蒸汽辅助重力泄油渗流机理研究

针对双水平井及直井与水平井组合蒸汽辅助重力泄油(SAGD)两种常用布井方式,利用数值模拟方法及Surfer制图软件制作出重力过程中泄油初期、高峰期及泄油后期不同泄油阶段蒸汽腔截面的温度场、压力场、剩余油饱和度场的场图,更直观、形象的描述了SAGD的蒸汽腔形成及扩展过程以及不同泄油阶段蒸汽腔形状及泄油机理,并对两种布井方式的重力泄油效果进行了比较,为SAGD技术的应用提供决策依据.     

鄂尔多斯盆地三叠系延长组油藏地质特征

利用岩芯、测井、测试及生产动态资料,对延长组的岩性、矿物成分、物性、含油性及油水关系进行分析,研究其孔隙结构特征、可动流体饱和度与物性参数,总结电性与岩性、物性、含油性之间的关系及影响因素,得出孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型.研究结果表明,延长组储层砂岩颗粒小,胶结物含量多,孔隙喉道小,微观上孔隙类型多样,结构复杂是造成其低孔低渗的主要原因.通过对储层"四性"关系研究,提出了声电综合指数的新概念,制定了长2,长3,长4 5,长6,长8油层组的"四性"下限参考标准,用以准确地划分油、水层及干层,为正确认识油藏提供了科学依据.     

集气站放空气喷射回收技术

喷射技术主要用于原油挥发气的回收、气体压缩等方面,目前引射技术在天然气领域的应用已成为研究热点.喷射技术利用喷射装置形成的低压区,通过待放空管线与低压区相连,实现待放空管线压力的下降,从而回收放空天然气.天然气生产过程中,由于站内检修、管线水合物堵塞和更换设备等原因需要放空管线中的天然气,通过放空火炬进行点燃.试验表明,在较短时间内(60 min),放空管线压力从5.3 MPd降低到1.2 MPd,放空天然气回收率达到了77%.该技术不需要借助外来能源,充分利用站内高压气井压力,减少了天然气的排放.     

吴堡地区南梁油田长8油层组典型开发区地质建模

采用序贯指示建模法,建立了吴堡地区长8油层组典型开发区的地质模型。通过基础地质研究,确定区内三角洲前缘各微相储层结构及其几何形态。在此基础上,将储层平面微相、剖面微相特征数字化,作为约束条件限制,指导储层建模。为避免序贯指示建模过程中砂体零散分布,采用后处理平滑技术较好地实现了砂体连续分布模拟。地质模型与地质认识较为符合,为油藏后续开发奠定了坚实的基础。     

超低渗油藏水平井水驱见效规律研究

长庆油田鄂尔多斯盆地长6～长8油藏为典型的超低渗透油藏,在水平井注水开发过程中表现出与直井截然不同的开发特征。本文主要致力于明确超低渗透油藏水平井水驱见效的规律。基于长庆油田典型的三种超低渗透储层,结合统计分析和数值模拟的方法,发现水平井边缝易受效、中缝难受效,注水受效后,油井转为稳产或缓慢递减,总体产量呈现分段递减的特征;同时,短水平井段、小注采单元条件下开发,注水见效程度更好。这为油田生产指标的预测和开发政策的调整提供了依据。     

蒸汽辅助重力泄油对油藏及流体适应性研究

利用数值模拟方法对双水平井蒸汽辅助重力泄油(SAGD)对油藏及流体的适应性及范围进行了研究,给出了SAGD对原油粘度、油层水平渗透率、垂向与水平渗透率比值、油层埋藏深度的适应性界限,制作了累积油汽比及平均日产油量随上述因素变化的关系图版,并得出上述影响因素的定量关系式,进而得到三维关系曲面.利用这些图版和关系式可以对类似油藏SAGD的开发效果及适应性进行分析预测,为同类油藏开展SAGD技术应用提供决策依据.     

气井井筒携液临界流速和流量的动态分布研究

随着有水气田的开发，产水气井所占比例逐年增加，准确预测气井的携液临界流量和流速对于气井配产及积液判断有着重要的意义，除了寻找适合本气田的预测模型外，还要考虑最大携液临界流量在井筒中出现的位置。为此，通过对携液临界流量和携液临界流速沿井筒分布规律的研究，认为携液临界流量与沿井筒分布气井的产液量有关，其变化直接改变了井筒温度和压力分布。产液量较小时，井筒的温度损失较大，压力损失较小，温度变化对携液临界流量的分布起主导因素，而随着产液量的增加，温度损失逐渐减小，而压力损失逐渐增加，压力变化逐渐成为影响携液临界流量分布的主导因素；携液临界流量沿井筒分布曲线出现的拐点，就是压力变化起主导因素到温度变化起主导因素的转折点；产液量较大时，最大携液临界流量往往出现在井底。研究表明，在计算气井携液临界流量时要算出沿井筒每个位置的携液临界流量值，并以较大值作为气井的携液临界流量。     

低压天然气井高效开采喷射引流技术

针对国内外喷射技术的研究现状,采用理论研究、数值模拟及工业试验,建立了高效喷射装置结构设计方法.现场试验表明,喷射装置设计方法可靠,装置运行效率高,实现了利用10～13MPa高压气引射1.1～5.0 MPa低压气,达到5.2 MPa增压生产的目标,为低压气井增压开采探索了一种新途径.