油气藏数值模拟技术在LS气藏开发调整中的应用

LS气藏为边水气藏,且气藏整体为裂缝发育,纵向上裂缝发育存在较强非均质性,为边水侵入气藏内部提供了渗流通道,因此气藏在开发后期压力下降到一定程度时无法避免水侵现象。LS气藏的两口主力生产气井于2001年先后开始产地层水,气藏开始进入递减生产期,日产气降低并持续递减,2001年9月开始进行增压开采。为了减缓LS气藏产量递减,有必要采取气藏数值模拟技术对气藏进行模拟开发调整。经过方案对比,发现增压开采对雷三气藏继续具有适应性和有效性,在LS气藏上亚段新布四口直井或三口水平井,可较大幅度提高该气藏的采收率。

轮南古潜山碳酸盐岩油气藏重复酸压理论与技术研究

酸压技术是轮南古潜山碳酸盐岩油气藏建产、增储上产的主要手段,在过去的大规模化应用中获得良好效果。但是部分酸压后的井,在生产过程中由于种种原因导致酸蚀裂缝失效,也有部分井由于作业和工艺方面的原因未能有效投产。对于这类井,重复酸压是其获得产能和达到经济开采的重要措施。文章主要从重复酸压的方式、造缝酸蚀机理以及重复酸压的测试与评价等方面进行了理论分析与研究,并结合轮南油田的储层特征及以往酸压的具体情况,阐述了轮南油田重复酸压的技术难点、选井原则、适宜的重复酸压工作液体系以及工艺设计方法,并提出了相应的建议和措施。对该区碳酸盐岩油气藏改造具有很好的指导和借鉴意义。

冀中坳陷潜山内幕油气藏钻井井壁稳定分析

冀中坳陷潜山内幕油气藏钻井过程常面临恶性井漏、井塌和卡钻等复杂情况。通过对华北油田冀中坳陷20余口井的地质工程等资料进行分析,总结了潜山内幕油气藏影响井壁稳定因素:下第三系地层稳定性差(硬脆性泥页岩易垮塌,微米级微裂缝极为发育,岩性复杂多变和地层存在多套压力系统),潜山内幕碳酸盐岩储层孔洞裂缝极为发育,断层和潜山风化壳形成破碎带以及深层井底高温影响。针对井壁稳定影响因素提出相应技术措施:增强钻井液对下第三系硬脆性泥页岩的抑制和封堵性,其中对微裂缝的封堵是关键,异常压力和复杂岩性段要合理设计井身结构,优化钻具组合;碳酸盐地层重点是强化裂缝封堵,且密度是防漏控制因素,与地层压力近平衡的低密度水包油乳化钻井液防漏效果好;利用软化点适当及粒度分布合适的可变形封堵材料对破碎地层形成快速封堵并适当提高钻井液密度有利于井壁稳定;对井底高温情况要选用合适的抗高温钻井液体系,关键要维护好高温高压条件下钻井液的性能,提高其抗温能力,维持高温高压下胶体稳定,稳定流变性能和滤失量。

用地震属性技术识别构造岩性物性复合油气藏

地震属性分析技术主要是借助各种数学分析方法,从地震数据中拾取有关岩性及含油性等多种属性的信息,同时结合工区内测井资料进行储层参数转换,进而直接指导油气勘探与开发。文章在地震属性认识的基础上,介绍了准噶尔盆地西北缘拐16井油气藏地震属性识别技术的应用,分析研究了该油气藏属于构造岩性物性复合油气藏类型的例子。拐16井区油气藏最初被作为构造圈闭,随后被预测为岩性圈闭,但后期的钻探结果表明这都是不正确的。利用均方根振幅、瞬时相位、反射能量等地震属性并结合沉积、构造等储层信息,对拐16井油气藏的岩性、物性、构造和含油气性进行研究,其研究结果表明该油气藏为构造岩性物性复合油气藏,所提出的滚动勘探开发建议已通过专家评审,并被生产管理部门所接受。

正峰油气藏概述(Ⅰ)

正峰油气藏概念的提出,开启了对油气藏属性与结构的新认识,以及对其勘探开发的一套新观念。正峰油气藏的属性之一就是它的储量是动态的,最终储量大于容积、产量大于可采储量,其结构不是单一的“藏”,而是由“油气藏”、“油气场”、“油气源”组合而成的有机统一体。正峰油气藏结构的优质与否决定了其藏续能力(藏续能力是指油气藏继续捕获油气的能力)。文章分别简单分析了准噶尔盆地中拐凸起的油气场结构、鄂尔多斯盆地延长油矿的复苏原因和渤海湾盆地东营凹陷所存在的正峰油气藏实例,从我国西、中、东部的实例选择性地说明了我国存在着这种油气藏。

柔性复合吸水凝胶PAG注入性能实验室评价

针对目前用于油田调剖堵水的复合吸水凝胶吸水后柔韧性和注入能力差,不能有效进行深部调剖的现状,提出了改善吸水凝胶吸水性和注入性的方法,并制得柔性复合吸水凝胶PAG。依据压力叠加机理,该颗粒进入地层深部可有效封堵高渗透地层,从而启动低渗透剩余油富集区域;其在注入性试验中表现出较强的注入能力,提出了注入度的概念并用以评价凝胶的注入性能,初步给出了试验方法和计算方法,试验结果证明方法合理。

提高《石油工程概论》教学效果的探讨

《石油工程概论》是主要针对非石油工程专业学生开设的一门专业课,融合了石油工业的各个子系统,内容广泛交叉,知识点多,学生反映难学难懂。要提高该课程的教学效果,需要从更新教学内容、改革教学方法与手段和融入工程案例着手。

特低渗透油藏合理注气能力和开发效果分析

针对国内外特低渗透砂岩油藏及大庆外围芳48断块地质特点,在开展室内油水和油气相渗透实验的基础上,应用油水及油气渗流理论和油藏工程及气藏工程方法,分析了特低渗透砂岩油藏油水和油气渗流特征、采油指数与吸水指数、采油指数与吸气指数、油层破裂压力和注气能力的关系,研究出了特低渗透油藏注气能力设计方法,并在芳48断块注气方案设计中得到有效应用。研究表明:芳48断块特低渗透扶余油层具有常规特低渗透砂岩油藏的渗流特征,采油能力和吸水能力低,吸气能力较高,在合理注入压力下具有一定的注气能力,注气比注水开发效果好。矿场试验结果证实,芳48断块注入产能设计指标与矿场实际开采结果相近,注气压力较低,油层吸气能力强,油井产量明显高于类似的水驱油藏的产量,说明注气开发是提高特低渗透油藏动用程度的有效途径,为类似油藏注气开发提供了有效的方法。

空气锤在石油钻井中的应用前景

针对目前深部、复杂地层钻速低和易产生井斜、大直径井眼和水平井施加钻压困难、钻井成本高等问题进行了大量的调研。通过相关文献提供的数据和图表资料分析得出:空气锤结合了冲击回转钻井和空气钻井的两大钻井优势,转速低,扭矩小,钻压小,降低了钻具循环应力和磨损,控制井斜容易,在很大程度上提高了机械钻速、降低了钻井时间和成本,钻硬地层时优点更为突出,由此提出了研究空气锤的必要性,并全面总结了空气锤钻井的优越性,同时也指出了它应用的局限性。最后分析了我国油气资源现状、钻井状况和空气锤在国内外的应用实例,得出空气锤在低压低渗层欠平衡钻井、欠平衡钻水平井、深井、超深井、复杂地层、大直径井中开发油气资源有着广泛地应用前景。

反凝析油临界流动饱和度的长岩心实验测定方法

目前,反凝析油临界流动饱和度(Soc)大小存在争论。文章建立了利用HYCAL长岩心驱替实验设备测试和计算反凝析油临界流动饱和度的方法。实验采用两个回压阀控制长岩心前后压力,动态建立凝析气藏反凝析时的凝析油饱和度,岩心出口使用毛细管观察反凝析油的临界流动;利用基于状态方程、考虑相间传质的物质平衡方法计算反凝析油临界流动饱和度大小。应用该方法对某实例凝析气藏真实岩心和地层流体进行了两组长岩心实验,计算结果显示Soc为8.19%和9.7%,这进一步验证了反凝析油临界流动饱和度可以很低的事实。综合文章和部分文献的Soc结果分析认为:水湿且含较高束缚水饱和度时凝析油的临界流动饱和度可能很低;束缚水饱和度、润湿性、储层孔隙大小及其分布会影响Soc的大小,这也是Soc大小存在争议的原因。

致密气藏开发过程中水侵量的最优化计算

在致密气藏开发过程中,水侵量的准确计算是预测水侵开发动态及防治水相圈闭损害的重要内容。把裂缝—孔隙型气藏划分为基质系统和裂缝系统,通过建立水驱致密气藏物质平衡方程及最优化数学模型,应用遗传算法编制计算机程序,对致密气藏开发中的水侵量进行计算。避免了使用难以获取的或获取不准确的地层及水体参数的发生,在进行水侵量计算的同时,得出了在不同开发时期的产气量、基质系统向裂缝系统的转移气量等参数,为气藏的动态分析和预测提供了依据。

蜀南地区须家河组天然气赋存地质条件

上三叠统须家河组是四川盆地的主要烃源岩层和勘探目的层之一,对四川盆地须家河组天然气储集特征和成藏规律的认识也取得了很大进展,但针对蜀南地区须家河组天然气赋存地质条件的研究不多。该地区上三叠统须家河组可供勘探面积大,以此作为目的层的探井少,研究程度低。文章分析了蜀南地区须家河组烃源岩母质类型与生成时期、储层主要发育层位与控制因素、圈闭、保存条件及它们之间的匹配关系,搞清了影响蜀南地区须家河组天然气赋存的各项地质因素。认为蜀南地区油气来源较为充足、有利储层广泛存在、裂缝发育程度较高、盖层条件良好;圈闭的生储盖组合良好,烃源区油气大量生成时间、运移时间与圈闭形成时间和构造改造配套,具有良好的成藏地质条件,有望获得较好的勘探效果,这为蜀南地区须家河组下一步勘探工作提供了依据。

低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度实验研究

凝析油临界流动饱和度是近年研究的热点问题,但目前国内外还没有采用真实岩样和流体研究低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度的成果报道。文章介绍了采用超声波测试技术研究低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度的方法,选取Q75井的真实岩样和流体,通过长岩心衰竭实验测试了凝析油临界流动饱和度。将测试结果与国内外其它中高渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度进行了对比研究,分析了低渗凝析气藏凝析油饱和度较低的原因。研究结果表明:①超声波测试技术对研究深层高温高压低渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度具有较好的适应性;②桥口低渗凝析气藏的凝析油临界流动饱和度要比国内外其它中高渗凝析气藏的低得多;③较高的束缚水饱和度是导致低渗凝析气藏凝析油临界流动饱和度较低的主要原因,而高温高压低渗凝析气藏更低的油气界面张力也是重要的影响因素。此外,实验所用岩心的长度对凝析油临界流动饱和度的大小也会产生一定的影响。

CO_2在油田开发中的应用

在对国内外相关文献调研的基础上,综述了CO2在油田系统中的应用,包括用于提高采收率、泡沫压裂、改善酸化效果、泡沫调堵以及解堵增能,并针对我国CO2在油田应用中存在的问题提出了相应的建议。

利用X-射线衍射仪评价防膨剂效果的实验方法

以水化膨胀能力最强的钠蒙脱石为研究对象,利用X′PertPro粉晶X-射线衍射仪测试蒙脱石(001)晶面间距的原理,探索性地建立了使用X-射线衍射仪直接、快速评价防膨剂防膨效果的方法和实验流程。系统总结了钠蒙脱石在去离子水、有机防膨剂、无机防膨剂中的(001)晶面间距变化情况。研究表明,蒙脱石(001)晶面间距的变化能够直观的反应防膨剂的防膨效果。并且采取了先抑后膨、先膨后抑的方法对防膨剂的稳定性、持续性进行了评价,拓宽了评价防膨剂的性能参数。

井下工程参数测量短节设计与制造

旋转导向钻井技术能够成功实现的关键技术之一是要实时测量出近钻头处的钻井工程参数(钻压、扭矩、侧向力等)。研制了一种井下工程参数测量短节,它可连接在钻柱的不同部位随同钻柱下井,实测、记录并存储钻柱在井下不同位置的受力情况,在测量短节中安放井下电源、传感器及数据采集电路,配置了MWD数据接口,可实现数据存储和实时传输,这样就可获取到真实的井下工程参数,还可将数据用于钻柱动力学分析以验证各理论模型的准确性。介绍了测量短节的结构设计、强度校核与加工制造。

储层保护系统工程:实践与认识

以系统科学理论为指导,探讨了储层损害的一般规律,揭示了储层保护技术系统的环境和结构特点。明确了储层损害源是一个复杂的系统,而且储层损害作用过程也是一个系统,从而决定了储层损害的评价、诊断、预防、处理改造还是一个系统。储层保护各项技术原则的制订和配套工艺的实施都应从系统工程角度出发,对技术进步、经济效益和环境保护要统筹考虑。介绍了已形成的储层保护技术系列,并以川西裂缝性致密砂岩气层、吐哈低渗透砂岩多套油层和渤海高渗透疏松砂岩油层为例,说明了储层保护系统工程的成功应用。讨论了储层保护理论研究和实践中存在的问题,指出思想观念、组织协调和工程运作等仍是制约保护技术实施和最终效果体现的重要因素,促进观念更新、加强技术培训仍任重而道远。

利用组合模型预测油田开发指标

将灰色理论GM(1,1)模型与水驱特征曲线结合起来,选取产量极差值最低的曲线作为GM(1,1)模型预测对象,在预测出未来产量的基础上,利用水驱特征曲线预测出其他开发指标。该方法既解决了GM(1,1)模型缺少水驱规律的问题,又解决了水驱曲线预测中缺少时间的问题。将该方法应用于火烧山H2油组,结果表明,该组合模型为一套切实可行的预测油田开发指标的方法。

CO_2驱提高气藏采收率及埋存实验

温室气体CO_2在枯竭气藏中埋存和提高气藏采收率是目前世界研究热点。为了揭示气藏中CO_2埋存与提高气藏采收率之间的关系和影响因素,开展了高温高压条件下CO_2驱替CH_4的长岩心实验。通过8 MPa、80℃下长岩,心驱替实验研究了驱替速度、地层倾角、储层渗透率和束缚水存在对CH_4采收率、CO_2突破时间及埋存的影响。实验结果表明:CO_2驱替CH_4过程采收率在86.92%~98.63%,CO_2突破时间在0.702 PV^0.879 PV,CO_2突破时CH_4采收率在71.73%~87.56%。有束缚水存在时储层中CO_2饱和度约为55%,溶解在水中部分占1.9%PV。驱替速度越小,CO_2突破越快,最终CH_4采收率越小;高注低采45°比低注高采10°、45°时CO_2突破要分别早0.1 PV、0.17 PV,采收率低约3.3%;束缚水存在使CO_2突破滞后0.11 PV,最终CH_4采收率增加约3%;渗透率越低时,相同注入PV时CO_2突破时间越早,最终CH_4采收率越低。研究结果说明,气藏中注CO_2可提高气藏采收率及实施CO_2埋存,CO_2超临界性质、重力作用、低速下扩散以及CO_2在地层水中溶解不容忽视。

高温高压水洗物性变化实验研究——以塔里木轮南油田T_Ⅰ油组为例

塔里木轮南油田TⅠ油组已有20年注水开发历史,近年对油藏开发过程中的水洗动用状况进行了一些研究,但所采用的实验手段均未在地层条件下进行。该文利用取自该油田的流体和岩心,进行高温高压下的水洗模拟实验,以弄清储层条件下油水渗流规律,研究储层长期水洗后微观孔隙结构、润湿性等变化特征。实验表明:水洗过后,岩心孔渗降低幅度随水洗倍数增加而略有增大,分选性变差;水湿性随水洗倍数增大而增强;相渗曲线的Swi与Sor均增大,Krw(Sor)降低,驱油效率降低;水洗后未形成大孔道,造成水提前突破的主要原因可能是TI层内存在平面与纵向非均质性。