温五区块自喷流压下限时地层压力保持水平研究

利用前苏联克雷诺夫油气垂直管流中的上升理论公式，计算了温五区块不同气油比下不同含水阶段自喷流压下限。分析了地层压力、气油比以及温度对原油粘度的影响，分析了储层中油气水三相渗流时的渗流阻力。研究表明，地层压力应保持在饱和压力以上，防止由于地层压力低于饱和压力造成地层原油粘度急剧增加，和由于油层脱气形成油气水三相渗流导致的油相渗透率降低和渗流阻力的增大。地层压力保持越高，油相流动能力越强，采油指数值越大，采油井生产能力越强。为此确定了温五区块不同油气比下不同含水阶段保持油井自喷所需保持的地层压力水平。     

井底脱气条件下的产能计算方法

原油脱气时,油层中渗流可以分成两个区域:地层压力高于饱和压力的油水二相渗流区及地层压力低于饱和压力的油气水三相渗流区.油井生产时,一般地层压力高于饱和压力,井底流压低于饱和压力,且井底会产生局部脱气现象,该现象对渗流阻力影响较大,因此用单相渗流公式计算的产能存在较大误差.用饱和度插值法改进后的stone模型计算油相的相对渗透率,利用微元法求多相渗流区渗流阻力,建立了在不同含水饱和度下,考虑井底局部脱气现象的产能计算方法.     

低地饱压差下海上窄河道油藏提液技术研究

渤海地区地层压力与饱和压力压差小的窄河道油田已进入中高含水阶段,产量递减快、稳产难度大,提液为有效的增产措施。但窄河道油藏的流体渗流方式受河道边界的影响较大,提液过程中极易脱气,所以合理的提液幅度难以确定。基于考虑河道边界影响的窄河道流体渗流方程,确定了不同含水阶段的比采液指数;根据考虑气相的IPR曲线,确定了不同地层压力下的合理生产压差;结合比采液指数及合理生产压差,确定了该类型油藏在不同地层压力下不同含水阶段的合理提液幅度。应用该方法确定实际油藏提液能力,取得了很好的增油效果,为海上该类型油藏提液提供了理论依据和生产经验。     

利用相渗曲线预测油井流入动态的新方法

近年来，越来越多试井资料证实，注水保持压力开发的油田，当井底流压低于饱和压力后，流入动态曲线向压力轴偏转并出现最大产量点。经研究，提出了一种利用相渗曲线预测油井气液两相流入动态的新方法，考虑了低渗透油藏启动压力梯度和油井井底出现气、液两相流动的影响，从理论上解释了上述实际问题，可用来确定油井最低允许流动压力和启动生产压差，预测不同含水、不同流动压力下采油井的产量。     

挥发性油藏CO2驱动态混相特征

挥发性油藏地层能量充足,原始地层压力高,常规水驱开发难以实施。CO_2驱以其良好的驱油特性在该类油藏中得到了应用,但由于挥发性原油气油比高,溶解气中甲烷含量高,导致CO_2驱混相压力高,使得其驱油效果受到一定的影响。通过室内实验和数值模拟,研究挥发性油藏注CO_2过程中的动态混相特征,并剖析衰竭开发转CO_2驱界限。结果表明:挥发性油藏存在着适度衰竭转CO_2驱"脱气降混"机理,即随着地层压力的降低,原油中甲烷成分部分脱出,有助于CO_2驱最小混相压力的降低。另外,其脱气降混程度与其原油类型和溶解气油比有关,原油越接近于凝析油,气油比越高,混相压力降低程度越大;反之,原油越接近于黑油,气油比越低,混相压力降低程度越小。结合动态混相机理,提出了挥发性油藏衰竭开发转CO_2驱界限,即气油比越高,其转驱界限越低,脱气后CO_2混相驱补充地层能量幅度越小;反之,转驱界限越高,补充地层能量幅度越大。     

宝北Ⅲ_2低渗透油藏合理压力保持水平研究

宝浪油田宝北区块Ⅲ2层系油层孔隙度12.8％,空气渗透率16.8×10-3μm2,地层原油饱和压力19．92MPa,地饱压差仅4．74MPa,气油比250m3／t,原油收缩率38．38％．开发过程中,地层压力保持水平合理与否直接关系到开发的成败．本文通过注来节点分析、油井脱气半径计算,认为：地层压力保持在90％时,在满足注采平衡的条件下,采油井井底流压18MPa,井口油压3．65MPa,注水井井底流压46．66MPa,井口注入压力241.6MPa,注采关系比较协调;油井脱气半径仅1．7m,油井产量不会因此而明显下降．因此,确定Ⅲ2层系合理压力保持水平为原始地层压力的90％。     

考虑油气水三相流的水平井产能计算新方法

渤海C油田明化镇组以强底水油藏为主,地饱压差小,采用水平井高速开发。该类油藏水平井产能预测需同时考虑含水率上升和脱气的影响,前人研究的水平井产能公式大多只考虑单相流或两相流,鲜少有考虑油气水三相流,对此在Joshi水平井产能一般公式的基础上,将油、气、水三相渗流区进行微元处理,结合流体高压物性参数的拟合函数,推导局部脱气的三相流水平井产能计算公式。该公式在渤海C油田得到很好的实际验证,同时,通过计算不同含水阶段生产压差与日产油关系曲线,得到不同含水阶段水平井脱气对产能的影响程度,为低地饱压差底水油藏水平井产能预测和合理工作制度的确定提供依据。     

低渗储层溶解气驱压裂油井流入动态

目前低渗油藏流入动态模型大多是在稳态条件下建立,而实际由于低渗储层孔渗条件差,压力波动传播过程慢,在达到渗流边界之前的很长时间内,油藏流体均以非稳态的形式在地层中流动。基于前人建立的致密油藏压裂井瞬态线性流模型,综合考虑脱气条件下油相的渗流能力以及储层的应力敏感效应,建立了一种新的低渗储层溶解气驱压裂油井的流入动态计算方法。该方法可以确定流入动态关系曲线的拐点,同时通过对不同渗透率以及不同脱气程度条件下的流入动态规律的对比分析,得到了低渗储层应力敏感效应越强、原始溶解气油比越大,产能拐点出现越早的影响规律。研究结果可以帮助确定油井的合理生产压差,对油田实际生产具有一定的指导意义。     

脱气对油井生产的危害及防治措施

高饱和压力油藏生产中,近井地带及井筒的脱气问题是很普遍的一种现象。脱气后会给油井生产带来一系列不利的影响。长庆油田近年来大面积开发的三叠系油藏基本全部属于高饱和压力油藏,特别是开发长6和长8层的油藏,原始地层压力一般在15～20MPa,而饱和压力达6～11MPa。溶解气油比也较高．一般在60～110m^3／t。生产过程中．气体的影响比较严重。最易被人们所看到的危害是泵效低（一般这类井的泵效只有30％左右）、     

挥发性油藏PVT数据矫正新方法对动态预测的影响

针对挥发油多次脱气实验过程中存在大量储罐油损失而导致实验数据不能直接用于油藏工程计算的问题,提出采用等容衰竭实验数据逐级压力矫正多次脱气实验数据的新方法。新方法不同于已有的采用单次脱气实验数据矫正多次脱气实验数据的Terry⁃Rogers方法。两种方法实例矫正对比表明,Terry⁃Rogers方法仅适用于传统黑油,对挥发油会出现不符合物理的矫正结果;新方法考虑排出气中储罐油含量随压力的变化规律,适用于传统黑油和挥发油,且在饱和压力下的矫正结果接近Terry⁃Rogers方法。最终,以物质平衡和油气两相渗流为原理,建立快速预测溶解气驱油藏动态的简易迭代方法,并对不同类型原油的实验数据以及Terry⁃Rogers方法和新方法矫正得到的数据对开发动态的影响进行计算对比。结果表明,典型黑油实验数据可直接用于油藏工程计算;原油的挥发性越强,新方法矫正数据计算原油采收率较实验数据计算原油采出程度更高,实例中强挥发性原油实验数据计算原油采出程度相对于新方法误差高达-13.82%.     

温米油田采液、采油指数变化规律

对温米油田采液、采油指数变化规律及影响因素进行了分析、研究,分析了原油粘度和启动压力梯度对采液、采油指数随含水率变化规律的影响,对不同微相的采液指数随生产压差变化规律进行了研究后指出,随着生产压差的增大,河道砂的采液指数比边缘砂采液指数下降快一些;储集层渗透性越差,由压力下降引起的渗透率就越严重;采液、采油指数的变化受含水率变化影响较大;地层脱气可导致采液、采油指数下降。这对油田进行提液采油有一定的指导意义。     

临盘油田盘二块沙三下出砂规律试验研究

使用盘二块沙三下典型井的岩心，通过岩心流动试验，研究了疏松砂岩油藏油层的出砂规律。结果表明，在油藏开发后期，含水率上升、注入水的矿化度、地层压力、原油脱气等因素对油井出砂均有影响。基于试验结果，给出了该油田在开发过程中进行出砂预测及防治的建议。     

注水压力对低渗透储层渗流特征的影响

低渗透油藏中流体的渗流规律是当前渗流力学重要的研究领域。低渗透油藏储层的主要特征是渗透率低,油水流动的孔道微细,渗流阻力大,固-液界面及液-液界面之间相互作用显著。这些特点造成了低渗透油藏渗流规律的复杂性。通过室内岩心流动实验,研究了注入压力对岩石渗透率和流体渗流规律的影响。结果表明,低渗透储集层存在非线性渗流特征,当注入压力较低时,流体在岩心中流动速度随压力梯度的变化很小,也就是在低压下,注入水很难进入地层;当压力梯度较大时,渗流速度与压力梯度的关系呈近似的直线关系;在上覆压力和压力梯度不变的条件下,注入压力越高,岩石渗透率就越高。由此可见,在考虑储层保护的前提下,对低渗透储层采用高压注水,有利于提高注水效果。     

文留油田高含水期开发特点及技术界限的探讨

分析论证了复杂断块油田高含水期的开发特点，指出了当前开发中亟待解决的几个问题。油田在高含水期主要的开发特点是：水驱油方式发生变化，含水上升速度变缓．水油比增长快，采液指数增加，采油指数下降，产量递减加剧，地下剩余油分布状况进一步复杂．套管腐蚀和井况变坏更加严重等等。文章最后提出了高压、高温深层、低渗复杂断块油田在高含水期开发的几个主要技术界限，包括注水压力、井底流压和地层压力保持界限，最大产液量和注水量界限。     

底水油藏水平井临界生产压差研究

在底水油藏水平井开发底水脊进原理的基础上,采用等值渗流阻力法,结合底水驱动垂向临界速度导出了底水油藏开发的临界生产压差计算模型及临界产能的计算方法。分析了垂向渗透率、油水密度差、水平井位置、油水粘度比以及底水锥进高度等参数对临界生产压差的影响,其结果对水平井开发底水油藏确定合理的生产压差具有指导作用,为底水油藏水平井产能设计提供了参考依据。     

水驱油田合理注采压力系统

合理注采压力系统优化研究是开发水驱油田关键环节之一。以往采用的算法均存在缺陷：①“吸水、产液指数法”未考虑注采不平衡问题、油水密度差异及体积系数;②“吸水、产液指数及注采比法”未考虑油水密度差异及体积系数;③“吸水、产液指数比及注采压差法”不具有理论和实际意义;④“考虑单井及地层压力变化法”未考虑注水井启动压力、采油井启动压力对油田开发效果的影响。为解决上述问题,基于水驱油田注采压力剖面,提出了优化研究水驱油田注采压力系统的新方法。与以往的算法相比,新方法综合考虑了注采不平衡、油水密度差异、体积系数、注水井启动压力、采油井启动压力梯度等方面的影响因素。结果显示,新方法可适用于水驱油田任何油藏类型、任何油层压力分布状况条件下的合理注采压力系统参数计算。运用新方法对胜坨油田胜一区沙河街组二段1-3砂组油藏进行了合理注采压力系统参数计算,得出了该油藏合理油、水井数比为1.42,合理地层压力保持水平为17.29 MPa,此时合理采液量为14 572.41 m³/d,比调整前增加12 452.41 m³/d,合理注水量为15 906.88 m³/d,比调整前增注13 566.88 m³/d,提液增注效果显著。研究结果表明,新方法具有较强的适用性和应用前景。     

利用模糊评判法优选提液井位研究及应用

提液对于稠油油藏高含水期挖潜十分重要,提液井位的优选是做好提液工作的前提,目前提液选井主要是根据无因次采油采液指数曲线确定,评价指标比较单一,且未考虑各个因素之间的相互制约。为此,首先综合分析影响提液开发效果的因素,主要包括平均渗透率、有效厚度、渗透率级差、距边水距离、含水率、日产油量、地饱压差、生产压差和剩余井控储量,然后利用数学模糊评判方法,优选出适合提液的措施井。研究结果表明,动态因素对提液效果的影响较大,而静态因素的影响较小。利用研究成果在J油田优选出提液井2口,措施后单井提液增油效果均较好。     

提液井合理井底流动压力的确定

在油井进行提液生产时,当井底流动压力低到一定界限后,随着它的进一步降低,油井产油量会降低.为此,在考虑提液过程中原油脱气、储层渗透率下降等因素影响的前提下,通过对油相相对流动能力和储层渗透率进行修正,建立了新型的油井流入动态方程.通过对油井流入动态方程进行求导,得到了油井最大产油量点所对应的最低允许流动压力,提液井合理的井底流动压力应当控制在最低允许流动压力与地层压力之间.实例计算结果表明,作图法与求导法得到的最低允许流动压力相对差值小于1%,完全符合工程要求.通过新建油井流入动态方程,对影响井底流动压力的油藏开发参数进行分析后发现,随着渗透率变化系数、地层压力的减小和油井含水率的增加,油井最低允许流动压力减小.     

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同常规的垂直井相对比，采用水平井开采能够大幅度增加油气井与油气藏的接触面积，改变油气藏中井筒附近区域的渗流方式，降低渗流阻力，进而可以利用较低的生产压差来实现更高的油气产量。因此对于稠油油气藏、大倾角多层油气藏、天然裂缝油气藏、薄油层油气藏、具有气顶或者底水的油气藏以及海上油气田的开采，水平井技术越来越受到人们的关注。在水平井开采中,井筒沿程有流体不断地流入，使得水平井筒中的流动成为一种沿流动方向质量流量逐渐增加的变质量流动。由于油气藏中复杂的地质条件以及水平井段的流动特点，还会出现油、气、水的多相流动，这就使得水平井段内的流动变得更加复杂。水平井筒变质量流动规律的研究是水平井产能预测、水平井水平段长度优选以及水平井完井设计优化等的基础。文章从物理模拟实验及数学模拟两个方面对水平井筒变质量流动规律的研究方法及原理分别进行了介绍，并阐述了该研究领域所取得的最新进展。     

博兴洼陷油气成藏特殊现象分析

为了更好地指导油气勘探，研究油气成藏与演化各阶段的油藏特征，分析成藏特征中出现的特殊油藏现象至关重要。从构造位置、沉积微相、储层岩性、孔隙度、渗透率、压力系数、含油饱和度、产液量和产油量等方面对博兴洼陷的成藏特征进行了详细描述。从博兴洼陷成藏中一些特殊现象归纳出2类油藏：一类是原始含油饱和度低且常压的油藏，其在成藏过程充满度低；另一类是有充足的烃类流体以及足够成藏动力的油藏，其充满度可以继续升高，油藏现阶段还具有继续充注成藏的条件，这2类油藏均处于成藏建设期。