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。

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。

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.

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。

大牛地气田马五5气藏水平井开发技术政策研究

大牛地气田奥陶系马家沟组目前处于开发试验评价阶段,将逐步成为该气田的产能建设接替阵地,为了达到高效开发,制定合理的开发技术政策,本文从开发层系划分入手,评价合理的开发方式,针对不同的储层特征差异化制定井网井型,针对水平井区利用经济下限法、经济合理法、规定单井产能法、导压系数法、类比法(类比靖边气田马五气藏)等方法研究合理的井距,研究认为:①大牛地气田奥陶系马家沟组气藏适合采用衰竭式开发方式;②开发层系划分为马五_(5)与马五_(6+7)叠合区立体动用,采用"直井+水平井混合井网"立体开发;③非叠合区裂缝—溶蚀孔洞型储层合理水平井井距在1000~1200m,裂缝孔隙型储层合理水平井井距在800~1000m,基于储层条件采取混合井组差异化部署策略。该研究对气田奥陶系气藏合理高效开发具有一定指导意义。

枯竭砂岩型储气库脱烃装置建设必要性判定方法研究

枯竭砂岩油气藏改建的储气库储层内含有大量的原油、水等物质,普遍倾向于建设脱烃装置,以增加凝析油产量。但建设脱烃装置会增加投资费用、运行成本和能耗等,目前还没有相应的建设标准和判定准则。研究结果表明,油气藏类型决定了储层内的流体成分和剩余油含量,对于油藏和高、特高含凝析油气藏建设储气库需要增加脱烃设备,气藏则不需要;对于凝析气藏协同提高采收率的建库模式,在地层压力下降到露点压力之前注气才有脱烃的意义;烃露点决定了地面和地层条件下的产油量,是影响外输气质的重要指标,当地层压力下降线与露点线不相交,可判定无需建立脱烃装置;对于衰竭式开发的凝析气田建储气库,可通过提高分离器尺寸来实现脱烃;投入产出比小于1才能满足投资要求。文13西属中含凝析油气田建库类型,地面采出气烃露点为-0.28℃,满足国家输气标准;分离器效率98%,可有效去除地面产生的重烃凝液;投入产出比为2.63∶1,综合判定不需要建设脱烃装置。

文96储气库注采井套管起压原因分析及预防措施

气井环空带压是指井口环空压力表非正常启压,环空带压不仅使CO_2等腐蚀性气体进入油套环空而腐蚀套管内壁,而且导致套管长时间承受高压,存在天然气窜漏至地层、泄露至井口的风险,甚至引发灾难性事故。从环境保护和安全的角度考虑,气库现场管理单位要通过放喷、关井或修井来解决该问题,所造成的关井停产损失或修井费用高昂。补救环空带压的方法,或是采用常规高成本的修井作业,或采用苛刻的挤水泥、挤注凝胶作业,或采用其他有效的补救方式。

致密油注水吞吐采油技术在吐哈油田的探索

致密油衰竭式开发引起地层能量快速下降,产量递减加快。以致密油体积压裂开发效果和生产特征为基础,结合基础理论研究,创造性地提出致密油注水吞吐开发思路。致密油注水吞吐开发技术具有补充地层能量、重力分异油水置换和渗吸排油的增油机理,可有效补充地层能量和提高单井产量。对注入介质、周期注入量、注入速度、注入压力和闷井时间进行了优化研究,确定了适合致密油油藏注水吞吐施工参数。现场试验验证了注水吞吐的有效性,取得了一定的增产效果。

提高缝洞型气藏采出程度的物理实验——以高磨地区震旦系灯影组气藏为例

高磨地区震旦系缝洞型气藏孔隙、溶洞、裂缝搭配关系复杂,储层渗流能力的较大差异导致难以准确预测气藏的采出程度。为认识并量化储层非均质性对储量可采性的影响,开展地层条件下各类储层岩心的串、并联衰竭式开发实验。通过改变实验压差和岩心的组合方式,明确流量与压力随时间的变化关系,评价现有工艺技术条件下储层类型、生产制度对气藏采出程度的影响。串联实验中,气体流动路径为孔隙→孔洞→裂缝-孔洞时,岩心采出程度最大;气体流动路径为孔洞→裂缝-孔洞→孔隙时,采出程度减少14%。并联实验中,实验压差5 MPa时最终累计产气量最大,但由于高渗岩心孔隙压力下降过快,后期累产气量增加幅度减小;实验压差3 MPa时,各类岩心同时供气的时间延长,实现了"动态供给平衡",累产气量增加幅度保持稳定。该实验研究从微观上认识了不同类型储层组合下的产量贡献特征,量化了低渗储层对高渗储层的制约性,对缝洞型气藏早期开发对策的制定具有指导意义。

低渗砂岩油藏裸眼井注水吞吐采油技术在岳口油田的实验

低渗砂岩油藏裸眼井衰竭式开发引起地层能量快速衰减,产量递减快。注水吞吐通过渗吸作用,将注入水无法进入的小孔隙中的原油置换出来,改善地层原油的流动性,同时可以补充地层能量、有效消化污水。因此,在岳口油田开展注水吞吐采油实验,对注入介质、注入强度和交替周期等参数进行优化,并取得一定的增产效果。