多层合采的油气同采井测试压力异常分析

海上油气田由于开发成本高,为提高经济效益,很多小、薄油气层进行多层合采、油气混采。多层合采井存在层间矛盾,油气同采井在井筒中易形成积液。通过对A井的测试分析,表明该井下部储层贡献较小,上部储层油环油的产出,使井底积液不断增加,造成井底压力测试曲线出现异常。当油嘴逐渐放大,产量增加,下部储层贡献加大,井筒中大部分积液带出,使关井恢复压力计测试值低于产能测试压力。测试压力异常的原因分析,可以判断储层的贡献,为分层开采建议提供可靠的依据。     

西湖凹陷低渗砂岩气藏可动水饱和度研究

通过对西湖凹陷22块岩心进行核磁共振实验,确定了本区域可动水饱和度的分布规律,并获得了不同低渗岩样气相渗透率与束缚水饱和度关系曲线。西湖凹陷低孔渗储层的物性好,但可动水饱和度高,这是造成本区气藏产能低的主要原因。通过气田实际生产实例,验证了低孔渗气藏产水的可能性,为该类气藏的开发提供指导。     

水井调剖效果评价及建议

注水开发油田为缓解油层层间和层内矛盾,常用调剖剂来改善吸水剖面,目前国内外通常是定性评价调剖效果。为此,利用注水井调剖措施前后吸水剖面的资料分析调剖效果,结合数理统计公式及劳伦兹曲线对调剖措施效果进行了定量研究,定义了水井调剖前后劳伦兹曲线的不均匀系数、水井调剖变异系数、吸水剖面均质系数、吸水剖面突进系数,定量刻画调剖措施改善吸水剖面的均质程度,弥补了定性判断调剖是否有效的缺陷。通过油田现场实际资料分析认为水井调剂具有较好的应用效果。     

对r35经典产能评价指标的探讨

对东海XH凹陷410块岩样压汞资料确定的r35与岩心常规物性K/的关系进行了统计,发现不同孔隙结构特征的岩样具有不同统计关系式,与Aguilera等确定的r35经典关系式存在较大差异。对该区域取心和地层测试兼具的7口井13层资料进行了分析,发现常规气与致密气储层的r35分界值在0.60μm左右,与Byrnes等确定的0.50μm存在一定差别,这与基础数据来源不同有关,因为东海XH凹陷气藏属三角洲沉积或潮坪沉积,而Roberto等的r35图版是在北美等国外海相地层数据基础上建立的。在采用r35评价某区域气藏产能时,须谨慎引用经典技术指标,应首先立足本区域基础资料建立r35评价技术指标。     

少井条件下多源趋势融合技术在厚储层建模中的应用

河流相储层砂体横向变化快、叠置样式复杂、非均质性强,海上油田开发井数较少,井距较大,对井控部位的认识程度较低。为了准确反映砂体和储层参数在空间的分布,提出了多源趋势融合的物性建模方法。以东海盆地西湖凹陷D气田为例,首先将河道进行了精细划分,通过分级建模和基于目标的建模方法建立了沉积相模型;融合多源趋势,即平面位置分布趋势、垂向沉积韵律趋势和孔隙度敏感参数属性趋势等,建立了储层物性模型。从储量和生产动态两方面进行了模型验证,结果表明,本文方法储量拟合误差在10%以内,4口水平井生产动态模拟结果和实际较为吻合。本文方法有效地刻画了河道物性底部比顶部好,中部比边部好的地质效果,大大降低了储层参数分布的不确定性,对于开发井少、井距大的河流相储层,具有良好的应用前景。     

镍基氨分解制氢催化剂的制备及性能

用浸渍法制备Ni/Al_2O_3和Ni/xMo-Al_2O_3催化剂,以氨分解为模型反应,考察Ni负载量、焙烧温度、溶剂和助剂等合成条件对催化剂催化性能的影响,通过XRD和TG-DTG表征方法对催化剂进行表征。结果表明,最佳合成条件:Ni负载质量分数为16%,焙烧温度350℃,采用丙酮为溶剂制备的Ni/Al_2O_3催化剂具有较好的催化活性。500℃添加质量分数3%的助剂Mo可以使Ni/Al_2O_3催化剂的活性显著提高39%,Ni/3%Mo-Al_2O_3催化剂的氨分解率达93.5%。     

水驱气藏早期直线外推动储量探讨

根据已有文献,水驱气藏在生产初期具有与定容气藏相似的压降特征,可通过直线外推求取动储量,但并未对适用的采气程度范围和计算的动储量误差进行评估。为此,以已有的物质平衡方程式和非稳态水域模型为理论基础,采用迭代匹配法计算了不同水体倍数、水域渗透率情况下,直线外推动储量误差随采气程度的变化。结果表明,以动储量误差 ≤ 10%为准则,适合水驱气藏早期直线外推动储量的采气程度范围很窄,一般小于5%。以东海西湖凹陷开发井为例,对比传统的定期压力监测方式与实时压力监测方式下早期直线外推动储量的差异：前者因测压时间间隔长,易导致对早期直线段的误判和动储量评估结果的误差;后者可精确判断水侵影响明显的开始时间,从而有效实现早期直线外推计算水驱气藏的动储量。该研究结果对生产初期水驱气藏动储量的正确计算具有重要指导意义。     

注天然气吞吐提高采收率技术在轻质油藏中的应用

随着注天然气提高采收率技术的不断完善,注气混相驱已成为提高采收率的重要技术手段。针对S油藏的地质及开发特点,在室内实验和流体相态拟合的基础上,提出近混相驱替方式,进行了注气混相驱提高采收率技术研究,设计出用于现场实施的推荐方案。为S油藏及同类轻质油藏实施天然气吞吐强化采油的可行性方案设计提供了一定的技术支持。     

东海水平井地质导向技术及应用

为提升东海水平井实施效果,针对储层埋深大、储层厚度薄、横向变化快、砂体内部结构复杂的特点,开展了水平井地质导向技术研究,总结了一套适合东海水平井实施的地质导向策略和方法,基于测井、录井等随钻资料,开展地层精细对比,实时预判目的层深度,保障合适井眼井斜角顺利着陆;建立地质导向模型指导水平段钻进,提高水平段有效储层钻遇率,提升水平井实施效果。采用地质导向技术,平均砂岩钻遇率80.3%,平均有效储层钻遇率74.9%,取得了显著的实施效果,对东海后续水平井实施具有较高的借鉴和应用价值。     

利用稳定凝析油组成比例预测凝析气藏动态的方法改进与应用

若不考虑凝析气中稳定凝析油组成比例,直接采用国内标准等容衰竭实验报告中的累积采出量数据来预测低凝析油含量定容凝析气藏动态,所得出的凝析油采收率与生产实际存在较大差异。以国内标准实验数据为基础,对利用稳定凝析油组成比例预测凝析气藏动态的方法做了改进,以累积井流物百分数代替容器压力下产出气的体积,重新建立了地面阶段产出井流物的计算公式,考虑了压力变化对C11+气液换算系数的影响。应用实例表明,本文提出的改进后的稳定凝析油组成比例预测方法易于从国内标准实验报告获取参数,计算精度高,可以解决国内低凝析油含量定容凝析气藏凝析油采收率预测的难题,也可适用于高凝析油含量凝析气藏动态预测。