水驱油田体积波及系数预测新模型及应用

在前人研究的基础上,从一种新型水驱特征曲线出发,推导出水驱体积波及系数与含水率变化的新关系式,与HCZ生产预测模型相结合,得到水驱体积波及系数与开发时间的关系式。     

一种预测水驱体积波及系数的新方法

为了准确、简便地预测水驱体积波及系数,在前人的研究基础上,对翁氏模型进行无因次处理,得到无因次典型曲线模板,并结合俞启泰水驱曲线,推导出了水驱体积波及系数与含水率和开发时间的关系式,当含水率为极限含水率时,可得到最终水驱体积波及系数。通过实例表明,在开发时间为9a之前,体积波及系数的增加较快;当开发时间大于9a时,体积波及系数增加较慢,趋于稳定。该方法可用于油田开发动态预测,对实际生产有一定的指导意义。     

水驱开发油藏高含水期驱替程度和波及系数变化规律

为了准确表征水驱开发油藏高含水期驱替程度和波及系数变化规律,根据高含水期油水相渗曲线变化特征,利用前人研究成果,建立了水驱驱替程度E_d和体积波及系数E_v与含水率f_w的关系式,并以鄯善油田三间房组油藏为例,研究了方法改进前后上述参数在油藏高含水期的变化规律。结果表明:油藏进入高含水期,f_w—E_d关系曲线由上凹渐变为下凹,水驱驱替程度E_d随含水率变化速率加快;E_v—f_w关系曲线由下凹渐变为近平台状,体积波及系数E_v随含水率变化速率减缓。研究揭示的高含水阶段水驱参数变化更加真实地反映地下水驱状况,对预测水驱油田高含水期开发动态有积极意义。     

水驱体积波及系数预测方法研究

对于水驱开发的非均质油田,体积波及系数是一个重要的评价参数。它不但可以反应水驱体积波及状况,而且也会影响水驱油田的最终可采储量和采收率。文中在考虑地层流体及孔隙体积影响的前提下,通过计算水驱油藏体积波及系数。为了准确、简便地预测水驱体积波及系数,根据水驱油田的水驱规律特征,在前人的研究基础上,将丙型水驱曲线与威布尔预测模型相结合,得到了水驱体积波及系数与开发时间和含水率的关系式。通过室内模拟实验,结果合理可靠,对同类油藏开发预测提供了借鉴经验。     

对《一种预测水驱油田体积波及系数的新方法》一文公式的修正与应用

在水驱油田的动态分析和预测中,水驱曲线可用于预测油田的含水率、可采储量以及评价油田的开发动态等。结合油田实例和相关文献调研发现,俞启泰型水驱曲线在预测油田含水率变化时更为方便准确。《一种预测水驱油田体积波及系数的新方法》一文在该曲线的基础上推导出预测体积波及系数的新公式,但在推导过程中存在不合理性,因此对其进行了修正。利用胜坨油田T21断块开发数据,将新公式和修正后的公式分别与陈元千基于甲、乙、丙型水驱曲线推导出的体积波及系数与含水率公式进行对比发现,修正后的公式与陈元千的甲、乙、丙型体积波及系数与含水率关系曲线具有很好的一致性,而新公式与甲、乙、丙型体积波及系数与含水率关系曲线差异较大,表明新公式有其不合理性。修正后的公式不仅具有适用油田类型更为广泛的优点,而且计算结果更加合理准确,应予以推广。     

基于甲型水驱曲线的体积波及系数变化规律

针对满足甲型水驱特征曲线的水驱体积波及系数变化规律不明确的问题,运用油藏工程方法,对甲型水驱曲线公式进行变换,并结合油水相对渗透率比值及水驱油效率的变化规律,利用实验室岩心分析数据和实际油藏开发数据,得到了水驱体积波及系数随含水率变化的数学模型。通过鄂尔多斯盆地北2区水驱砂岩低渗透油藏进行验证,水驱体积波及系数预测值与实测值的相对误差仅为1.80%。研究结果表明,在水驱开发的中间阶段,水驱体积波及系数与由含水率及常数组成的复合变量成线性关系;预测模型的适用阶段,由具体油藏的实验室岩心测试结果而定,北2区油藏在含水率达到40%以后才能使用预测模型。研究成果对于满足甲型水驱特征曲线的油藏开发效果评价具有重要意义。     

水驱体积波及系数变化关系的研究

对于水驱开发的非均质油田,体积波及系数是一个重要的评价参数。它不但可以反映水驱体积波及状况,而且也会影响水驱油田的最终可采储量和采收率。将丙型水驱曲线与威布尔（Weibull)预测模型相结合,得到了水驱体积及系数与开发时间和含水率的关系式。实例应用表明,所提供的方法是实有有效的。     

计算水驱油藏体积波及系数的新方法

基于张金庆水驱特征曲线,从物质平衡基本原理出发,利用水驱驱油效率表达式、体积波及系数表达式及Welge方程中油水两相区平均含水饱和度与出口端含水饱和度的理论关系,推导出水驱驱油效率、体积波及系数与含水率的理论关系式,并提出一种计算水驱油田驱油效率和体积波及系数的新方法。通过实例计算,当含水率为100%时,张金庆水驱特征曲线法计算的体积波及系数值为99.7%,而西帕切夫水驱特征曲线法计算值为100%。计算结果证实张金庆水驱特征曲线法更能准确反映矿场实际,更具合理性。研究表明,该方法不仅较传统的岩心测试、油藏工程及数值模拟研究等方法更简便、高效、节约成本,而且成功解决了这些方法适用范围窄等问题。     

水驱油田高含水期体积波及系数预测方法

水驱油藏在高含水期进行动态分析时,由传统水驱特征曲线推导的体积波及系数已不能描述该时期水驱特征曲线上翘的特征,存在较大误差。基于高含水期水驱特征曲线推导出适用于该时期的新型体积波及系数预测公式,对不同油水黏度比下体积波及系数与含水率的关系进行分析,通过实例进行准确性验证和上翘点研究。应用分析表明,油水黏度比越大,水驱曲线上翘时机越晚。在高含水期,新型体积波及系数公式预测误差远小于甲型、乙型,张金庆型,对上翘点的确定值与已有文献一致。新型预测公式对水驱油田生产后期的开发指标预测与评价更具实用性。     

预测水驱体积波及系数方法的推导、对比与应用 ——兼评胡罡的“新方法”

水驱体积波及系数定义为：天然水驱或人工注水占有的体积与含油孔隙体积之比。水驱体积波及系数是判断水驱开发效果、进行开发调整和提高采收率的重要依据。由丙型和丁型水驱曲线提供的预测水驱体积波及系数的方法已在实际中得到重视和应用。在中国被行业标准推荐和普遍应用的甲型和乙型水驱曲线,尚没有预测水驱体积波及系数的方法。在有关文献研究的基础上,提出了甲型和乙型水驱曲线预测水驱体积波及系数的方法。通过实例应用表明,甲型、乙型、丙型和丁型水驱曲线预测水驱波及体积系数具有很好的一致性。由于胡罡的“新方法”在推导中存在失误,导致所提供的方法是错误的,因此,有必要予以指正。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。