砂岩气藏衰竭开采过程中含水饱和度变化规律

基于四川须家河组气藏典型储集层物性特征,选择了渗透率分别为1.630×10^-3μm^2、0.580×10^-3μm^2、0.175×10^-3μm^2、0.063×10^-3μm^2的4组砂岩岩心,模拟研究含水砂岩气藏衰竭开采过程中（地层压力从20 MPa衰竭开采至废弃）含水饱和度沿程变化规律,结合岩石微观孔喉结构与毛管压力特征,分析了不同渗透率砂岩与水相的相互作用机理并由须家河组气藏2口井进行验证。研究表明：1砂岩储集层对水相捕集作用的大小与渗透率关系密切,储集层渗透率临界值为（0.175-0.580）×10^-3μm^2;2渗透率大于0.580×10^-3μm^2的储集层,岩石孔喉半径较大,毛管压力较小,岩石孔喉对水相的捕集作用小,孔隙内的一部分水在气相驱替作用下可以被驱替出来成为可动水;3渗透率小于0.175×10^-3μm2的致密储集层,其孔喉细小,毛管压力较大,岩石孔喉对水相的捕集作用强,在气相驱替作用下,水相难以被驱替出来而滞留在岩石孔喉内,造成含水饱和度不降反升,因此对此类储集层,要严格控制合理生产压差,延长气井生命周期。

缝洞型碳酸盐岩油藏衰竭开采特征综合聚类评价

缝洞型碳酸盐岩油藏的储集体发育模式多样,储集空间复杂,非均质性强,开发难度大。为综合分类评价其衰竭式开采特征,运用改进模糊C均值聚类分析,建立了一种缝洞型碳酸盐岩油藏衰竭开采特征综合评价方法。利用单井衰竭生产动态数据,通过引入离散粒子群优化算法自适应求解初始聚类中心和最佳分组数,克服了传统模糊C均值聚类分析需要依赖人为设定分组数和初始聚类中心、容易陷入局部最优解等内在缺点。采用该方法对M缝洞型碳酸盐岩油藏62口关键井进行综合聚类评价,将所有油井按动态响应特征划分为4大类和8亚类,确定了各类油井的动态属性划分标准。此方法得到实际生产资料验证,为不同类型油井的差异化综合治理以及提高采收率对策的制定提供了依据。

特低渗透油藏压裂水平井衰竭开采参数优选研究

为深入系统地研究压裂裂缝各参数对水平井开发效果的影响,应用特低渗透油藏非线性渗流数值模拟软件,以长庆油田某区块为研究对象,给出特定区块的最优裂缝参数,并分析各裂缝参数的敏感性。结果表明,在特定储集层渗透率条件下,压裂水平井具有最优的水平井长度、裂缝形态、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力;通过不同渗透率级别和水平井长度下的裂缝参数优选可知,对于压裂水平井衰竭开采效果最为敏感的参数是裂缝条数,其次是裂缝长度,裂缝导流能力最为不敏感。

缝洞型凝析气藏衰竭开采影响因素实验

为探究凝析气藏衰竭式开发效果的影响因素,选取塔里木盆地某区块凝析气藏为研究对象,通过对碳酸盐岩岩心人工造洞,开展不同降压速度、不同缝洞位置的凝析油和天然气采收率实验,分析气油比及采出气组分的变化规律。实验结果表明:降压速度与凝析油采收率、天然气采收率正相关;缝洞在目的层上部时采收率最大,在侧部时次之,在下部时采收率最小;气油比呈现先降低后升高的趋势,碳酸盐岩缝洞孔隙结构会造成凝析气体系露点压力上升;采出气中甲烷含量与凝析油采收率负相关。研究成果对缝洞型凝析气藏的开发方式选取和提高开采效果具有重要的指导意义。

大涝坝凝析气藏考虑多孔介质影响的衰竭开采相态特征

考虑多孔介质对大涝坝凝析气藏DLK4井露点压力、组分变化及凝析油采收率等的影响,评价多孔介质对流体开采特征的影响,并与PVT筒中的衰竭实验结果进行比较,以指导油田开发。实验研究表明:考虑多孔介质的影响时流体露点压力变化不明显;定容衰竭过程中的组分变化显示考虑多孔介质的影响时脱附出的C1主要进入气相,C7+主要进入液相,而C3则同时进入液相和气相;同时在多孔介质的影响下,液相摩尔分数增加约5%,最大反凝析液饱和度增加5.5%,而衰竭到10 MPa时,凝析油采收率降低3%。因此,在凝析气藏衰竭开采过程中必须考虑多孔介质的影响。

特低渗透油藏压裂水平井衰竭开采参数优选研究

压裂水平井已成为开采特低渗透油藏的重要方式。为深入系统地研究压裂裂缝各参数对水平井开发效果的影响,应用特低渗透油藏非线性渗流数值模拟软件,以长庆油田某区块为研究对象,给出特定区块的最优裂缝参数,并分析各裂缝参数的敏感性。结果表明,在特定储层渗透率条件下,压裂水平井具有最优的水平井长度、裂缝形态、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力;通过不同渗透率级别和水平井长度下的裂缝参数优选可知,对于压裂水平井衰竭开采开发效果,最为敏感的参数是裂缝条数,其次是裂缝长度,裂缝导流能力最不敏感。

致密储层衰竭开采规律研究

致密油通常存在启动压力梯度,在启动压力梯度存在及一定假设的前提下,分析原油在地层中由基质流向裂缝的渗流规律。通过建立数值模型,分析了在一维空间下的压力、渗透率、岩心尺寸等因素与衰竭采出程度的关系,并绘制了三维图版。结果表明,当岩心尺度很小时,影响采出程度的主要因素为衰竭压差;而当尺度增大时,衰竭采出程度与岩心长度及渗透率的关系越来越显著。根据所得结论在一维条件下提出了考虑各种因素下的计算采出程度的经验公式,并将空间扩展到三维,在一维的基础之上修正公式,得出了三维基质块衰竭采出程度的经验公式,对生产实践提供一定参考意义。

多层合采油藏衰竭开采过程层间干扰现象分析

在多层合采油藏开发过程中层间干扰现象是不可避免的。海上油田的开发通常采用大段合采,各层间较强的层间非均质性导致开发面临严重的层间干扰。针对衰竭开采过程中的层间干扰问题,建立数学模型,分析渗透率不同和黏度不同情况下各层之间压力和产量相互影响过程。结果表明,多层合采油藏衰竭开采过程中通过压力相互均衡影响各层产量的劈分,衰竭开采过程中的层间干扰有利于均衡动用不同层的产量,有助于提高开发效果。研究结果为层系调整及相关部署提供一定理论依据。

衰竭开采式气藏的四维地震研究方法

衰竭开采式气藏在开发过程中通常只是降低储层孔隙压力,产生微弱四维地震效应,制约了四维地震技术在气田开发生产中的应用。针对此难题,本文利用南海A气田两期三维地震资料,进行了四维地震监测试验。通过细致研究模型、精细一致性振幅补偿处理和精心地选取地震参数,发现该区气层在开采5年后,其储层顶面某些振幅类属性减弱5%,显示衰竭式开采气藏存在四维效应,因此可利用四维地震方法监测油气藏开采动态,为油气田开发部署提供依据。

页岩气衰竭开采规律影响因素室内模拟

涪陵页岩气田为我国第一个实现商业化开发的页岩气田,目前页岩气开发已进入递减阶段,室内模拟开发过程的衰竭开采(定产、定压)实验的相关研究鲜有报道。因此针对目前生产产量递减过快的严峻形势,室内研制了模拟现场衰竭开采方式的实验方法和物模装置,利用该装置研究了页岩气开采递减规律及其影响因素,并采用偏最小二乘法(PLS)模块大数据分析方法,计算了最终采出程度的不同影响因素的权重(VIP值),确定最终采出程度的主要影响因素。研究结果表明:①页岩气高速衰竭开采时分2个阶段,低速时分3个阶段,生产井流态与之相似,衰竭开采时流速存在一个临界值;②页岩气室内衰竭开采特征的递减阶段表现为调和递减,初始递减率与渗透率成正相关关系;③最终采出程度的主要影响因素是渗流能力、开采压力及页岩品质。

致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。

凝析气藏自然衰竭式开采的采收率预测方法

基于B·A依顿和R·H加柯比利用美国 2 7个凝析气藏的PVT实验分析资料 ,以及我国大港板桥、前苏联卡拉达格等凝析气田完井测试的原始地层压力、地层温度、原始气油比和凝析油的相对密度等资料 ,提出了应用多元回归法推导出凝析气藏衰竭式开采的采收率预测新经验公式 ,公式特别针对我国凝析油含量在 4 0 0 g/m3 以下 ,废弃压力大约 3.

致密砂岩气藏逐级降压开采物理模拟实验认识与启示

苏里格气田属于鄂尔多斯盆地典型致密砂岩气田,受储层致密、强非均质性、气水关系复杂以及原始地层压力低等因素影响,目前面临天然气储量动用规律不清楚、提高采收率方向不明确等关键瓶颈。为解决这一难题,选用苏里格气田盒8段主力储层岩心,通过建立一套逐级降压开采方式物理模拟实验方法和流程,开展了不同生产压差下逐级降压衰竭开采实验,揭示了储层压力、供气能力以及储量动用等关键指标全生命周期变化规律,明确了储量充分动用的临界地层压力,为探索提高采收率新方法奠定了理论依据。研究结果表明:①含水致密砂岩气藏储层压力、供气能力以及储量动用在不同生产阶段的变化特征差异显著,最终采收率随生产压差增大而降低;②在储层压力大于等于15MPa时,生产压差越大则储层供气能力越强,边界压力可逐级下降至井底压力,储量动用充分;③随储层压力下降至15MPa以后,储层供气能力降低,边界压力下降缓慢且不能下降至井底压力,随储层压力进一步下降其差异越明显,表明该阶段近井区和远井区储量动用存在差异,远井区储量难以得到充分动用。结论认为,对于致密含水砂岩气藏,实现储量有效动用新方向为除采用水平井部署+密切割改造技术外,应大胆探索探索补充地层能量新方法,以确保气藏维持在较高地层压力下以合理生产压差开采,进而保障气藏产能和高采收率。

花3近临界态挥发性油藏衰竭开发动态特征及剩余开发潜力分析

花3区块为福山凹陷西北部受三条断层加持的扁鼻状构造油气藏。油藏流体为近临界态挥发油,探明地质储量轻质挥发油89×104t,天然气13.7×108m3。采用衰竭开发,到2014年3月,凝析油采出程度17.5,溶解气采出程度34.2;目前地层压力保持水平仅为38,已进入开发中后期。为了进一步认识花3区块挥发油藏衰竭开采过程生产动态变化规律,进而明确开发后期提高油藏采收率主体技术,本文综合运用流体相态特征、生产指示曲线、生产井携液能力、动态储量计算、剩余开发潜力等多种动态分析方法开展花3区块开发动态及剩余开发潜力分析,发现花3区块开采过程具有从挥发油转变为凝析气的开采特征,地层中尚有70的凝析油未被采出,具有较大的剩余开发潜力,从而为开发后期采用循环注气恢复和保持一定压力提高采收率技术提供了技术支持。

高压高产气田完井采气工艺技术研究——以克拉2气田开采配套工艺技术的推荐方案为例

克拉 2气田属常温、异常高压气藏 ,应采用衰竭式开采。推荐方案年产天然气 1 0 0亿 m3、采气速度 4.2 5 %、用射孔方式完井。对解决油管冲蚀问题和油管尺寸优化、完井管柱、生产套管尾管结构、井口采油树、安全控制系统等设计问题推荐了解决方案。

凝析气藏开采方式的选择

选择合适的凝析气藏开采方式是经济有效开发凝析气藏的关键。介绍了衰竭式开采和保持压力开采方式的选择条件。以YH2-3构造E+K凝析气藏为例,通过数值模拟和气藏工程分析对开采方式的合理选择作了论证。

广义物质平衡计算在凝析气藏开采动态预测中的应用

从经济的角度考虑,对小型凝析气藏衰竭式开采动态的预测往往不必或不值得进行数值模拟研究.常规物质平衡(黑油)计算方法只局限于黑油和干气藏,应用于凝析气藏则存在很大的误差.Walsh提出的广义物质平衡计算方法,可用于包括黑油、干气藏、挥发油气藏和凝析气藏在内的所有油气藏.文中将一个小型凝析气藏衰竭式开采动态的数值模拟结果与广义物质平衡计算结果进行了对比,结果表明,Walsh方法简便、应用更广泛,可用于规模较小、不适合进行数值模拟研究的凝析气藏的现场开发优化.

致密油储层基质块渗流特征

高效开发致密油藏需要分段多簇水平井体积压裂技术,以形成网络裂缝。压裂后的致密油藏为基质-裂缝双重孔隙介质,渗流过程复杂。由于缝网的复杂性及表述的困难性,导致产能模拟的不确定性。为此文中由易到难,先以一个基质块为研究对象,研究存在启动压力梯度的致密储层压裂后流体从基质块向裂缝的流动;再在一个基质块内建立考虑启动压力梯度的三维渗流模型,并给定不同的边界条件描述基质块衰竭开采的过程,利用有限差分方法建立隐式压力并求解模型。通过选取地质及流体参数进行实例计算,得到不同生产时间、不同启动压力梯度、不同基质块尺寸下的基质块压力分布、日产量、累计产量、可动用体积百分比、采收率等关系,定量地认识了一个基质块的渗流参数,为致密油储层渗流特征研究打下基础。

废弃凝析气藏注污水提高采收率室内实验及现场应用

使用中国大港板桥油气田板Ⅱ组废弃凝析气藏的真实岩心和配制的流体 ,首先在PVT中进行了CVD试验 ,然后在长岩心中进行衰竭试验达到 8MPa废弃压力 ,并在保持 8MPa下进行了注水速度敏感的实验对比 ,还开展了注水增加压力到 2 0MPa后再进行恒压注水方式开发试验。研究表明 ,长岩心中衰竭实验凝析油采收率比PVT筒中CVD测试凝析油采收率高 1倍 ,与实际气田衰竭式开发凝析油采收率相近。在废弃压力下注水进行注采平衡开发凝析油可新增采收率 3.39% ,天然气新增采收率 10 .11% ,效果较好 ;在废弃压力下注水速度快 ,获得的凝析油采收率相对较高 ;采用注水恢复地层压力到 2 0MPa后再进行注采平衡开发油采收率可新增 0 .6 8% ,天然气采收率新增 5 .39%。根据实验 ,现场采用强注污水开发凝析气藏试验 ,提高了采收率 ,同时解决了现场污水处理问题 。

油藏“水动力”压力特征成因——以伊拉克鲁迈拉油田祖拜尔组第四油藏为例

基于理论分析与油藏实例调研,系统总结油藏"水动力"压力特征的成因类型,应用排除法和数值模拟法确定伊拉克鲁迈拉油田祖拜尔组第四油藏(4th Pay)"水动力"压力特征成因。"水动力"压力分布特征成因类型可分为动态水体类、油藏分区类和流体变密度类,其中动态水体类可由水动力油藏或周边油田衰竭开采导致。4th Pay油藏水层压力由北向南逐渐降低而无倾斜油水界面,结合4th Pay油藏地质特征,应用排除法确定4th Pay油藏压力的"水动力"特征属动态水体类。数值模拟进一步表明,4th Pay油藏油水界面调整时间尺度远大于油藏开发时间尺度而远小于成藏时间尺度,"水动力"压力特征为周边油田衰竭开采所致。结合区域地质研究和周边油田开发历史调研,推测其为受南部劳扎塔因油田衰竭开发影响。