带油环凝析气藏衰竭式开发中——后期提高采收率

针对塔里木盆地Y5凝析气藏衰竭式开发过程中地层压力和气井产能快速降低、生产气油比逐渐下降、凝析油密度和黏度逐渐升高、开发效果迅速变差等问题,将生产动态特征与地层流体组分评价相结合,重新认识该气藏为带油环层状边水凝析气藏,并采用数值模拟方法确定其油环厚度。为改善开发效果,提高凝析油气采收率,系统开展带油环凝析气藏衰竭式开发中—后期提高采收率机理研究可知:完善井网、实施循环注气开发能大幅提高油气采收率,注入介质以二氧化碳最佳,气藏自产气次之;注气方式以重力辅助气驱模式最佳。基于气藏类型和提高采收率机理研究,编制了该气藏循环注气提高采收率方案,预测原油采收率较衰竭式开发提高29.96%。该气藏循环注气开发后累计注气0.19×10^(8) m^(3),地层压力恢复4.31 MPa,气井产能恢复到方案实施前的3.09倍,可为其他同类型气藏开发中—后期提高采收率提供借鉴。

基于支持向量机的高含CO_(2)凝析气藏油环体积预测方法

准确、高效地预测高含CO_(2)凝析气藏油环体积对于开发方案的制定至关重要,但海上深水凝析气藏难以通过大规模钻探来探明油环体积,且高浓度CO_(2)的萃取作用使油环体积变化更加复杂。首先通过CO_(2)充注实验还原高含CO_(2)凝析气藏成藏过程,以数值模拟结果为基础数据开展数据预处理,建立样本数据库,并通过关联分析优选其主控因素,明确不同地层条件和气顶组成下油环体积的变化规律,最后基于支持向量机开展油环体积预测训练,搭建油环体积的预测模型,实现输入主控因素以精确、快速预测油环体积的目的。预测结果表明,采用三次核函数的机器学习模型与数值模拟、物理模拟、矿场实际的油环体积误差分别为3.43%、5.10%和7.21%。

花场气田构造控油气作用及油气藏类型

为了厘清构造控油气作用,经地震构造解释、断层性质、断层组合形式及油气层纵横向分布规律等研究,认为花场气田具有双层结构,对油气分布的控制作用明显,上层构造系统为油藏,下层构造系统为气藏。为了准确判定油气藏类型,在地质特征研究的基础上,针对复杂的油气情况,利用相态图法、戊烷以上烃组分总和(C_(5+))、储层烃流体组成的组合参数(Φ_(1))值、流体性质分析等方法,结合试油试采,对花场气田油气藏进行综合判定,最终确定油气藏类型:油藏为常规油藏,气藏均为无油环高、特高含凝析油凝析气藏。

埕北古7潜山太古界油气藏流体类型识别

油气藏的流体类型是计算油气储量、选择开发方式、制定技术政策的关键,因此查清流体类型对油气藏开发具有重要的意义。以埕北古7潜山太古界为研究目标,依据埕北古7井流体组分分析结果和流体相态实验为基础,利用方框图法、C2+含量判别法、油气藏流体三元组成三角图法等经验统计方法和流体相态分析方法对埕北古7潜山的油气藏流体类型进行识别。结果表明,原始地层条件下,埕北古7潜山太古界油气藏流体呈油气两相状态,油气藏顶部为凝析气顶,底部为油环。结合地质研究成果可知,油环面积远大于凝析气顶面积,因此确定埕北古7潜山太古界油气藏类型为以油为主的凝析气顶油藏。

桑托斯盆地Jupiter油气田富含CO_2油气藏形成机制

桑托斯盆地Jupiter油气田油气藏中富含CO_2,气层与油层流体成分存在明显差异,油气藏相态及形成机理没有取得共识。采用四参数方框图法、流体组分三角图、φ_1值、Z_1以及Z_2等多参数法对Jupiter油气藏相态进行综合判识,认为Jupiter油气藏为带油环凝析气藏。油气藏中凝析油与原油具有相似的分子地球化学特征,Pr/Ph比值为1.58~1.88,C_(26)三环萜烷/C_(25)三环萜烷比值为1.15~1.22,甾烷以C_(27)甾烷占优势,藿烷/甾烷比值大于4,TPP比值大于0.5,全油碳同位素在-25‰左右。地球化学参数说明二者来源于白垩系Upper Barremian-Lower Aptian阶湖湘烃源岩。凝析油与原油具有相似的成熟度,均为生烃高峰的产物。烷烃气来自于Upper Barremian-Lower Aptian阶湖湘烃源岩,为生烃高峰——凝析油前期阶段的产物。CO_2为火山幔源型CO_2,大量CO_2后期注入形成的蒸发分馏作用,对早期形成的油气藏进行改造,形成了现今带油环凝析气藏的面貌。地球化学参数证实了蒸发分馏作用的存在,无机CO_2的注入丰富了蒸发分馏作用理论。

带油环凝析气藏注气吞吐采出流体特征

凝析气藏注气吞吐可提高采收率,但凝析气藏注气吞吐实验一般多研究注气量、注气速度及采收率的变化,而缺乏对注气后采出流体组分变化规律的研究。在建立带油环凝析气藏多次注气吞吐室内物理模拟评价方法的基础上,开展了带油环凝析气藏衰竭式开采后注气吞吐开采实验。结果表明:凝析气注气吞吐开采过程中,随注气吞吐次数增多,产出流体N_(2)+C_(1)含量降低,C_(2)—C_(4)和C_(5)^(+)含量升高;随着注气吞吐次数增加,采出流体组成变化越来越小,至第4次注气吞吐后流体组成基本不变。油环油注气吞吐过程中,产出流体N_(2)+C_(1)含量高,而C_(2)—C_(6)和C_(7)^(+)含量低;随着注气吞吐次数增加,采出流体N_(2)+C_(1)在初始几次注气吞吐中升高较明显,C_(2)—C_(6)和C_(7)^(+)含量明显降低,注气吞吐达到9次时,采出流体组成趋于稳定。

带油环凝析气藏物质平衡方程新形式

用物质平衡法计算气藏动态储量是目前最常用的一种方法,但是对于带油环的凝析气藏,其动态储量不仅与产油量和产气量有关,还和反凝析程度有关。研究发现,不同类型的产出物之间存在质量转换,且转化量很难确定,难以用体积平衡或摩尔量平衡来建立物质平衡方程;生产井井口产油量、产气量与相应的井底产油量、产气量不能用体积系数直接转换,也不能用气油比得出气与油的量,其物质平衡方程与常规气藏相比,有较大差别。根据质量守恒定理,建立了天然水驱的带油环的凝析气藏在开采条件下的物质平衡方程通式,应用多相流驱替理论及曲线插值相应的含油饱和度,通过非线性回归并最优化目标函数,得到带油环的凝析气藏动态储量。不需要采用经验公式将凝析油折算为等价气体,不需要引入两相偏差系数以及液体状态方程等概念,避免了考虑复杂相态变化引起的油、气组分及体积变化。得出的物质平衡方程的理论基础更强,更符合凝析气藏的实际情况。

凝析气藏开发方式浅析

凝析气藏的开发不同于一般气藏,除了要考虑天然气采收率外,更重要的还需要考虑提高凝析油采收率的问题。针对衰竭式、保持压力和部分保持压力3种开发方式,研究了纯凝析气藏和带油环凝析气藏开发方式的选择,并进行举例论证。

油气藏数值模拟技术在带油环凝析气藏开发中的应用

近年来,如何高效开发凝析气藏尤其是带油环凝析气藏已成为国内油气田开发中的一个重要课题。以滩海某带油环凝析气藏为例,主要采用油气藏数值模拟技术对其合理井网井距、井型、水平井合理水平段长度、合理油气开发程序、油环注水效果及凝析气藏循环注气效果进行了计算分析,得出了具体的开发方案。

莫索湾盆五底水油环凝析气藏剩余油分布研究

针对盆五井区底水油环凝析气藏的地质特征,应用地质建模软件建立构造模型、储层模型,展现出底水油环凝析气藏的构造和储层特点。在此基础上,应用CMG数模软件描述了剩余油分布特征,讨论了底水油环凝析气藏剩余油的分布特征,认为剩余油主要分布在井网系统局部不完善区、储层物性不利区、未达到经济极限生产条件的储量损失区。根据剩余油气分布的特点,进行了治理方案部署,经实施后取得了良好效果,平均年增油1.49×104t,年综合递减减缓1.6%,实现了油气高效开采。

底水凝析气藏薄油环开采数值模拟方法研究

分析了薄油环分布特征及现有油藏模拟网格技术特点,引入顺层网格和水平网格,论述了混合网格建模方法。利用顺层网格描述气藏分布,用水平网格描述油环分布,并将两种网格有效地耦合到一个网格系统中。混合网格模型中顺层网格在油气界面处为水平尖灭,与水平网格重合,实现在几何形状上的耦合。采用非相邻网格传导系数模型计算从水平网格向顺层网格间的流体流动传导系数,实现流体流动的耦合。混合网格建立方法可以有效地避免顺层网格呈锯齿状描述油环的分布特点,减少描述油环分布的网格数量,提高数值模拟计算效率;也可有效地模拟薄油环开采动态特征及底水锥进薄油环动态过程,模拟结果更加合理。

潜山凝析气藏油环判定及动态储量计算方法研究

在早期评价阶段,渤海C潜山凝析气藏被认为是一个边部无油环的凝析气藏,随着开发的深入,气藏生产两年后,在对凝析油化验分析过程中,凝析油的颜色逐渐加深,地面原油密度逐渐变大,初步判断此潜山凝析气藏可能存在油环。本文通过实验法及经验统计法对渤海C潜山凝析气藏是否存在油环进行了综合分析,研究结果表明该凝析气藏存在油环,并从物质平衡原理出发,建立了带油环的凝析气藏物质平衡方程式,计算了渤海C潜山凝析气藏油环的储量,为气田下步挖掘油环的潜力提供了指导意义。

温吉桑构造带温南1-1断块油气藏相态分析

温南1-1断块油气藏是一个含底水的凝析油气藏。当时根据其所产油气性质和气油比初步分析,认为下油组为凝析气藏。但从测井曲线来看,射孔层位之下5m的油气层在声波时差上无明显的高时差响应,同时,其电阻率明显低于射孔井段。在地震剖面上,射孔井段经合成记录标定,频率降低较明显,而其下部反射无此特征。因此怀疑下油组可能并非为简单的凝析气藏,而是否为一具油环的凝析气藏?这一问题的解决对进一步认识该块的油气藏类型,计算储量和投入开发意义重大。就此,从物理性质、C_5^+含量判别法、C_1/C_5^+比值判别法、等级分类判剐法(Φ)、Z因子判别法、测井解释、气层低频地震特征等五种方法的综合分析,认为下油组为带油环的凝析气藏。