数值模拟技术在濮城气顶剩余气研究中的应用

讨论了数值模拟技术在气顶气藏剩余气研究中的思路和方法,针对濮城南区带油环气顶气藏的特点,采用美国Landmark公司VIP5.0版本数值模拟软件包进行模拟研究,通过参数准备,静态储量拟合、动态历史及饱和度拟合,模拟出淮城南区Ss₂^上油层1、2砂岩组各小层剩余储量及不同阶段含气饱和度分布,结合可视性技术形象描述了淮城气顶剩余气变化规律,为下一步剩余气挖潜提供了重要依据,取得了较好的效果.     

文13西块气顶精细描述及开发潜力研究

随着中原油田在东濮凹陷油气勘探开发的不断深入,多数油气田已进入开发中后期,进行剩余油气分布研究、挖潜增效是实现油气田稳产的重要工作,对东濮凹陷文东构造文13西块Es中3亚段4～5砂组气顶开展了精细描述、动用状况分析和剩余气分布研究,全面评价了气藏的开发潜力,提出的气藏开发措施取得了很好的开发效果,对开展类似气藏的研究与开发有一定借鉴意义.     

东濮凹陷砂岩气顶气藏剩余气分布规律研究

以濮城、文南气顶为例，采用微构造研究、沉积微相分析、小层储量评价、动态监测法、数值模拟等方法和技术对东濮凹陷气顶储量动用状况和剩余气分布情况开展研究，总结了东濮凹陷砂岩气顶气藏剩余气分布的影响因素、分布形式和类型，为气顶挖潘增效、最大限度地提高采收率提供依据。     

东濮凹陷古近系致密砂岩气成因与充注差异

中国东部深层古近系致密砂岩气是今后油气勘探的重要接替领域。以东濮凹陷深层古近系致密砂岩气为例,根据天然气组分、碳同位素及储层沥青等分析了天然气成因,从储层致密化及油气充注期等方面,研究了深层洼陷带、斜坡带致密砂岩气充注差异,并划分了气藏成因类型。结果表明,东濮凹陷洼陷带以腐泥型干酪根裂解气为主,并混有原油裂解气,储层在东营组沉积期和明化镇组沉积中期均演化为致密储层,普遍存在东营组沉积中后期—东营组抬升初期、明化镇组沉积后期—第四纪2期油气充注;东濮凹陷斜坡带以原油裂解气为主,储层在明化镇组沉积中期演化为致密储层,以东营组沉积中后期—东营组抬升初期油气充注为主。根据天然气成因、储层致密化进程及其与油气充注期的关系,将东濮凹陷深层古近系致密砂岩气藏划分为2种成因类型:洼陷带2期致密混合型气藏,斜坡带晚期致密原油裂解型气藏。     

带油环凝析气藏油气界面流体组成的确定

凝析气藏组分数值模拟需要定义某一深度的流体组成及其状态参数,对于带油环凝析气藏来说,油气界面处定义油样还是气样,对油气储量及生产动态影响很大.以印尼某凝析气田取自同一油气水的油样H5(U3)和气样H5(U2)为对象,进行油气闪蒸试验.结果表明,气样闪蒸出的油与油样误差比油样闪蒸出的气与气样误差小,结合实际生产的要求,确定该凝析气藏数值模拟计算时油气界面处定义气样.     

东濮凹陷深层气藏成藏规律

东濮凹陷具有形成深层气的优越基础地质条件：两套优质烃源岩、多种类型的储集砂体和高异常孔隙发育、厚的岩盐和泥岩作为良好盖层.东濮凹陷深层气可分为煤成气、油型气和混合气3种类型,不同类型的深层气具有不同的空间分布规律.通过生烃史、充注史、构造演化史与油气运聚史综合分析,采用油气成藏的动态预测方法,总结出东濮凹陷深层气藏运聚成藏模式.     

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章通过模拟地层上覆压力、地层压力、地层温度和地层原始含水饱和度以及无边、底水定容气藏的弹性气驱降压开采的全模拟试验,对川西蓬莱镇组气藏在废弃压力时的天然气采收率进行了模拟研究,得出如下结论：蓬1和蓬2气藏采收率分别为55％和64％;气藏采收率与渗透率呈正相关关系,水饱和度与孔隙度呈负相关关系;提高气藏在废弃压力时采收率的关键是控制生产压差,避免大量天然气进入尾气生产阶段产出。     

气顶油藏油气相渗曲线反演方法及应用

采油井气窜极大地影响气顶油藏的开发效果.生产实践证明,油气界面附近生产井的气窜程度及生产动态与数值模拟结果有较大差异.气顶油藏中,依据行业标准测得的相渗曲线因气饱和度端点值不准,其应用在数值模拟历史拟合与油田实际动态规律不符,影响了开发指标预测的合理性.应用数值模拟方法研究了油气相渗端点值对气顶油藏开发生产动态及最终采...     

渤海湾盆地东濮凹陷桥口凝析气藏油—气相渗对比研究

渤海湾盆地东濮凹陷桥口气藏是典型的凝析气藏,开采过程中凝析油气在地层中渗流复杂,生产压差、气井产能、采收率等开发指标预测难度较大。针对上述问题,选用桥口气藏岩心,采用稳态法分别测试常规油气相渗、平衡油气相渗以及降压过程凝析油气相渗特征,并对测试结果进行对比分析。凝析油气相渗曲线与常规相渗曲线相比,表现出低界面张力的特征,反映凝析油气比常规油气在地层中更易流动。应用油藏模拟软件,分别采用常规相渗曲线和平衡油气相渗曲线,预测了桥口气藏油气采收率。与岩心衰竭实验对比,平衡油气相渗曲线模拟结果较好地反映了凝析油气在地层中渗流情况以及气藏的采收率。     

辽河断陷气顶气藏的分布特征

辽河断陷数十个气顶气藏的分布,主要受交叉断层的构造高部位控制呈扇形气顶气藏。即交叉断层与倾斜地层或构造等高线与交叉断层相交,构造圈闭、构造高部位是气,中间半圆形油环,油气组合在平面上呈环状的扇形分布。一般含油体积大于含气体积,但有时可见含气面积大于含油面积。它们都可称为气顶油藏,例图(1、2)。辽河断陷的气顶气藏分布特点主要有三点:     

带凝析气顶油藏气顶油环协同开发技术政策研究

让纳若尔油田A南油藏带较大凝析气顶,主要依靠气顶膨胀能量开采油环,针对目前油井气窜,油气资源损失严重等问题,考虑合理开采气顶,并实现油气协同开发,运用油藏数值模拟方法进行了相关的开发技术政策研究。结果表明:气顶最佳的投产时机为2013年,合理的采气速度为4%～5%。将油藏的日注入总量定在约3750 m3/d,屏障注水比例和面积注水比例为8:2时,既保证了气顶气和凝析油的合理开采,还能充分利用气顶能量(屏障注水井的外围气顶气)驱油,同时最大限度提高注入水利用率。     

东濮凹陷文留地区天然气成藏模式

留地区气藏形成的基本条件是气源丰富、中低渗储集层发育、圈闭类型多样,且盖层条件优越。受地质结构特别是生储盖组合的控制,有煤成气藏和油型气藏两类天然气聚集型式。煤成气藏为石炭－二叠系煤系二次生气,通过断层垂向运移而聚集成藏,主要分布于２３盐下Ｅｓ４段圈闭中;油型气藏主要通过下第三系气源岩侧向运移聚集成藏,受构造、岩相变化影响,包括３种类型：Ｅｓ＾３３亚段东滚动背斜带的大型岩性－构造气藏、Ｅｓ＾     

夹层对于CO2气顶大底水薄油藏开发规律的影响研究

为了改善气顶大底水薄油藏的开发效果,针对大气顶薄底水油藏在开发过程中面临气窜、水窜的风险,该文利用岩心和测井资料对夹层进行了定量评价和识别;应用油藏数值模拟技术,研究了夹层对于X油藏气窜、油侵气顶、开发方式及开发效果的影响。结果表明：X油藏气油界面处发育厚度1～2 m的低渗透夹层,平面展布范围广,从东向西方向夹层逐渐减薄。采用“划层系、分区域”的开发策略和先底部采油后边部采油的开发方式进行开发。在夹层下面布井,气顶状态变化不大,气窜现象微弱,无油侵气顶现象发生;在夹层以上布井开发,夹层不能阻止油侵气顶;夹层以上的区域按气顶边底水油藏开发,夹层以下的区域按底水油藏开发,且先开发底部层系具有较好的开发效果。以上成果认识,对于气顶大底水薄油藏的开发具有一定的指导意义。     

带气顶裂缝性碳酸盐岩油藏开发特征及技术政策

哈萨克斯坦让纳若尔油田为带凝析气顶的大型复杂碳酸盐岩油田.Г北油藏是让纳若尔油田的主力油藏,油藏具有孔隙一裂缝双重介质渗流特征,且平面上不同区域的裂缝发育程度具有较大差别.由于油藏早期注水不足,地层压力持续下降,导致自然递减一直处于较高水平.研究不同裂缝发育程度储集层的开发特点以及合理开发技术政策发现,裂缝发育区与不发育区的开发技术政策存在明显的差别:裂缝发育区合理压力保持水平为25～27 MPa.以1.1的注采比恢复压力,可以获得更高采出程度;裂缝不发育区合理压力保持水平为32 MPa,合理注采比1.3.屏障注水与面积注水注水量比例为2:8时,能实现既合理利用气顶能量,又提高面积注水效果的目的.图9参10     

高3块气顶稠油油藏天然气采收率研究

气顶稠油油藏中稠油和天然气的流动性能相差悬殊，在采油过程中不可避免地会发生油井气窜。由于气窜气量难以准确劈分，目前国内该类油藏气采收率大多以类比法确定，其结果误差相对较大。该文通过对高３块油井气窜气量的准确劈分，把气顶稠油油藏中天然气分解为气顶和稠油溶解气两部分研究。并通过总结在开发过程中气顶总压降与累积产气量关系，得出了高３块稠油气顶气藏的开采特征类似弹性定容气驱气藏的结论，进而应用压降法、物质平衡法、产量统计规律法分别对高３块气顶气和稠油溶解气采收率进行了计算。经多种方法验证，结果较为准确。为今后制定开发技术政策提供了依据。     

双六井区凝析气顶油气藏开采特征研究

双六井区是辽河油田最为典型的大气顶(凝析气藏)、窄油环(稀油)、边底水的块状油气藏,文章系统总结了双六井区凝析气顶气藏的开采特征,指出采用衰竭式开采方式和“先采油,后采气”的开发技术政策是适合的,并且取得了显著的开发效果和经济效益。对指导同类气藏的开发具有一定的参考价值。     

卫2断块气顶气藏开发技术政策论证

针对卫２断块气顶油气藏的地层倾角陡、油环条带窄,油气藏开发过程中油井气窜严重、油气资源不能合理利用这些问题,深入细致地开展了构造、储层、天然气储量动用状况及剩余气分布等方面的综合研究;认清了气藏构造破碎气顶储量分布复杂（既有纯气藏,又有气顶油气藏）、气顶采出程度较高但各断块（砂组）间差异大等方面的特点;在此基础上,对卫２断块气顶气藏的下步开发政策进行了论证,提出了在不影响油环开发原则下优先动用纯气     

任11裂缝性底水油藏注气提高采收率研究

对任11裂缝性底水油藏注气提高采收率的可行性进行了研究,评价了注气地质特征和水驱开采特征。同时,借鉴雁翎油田注氮气驱油试验成果,进行了注气驱油机理和流体界面运动规律的研究,提出了注气采油方案,并分析了地下储气库与提高采收率的协调关系。结果表明,任11裂缝性底水油藏的盖层具有良好的密封性,可以形成次生气顶和富集油带,具备注气提高采收率和建立地下储气库的地质条件。同时表明裂缝性潜山油藏注气与建设地下储气库相结合可以提高原油采收率。     

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气顶油气田因气顶及油气界面的存在，同时因气顶和油环的大小、储层物性、几何形态不同和边底水活跃程度不同，致使气顶油气藏在开采过程中具有多种驱油机理，采收率变化较大，这关键是气顶油气藏在开发过程中存在油气界面的移动问题，而调整和控制油气界面是相当困难。文章以唐家河油田东三段油气藏为例，应用动态分析法和数值模拟法，讨论了不同类型气顶油藏中油气水的分布特征以及气顶气投产时机等对油气采收率的影响，提出了高效开发气顶油气藏的具体措施。在精细地质描述的基础上正确选择开发方式，加强动态监测，适时完善注采系统，保持油环和气顶开发相协调。当气顶气储量相对较大时，采取气顶、油区同时开发；而对于气顶体积相对较小并且边、底水能量充足时，采取先依靠天然能量开采油区，然后人工注水，最后开采气顶。