碳酸盐岩缝洞型油藏流固耦合下的油水两相流动特征

为提高缝洞型碳酸盐岩油藏采收率,探究其流固耦合下的油水两相流动特性,根据不同介质中的流体流动规律,建立了Stokes-Darcy两相流体流动模型;基于有效应力原理和广义胡克定律,建立了适用于缝洞型碳酸盐岩油藏的油水两相Stokes-Darcy流固耦合数学模型;分别针对有无流固耦合的缝洞型碳酸盐岩油藏,进行了宏观和细观的油水两相流体流动模拟。研究结果表明:油藏有无流固耦合作用,其油水两相流体流动特性在基质区差异较大,在溶洞内差异较小,注水速度对缝洞型碳酸盐岩油藏的油水流动影响较大。

玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏相态类型及凝析油气地球化学特征

利用PVT相态模拟软件恢复了玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏原始储层流体组分,综合经验统计法与相图判别法对已发现油气藏的相态类型进行了判识,通过油气地球化学分析方法,明确了不同相态类型油气的来源及成因。研究结果表明:①玛湖凹陷西南地区二叠系油气藏主要分布在风城组和上乌尔禾组,油气藏的相态类型多样,以黑油油藏为主,挥发性油藏和凝析气藏(带油环的凝析气藏和近临界态凝析气藏)次之,凝析气藏主要发育在风城组,储层流体组分以甲烷为主,C7+烃类含量较少。②研究区二叠系不同相态原油的母质类型为偏腐泥型,均为风城组烃源岩成熟阶段的产物,凝析油的成熟度略高于其他相态类型原油,比其他相态类型原油物性更好,具有低黏度、低凝固点和低含蜡量的特点。③研究区二叠系天然气的组分以烃类气为主,其中甲烷的平均摩尔分数为86.21%,非烃类气含量低,成熟度差异较大,R_(o)为0.52%~2.39%;主要为风城组腐泥型烃源岩的产物;上乌尔禾组油气藏中天然气成熟度更高,平均R_(o)值为1.99%,风城组油气藏和凝析气藏中的天然气成熟度较低,平均R_(o)值分别为0.71%和0.85%。④受风城组烃源岩的热演化程度和储层物性影响,研究区二叠系发育2套含油气系统,分别为风城组的源内自生自储型油气藏和上乌尔禾组的源外下生上储型油气藏。

CO_(2)混相驱胶质、沥青质析出规律——以东河6油藏为例

掌握油田原油在注CO_(2)过程中是否混相及油层沥青质的沉淀规律具有重要意义。设计了一套高温、高压混相及沉淀实验装置,并开展CO_(2)混相驱胶质、沥青质析出规律的实验研究,模拟东河6油藏注气开采过程,判断注入气体与地层流体是否达到混相,表征油层内胶质、沥青质的析出规律。实验结果表明:东河6油藏注CO_(2)驱提采机理为一次混相;沥青质相对沉淀量随CO_(2)注入比例的增加而迅速增加后又缓慢减少,胶质相对沉淀量随注入比例的增加先降低后增加;注CO_(2)后降压衰竭开采优先采出饱和烃,油层原油沥青质含量迅速增加。东河6油藏注CO_(2)驱保持最低混相压力45.4 MPa以上开采,可提高驱替效率,减少开采过程中胶质、沥青质的析出,提高原油采收率。研究结果可为注CO_(2)油藏提供一种混相压力及沥青质沉淀测定的方法,支撑注CO_(2)油藏开发方案的制定。

高含CO_(2)凝析气藏成藏过程中的流体相行为及油环体积预测

成藏后期的CO_(2)充注导致里贝拉区块高含CO_(2)次生凝析气藏的流体相行为十分复杂,油环体积预测难度很大。本文通过流体相平衡模拟、组分梯度分布计算及CO_(2)充注可视化实验,刻画了CO_(2)充注过程中的油气相行为,揭示了油环体积的动态变化规律,建立了基于气顶气组分拟合的高含CO_(2)次生凝析气藏油环体积预测新方法。研究结果表明:1)CO_(2)充注下的油环体积变化分为4个阶段:充注初期,油环以溶胀为主;充注前期,CO_(2)不断置换并萃取油相中的轻质组分,油环体积迅速降低;充注中期,CO_(2)持续萃取油相的轻、中质组分,油环体积缓慢减小;充注后期,CO_(2)-原油组分传质作用明显减弱,压缩效应导致油环体积进一步减小。2)轻质组分的强流动性使气顶气组成均一,重力分异作用使纵向上油环组分呈梯度变化。3)油环体积与气顶气组成和气油比密切相关。4)基于气顶气拟合新方法和不同井深现场勘探预测的油环体积占比分别为19.21%和22.30%,与CO_(2)充注可视化实验获得的油环体积占比(20.60%)较为吻合。

多元正向参数覆盖面积评价模型的建立及其在油气藏流体相识别中的应用

西湖凹陷平湖斜坡带油气藏流体类型比较复杂,结合PVT相态分析结果,储层流体以凝析气、挥发性油为主,在录测井资料响应特征上无明显差异,为井场随钻快速识别油气藏流体相带来困难。而油气藏流体相是产能评价、储量规模落实及开发方案制定的关键物性参数,传统的流体相识别方法主要是通过井下PVT取样分析获得,成本较高且存在作业风险。通过调研前人研究成果,将平湖斜坡带积累的4口井18层的PVT分析数据和算法相结合,首先利用皮尔逊积矩相关系数(PPMCC)对9种正向参数进行线性相关性分析,优选5种强相关性参数作为雷达图射线参数,建立了平湖斜坡带雷达图流体相图板,然后以油气藏流体气油比、密度为因变量,以雷达图5项正向参数覆盖面积为自变量,运用多元线性回归建立多参数气油比、密度预测模型,明确雷达图正向参数覆盖面积与油气藏气油比、密度之间的定量关系。基于PPMCC数据分析,优选C_(2)/C_(3)、(C_(1)+C_(2))/(C_(3)+C_(4)+C_(5))、C_(2)/(C_(3)+C_(4))、C_(1)/C_(3)、(C_(1)+C_(2)+C_(3))/(C_(4)+C_(5))共5项参数构成雷达图,从几何模型出发建立多参数气油比、密度预测模型。通过在5口井14层的验证应用,气油比的平均预测误差为11.55%,密度的平均预测误差为4.71%,表明所建立的模型可实现对油气藏类型快速、精确划分,应用效果明显。

天然气储层裂隙中气-液两相流的流态转变条件数学模型

气-液两相在储层裂隙中流动时可能存在气泡流、段塞流、环雾流等流态,查明流动时流态转变条件能为气-液两相流流态形成机理研究提供依据,有助于天然气井的生产管控。根据气-液两相流不同流态的流动特点,结合连续介质控制理论和动量守恒原理,构建了气泡流-段塞流-环雾状流等流态之间转变的数学模型,确定了各流态间变化的临界条件和主控因素,通过气-液运移产出微观流动物理模拟试验验证了所建数学模型的准确性。结果表明:气-液两相在裂隙中的流态转变是气/液相的物理性质、注气通道孔径、裂隙流动通道孔径、气相流体流速、液相流体流速等因素耦合作用的结果。气泡流与段塞流能否转变主要取决于初生气泡大小、流动通道空间、液相界面波高度;段塞流与环雾流间能否转变取决于气相流体能否击碎液相流体并使之悬浮。不同流态间转变的主要控制因素不同:气泡流与段塞流相互转变的主控因素为裂隙系统的孔径,注气通道孔径越大、流动通道孔径越小,越容易发生段塞流;段塞流与环雾流相互转化的主控制因素为流体流速、气/液相流体的物理性质,气/液相对速度越大、气/液密度差越小、液相表面张力越小,越容易发生环雾流。研究成果能够为天然气储层裂隙中气-液两相流态形成机理和天然气运移产出研究提供理论依据。

无固相弱凝胶射孔液在渤海油田大位移井完井中的应用

为了减少渤海油田完井作业过程中完井液的漏失,缩短返排时间,保障渤海油田大斜度、大位移井作业安全,降低压力亏空地层射孔作业卡枪的风险,此文分析了封堵机理及其特点,研发了无固相弱凝胶射孔液体系,并通过室内实验评价其剪切稀释、触变、封堵、抗温、抑制和返排等性能。实验表明,该体系既可通过形成弱凝胶封堵射孔产生的射孔孔眼,阻止完井液漏失,减少对地层的污染;同时也可提高压力亏空地层的地层承压能力,能有效悬浮地层出砂,防止射孔枪卡钻,还具有易返排的特性。该体系在渤海油田大斜度、大位移井的成功应用,有效满足了大斜度、大位移井射孔作业的需求。应用表明,该体系能大幅减少亏空地层作业过程中完井液的漏失量,缩短油井的返排时间,储层保护效果明显,具有很强的推广意义。

顺北地区四号断裂带奥陶系超深层油气地球化学特征与相态差异性成因

顺北地区4号断裂带奥陶系油气藏相态复杂,自NE向SW,油气藏相态的变化情况是挥发油藏—低气油比凝析气藏—高气油比凝析气藏—中等气油比凝析气藏。使用地球化学分析方法研究了顺北4号断裂带油气藏的地球化学特征,分析了相态差异性的成因。4号断裂带原油生标含量低甚至缺失,原油生源与1号断裂带原油生源相同。4号断裂带原油成熟度高于1号断裂带原油,等效反射率为1.14%~1.60%。4号断裂带天然气干燥系数由NE向SW方向渐进增大,天然气成熟度为1.30%~1.70%。天然气中H2S、CO_(2)含量由NE向SW方向呈现增加的趋势。全油色谱正构烷烃摩尔分数对数与正构烷烃碳数的关系表明,4号断裂带原油未遭受蒸发分馏作用;4号带原油金刚烷含量分布范围为27.26~523.31μg/g,原油裂解作用程度为20.5%~95.8%,裂解程度较1号断裂带原油裂解作用高;SB4、SB41X-C和SB42X井原油硫代金刚烷含量为33.76~76.92μg/g,表明这些油气藏发生了硫酸盐热化学还原(TSR)作用。顺北4号断裂带奥陶系油气藏相态变化与两个因素有关:一是4号断裂带地温梯度呈现两侧略低、中部较高的特点,这使得中部烃源岩生成的油气成熟度较高,中部油气藏原油裂解作用较强;二是中部及SW部油气藏发生了TSR作用,这导致油气藏中CO_(2)、H_(2)S和GOR(气油比)增加。

挥发性致密油藏孔隙结构及高温高压三相相渗实验

东濮凹陷文南地区古近系沙三中段油藏属于典型的深层、高温、高压挥发性油藏,存在注水见效差的问题。通过应用恒速压汞、高温高压相渗测试及Stone1模型对东濮凹陷深层致密砂岩储层的孔隙结构特征、不同渗透率样品在高温、高压及不同驱替流体(原始油样/贫气原油/富气原油)条件下的可动流体特征进行了系统研究。研究结果显示,样品喉道半径分布在0.745~5.042μm;孔隙半径分布在16.970~171.035μm;孔喉半径比分布在40~278,最大连通喉道半径分布在1.041~12.672。不同样品喉道呈“多峰”分布且喉道半径普遍低于10μm。不同样品孔隙半径分布一致,存在135μm和165μm两个峰值。样品孔喉半径比也具有“双峰”特征,两个峰值分别为60和130。孔喉半径比越大,样品的渗透率越低。当喉道半径值大于1μm时,喉道对渗透率有明显的贡献。基于Stone1模型构建了致密储层三相渗透率曲线,油、气、水各自的相对渗透率都随着饱和度的增加而增加;油的相对渗透率是油、气、水三相饱和度的函数。最终,计算并绘制了样品在140℃及不同测试压力条件下的相渗三角图。结果显示,每一种原油存在一个最佳驱替压力时,可动流体空间最大。此外,当原油中含气量较少时,可动流体空间会随压力的增大而增大;当原油中含气量较多时,压力对低渗油藏的可动流体空间的影响不明显。当驱替流体为富气原油时,可动流体空间最大。这是由于,气体的加入占据了原来是束缚水或束缚油的一部分空间,气体的可流动性更强,因此其可动流体空间增加。

致密碳酸盐岩气藏钻井液水相圈闭损害与防治

为了确定钻井液对致密碳酸盐岩气藏的损害程度及钻井液液相侵入深度,以采取适宜的水相圈闭损害防治措施,文中采用现场所用钻井液,开展了毛细管自吸实验、考虑侵入-返排过程的水相圈闭损害程度实验以及钻井液动态滤失量随时间的变化实验,根据动态滤失量实验数据,建立一种更符合现场的钻井液液相侵入深度计算模型,并根据钻井液对致密碳酸盐岩气藏的损害情况,开展了适用于致密碳酸盐岩气藏的水相圈闭损害防治剂筛选及效果评价实验。结果表明:钻井液滤液自吸最终含水饱和度为57.86%~73.57%,不可恢复渗透率损害率为31.57%~65.24%,钻井液液相侵入深度平均为2.528 m;钻井液中加入水相圈闭损害防治剂F后,自吸量减少了0.208 PV,渗透率损害率降低了30.3%。根据研究结果,制定了钻井液水相圈闭损害预防、解除措施。

塔里木盆地顺北地区奥陶系超深层原油裂解动力学及地质意义

随着塔里木盆地海相油气勘探向深层的拓展,超深层油藏赋存温度上限是有机地球化学和石油地质学关注的科学问题。使用封闭体系黄金管热模拟实验方法,对塔里木盆地顺北7井奥陶系超深层原油开展了50 MPa、90 MPa两种压力和2℃/h、20℃/h两种升温速率的热模拟实验;根据模拟实验结果,应用Kinetics软件进行化学动力学计算,对比不同温压条件下原油热裂解进程,讨论其地质意义。结果表明,在不同温压条件下,同一原油具有基本相似的裂解过程和基本一致的终点温度裂解总生气量。在原油裂解中,早期有重烃气的生成,晚期重烃气进一步转化为甲烷。升温速率对原油裂解进程影响显著,较高的升温速率下,原油裂解进程向高温推移,并且具有较高的油相保存温度上限。压力对原油裂解的影响较小。同一升温速率条件下,裂解早期压力对原油热裂解稍有“抑制”作用,而裂解晚期,压力则稍有“促进”作用。原油在不同温压条件下裂解过程的差异,可以用裂解活化能分布的差异进行解释。顺北7井原油在两种压力条件下均具有相对集中的活化能分布,表明原油发生裂解转化过程的“温度窗”相对较窄。顺北一区油相保持的温度上限高于180℃,在埋深9000 m的深部仍可保持油相。

非瞬时平衡相态对凝析气近井高速流动区动态饱和度的影响研究

目前在研究凝析气的渗流和相态问题时 ,当地层压力降低到露点压力以下后 ,采用的都是等温瞬时平衡的概念 ,而在凝析气井生产过程中 ,当近井带压力降至体系露点以下 ,由于气相的高速流动 ,气液相并不充分接触 ,液相析出后运动滞后而逐渐沉积 ,部分液相组分会因高速气流夹带而呈气相运动一段距离后才变成液相析出 ,也就是说液相析出量的多少要受到平衡时间的影响。文章从体系的强度性质出发 ,引入平衡时间因素建立非瞬时平衡相态描述方法 ,利用LHSS方程研究了凝析气井近井地带高速流动区在非瞬时相平衡条件下凝析液的析出和温降。结果表明 ,由于非瞬时平衡作用导致高速流动区液相析出量减少 。

塔里木盆地大涝坝凝析气田循环注气开发设计

大涝坝凝析气田开发后期,地层压力降至露点压力以下,凝析油迅速析出,导致流体采出程度低,为了提高采出程度,进行了循环注气开发研究。分析了大涝坝凝析气田地质特征、流体相态特征,确定了凝析气藏注气地质条件,并根据在定容衰竭过程中介质作用对地层凝析油饱和度影响较大,对该凝析气藏采取注气保持压力方式开采。建立了气藏流体单井产出、注入方程,利用老井及新布井进行了注气方案优化。制定了凝析气藏循环注气布井方案,对循环注气开发指标进行了预测,形成了凝析气藏循环注气配套技术。通过气藏循环注气开发模拟,得出开发指标,并与衰竭方式开采指标对比,发现凝析油采收率大幅度提高,循环注气应用效果好。

多孔介质对凝析气相态的影响

凝析气藏衰竭开发过程中,多孔介质中流动的凝析油气体系必然与多孔介质发生相互作用,影响凝析气在多孔介质中的相态变化规律。提出了一种新的气液相变实验方法,利用高精度的气相色谱分析技术,分析了不同衰竭压力下,凝析油气体系分别在岩心和PVT筒中发生反凝析相变后的流体组成,同时分析了多孔介质中凝析气的相变机理。实验结果表明,低渗透介质对凝析气的相态有较大影响,而高渗透介质对凝析气相态的影响不大,在工程设计中可以忽略。

油气藏流体-CO_2体系相行为的实验测定与计算

利用高压相平衡实验装置 ,对某油田F6 6A井和F30井的原油在油藏温度下注入不同量的CO2 (注入CO2 与油藏流体的摩尔比为 0～ 2 .0 0 )时的PVT关系进行了测定 ,共取得PVT数据点 16 5个 ,泡点压力点和体积系数点各 11个。实验结果表明 ,由于原始油样的组分结构和组成不同 ,其注气体系相行为有较大的不同。F6 6A井油藏原油的饱和 (泡点 )压力随着CO2 注入量的增加近似呈线性增加 ,而F30井的饱和压力和CO2 注入量之间呈二次曲线关系 ,上升速度比F6 6A井缓慢 ,注气体系的体积系数的增加速度与CO2 注入量近似呈直线关系。对油藏流体中各组分进行适当组合合并为假组分后 ,用PR和SRK状态方程对所测注CO2 原油体系的相行为进行了预测。结果表明 ,PR状态方程的预测精度优于SRK方程 ,但两者均不能用于计算高CO2

扎那若尔气顶油藏流体相态研究

气顶油藏是表述上方有天然共存的气相烃类蕴藏的油藏,它与下方的油藏和水体处于一个统一的水动力学体系中。在漫长的地质演化与赋存进程中,它们相互之间已处于水动力学平衡、热力学平衡及多组分相态平衡状态。随着我国油气田勘探开发的发展,越来越多的气顶油藏或带油环的凝析气藏相继发现,判断气顶油藏的流体类型对开发方式的选择有直接的指导意义。国内外有一些气顶油藏相态方面的报道,但系统的论述气顶油藏的类型及判断方法还较少。位于哈萨克斯坦境内的扎那若尔气顶油藏是一个比较典型特殊的未饱和油藏,在国内外目前研究这种类型的油藏还比较少,在1999年对扎那若尔油藏研究的基础上,通过目前的资料,利用相态恢复理论,对该油藏的相态进行再认识,从而为该油藏的开发方式提供可靠的依据,并且对类似气顶油藏的开发有借鉴作用。

新型无水全油基钻井液

针对油包水乳化钻井液应用中存在的不足,研究了以生物毒性低的白油为基液的无水全油基钻井液。试验结果表明,全油基钻井液体系无水相,电稳定性好(大于2 000 V),塑性黏度低,滤失量小(滤液全为油),具有抗钻屑、抗水污染性能强、润滑性能好、抑制性强及储层保护效果好等特点。使用无水全油基钻井液,有利于提高机械钻速、井壁稳定性和储层保护效果,可用于易塌地层、盐膏层,特别是水相活度差异较大的地层,以及能量衰竭的低压地层和海洋深水钻井。

低渗底水气藏射开水层气水合采新方法

底水锥进会导致气井产能急剧下降 ,因此底水气藏通常采用避射水层、限制生产压差的方法防止底水锥进。但对于低渗透底水气藏 ,其临界锥进产量很小 ,有时甚至低于单井经济极限产量 ,无法实现经济开采。文章针对此类气藏 ,提出了射开水层、气水合采的新方法 ,将储层气水两相渗流转换为井筒两相管流 ,降低了气井生产过程中的能量损失。数值模拟计算结果表明 ,对此类气藏有针对性的气水合采 ,不仅可以提高气藏的最终采收率 ,还可以延长气井的稳产期。该方法适用于对底水分布认识相对清楚、底水能量不是很大的底水气藏 ,也适用于层间水气藏 。

玛湖凹陷及周缘石炭系储层与流体相态预测

玛湖凹陷及周缘下二叠统—石炭系发育一系列继承性构造圈闭,埋深普遍超过6000m,成藏条件优越。通过优选,选择最为有利的达1井背斜作为油气勘探的突破口。石炭系是否发育有效储层,圈闭流体相态及油气成藏模式是什么,是达1井背斜石炭系构造圈闭勘探能否获得成功亟待解决的关键问题。在单井资料匮乏的情况下,通过重磁电等资料与已钻井资料标定,认为达1井背斜石炭系发育中基性火山岩风化壳储层,储层物性相对较差;根据玛湖地区烃源岩演化阶段、地震层速度、浅层试油等资料预测达1井背斜为气藏;通过构造演化及烃源岩分析,认为达1井背斜为源边多期不整合侧向运聚成藏。综合储层、流体相态、成藏条件及埋深等因素,分析认为,达1井背斜具备优越的油气成藏条件,有望获得重大突破并发现规模大气田。

凝析气藏开采过程中天然气水合物生成条件预测方法研究

文章按凝析油气体系定容衰竭相态模拟实验过程 ,测试了大港油田千米桥凝析气藏烃类体系水合物的生成条件 ,并以此为基础检验了统计热力学方法在天然气水合物生成条件预测中的可靠性。然后在前人有关天然气水合物研究成果的基础上 ,结合凝析气藏开采过程动态相态变化预测方法的建立以及采出井流物烃组成的动态相态数值模拟预测 ,讨论了适合于凝析气藏衰竭开采过程中从井筒→井口→常温高压分离器→节流膨胀分离器→透平膨胀分离器多级分离回收工艺上下游一体化的天然气水合物生成条件预测方法。该方法特别适用于凝析气藏开发方案设计阶段 ,能更好地为凝析气藏从气井井筒到地面多级分离工艺流程乃至到天然气处理厂工艺流程中天然气水合物的防治工艺设计提供依据。文中通过吐哈油田丘东和大港油田千米桥两个凝析气藏开采过程中天然气水合物生成条件的预测及防治措施分析说明了方法的应用效果。