裂缝性气藏采收率影响因素数值模拟——以塔里木盆地博孜大北气田为例

博孜-大北区块油气资源丰富,开发潜力巨大。由于目的层埋藏深度大、构造复杂、断裂裂缝发育、储层致密、温度压力高、水体分布复杂且活跃,气藏开发特征差异大,部分气藏水侵速度快,严重影响气藏开发效果和最终采收率。在确定八种主要影响采收率因素的基础上,数值模拟分析了各因素对采收率的影响,并运用灰色关联度模型进行了权重排序。研究结果表明,裂缝发育程度、气藏幅度、治水对策/排水规模、废弃压力、井网密度对采收率影响较大,气藏厚度、水体大小、采气速度、井网井型对采收率影响较小,其中采气速度、治水对策及排水规模、井网井型及布井方式属于人为可控因素,可通过控制措施达到最佳开发效益;废弃压力属于可变因素,可通过工艺措施降低废弃地层压力以提高采收率。气藏采收率影响因素权重分析为气藏高效开发提供了实施依据。

梨树断陷已开发气田采收率影响因素分析

梨树断陷已开发气田五个,开发层系从浅层泉头组至深层沙河子组,气藏类型包括中孔中低渗构造气藏和低孔低渗构造-岩性气藏,目前已进入开发末期,气井低压低产,气藏采收率偏低。本文从决定气藏采收率的废弃压力及动用程度入手,分析研究了五个气田中井网井距、射孔程度、储层渗透性差异、井底流压等不同因素对不同气田采收率的影响,认为目前浅层气藏采收率主要受井筒流体影响、深层气藏采收率主要受低孔低渗储层平面连通性及波及范围影响,对梨树断陷已开发气田的开发效果认识及提高采收率潜力方向具有指导意义。

低渗透油藏CO_2、水交替驱提高采收率及其影响因素分析

低渗透油藏储层致密,水驱后期,含水率逐渐增高,驱替效率也随之降低,剩余油潜力依然较大。应用CO_2驱油技术,一方面可以较大幅度的提高采收率,同时也可将一部分的CO_2封存在地下。通过室内CO_2、水交替驱油实验以及实际生产,分析了采收率提高情况以及影响采收率提高的因素。结果表明:气水交替驱最终驱油效率51.2%~62.7%,平均58.7%,比水驱油平均高10.1%;尤其以渗透率大于1.0×10^(-3)μm^2的样品采收率提高比较显著;气水交替驱,不同渗透率岩样在注入0.5 PV的气体或者水时躯替效率提高最大;驱替压差与渗透率呈反比关系,随着驱替压差的减小驱油效率增大;低渗透油藏在实际注气生产过程中,应综合考量各类因素的影响,制定合理的注采方案。

超高压低渗气藏弹性膨胀与应力敏感对采收率的影响

超高压低渗气藏采收率的准确标定对该类气藏开发方案的制定意义重大,分析了储层束缚水和岩石的弹性膨胀及应力敏感对该类气藏采收率的影响。基于物质平衡方程推导了废弃条件时采收率计算公式,分析公式得到了影响超高压低渗气藏采收率的2个关键因素为综合压缩系数和废弃压力。从气体高速非达西渗流理论角度建立了拟压力条件下的渗流方程,结合储层岩石应力变化和岩石特性关系测试实验结果,推导了新的考虑岩石渗透率呈幂函数变化的气井压力表达式,对废弃压力进行了定量表征。利用乐东气田某高压气藏数据,对2个关键因素对采收率的影响进行了算例分析,结果表明,二者对采收率的影响显著,计算过程中应予以考虑。

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率技术途径

塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主要储集空间,其非均质性极强,且多种流动方式共存,勘探开发属于世界级难题。综合分析了塔河油田缝洞型碳酸盐岩油藏的开发历程,确定油井过早出水、储量动用能力低、天然能量不足是天然能量开发阶段采收率低的主要原因;水驱效率低是注水开发阶段采收率低的主要原因。同时分析了目前缝洞型碳酸盐岩油藏提高采收率面临的主要问题,初步探索了缝洞型油蔵提高采收率的途径,提出了天然能量开发阶段以"整体控水压锥、提高油井平面和纵向上储量动用能力",补充能量阶段以"优化、改善注水开发为主,注气、稠化水驱等扩大波及体积的方法为辅"的提高采收率技术思路,对塔河油田进一步提高采收率具有重要的意义。

缝洞型碳酸盐岩油藏CO_2单井吞吐生产特征及影响因素

为明确缝洞型碳酸盐岩油藏CO_2单井吞吐提高采收率机理,设计并制作了模拟缝洞型油藏具有不同吞吐位置的吞吐岩心装置,分析具有强底水能量的缝洞型碳酸盐岩油藏不同吞吐位置的CO_2吞吐生产动态特征,以及生产压差、CO_2注入量和吞吐周期对CO_2吞吐效果的影响。实验结果表明,中部位置更适合注气吞吐,吞吐阶段采出程度为6.15%,换油率为0.887 mL/mL,中部位置注CO_2可以向上、下2个方向扩散溶解,有效地扩大了波及体积。CO_2吞吐时存在一个合理的生产压差,确定了合理生产压差也就决定了合理的注入量,最终决定了最高采出程度;整个吞吐过程中,第2个周期原油总采出程度最高,前4个周期吞吐产出油量占总产油量的57%,为吞吐的主要产油阶段。