复合射孔气液作用后气体上移运动规律实验研究

利用复合射孔压井液运动相似模拟实验装置,研究了复合射孔过程中气液作用结束后气柱在压井液中的上移运动规律。观测了复合射孔过程中气液冲击作用结束后气体在模拟井筒的上移运动过程,考察了不同气体压力、不同气体体积作用下的气液作用结束后气体在液柱中的上移运动状态及变化规律。分析了实测的气体上移运动速度变化曲线。作用的气体压力越大、作用的气体的量越多,气泡的上移速度就越快。此外井筒内液柱的波动对气体的上移运动速度有增大作用。通过与Taylor模型的计算结果对比,结合油田实际状况,得出目前大部分油田现场复合射孔施工后,井底的高能气体均是以Taylor泡的形式在压井液中向上运动。实验结果对深入研究复合射孔气液作用结束后气体上移运动机理有一定的指导意义。

深层海相碳酸盐岩储层非均质性研究进展

近年来,中国在深层海相碳酸盐岩油气领域取得了丰硕的勘探开发成果,但随着部分深层油气藏逐渐进入开发中后期,强烈的储层非均质性对开发效果的影响逐渐显现,亟需对储层非均质性开展研究,以指导油气藏的调整挖潜。深层海相碳酸盐岩储层中孔、缝、洞等多重介质普遍发育,其形成演化受多期次、多种地质因素作用综合控制,具有耦合发育的特点,使储层呈现出多尺度的强非均质性特征。目前,针对深层海相碳酸盐岩储层非均质性的研究尚处于起步阶段,参考碎屑岩储层非均质性相关理论和研究方法开展碳酸盐岩储层非均质性研究存在针对性和适用性不足的问题。如碎屑岩储层非均质性的层次分类方案并不完全适用于深层海相碳酸盐岩储层,至今还没有建立一套公认的适用于碳酸盐岩储层的非均质性层次分类方案。深层海相碳酸盐岩储层非均质性更加复杂,缺乏对不同介质耦合发育下多尺度非均质性形成机制和分布规律的系统认识。此外,利用传统方法开展深层海相碳酸盐岩储层非均质性空间分布预测和表征精度仍难于满足实际生产需要。下一步研究方向包括:一是开展多重介质系统耦合控制下的多尺度非均质性形成机理研究,建立多尺度非均质性发育模式;二是建立具有适用性的深层海相碳酸盐岩层次(类型)划分方案,结合新技术手段不断提高多尺度非均质性空间分布预测及表征精度;三是开展多尺度非均质性渗流机理研究,阐明非均质性对开发的影响。

塔河油田奥陶系灰岩埋藏溶蚀作用特征

塔河油田奥陶系一间房组灰岩具有典型的埋藏溶蚀特征,埋藏溶蚀形成的次生溶蚀孔隙是塔河油田南部斜坡地区重要的油气储集空间。根据溶蚀孔的形态和溶蚀流体的来源,将埋藏溶蚀作用进一步划分为自源溶蚀作用和他源溶蚀作用两种类型。自源溶蚀作用的溶蚀流体来自灰岩内部,其侵蚀性成分为灰岩本身所含的有机质热成熟作用所释放出来的有机酸、CO2、H2S等酸性物质。由于灰岩自身所含的有机质数量少,生成的酸性物质也非常有限,所以自源溶蚀作用非常弱,只能在有机质所在位置溶蚀产生一些微小的、近圆形的、彼此孤立的溶蚀孔,是一种原位的溶蚀作用。他源溶蚀作用的溶蚀流体来自灰岩之外的烃源岩,其侵蚀性成分为烃源岩中的有机质所产生的有机酸、CO2、H2S等酸性物质。这些物质随含油气流体沿着断裂、裂缝、不整合面、缝合线等通道运移而来。他源溶蚀作用形成相对较大的溶蚀孔隙,且孔隙之间连通性好。最后给出了这两种埋藏溶蚀作用的发育模式。

基于产出气密度的富气驱气/水交替注入新方法

目前文献报道的各类气/水交替(WAG)注入方法中,采用采收率、TRF(Tertiary recovery factor)、累计净现金流及NPV等常用指标来优化段塞方案时经常会得出不同结论,其实质是该类WAG设计方法本身就忽略了注入气与波及区剩余油的定量关系。通过富气驱过程中产出气密度变化规律研究,提出了一种高效的富气驱WAG注入新方法,即EWAG(Efficiency WAG)定量优化设计各WAG周期的气段塞、水段塞及WAG总周期数。在M油田算例研究中,与几种常用的WAG注入方法相比较,EWAG在采收率、TRF、液化气回采率及累计净现金流等指标上均优势明显。

中高渗油藏水驱后富气混相驱小井距先导试验

世界范围内大多数注气混相驱项目具有井距大、项目实施周期长的特点。为尽早获得该类油藏富气混相驱替规律,提供推广依据,用小井距井组开展先导试验。结合Eclipse组分模拟器,用灰色关联多目标决策模型对井距方案进行了优化,并对日注量、段塞大小、注入方式以及注入层位等注入参数进行了敏感性分析,给出了推荐方案。矿场实施表明,富气驱替效果明显,小井距注采井组可加快试验周期,能充分揭示矿场驱替规律。但油藏渗透性好、剩余油分散,气窜等问题严重,建议采取有利于扩大富气波及体积的非连续性注气技术加以预防和控制。

定向井压裂技术发展现状分析

定向井压裂技术是石油开发过程中的重要技术,本文对这一技术的现状进行了分析。

二氧化碳驱替与埋存一体化数值模拟

目前数值模拟无法同时计算CO_(2)在油、气、水相中的分配及水相中溶解CO_(2)对储层物性的影响。针对该问题,应用CO_(2)驱替与埋存一体化数值模拟,通过耦合油气两相闪蒸、CO_(2)在水中的溶解和溶蚀作用,同时模拟CO_(2)在油气水三相中的分配、溶解CO_(2)对储层物性的影响、CO_(2)驱油与埋存全过程。研究结果表明:CO_(2)溶于地层水后形成碳酸溶蚀岩石,导致储层渗透率增加,作用时间越长,溶蚀效果越明显;CO_(2)在水相中的溶解和溶蚀作用对累计产油量和CO_(2)埋存量均有影响,在研究CO_(2)驱替与埋存问题时需要同时考虑溶解和溶蚀作用,才能反映生产实际。对濮城油田沙一下储层进行数值模拟研究,证明了CO_(2)驱替与埋存一体化数值模拟方法准确。该研究对CO_(2)驱油与埋存项目的方案设计和CO_(2)埋存潜力评价具有借鉴和指导作用。

川东北元坝地区陆相储层天然裂缝发育特征及分布模式

川东北元坝地区陆相储层中发育多类天然裂缝且主控因素复杂。文中利用岩心、薄片及成像测井等资料对天然裂缝成因类型及发育特征进行了描述,并对控制裂缝发育的主要地质因素进行了分析,最终总结出研究区陆相储层天然裂缝分布模式。元坝地区陆相储层主要发育构造缝,具有多期发育的特征,且不同层段裂缝发育特征差异较大,主要受岩性、层厚及构造应力等因素控制。该区裂缝的主要形成时期为燕山中晚期和喜山晚期,先后在NW,NE这2个方向的应力影响下相互切穿、限制,最终形成复杂的裂缝系统,有利于改善储层物性,提升气井产能。

CO2驱油-埋存一体化评价方法

CO2驱油-埋存一体化工程项目缺乏能够同时评价CO2的驱油和埋存效果及综合评价项目的方法。为此,本文提出了CO2驱油-埋存一体化评价方法,构建了驱油-埋存综合效应因子,引入粒子群优化(PSO)算法来优化驱油-埋存过程前、中、后期的注入速度、生产流压和阶段时长。研究结果表明:在不考虑生产成本的情况下,注采时间越长,驱油-埋存效果越好。无论是以驱油还是以埋存为主,项目初期均要维持高压低速驱替。若注重埋存效果,项目中期需要降低注入速度,项目的后期则需要重新提高注入速度;若注重驱油效果,项目中、后期需要大幅降低注入速度,同时要酌情降低生产流压,提高产油量。

一种基于组分闪蒸运算的CO_(2)驱动态埋存潜力计算方法

CO_(2)驱油与埋存具有经济效应和环保作用,计算CO_(2)埋存潜力对油藏开发方案设计和安全封存意义重大。已有的潜力计算方法主要针对CO_(2)的静态埋存潜力进行粗略估算,不能考虑油田的生产实际。为此,提出了一种基于组分闪蒸运算的CO_(2)驱动态埋存潜力计算方法,方法基于组分闪蒸运算,考虑了油田的生产实际和CO_(2)驱的埋存机理,可以计算溶解CO_(2)、束缚CO_(2)、自由CO_(2)和总的CO_(2)埋存潜力。研究表明:随着埋存时间的增加,会有自由CO_(2)转变成束缚CO_(2)和溶解CO_(2);经历过水驱开发的油藏,地层水含量高,不能忽略CO_(2)在地层水中的溶解。基于组分闪蒸运算的CO_(2)驱动态埋存潜力计算方法可以计算不同种类油藏不同开发方式的动态埋存潜力,方法简单实用且符合生产实际。