大庆油田萨尔图中区西部合理地层压力研究

确定合理地层压力,对提高油田采收率、减少油田耗水量、降低套损速度等方面具有重要作用。地层压力是否合理关系到油田的稳定生产和经济效益。对于特高含水期的油藏,地层压力研究比较少,已有的方法都未综合考虑不同黏度、采出程度、气油比对合理地层压力的影响。为此,运用了物质平衡法、气油比动态资料分析法、数值模拟法,开展了不同黏度、采出程度、气油比和地层压力变化规律的研究,计算了各区块合理地层压力,考察了溶解气对原油黏度的影响,进而考察对采收率的影响,确定了中区西部合理地层压力。结果表明,中区西部合理地层压力接近饱和压力,萨、葡油层合理地层压力为9.11 MPa;高台子合理地层压力为10.12 MPa,对大庆油田后期注水开发具有重要的指导意义。     

鄯勒油田最小混相压力实验研究

细管实验是目前世界上公认的实验测定最小混相压力MMP的准确方法.实验利用细管测定鄯勒西山窑组油藏伴生气与油藏原油的最小混相压力,为油藏注入压力的选择提供依据.实验表明,该油藏的最小混相压力是30.89MPa.鄯勒油藏目前地层压力和饱和压力分别为30.89MPa和15.21MPa,结合目前地面、地下实际情况,鄯勒油藏注伴生气驱替可以实现混相.     

中区西部合理注水压力研究

注水压力是水驱油田注采压力系统中的重要参数,确定合理注水压力对调整层间矛盾、提高油田开发效果、降低套损等具有重大意义.合理的注水压力增加了吸水厚度和吸水层位,缓解了层间矛盾.注水压力过高导致吸水能力增强,降低了开发效果.高含水期的油藏注入压力一般通过实验获取.运用经验公式法和数值模拟法,在注水压力不超过地层破裂压力的情况下,计算该区块合理注水压力值,考察了脱气对原油黏度的影响进而对采收率的影响.该方法易于计算、精确度高,确定了中区西部合理注水压力值范围.结果 表明:中区西部合理注水压力为17.1～20.2 MPa时,有利于指导油田的高效开发.     

涪陵页岩气田气井地层压力计算方法研究

涪陵页岩气田焦石坝区块页岩气井目的层位于五峰组-龙马溪组,相比常规气井,生产过程更加复杂。随着开发时间不断延长,气藏压力下降,进而造成气藏合理开发工作制度的改变。如何求准地层压力,制定页岩气井全生命周期合理生产制度,提升单井EUR,是页岩气藏开发亟需解决的问题。通过研究发现:套压迭代法、物质平衡法、环空测液面资料+套压迭代法能够准确预测页岩气井地层压力,相对误差在5%以内。     

泥岩地层产水与地层异常压力原因分析

泥岩是碎屑岩的一种,有孔隙度,也有渗透率,但因孔隙开度较小,其渗透能力极差.泥岩可以疏导地层水,只是疏导能力差而已.一些油井投产初期产出的微量水来自于储集层上下两侧的泥岩地层,而非原油溶解的地层水.异常地层压力是由突发地质事件所致,是一种暂时的压力状态,泥岩还没有足够的时间将其平衡.     

注水开发油藏合理压力水平研究

合理压力水平是指既能满足油田提高排液量的地层能量的需要，又不会造成原油储量损失、降低开发效果的压力水平。本文运用注采平衡原理，将油藏驱替能量与注采工艺技术结合起来，通过研究不同条件下注采压力系统的合理组合，确定油藏在不同条件下的合理压力水平。     

降低CO2驱油最小混相压力新方法

从CO2气体着手,探索液化气对CO2混相驱油MMP的影响,研究降低最小混相压力的方法,并利用自主研制的高温高压界面张力仪,采用悬滴界面张力法测定CO2与原油的界面张力。结果表明,向CO2中加入一定比例液化气可以达到降低CO2混相驱油最小混相压力的目的,而且不同含量CO2与相应MMP近似呈线性关系。据此可根据地层压力设计CO2混相驱油方案,优化CO2比例,从而达到CO2混相驱提高原油采收率的目的。     

降低CO2驱油最小混相压力新方法

从CO2气体着手,探索液化气对CO2混相驱油MMP的影响,研究降低最小混相压力的方法,并利用自主研制的高温高压界面张力仪,采用悬滴界面张力法测定CO2与原油的界面张力。结果表明,向CO2中加入一定比例液化气可以达到降低CO2混相驱油最小混相压力的目的,而且不同含量CO2与相应MMP近似呈线性关系。据此可根据地层压力设计CO2混相驱油方案,优化CO2比例,从而达到CO2混相驱提高原油采收率的目的。     

确定采油指数和地层压力的方法研究

为了正确使用系统试井资料 ,对用指示曲线确定油井采油指数和油藏地层压力的理论方法进行了研究 ,得出如下结论 :对于注水保持压力开采的油藏 ,油井泄油范围的外边界压力为一常数、泄油范围内的平均地层压力为一变量 ,应用指示曲线只能确定油井泄油范围的外边界压力Pe 和以Pe 定义的油井采油指数Jo(Pe) ;而对于衰竭开采的油藏 ,油井泄油范围内的平均地层压力为一常数、泄油范围的外边界压力为一变量 ,应用指示曲线则只能确定油井泄油范围内的平均地层压力 P和以 P定义的油井采油指数Jo( P)     

混相与非混相压力CO2多次接触试验研究

在注气提高采收率过程中,针对沥青沉降的问题,对原油进行多次接触实验,在混相压力和非混相压力下分别注入CO2,连续接触15～20次,以原油性质不再明显变化为准.观察是否有抽提现象,检测平衡油相组的变化,得到多次接触后平衡油相和平衡气相的变化规律,为CO2驱出现沥青质沉积提供依据.     

影响原油粘度因素的试验研究

应用高温高压流变仪，对塔河油田原油进行了试验研究，测量了不同含水率、不同气油比下的原油粘度，探讨了原油及油气水混合物粘度与温度、压力之间的关系，结果表明油气水混合物的粘温特性近似符合指数规律，原油粘度与压力呈线形关系，且随气油比变化剧烈，含有溶解气的原油粘度随压力变化存在极小值(泡点压力)，原油粘度与含水率存在极大值(非乳化拐点)，研究结果可为油田开发方案设计及油气集输提供理论指导。     

大庆F区块挥发性油藏流体特征及影响因素分析

运用气相色谱法对分离油和分离气进行了组成组分及原油物性分析。利用PVTsim得到F区块地层油组成组分,通过模拟多次脱气实验,研究了该区块原油的高压物性参数变化及影响其变化的因素,分析了分离级数及开采条件变化对流体组成及物性的影响。结果表明,该区块地层油具有轻烃(C1~C6)含量高、密度低、收缩性强、溶解气油体积比大的特点;与黑油相比,压力变化对PVT参数的影响更大;油藏流体PVT特征对分离级数具有强烈的敏感性,多级分离时,地层油收缩率较小,脱气量较小,产油量较大;小油嘴开采时,嘴前压力较高,原油中轻质组分脱气相对较少,采出的原油中轻质组分较高,轻质组分更容易被开采出来。     

辽河稀油区注CO_2提高采收率潜力实验评价

在油田开发过程中 ,注水开采以后 ,注气是提高采收率的一种重要方法。CO2 混相和非混相驱提高采收率的效果与地层原油的性质密切相关。通过PVT分析和混相压力的测定 ,研究地层原油性质和注气后地层流体性质变化情况可为注气决策提供基本依据。分别选取了不同采油厂有代表性的 5个区块 ,进行地层原油相态特征和注CO2 后流体相态特征研究和对比分析 ,测定其中的两个区块地层原油的最小混相压力 ,评价辽河油田稀油区的地层流体性质和预测注CO2 提高采收率潜力。结果表明 :辽河稀油区注CO2 吞吐提高采收率有一定的潜力 ,但难以到达CO2 混相驱效果     

浅谈井喷事故机理及预防控制措施

在石油天然气勘探开发中,地层流体(油、气、水)一旦失去控制的进入井内,就会导致井喷和井喷失控。导致井喷的原因是地层-井眼系统的压力平衡关系遭到破坏,预防井喷的关键是调节和维护井底压力与地层压力之间的平衡关系。     

井底脱气半径方程建立及影响因素分析

当压力低于饱和压力后,原油会在地层脱气,在井筒附近形成三相流,影响油井产量。针对大多数油井在生产过程中仅在井底附近局部脱气的现象,根据渗流力学理论,建立油井脱气半径的计算公式,重点分析地层压力、井底流动压力、含水率对脱气半径的影响。研究结果表明,油井脱气半径随井底流压和地层压力的降低而逐渐增大,当地层压力降至饱和压力时,脱气半径等于供给半径;含水率对脱气半径的影响远小于地层压力和井底流压的影响,生产过程中可忽略不计。     

辽河稀油区注CO2提高采收收率潜力实验评价

在油田开发过程中,注水开采以后,注气是提高采收率的一种重要方法。CO2混相和非混相驱提高采收率的效果与地层原油的性质密切相关。通过PVT分析和混相压力的测定,研究地层原油性质和注气后地层流体性质变化情况可为注气决策提供基本依据。分别选取了不同采油厂有代表性的5个区块,进行地层原油相态特征和注CO2后流体相态特征研究和对比分析,测定其中的两个区块地层原油的最小混相压力,评价辽河油田稀油区的地层流体性质和预测注CO2提高采收率潜力。结果表明：辽河稀油区注CO2吞吐提高采收率有一定的潜力,但难以达到CO2混相驱效果。     

注气对轻油油藏流体物性影响的实验研究

通过研究油藏注气前后地层流体组成、密度、粘度和体积系数等物性的变化,揭示注气前后地层流体相态行为变化特征规律.研究结果表明,注入气后原油的膨胀系数变化较大,降粘效果较明显.泡点压力和原油体积系数上升较多,同时原油密度的降低较明显.根据国内外注气提高原油采收率技术的研究和现场应用情况,认为吐哈盆地鄯善油田采用洼气提高原油采收率技术是可行的.     

华庆地区长8原油含氮化合物及运移研究

为了认识华庆地区长8油层组原油成藏过程,首次应用含氮化合物组成,结合该油层组剩余压力和流体包裹体特征,研究了原油充注点和运移方向、原油充注的动力特征、期次和时间,认为华庆地区长8油层组原油中咔唑类化合物的运移分馏效应显著,储层包裹体均一温度分布特征反映原油经历了3次运移期和充注期.研究结果表明:在横向上,原油样品中咔唑类化合物的绝对含量由南向北和由东向西减小,而咔唑类化合物异构体比值则由南向北和由东向西增加,反映了长8原油具有2个充注点和运移方向,即从研究区南部和东部充注,向北部和西部方向运移;在纵向上,从长7至长8、长10油层组,咔唑类化合物的绝对含量逐渐减小,而咔唑类化合物异构体比值则逐渐增大,反映了原油由上向下运移,即从长7油层组向长8运移.华庆地区长8原油这种充注点和运移方向与长7油层组和长8油层组之间的剩余压力差以及长8油层组剩余压力分布特征相一致.储层包裹体均一温度分布表现为3个显著的主峰温度,即80℃,100℃和120~130℃.根据盆地埋藏史和热史,推测原油注入长8储集层的地质时间为侏罗世末期-早白垩世晚期.     

新沟油田原油地球化学特征及油源研究

利用新近钻井资料,对新沟油田的烃源岩发育特征及其原油地球化学特征进行分析,认为新沟地区烃源岩处于未成熟-低成熟演化阶段,具有良好生烃潜力,其原油为低成熟原油和成熟原油。油源对比表明,新沟地区烃源岩与本区原油在成熟度上有较大差别,新二区Ⅲ油组常规油藏来自于靠近洼陷的新392井区新沟嘴组高丰度、成熟烃源岩,而新二区的Ⅰ油组、Ⅱ油组及新一区的油藏均为外来油与本地油的混合。     

鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组原油性质与来源分析

通过原油与油田水物理性质、原油与烃源岩族组成、饱和烃气相色谱以及萜烷与甾烷等生物标志化合物特征的多项地球化学指标对比,表明鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长8、长6、长4+5等油层组原油性质较为复杂,其成熟度、母源氧化-还原环境及母质类型等方面存在显著差异。烃源岩评价也显示长9、长8、长7、长6、长4+5段的暗色泥岩有机质质量和类型有所差别,但均具备生排烃能力。油源对比结果进一步证明:成藏过程存在多套油源混源供油的成藏效应,其中长8油层组原油主要来源于长7—长8段烃源岩;长6油层组原油主要来源于长7—长6段烃源岩;长4+5油层组原油存在长7、长6及长4+5段多源烃源岩的贡献。