双重介质拟稳态油藏斜井试井模型研究

用汇源叠加等方法求解水平面为不渗透、定压和混合３种边界条件下双重介质拟稳态油藏斜井单相流试井的Ｌａｐｌａｃｅ空间均一流量压力解析解，并用沿井筒平均均一流量解的方法推出了更接近于实际的无限导流解，应用叠加原理在拉氏空间加入井筒储存系数ＣＤ和表皮因子Ｓｍ的影响后，用Ｓｔｅｈｆｅｓｔ数值反演的方法得到真实空间解，最后对压力响应动态进行分析。图６表１参５（陈志宏摘）     

地质条件约束下的储集层随机建模

利用传统的顺序指示模拟方法建立储集层沉积微相模型存在不足,即可能在某些位置出现不符合地质规律的微相类型。其原因在于在没有条件数据的地方,传统顺序指示模拟方法是利用微相全局比例建立该点处所属微相类型的概率分布,因此各种沉积微相类型都有可能出现,导致不符合地质规律的情况可能出现。提出相应的改进方法来解决这一问题,主要是利用地质规律对模拟过程进行约束。针对长庆某油田进行了改进前后两种方法的对比研究,结果表明改进的方法产生的结果更符合实际情况。图2参9     

地质条件约束下的储集层随机建模

利用传统的顺序指示模拟方法建立储集层沉积微相模型存在不足，即可能在某些位置出现不符合地质规律的微相类型。其原因在于在没有条件数据的地方，传统顺序指示模拟方法是利用微相全局比例建立该点处所属微相类型的概率分布，因此各种沉积微相类型都有可能出现，导致不符合地质规律的情况可能出现。提出相应的改进方法来解决这一问题，主要是利用地质规律对模拟过程进行约束。针对长庆某油田进行了改进前后两种方法的对比研究，结果表明改进的方法产生的结果更符合实际情况。图2参9     

低渗透油藏二氧化碳驱油及埋存可行性研究——以新疆油田八区克上组油藏为例

针对新疆油田低渗透油藏储层物性差、注水开发效果差等开发难点,结合二氧化碳埋存发展趋势,探讨了二氧化碳驱油提高采收率及埋存的可行性.以新疆油田八区克上组油藏为例进行油藏数值模拟,在对典型油藏开发历史和动态资料深入分析的基础上,通过油藏流体拟合、细管实验数值模拟及水驱历史拟合,建立基础预测模型,并对开发方式、注气参数及生产工艺进行了优化.结果表明:模拟预测油藏最小混相压力为18.6 MPa;二氧化碳能够有效波及到常规水驱无法波及到的区域,采用水气交替的注入方式埋存系数为0.146,比连续水驱提高采收率12.42％,比二氧化碳连续驱提高3.33％;总注气量对水气交替开发效果影响最为显著;采用关层气油比控制能够更有效地扩大二氧化碳波及体积,进一步提高二氧化碳埋存量和采收率,比采用关井气油比控制的埋存系数提高2.7％,提高采收率3.07％.     

低渗透非均质性油藏扩大波及体积技术

为了有效利用水气交替技术提高低渗透、非均质性油藏的采收率,引入注入速度差异控制(AOIR)、段塞比变化的水气交替驱(TWAG)和AOIR-TWAG技术研究了提高采收率的可行性.结果表明,渗透率变异系数越大,水气交替驱相对于连续注气驱的效果越好,3种技术的采收率均高于常规的水气交替驱.但是,如果考虑经济效益,则只有AOIR和AOIR-TWAG技术的净现值高于常规的水气交替驱.通过新疆油田某油藏的模拟验证了概念模型研究的可行性,对提高低渗透、非均质性油藏气驱波及体积具有指导意义.     

BD油田裂缝性油藏注采窜流程度判别研究

针对裂缝性油藏开发过程中出现的注采井间的窜流问题,应用模糊综合评判法,根据油田开发实践,选出油田地质静态特征指标和反映油田发生水窜的动态特征指标,用数学方法进行无量纲化处理,得到针对油水井的评价指标集,确定各评价指标的权重,利用权重系数法计算出评价对象的综合评价指数,提出注采窜流井区评价标准,最后根据目标油水井的综合指数来判别其窜流程度。通过在BD油田的实际应用,证明该方法的可行性,具有一定的应用前景。     

油藏中CO2埋存潜力评价模型与关键参数确定方法

油藏是CO₂地质埋存的重要场所,同时向油藏中注入CO₂能够提高油藏采收率,是一项双赢技术。在国内外CO₂埋存潜力评价方法基础上,针对中国油藏具有高含水、非均质性强、混相压力高等特点,提出了考虑溶解、CO₂波及体积、驱油机理的埋存潜力评价方法,并分别采用分流理论、热力学理论、统计分析等手段确定了溶解系数、最小混相压力、埋存系数、采收率、波及系数等关键参数的计算方法,建立了一套完整的油藏中CO₂埋存潜力评价体系。采用该评价体系对新疆油田进行了埋存潜力评价,结果表明该体系具有非常好的实用价值,值得在CO₂埋存领域推广。     

二氧化碳在油藏中埋存量计算方法

二氧化碳在油藏中埋存是减少温室气体排放最有效的途径之一,主要通过构造空问储存、束缚空间储存、溶解储存和矿化储存等机理来实现.二氧化碳在油藏中的地质埋存潜力可分成理论埋存量、有效埋存量、实际埋存量和匹配埋存量4个层次.对注水开发油藏和二氧化碳驱油藏,二氧化碳在油藏中的埋存潜力可用类比法和物质平衡法计算,得到理论埋存量和有效埋存量,理论埋存量是油藏所能接受的物理极限量,有效埋存量表示从技术层面上综合考虑了储集层及流体特性各种因素影响的埋存量,是理论埋存量的子集.用物质平衡法计算埋存量时二氧化碳在原油中溶解量占有较大比例,不可忽略,用类比法计算埋存量的关键问题是确定二氧化碳利用系数.实例表明该计算方法简便实用,可用干中国油田二氧化碳埋存潜力评价.图1表3参15     

砂岩油藏CO2驱替过程中溶蚀作用对储层物性的影响

在CO2驱替过程中,CO2溶于水中形成的酸性流体会对砂岩油藏发生溶蚀作用,从而改变油藏储层的物性,极大影响原油采收率。因此,进行砂岩油藏CO2驱静态浸泡实验与动态驱替实验,定量研究不同温度和压力条件下溶蚀作用对储层物性的影响。实验结果表明,CO2浸泡和驱替过程中溶蚀作用明显,随温度、压力的升高,孔隙度和渗透率呈指数型增长。通过实验数据,得到温度、压力与孔隙度变化率和渗透率变化率关系的数学表征方程。借助数学表征方程,对长庆油田H3区块进行数值模拟研究,结果表明,研究区块储层整体发生溶蚀作用,且注气井区域溶蚀程度更高。考虑溶蚀作用的原油采收率为26.08%,不考虑溶蚀作用的原油采收率为21.03%,原油采收率提高了5.05%。     

微观孔隙结构对页岩应力敏感影响的实验研究

研究页岩储层在开发过程中的应力敏感对产能评价具有重要意义。通过脉冲法测量了渝南下寒武统牛蹄塘组2块页岩岩心的应力敏感曲线,应用毛管理论推导了毛管半径随有效应力变化的关系式,结合扫描电镜图像分析了孔径变化对应力敏感的响应特征。最后采用低温液氮吸附实验研究了页岩的微观孔隙结构特征,同时对毛管半径应力敏感公式进行了验证。研究结果表明:该地区2块页岩岩样均体现出强应力敏感,其渗透率随有效应力的变化符合指数关系式;毛管半径随有效应力的变化同样符合指数关系,孔隙越容易被压缩,毛管半径保留率越低,应力敏感越强;低温液氮吸附实验结果验证了毛管半径应力敏感公式的有效性,表明了在MK64-2岩样中,大孔比例较少,压缩过程中平均毛管半径保留率更低,小孔的比例较高,其压缩后提供给大孔的渗流通道较少,因此该岩样应力敏感性更强。