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。     

柴西地区地温-地压系统特征及其与油气分布的关系

柴西地区地温梯度分布范围为每百米2.0-4.5℃,平均值约为每百米3.1℃。在2300 m深处开始发育异常高压, 压力系数最高可达2.0。按照地层压力系数及地温异常的分布区间,柴西地区温压系统在平面上划分为高温高压等9个分区,在纵向上分为上部常压型温压系统及下部超压型温压系统。上、下两套温压系统流体能量差较大,油气垂向运聚能力较强,易于在温压系统分界面附近聚集成藏。平面上,油气藏基本位于流体能量相对较低的分区内,高流体能量区也有油气藏分布,但大多为封闭保存条件好的岩性及构造-岩性等原生油气藏。现今温压系统特征表明,深层高压型温压系统油气封闭条件好,赋存有大部分油气资源,是今后油气勘探的重要领域。     

东海某气田天然气偏差系数实验及计算模型评价研究

为准确计算东海某高含CO₂气田天然气的偏差系数,进而提高气藏工程、采气工程和地面工程设计研究的可靠性,首先采用加拿大DBR-PVT仪进行192组高含CO₂天然气的偏差系数实验分析,然后采用ASPEN HYSYS软件中的BWRS、PR和SRK等12种状态方程进行对应的192组模拟计算,探讨偏差系数的主要影响因素,评价软件状态方程计算偏差系数的准确性。结果表明:实验范围内,压力和CO₂含量对偏差系数的影响较大,温度对偏差系数的影响较小,偏差系数随压力的增加先减小后增大;PR和Sour PR状态方程计算高含CO₂天然气的偏差系数精度最高,平均相对误差1.09%,最大相对误差5.74%。因此,当天然气CO₂含量较高时,建议采用PR和Sour PR状态方程计算偏差系数。     

准噶尔盆地东部流体势场演化对油气运聚的控制

流体势是控制地下孔隙流体流动的基本动力，影响流体最终的富集程度和富集部位。古流体势分析的关键在于孔隙度的演化、地层古厚度的恢复以及剥蚀厚度的计算。由模型建立了准噶尔盆地东部地区受埋藏深度和埋藏时间双重因素控制的吉孔隙度函数，并由此求出地层古厚度和古埋深。用“改进的Ｐｈｉｌｉｐｐｏｎｅ公式”进行古地层压力的计算，并用今实测压力对计算的古地层压力进行校正，能获得比较合理的古流体势场。通过综合分析准噶尔盆地东部地区二叠系油藏和侏罗系油气藏流体势场演化过程，发现流体势场演化及分布特征对油气运移聚集的控制作用在不同地区、不同层位有明显差异。总体上讲，油气有向相对低势区聚集的趋势，但不同类型的油气藏与流体势场的关系又不完全相同。     

利用二元回归计算天然气体积系数的新方法

由于高昂的海上作业成本,海上新发现气田在储量评价过程中通常不会进行大量的流体分析化验,在如何确定天然气体积系数这一问题上,目前常用的做法是对主力气藏进行天然气偏差系数与体积系数实验分析,其它气藏则借用该气藏实验结果,此种处理方式势必导致储量计算存在较大误差。通过对现有实验数据中天然气偏差系数与温度、压力的关系分析,采用二元回归的方式得到了天然气偏差因子的计算新方法,该方法计算出的天然气体积系数与实测值之间的误差不超过2,较以往方法大幅降低,使储量评价更精确、更合理,具有一定的推广应用价值。     

流体势分析研究及应用

利用流体势分析系统(简称FPAS)研究地下流体势及压力分布可克服井资料不系统的局限性,有效的进行油气资源的预测评价.本文主要介绍了流体势的计算方法,具体分析了琼东南盆地松东地区油势在剖面上的分布特点,以揭示该地区的油气运移、聚集规律.研究结果认为油气是从高势区向低势区运移的,并在位于油气运移路径上的低势圈闭中聚集成藏,因而低势区是油气藏形成的有利区块.     

MDT测井中压力-深度梯度线的计算和应用

应用测试资料计算压力-深度梯度线是MDT的主要功能之一.由于在压力-深度梯度线的计算方法上存在很多不确定性,经常导致计算结果存在较大偏差,使其应用受到限制.通过分析压力-深度梯度线斜率的计算误差,得出其准确度与各测点压力测量误差、测点个数、测点长度和各测点相对位置分布有关的结论.在测压点的选取中,还需要综合考虑测压点流体性质、测压点地层压力系数的变化以及各点地层连通情况等.压力-深度梯度线可以用于分析地层流体性质、确定油水界面、单井内评价储层纵向连通性或封隔层、划分压力系统、观察流体性质的纵向变化以及辅助进行多井油藏评价等.     

压力测试分析在尼日尔G油田开发评价中的应用

尼日尔G油田属于复杂断块油气藏,具有油气并存、存在多套压力系统的特点,开发评价面临评价时间紧,气顶范围不清楚,储量规模不确定,开发决策困难的挑战.地层压力测试资料可以通过定量评价油气藏的压力系统,确定流体性质及流体界面,对油气藏分布范围进行预测.G油田成功的油藏评价实践证明,压力测试成果的应用加快了油藏评价进程,对于转...     

断陷盆地连续型油气藏分布范围的确定方法 ——以渤南地区沙四段为例

连续型油气藏是一种重要的油气藏类型,确定该类油气藏的分布范围,对勘探部署具有重要的意义。在中外连续型油气藏特征分析的基础上,结合渤南地区的实际地质条件,明确了沙四段油气连续聚集的特征,并通过连续型油气藏形成机理分析,提出该类油气藏分布范围的确定方法。结果表明:广泛分布的优质烃源岩、高生烃压力、连续分布的致密储层,是连续型油气藏的主要特征;渤南地区沙四段具备连续型油气藏的形成条件,盆地中心—斜坡油气藏为连续型油气藏。连续型油气藏的形成是"源岩排烃卸压、储层压力重建"的过程,生烃压力—毛管阻力关系决定了油气可注入储层的物性下限;连续油柱两端压力差、油柱浮力与油柱顶端毛管力的关系,决定了油气分布的储层物性上限。根据这一认识提出连续型油气藏物性上、下限的计算方法,计算渤南地区沙四段连续油气分布的孔隙度为2%~11%。计算结果的准确性受压力、孔隙度、阻力等可定量化程度的影响,会存在一定误差,随着各影响因素定量化模型的细化,计算结果将会更接近实际地质情况。     

一个低电阻率油气藏的测井评价

根据J油田大量岩芯分析资料，应用油藏流体分布理论和毛管压力计算方法，研究该油田低电阻率油气层的形成原因认为：地层水矿化度高（多数＞20万ppm）；微细孔隙发育，束缚水含量高；粘土矿物含量高且分布在碎屑颗粒表面等是形成低电阻率油气层的主要原因。一般常规测井评价时，对这种低电阻率油气层容易误释而丢弃。依据油气藏流体分布原理，应用毛管压力方法计算原始含油饱和度，可准确地识别出这种低电阻率油气层，并可预测其产能。     

EFFECT OF PVT PROPERTIES VARIATION WITH DEPTH IN HYDROCARBON RESERVOIRS

Gravity segregation in thick reservoirs, in particular, affects the distribution of hydrocarbon components in a fluid column. Given sufficient time, heavy molecules will migrate towards the bottom of the hydrocarbon column to form a mat of viscous oil. Compositional grading can be in the origin of miscalculation of reserves. In fields producing volatile oils with heavy ends, in particular, the oil formation volume factor (FVF) can vary significantly with depth. That can lead to overestimation or underestimation of the reserves depending upon fluid sampling depth. For that reason, subsurface sampling depth is critical and fluid sampling from different depths only can be considered as representative sampling. In this paper, assessment of compositional grading was explored using variation of reservoir fluid properties with depth. Different hydrocarbon column thickness have been tested to prove that grading will be enhanced for reservoir thickness exceeding 164 feet.     

核磁共振测井连续表征储层孔隙结构方法研究

核磁共振测井资料评价储层孔隙结构的方法已有了突破性的改进,但诸多方法中均存在储层含烃的影响,储层含烃使计算的孔隙结构参数误差偏大。通过含烃储层中伪毛细管压力曲线计算孔隙结构参数的误差与含油饱和度曲线对比发现,用含油饱和度能有效消除储层含烃的影响。并用横向弛豫时间T2几何均值拟合法与消除储层含烃影响后的伪毛细管压力曲线转换法进行对比,两种方法有很好的一致性,都能高精度地、连续地表征储层孔隙结构,可用于实际生产。     

气藏气体体积系数计算公式的修正

介绍了石油工程中气藏气体体积系数的计算公式,分析了计算公式的不足,提出了计算公式的修正方法。采用石油工程中常用的PREOS和Gopal(1977)法计算偏差系数,利用修正的计算公式对10个甲烷摩尔分数为50.56%～97.75%的气藏气体体积系数进行了计算并与实验值比较,其平均相对误差分别为1.325%和3.173%;而石油工程中现有的计算公式对这10个相同气藏气体体积系数计算的平均相对误差分别为1.867%和3.701%。结果表明,修正的计算公式提高了计算精度。     

Numerical Model of Countercurrent Spontaneous Imbibition in Underbalanced Drilling: Formation Damage Investigation

Abstract

Although mud filtrate invasion is mostly concerned in overbalanced drilling (OBD), it is shown that it also occurs during underbalanced drilling (UBD) operations. UBD is a drilling operation in which the hydrostatic head of a mud column is maintained at a pressure less than that of fluid in the porous medium. Formation damage due to mud invasion in OBD could be eliminated in UBD. However, this benefit of UBD can be missed when pressure suddenly turns to overbalance and/or spontaneous imbibition. During UBD it is difficult to maintain mud pressure less than formation pressure especially for short periods of time for operational reasons such as bit trips, and it will cause major damage due to nonexistence of internal and external mud cake. Also, spontaneous imbibition, which occurs in low-permeable reservoirs, causes drilling fluid invasion. In this case, the hydrostatic head of drilling mud is less than formation pore (oil phase) pressure, but it may be higher than water-phase pressure in the formation because of capillary pressure. This causes the flow of water into the formation, which causes formation damage. The aim of this study is to present a model for spontaneous imbibition of water into the water-wet formation during underbalanced drilling and to investigate the effect of drilling fluid, reservoir rock, reservoir fluid, and drilling operation parameters on the extension of damage in nonfractured formations. The numerical solution of governing equations and sensitivity analysis on different parameters are presented. The results show that in the case of strong capillary pressure, (1) the damage due to spontaneous imbibition is considerable and (2) the most effective criteria are temporary overbalanced and static drilling fluid situations where both increase the extend and amount of drilling filtrate invasion. Also, it was concluded that a low UBD pressure difference causes damage, whereas the very high UBD pressure difference is inefficient.     

沉积盆地异常低压的成因

将异常低压的形成机制归纳为4大类:1)构造抬升和地层剥蚀、孔隙水化学作用引起的孔隙体积增大;2)封闭层压力的释放、物性差异引起的非均匀流、渗析作用和轻烃扩散作用等流体排出造成的压力降低;3)饱和天然气藏的深埋;4)承压面低于地表。分析了每一类成因机制对形成异常低压的贡献大小。其中,构造抬升引起一定程度的孔隙回弹和温度降低,从而导致地层压力下降,是构造抬升强烈的沉积盆地中形成异常低压的主要原因。而在抬升幅度较小的地区,低压的形成则常与轻烃扩散和饱和天然气藏的深埋有关。孔隙水的化学作用和渗析作用受自身因素的制约,对异常低压贡献不大。除物性差异引起的非均匀流外,其它的低压形成机制都需要以好的封闭条件为前提,否则地层压力将衰减至常压。在中国西部盆地,因地形起伏较大,承压面低于地表,使得地层压力偏低,但并非真正意义上的低压,只是由于表达方式(起算深度是否等于地表)的原因而造成。      

论普光原油裂解气藏的动力学和热力学模拟方法与结果

论文以原油裂解气的动力学实验数据为基础,热力学模拟中提出油气藏多阶段模拟和流体超压泄漏与静水压力平衡再封闭的理论模型,应用PVTsim软件模拟计算了普光气藏不同地质历史阶段的流体压力变化曲线,及其对油气藏散失和保存的影响。模拟计算结果表明：在175～157 Ma[JP]油藏阶段的压力为25.2～49.8 MPa;在154～142 Ma油气藏阶段的压力为54.6～150.64 MPa,并在后期压力系数大于2.4时,发生流体泄漏,泄漏流体约为当时油气藏总量的22.89％时,达到与静水压力平衡再封闭的压力为62.13 MPa;在141～132 Ma主要为湿气裂解阶段,压力由68.2 MPa[JP]增加到170.9 MPa时,压力系数大于2.4,发生第二次超压泄漏,泄漏流体约为32.7％,达到与静水压力平衡再封闭的压力为70.1 MPa;在130～96 Ma为气藏进一步埋深阶段,裂解气增加很少,压力主要受温度增加而增加到86.62 MPa;由90 Ma抬升至当前,气藏压力因温度降低而降低到56.9～61.0 MPa;油裂解气藏在以上超压泄漏中的总散失率约为50.33％,总保存率约为49.67％.论文中PVTsim模拟油裂解气产生的超压现象,已由储层样品中发现捕获压力达155～165 MPa的高密度超临界甲烷包裹体所证实;模拟地质历史中油裂解气藏压力演变的最终结果也与当前普光气藏的PVT资料比较相似。     

DF1-1构造中深层天然气藏地质特征及成藏模式

莺歌海盆地具有明显的走滑拉张特征,是一个高温高压盆地.盆地中央凹陷带泥拱和热流体底辟非常发育,为天然气运移提供了良好的通道.DF1-1-11井的钻探结果说明:莺歌海盆地中深层高温高压条件下可以成藏,储层的好坏与沉积环境和成岩作用强度有关,沉积相带以低位三角洲和低水位扇为主.中深层气层CO2含量较低,天然气组成具有明显的多源多阶混源复合特征.从DF1-1-11井看,中深层气层在高保真地震剖面上表现为弱亮点反射,气层预测的难度比浅层大.     

气水两相煤层气井井底流压预测方法

基于井筒流体稳定流动能量方程,建立了煤层气柱段压差和两相液柱压差的数学模型,给出了气水两相煤层气井底流压的预测方法,并分析了各排采参数间的相互关系及其对产能的影响。研究结果表明,该算法较为准确地预测了煤层气井进入稳定排采后的井底流压;井底流压是井口套压、气柱和液柱压力综合作用的结果,能充分反映产气量的渗流压力特征;该模型充分考虑了井筒中压力增量随井深增量的变化关系,在两相液柱段每等份长度不超过25 m时,井底流压预测结果的相对误差可控制在5%以内;调整井底压力,可有效增大生产压差,控制排液量,利于煤层气体的解吸,从而提高产气量;产水量较大,动液面较高时,宜加大排液量,降低井底压力,而动液面较低时,宜放开套压。     

碳酸盐岩油气资源量计算方法——藏控单储系数法

储量计算中单储系数与含油气饱和度成正比,含油气饱和度与油气富集程度密切相关。基于这一认识,提出用藏控单储系数法计算碳酸盐岩油气资源量,并以塔河油田奥陶系一间房组为例。计算中单储系数主要与已探明储量区的油气成藏条件相类比取值,储层厚度参数主要参考钻井、区域岩溶储层分布规律并与已探明储量区储层类比取值。该方法特别适用于碳酸盐岩地区油气资源量的计算,优点在于充分研究油气运移聚集规律,找出油气成藏的主控因素,类比计算区与已知区的成藏主控因素的差异,不仅使得计算参数的取值更具有地质意义,同时也避开了容积法中储层孔隙度、含油饱和度取值地质难题,计算结果更加合理。      

轮式卡瓦连续加载带压作业装置的研究与应用

普通不压井设备采用固定卡管器和游动卡管器交替夹卡实现管柱起下作业,导致设备操作程序多,速度慢。为此,研制了轮式卡瓦连续加载带压作业装置。设计了加载控制系统和井口密封防喷系统,形成了液压马达驱动滚动头连续滚压的加载控制技术以及内置自封式球封和半全封组合而成的井口密封防喷技术,实现了低压井管柱快速起下和密封防喷,具有加载效率高、作业速度快、安全可靠等优点。现场应用表明,该装置可满足低压不压井作业需要。