结合合同条款确定加密单井产量下限值有利于实现技术经济优化;利用隔夹层阻隔底水可延缓底水锥进,实现底水油田有效开发;层状高凝油油藏推迟注水不影响合同期采出程度。

高凝析油含量凝析气藏单井衰竭式开发动态预测

饱和凝析气藏在开发过程中,地层会出现反凝析现象,各相组份及物理化学特性也会有所改变。应用PR三参数平衡状态方程拟合了凝析气藏流体PVT实验数据,建立了单井径向非均匀网格系统,应用凝析气藏多组分渗流数学模型和组分模拟软件进行预测,得到近井地带压力分布特征和凝析油饱和度分布特征,体现了近井地带反凝析液增大了流体渗流阻力。通过实际气井开发动态数据成功拟合了数值模型,将其用于衰竭式开发动态预测,评价了采气速度对地露压差小的高凝析油含量凝析气藏油气采收率的影响,为凝析气藏开发方案优选气井合理生产制度提供依据。

海上稠油油藏半衰竭水驱开发压力恢复速度研究

渤海窄河道稠油油田在恢复地层能量的同时,还要防止注入水水窜,针对该问题,利用petrol模拟器建立反映窄河道特点的精细地质模型,应用该模型研究不同河道模式的压力恢复策略,推导出压力恢复速度与含水率之间的关系,得到不同宽厚比河道的合理压力恢复速度及合理注采比。研究结果表明,为抑制油井含水上升,压力恢复速度不宜过快,应保持在0.2～0.3 MPa/季度为宜。将研究成果应用于BZ油田,指导了125个注水段的增注措施,地层压力回升明显,油田日增油863 m^3/d,取得了很好的开发效果。研究成果对类似半衰竭水驱开发油田有一定的借鉴意义。

衰竭式开发油藏产量递减规律预测方法及应用

为满足新油田选择采油方式时对不同时期油井产能数据的需要 ,从油层岩石的压力敏感性试验结果出发 ,首先导出采液指数变化规律的预测方法 ,从而确定出油井的供液能力 ;再结合井筒举升能力预测不同举升方式下油井的产量变化规律。

致密油藏长水平井衰竭式开发产量影响因素及效果评价方法——以玛18/玛131区块为例

针对致密油藏开发特点,选取地质和工程共7个要素,采用相关性分析和灰色关联方法,明确了水平井稳定生产3个月和2年后的产量影响程度。引入有效长度比、单位压降累积采油量、年产量综合递减率等指标,确定了能表征水平井天然能量开发效果的7个评价指标。采用层次分析和现代模糊综合评判法,初步明确开发分类评判标准,确定评价指标之间的权重关系,据此构建水平井衰竭式开发综合评价体系。矿场实践结果表明新评价体系结果合理。

带油环凝析气藏衰竭式开发的动态特征

通过对国内外16个带油环的凝析气藏开采动态的分析，总结这类凝析气藏的开采特征，对比先采气、先采油及油气同采三种开采方式的生态动态及油气采收率的影响后认为：带油环凝析气田的开发较为复杂，在选择开采方式时要根据油气田的地质状况、技术条件及国民经济的需要，优选最佳方案。开发实践表明稳产期采出程度一般为可采储量的60％以上，但在以衰竭式采气为主的情况下，由于油环原油及边、底水侵入气井，致使停喷压力高，影响天然气采收率。凝析气田的生产资料还表明：气井的生产能力在初期随压力的下降而下降，但开发到一定阶段时，采气指数反而随压力的下降而增加。这些动态特征为JZ20－2凝析气田开发提供了借鉴。

影响凝析气藏衰竭式开发效果因素研究

对于地层能量充足的凝析气藏,多采用衰竭式开发方式实现高产,而衰竭式开发效果受多种生产因素和地质因素制约。本文针对目标凝析气藏特点,应用数值模拟方法研究井底流压、采气速度、地层渗透率和地层非均质性4种因素对衰竭式开发效果的影响,为实际生产中气井工作制度的调整以及衰竭式开发方式在凝析气藏的合理应用提供指导。

海上半衰竭式水驱开发稠油油田效果评价新方法

渤海几个海上油田注采比长期低于1.0,地层能量无法得到有效补充,地层压力下降至泡点压力之下,对于这种介于强水驱开发和衰竭开发之间的开发方式,定义为半衰竭式水驱开发。从阶段存水率和水驱指数定义出发,引入注采比的概念,在童氏校正水驱曲线和物质平衡原理的基础上,建立一套评价半衰竭式水驱开发效果的新方法。实例应用情况表明,该方法可行、简单和实用,克服了繁琐计算的缺陷,并且通过实际数据点的变化趋势提出下一步油田综合调整方向和时机。

晚期注水开发实验研究

目前晚期注水实验研究主要以注水时机评价为主,在注采方式上研究较少,且传统方法开展驱油效率实验过程中,出口端的计量存在气液分离和人为读数产生误差等问题。以国外某油田为研究对象,从晚期注水原油常规相态变化和驱油效率2个方面入手,开展注水时机和不同注采方式对晚期注水效果的影响研究;在常规相态变化研究的基础上,评价注水增压开发对原油相态的影响;在驱油效率实验方法上,利用在线核磁技术实时评价驱替过程中岩心含油饱和度,提高了结果的准确性。研究结果表明:在衰竭开发至饱和压力的34%时,水驱采收率为16.5%;综合考虑采油速度、开发成本等因素,注水时机宜在80%泡点压力附近;对于长期衰竭开发严重脱气的区块,可采取注水增压方式开发,注水增压至80%泡点压力附近水驱效果最好。

实验设计法在凝析气藏后期注水开发方案设计中的应用

凝析气藏衰竭开发当地层压力低于露点时,一部分凝析油将析出而损失到地下,同时还会对地层渗流能力和气井产能造成伤害,在条件允许时可以对凝析气藏实施注水开发;受地质和工程等多种因素影响,凝析气藏注水开发方案设计十分复杂,常规的单因素分析方法低效而且片面,不能满足研究的要求。为此,借助实验设计方法,综合考虑底水规模、地层倾角、垂向渗透率、凝析油含量、注水时机、注水量等参数,对凝析气藏注水开发进行了科学且高效的设计;确定了该过程中不同因素的敏感性程度和它们之间的交互作用;最后基于不同凝析气藏条件和设计目标给出了最优水驱方案和预测指标。在大港油田BG5气藏和塔里木牙哈凝析气藏的应用结果表明,该方法提高了开发方案设计的效率,减少了设计工作量。

凝析气藏开发方案数值模拟研究

为了弄清凝析气藏各种开发方式效果的优劣,以现场提供的实验区块为研究对象,在精细地质建模的基础上通过数值模拟软件,对实验区块设计了两类共四种开发方案:衰竭开发、注二氧化碳、氮气吞吐以及油气开采中常用的注水开发,数值模拟结果显示补充地层能量的开发效果好于衰竭式开发,常规油气田中常用的水驱开发同样适用于凝析气藏的开发,且水驱方案的开发效果最佳,这对现场凝析气藏的实际开发有一定的指导作用。

基于模糊数学的凝析气藏开发效果评价方法

目前凝析气藏普遍采用衰竭式开发,但适用于凝析气藏衰竭开发效果评价方法较少,针对这一问题,开展了凝析气藏开发效果评价方法研究,选取影响凝析气藏开发效果的关键参数,建立了反映开发效果的生产指标体系,采用了模糊数学理论方法分析了关键参数对开发效果的影响权重,绘制了评价开发效果的理论图版,以实际数据与理论图版曲线的吻合度为评分标准,构建了适用于凝析气藏衰竭开发效果评价的新方法。实例分析表明,该方法能从产能、地层能量、水驱程度、采出程度、井流物组分5个方面全面评价凝析气藏衰竭开发效果,评价结果全面、准确可靠,能够为现场生产提供指导。

凝析气藏不同开发阶段的合理生产压差探讨

在凝析气藏的开发过程中,随着地层压力的不断下降,地层中会析出凝析油,严重影响气井的产能。但是,在凝析气藏衰竭式开发过程中,凝析油的析出是无法避免的,只能通过调整合理的工作制度来尽可能多地采出凝析油气。因此,基于实验和理论的方法研究凝析油气的渗流特征及毛管数效应对凝析油开采的影响,提出将凝析气藏衰竭式开采分为两个不同的阶段,按不同的开发阶段确定合理的生产压差。研究认为,对于定容封闭的凝析气藏可适当增大生产压差或采取变压差的方式来增加气井的产能以及凝析油的采收率,最后通过实际凝析气井的生产动态验证了以上的观点。

低渗火山岩气藏衰竭开采拟稳态渗流实验

选取克拉美丽气田代表性岩样,通过室内拟稳态渗流模拟实验,研究低渗火山岩气藏衰竭式开采过程中的渗流规律,分析衰竭过程中气体的渗流特征,并解释了原因。根据实验渗流规律建立了理论模型,并进行了数值模拟。根据实验曲线,结合物质平衡法计算了岩样原始含气量,分析不同流量不同废弃压力下的采收率,模拟模型的最终采收率可达到88.6%。并提出了生产建议。

白庙凝析气藏开发方式探讨

1.气藏特征 白庙凝析气田构造上位于东濮凹陷兰聊大断层的下降盘,是一个不对称的背斜构造,含气面积25.1km2,主要含气层系有沙二下(S2下)、沙三上(S3上)、沙三中(S3中)、沙三下(S3下)四套,每套层系又由若干砂组组成,气藏埋深2630.0～4090.0m.

封闭性凝析气藏开发指标预测新方法

中低含凝析油的气藏多采用衰竭式开发,其开发指标同时受到地下能力和下游市场两个方面的限制,开发指标预测难度大。通过实际生产动态资料分析并结合物质平衡理论,考虑组分变化后形成衰竭开发的封闭性凝析气藏动态规律性认识;基于典型凝析气藏试井资料分析,建立了气井无阻流量随地层压力变化的定量预测图版;兼顾地下能力与市场需求两个方面,建立了一种更为合理的封闭性凝析气藏衰竭开发的指标量化评价方法,为此类气藏的现场生产提供更为有力的指导。研究表明:(1)由于受到组分变化的影响,凝析气藏衰竭开发过程中地层压力多呈两段式递减,随着地层压力下降,气井的绝对无阻流量呈指数递减;(2)衰竭式开发的封闭凝析气藏开发前期主要受到下游市场约束,后期主要受到地下能力的限制;(3)研究方法考虑因素全面,评价结果更为准确合理,可以为后续生产决策提供更为准确可靠的支撑。