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。

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。

渤海湾近临界态油气藏开发方式研究

渤海湾中部海域渤中13-1油田在ODP阶段认为该油田流体性质为高挥发油,投产3年来,地层压力低于饱和压力(40.5MPa)约20MPa,生产气油比仍保持平稳,与油气相态理论不符,影响开发方式的选择。本文利用相态分析方法,推测出油田属于近临界态油气藏;利用数值模拟方法,建立油藏数值模拟模型;利用A6井区概念模型,对比衰竭开发、注水开发和注气开发方式的开发效果。研究结果表明:渤中13-1油田流体性质为近临界态油气藏,采用注水开发方式可以提高采出程度,方案预测油气采收率对比ODP提高4.7%和10.3%。

复杂系统近临界态分析与调控综述

近年来,复杂系统近临界态的研究引起了诸多领域学者的广泛关注.近临界态是指复杂系统在连续相变点附近所处的状态.处于近临界态的复杂系统往往兼具鲁棒性和灵活性,能够涌现出有益的新特性,也可能在外界扰动下发生系统级大规模灾害.文章以复杂系统近临界态作为研究对象,首先描述了近临界态的性质及其对复杂系统的影响.随后基于当前的研究成果,详细分析了复杂系统近临界态的建模、预测以及调控相关的理论与方法.在建模方面,主要分析了元胞自动机、网络理论和相关计算、渗流模型、长瞬态以及随机噪声;在预测方面,详细阐述了基于时间序列和机器学习的预测方法;在调控方面,着重讨论了基于噪声和参数的调控理论与方法.文末总结并展望了复杂系统近临界态研究的发展趋势.

高倾角近临界油气藏流体及开发特征研究

渤中13-1油田高倾角近临界油气藏在开发过程中,当地层压力下降到饱和压力以下后,油井生产气油比依然稳定,针对该异常现象,通过流体PVT实验、油气表面张力测试实验和储层孔喉特征分析,结合实际生产资料对该油藏产生异常生产动态的原因进行了研究。结果表明:流体属于临界—近临界态流体,相态受温度影响大,表现为构造高部位为近临界挥发性油藏,构造低部位为近临界凝析气藏;存在"上重下轻"的组分梯度特点,即构造顶部的流体最重,随着深度增加,重质组分含量逐渐减小,构造低部流体最轻;低于饱和压力后油气体系属于低界面张力体系,形成自由气相的时间长,延缓了脱气进程;储层孔洞发育,但孔喉比大,在贾敏效应的作用下形成大量"阁楼气",不能参与流动。该研究丰富了高倾角近临界油气藏的开发实例,对同类油田的开发具有借鉴意义。