缝洞型凝析气藏注气吞吐提高凝析油采收率机理研究

基于凝析油采出的数学理论模型,以及凝析气典型PR状态方程,建立静态零维模型,并通过数模软件的相态软件包对缝洞型凝析气藏进行注气吞吐模拟,研究了注入气组成、注气时机以及注气量对凝析油采收率的影响规律。结果显示,在最大反凝析压力之前注气效果更佳,且越早注气越好;注气量越大效果越好,注气量过小反而将增大反凝析损失;注入气降低反凝析液量和露点压力有利于成功的注气吞吐。     

伊洛瓦底盆地沙林凹陷石油地质特征

通过对伊洛瓦底盆地区域地质分析和沙林凹陷石油地质条件分析,认为凹陷油气成藏条件优越,始新统三角洲前缘亚相泥页岩和沼泽亚相煤系泥岩具有较强的生烃能力,为油气富集提供了丰富的物质基础,并与逆冲断裂带共同控制了油气田的分布;良好的生储盖配置、继承性圈闭及由断层、渗透层和不整合面共同构成的油气输导体系,为油气的聚集提供了运移通道和空间;良好的成藏配置关系形成了始新统-渐新统/中新统下生上储型成藏组合,主力含油砂体形成多重层状油气藏,待发现的始新统自生自储成藏组合主要位于逆冲断层下盘。凹陷北部D区块已在始新统塔本组发现该套成藏组合,沙林凹陷内具有相同的地层和构造圈闭特征,具有较好的勘探前景。     

气藏储层可采性评价方法探讨

气藏储量可采性评价的实质是对储层进行可采性评价。以苟西C2hl气藏为例，通过对该气藏储层孔隙度与渗透率、孔隙度与排驱压力及孔喉结构等反映储层连通性的各项参数分析，讨论储层可采性评价的方法。对气藏储量可采性评价及苟西C2hl气藏开发有一定指导意义。     

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针对户部寨气田的储层特点，在优选压裂液、支撑剂的前提下，考虑井冈布局的基础上，运用拟三维压裂优化设计软件，优选压裂设计参数，通过模拟计算，求得较为合理的裂缝几何参数，进行压裂优化设计，现场施工后取得了较好的效果。     

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模拟井底应力条件测量岩石的可钻性是非常困难的，而常压下岩石可钻性与井底围压下岩石可钻性相差较大，远不能满足工程需要；章通过室内试验，建立了岩石可钻性级值与岩石力学参数的相关模型，再把井底围压下的岩石力学参数代入此模型中计算，可以得到井底应力条件下的岩石可钻性级值，通过在油气田的实际应用，取得了较好效果，能很好解决钻头选型和钻速预测这一问题。     

气井(藏)动态优化配产软件系统设计与实现

气井(藏)动态优化配产是一种考虑了气井(藏)内外制约因素，以节点分析为基础，以获得最大配产产量为目的的动态配产方式。在此基础之上，进一步细化了配产目标，为在给定稳产年限下确定气井(藏)最大产量，在可采出量最大前提下确定最大产量以及根据配产产量确定最大稳产年限。从软件工程的角度出发，根据上述三个目标建立动态优化配产模型，并转化为软件系统，实现了基于UML的气并(藏)动态优化配产软件系统，该系统可扩展性、可靠性、适用性和界面友好性强，对油田生产具有很高的实用价值。     

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油气产量的精确预测是油气优化配产的前提,目前对于油气产量的预测模式大都局限于油气产量与其单影响因素之间的非线性关系模式(多项式回归)或是油气产量与其多影响因素之间的线性关系模式(多元线性回归),而没有油气产量与其多影响因素之间的非线性关系模式。文章利用功能模拟原理（微分模拟方法及神经网络方法）,建立了气田的产量等开发指标与其影响因素之间的关联关系,以此对气田优化配产模型进行准确而有效的约束,建立产量最大（定成本）、成本最低（定产量）、效益最好（定产量、定成本）的产量分配优化模型,并且利用SUMT方法进行了求解。这些优化模型成功地解决了气田的总产量和对应的工作量及其它开发指标最优地分配到各二级开采单位的一系列问题,应用于国内某中后期开发气田的开发规划中取得了较好的经济效益。     

川东北高含硫气田天然气偏差系数变化规律

为解决高含硫气田气体偏差系数计算公式所需基础数据较多、计算过程复杂、可靠性差等问题,对川东北地区高含硫气田具有代表性的5 口气井共9 个层段的实际气样进行了高压物性测试,得到了不同温度和压力下的偏差系数,并对实验结果进行了分析;选用常用的偏差系数经验公式进行了对比计算,评价了经验公式对川东北高含硫气田的适应程度。结果表明:川东北高含硫气田原始条件下的气体偏差系数与气井深度正相关;当压力大于30 MPa 时,高含硫气田偏差系数与压力成线性关系;与实验结果对比,DAK 计算模型平均相对误差最小,HY 计算模型平均相对误差最大。     

低渗透致密砂岩气藏裂缝类型及特征

应用岩心裂缝描述、岩石力学实验、三维有限元数值模拟、裂缝网络模拟等方法,对东濮凹陷户部寨气田沙四段低渗透致密裂缝储层的裂缝组系及产状、裂缝性质、裂缝发育程度及其分布规律进行的研究表明,户部寨气田储层裂缝主要有4组,其走向方位分别为33°、83°、109°和133°,主要集中在83°.这些裂缝基本上为垂直缝,裂缝原始状态下以相对孤立的构造裂缝系统为主.裂缝组系之间以及同组系裂缝之间连通性差,且裂缝的发育程度在不同部位有较大的变化,人工压裂后裂缝网络系统在气田开发过程中仍难以沟通.生产动态主要表现为储层具有双重介质特征,气井产能差异大,气井泄气半径差异大,气藏连通性差.沿断块构造高部位采用了线状不均匀布井方式,在裂缝发育带钻井,取得了较好的开发效果.     

空气、氮气钻井技术在普光气田的应用

川东北普光气田上部陆相地层岩石硬度级别为硬到极硬，可钻性级值总平均约在6级；地层倾角大，介于30°～75°之间，井身质量控制困难；裂缝发育，易漏且漏失井段长。为此，在普光气田推广应用了空气、氮气钻井技术，目前已实施完成9口井，正在实施的有11口井。与使用常规钻井液的钻井工艺相比，第一次开钻平均机械钻速达到7.7 m/h，是使用常规钻井液钻井的2.6倍，钻井周期缩短10～20 d；第二次开钻平均机械钻速达到12.7 m/h，是使用常规钻井液钻井的8倍，钻井周期缩短60～90 d；同时，空气、氮气钻井技术在该气田解决防斜打直、减少地层漏失等问题方面也取得了重大突破。