页岩油藏油气两相流动模型及其对油藏开发的启示

页岩油藏开采中若井底压力低于饱和压力，储层压力下降会导致溶解气变为游离气，使储层流体流动规律复杂，因此油井产能预测需要考虑早期溶解气驱的影响。国内外相关研究尚未阐明原油依靠游离气泡膨胀流动的本质规律。基于流体自扩散模型，考虑储层压力衰减导致溶解气析出建立自扩散两相流动数学模型，初步表征了储层压力衰减与溶解气驱油的耦合扩散流动过程。通过与已有实验数据对比，论证了模型的合理性。在自扩散主导的致密页岩油藏一次开采流动中，随着溶解气析出变为游离气且原油含气饱和度增大，游离气泡膨胀驱动原油流动的能力不断增强。重点分析了原油泡点压力与溶解气油比对页岩油流动的影响，发现在相同生产条件下更高的原油泡点压力与溶解气油比可显著提高原油中游离气的饱和度，流动中更多原油被膨胀的气泡“挤”出，原油产量更高。最后探讨了研究结论对页岩油藏开采的启示。     

考虑井筒变质量流动的溶解气驱油藏水平井流入动态特性研究

目前,国内外研究学者应用数值模拟方法研究溶解气驱油藏水平井流入动态时未考虑井筒流动的影响,对于高产、小井径水平井会产生较大的计算误差.针对存在的问题,使用Eclipse油藏数值模拟软件中考虑井筒变质量流与油层中渗流耦合的多段井模型,研究了井筒变质量流动对溶解气驱油藏水平井流入动态的影响.模拟结果表明:当油藏压力较高时,不同油藏衰竭程度时水平井无因次IPR曲线基本重合;但当油藏压力较低时,溶解气析出,油相饱和度减少,油相相对渗透率降低,油藏内两相渗流阻力和水平井筒内两相流动阻力增大,水平井无因次IPR曲线上凸趋势迅速增大.     

溶解气驱油藏流入动态关系

对于溶解气驱油藏,由于油藏流体的物理性质和相渗透率随压力而改变,所以油井产量和流压的关系是非线性的。通过对前人成果的归纳、分析和总结,规范统一了流动效率的概念。研究认为,将流动效率定义为在相同压差下非完善井的实际产量与理想完善井的产量之比更为合理,便于数学描述而且物理意义更加明确。所建立的流入动态关系适合于不同条件下的流动效率,具有实际应用价值。     

确定溶解气驱油藏地层压力的简便方法

传统的油藏工程方法中利用物质平衡法估算地层压力，通常在PVT资料已知的条件下进行。对于PVT资料未知的油藏，只能借助于压力恢复等方法来确定地层压力。现在以物质平衡方程为基础，结合确定地展流体物性参数的经验公式，建立一种利用累积产油量、累积产气量及相关地层流体物性参数即可确定溶解气驱油藏地层压力的新模型，同时给出了模型的求解方法及步骤。该模型适用于无边、底水的溶解气驱油藏。经实例验证表明，此方法具有简单、方便的特点。     

溶解气驱油藏水平井IPR的数值模拟

目前,根据数值模拟计算,研究溶解气驱油藏水平井向井流动态关系时,都是沿用Vogel研究方法即制作一定采出程度下水平井IPR曲线,然后无因次化得到无因次IPR曲线。经研究发现溶解气驱油藏动态受生产过程的影响较大,即用不同的流压生产,当达到相同的采出程度时,油藏平均压力并不相等。故前人用数模制作无因次IPR曲线的方法存在较大的局限性,对此提出了用数模研究溶解气驱油藏水平井无因次IPR曲线时,应先制作油藏平均压力为定值时的IPR曲线, 然后再无因次化的新方法。按此方法对一系列溶解气驱油藏模型进行了三维流动模拟计算,总结出了无因次IPR曲线的曲度随油藏平均压力变化的规律,提出了描述溶解气驱油藏水平井无因次IPR曲线的新的统一方程。     

煤层气藏开发降压解吸气运移机理

气液两相流体流动与传质原理表明:浓度差驱动的扩散仅发生在单相流体中;气液易溶两相流体之间通过溶解进行扩散;气液不溶或微溶两相流体通过压差驱动渗流。据此认为基质孔隙解吸气应为压差驱动下的渗流,并不满足Fick定律。研究了降压解吸的气分子溶解、扩散、成核及成泡过程,对气泡和气柱进行了受力分析,建立了基质孔隙解吸形成的游离气进入割理及裂缝的非线性渗流模型。研究表明:煤基质孔隙中少量解吸气溶解扩散,而大部分成核及成泡,并在压差驱动下进入煤层割理及裂缝系统;考虑基质孔隙与割理压差时,基质孔隙压力下降较慢、传播距离较近,并会出现解吸气产出滞后现象;计算动态储量时需采用基质孔隙压力而非割理压力;注CO2提高煤层气采收率为驱替机理而非置换机理;提高煤层气采收率需优化开采压差而非地层压力越低越好。     

多相渗流分类及溶解气驱试井分析研究现状

从多相渗流分类和溶解气驱油藏油气两相渗流两个方面，对试井分析研究现状进行了总结和评述，提出中国油气田大量存在着油气、油水、气水两相、油气水三相的多相渗流及其试井分析普遍应用单项渗流方法的现状值得注意。对溶解气驱油藏指出：产能分析8种方法中以修正、改进的无因次IPR曲线和模拟方法、压力分析3种方法中以两相拟压力与平方压力方法是目前主要应用和研究方向；相渗和两相拟压力函数的计算是关键问题。     

油藏改建地下储气库库容量计算方法

库容量计算是地下储气库(以下简称储气库)建库地质方案设计的核心研究内容之一,油藏建库由于存在气油水三相渗流和复杂的气—油组分交换相行为,其库容形成机理与气藏建库具有显著差别。为此,基于多轮气驱、相平衡实验和数值模拟等研究,剖析了油藏建库库容形成机理及其影响因素,结合建库不同阶段储层流体分布及运移特征,提出了将建库油藏纵向划分为气驱纯油带、气驱水淹带/油水过渡带和纯水带3个不同区带,进行差异化计算库容量的新思路,并建立了以“有效储气孔隙体积”为核心,综合考虑不同流体区带注气微观驱替效率、宏观波及系数、剩余油二次饱和溶解及其性质变化等多相渗流和相行为的油藏建库库容量多因素预测数学模型和计算方法。研究结果表明：(1)油藏水驱后气驱改建储气库,微观气驱效率和宏观波及系数是影响油藏建库库容规模的主控因素;(2)剩余油二次饱和溶解及其体积收缩对库容规模具有一定的影响,原油挥发性越强、建库稳定剩余油越多,剩余油二次饱和溶解和原油性质变化对库容量影响越显著;(3)冀东油田堡古2挥发性油藏建库次生气顶自由气有效库容量为18.61×10⁸ m³,其中气—油组分交...     

稠油一采中泡沫油的特征

本文测试了多孔介质里油、气混合物流动过程中非水的泡沫形成对开采效果的影响，文中将介绍溶解气驱中泡沫油起什么作用的实验室方法，如何通过实验验证溶解气驱时会在地层中会形成非水的泡沫。实验结果表明，地层中非水的泡沫会阻碍连续气相的形成，视游离气饱和度明显增高，是油藏压力保持的原因之一，而且溶解气驱原始储量采出程度高。     

顺北一区断溶体油藏溶解气驱开发特征

为确定顺北一区断溶体油藏是否有溶解气驱，通过油藏数值模拟，表征了断溶体油藏溶解气驱的特点；基于油藏工程，分析了顺北一区断溶体油藏的溶解气驱特征。研究表明，由于顺北断溶体油藏厚度大，在井底附近和油藏顶部同时发生组分重力分异，大量溶解气未被采出，形成次生气顶，发挥了溶解气的弹性能，使得井底流压的下降变缓，同时一定程度上增加了单井的动态储量，这个过程伴随着油相驱动指数的下降。随着溶解气进一步析出，次生气顶侵入井底，从而造成产油量快速递减。因此，在顺北一区断溶体油藏衰竭开发过程中，可在一定程度上利用溶解气驱，但仍需保压开发，不可任由溶解气进一步析出。     

复杂油藏开发中的能量保持研究

对于边底水驱油藏、应力敏感油藏与高油气比油藏等复杂油藏,如果地层能量保持不适当,将会改变储层的渗流特征,显著降低油藏的采收率和开发效益。在深入研究复杂油藏生产特征的基础上,根据渗流理论阐述了边底水驱油藏水侵对储层的伤害、高油气比油藏脱气对渗流的影响、应力敏感油藏在较大应力下对渗流的影响,同时分析了其影响程度与地层能量保持的相互关系。在此基础上,提出了复杂油藏能量优化控制措施:对于边底水驱油藏,可以通过控制采油速度与产量、采用合理的井型及控制地层能量,改善油藏渗流特征,促进油藏的高效开发;对于应力敏感油藏和高油气比油藏,可以通过采用合理的井型、适时注水、采用合理的开采速度、改善油藏的渗流特征,提高采收率。     

Successful simulation of solution gas drive in heavy oils using conventional modeling

Detailed investigations into the production behavior of heavy oil reservoirs under foamy solution gas drive have been conducted extensively in the past. Historically, two approaches have been used to explain and model the solution gas drive in heavy oil reservoirs. The first approach is the base of foamy oil models in which solution gas drive is governed by parameters such as compressibility, viscosity, nonequilibrium phenomena, and the supersaturation. In the second approach, conventional modeling, which we show to be suitable for the history matching and prediction of the production data and macroscopic modeling of a series of depletion experiments (using a live combination of heavy oil and methane gas in a three-dimensional rectangular laboratory model), the foamy oil flow mechanism, dispersed flow of gas and the supersaturation are nonexistent. The conventional modeling uses parameters such as critical gas saturation, very low gas relative permeability, and the assumption of no supersaturation in the reservoir.     

东营凹陷岩性油气藏成藏动力学特征

东营凹陷岩性油气藏主要为砂岩透镜体油气藏和砂岩上翘尖灭油气藏。受地层压力的影响,东营凹陷岩性油气藏表现为不同的成藏动力学特征。在正常压力系统,岩性油气藏油气运移的驱动力主要为浮力,油气沿断裂、不整合面或储集岩向上运移并在岩性圈闭中聚集成藏,运移相态主要为游离相;而在异常高压系统,油气运移的驱动力主要为压实和欠压实作用下产生的地层压力差,这种压力差可以驱动油气由高势区向低势区运移并在岩性圈闭中成藏,运移相态主要为混(溶)相和游离相。     

溶解气驱油藏非完善井流入动态方程

Standing在Vogel方程的基础上建立了溶解气驱油藏非完善井的IPR方程,但这一方程并未得到国内外学者的一致认可。通过分析Standing产能方程,指出Standing定义的流动效率(油井在同一产量下理想井底压差与实际井底压差之比)是建立在油藏单相渗流理论基础之上,并不适用于油气两相渗流。选用相同压降下实际油井产量与理想油井产量之比定义流动效率,建立了新的非完善井产能预测方程,该方程计算结果的正确性得到了油藏数值模拟结果的验证。     

溶解气驱直井流入动态新模型

通过建立流入动态关系体系的合理性边界条件,提出了溶解气驱在井新的流入动态方程,新方程涵盖了Vogel方程和retkovich方程,对溶解气驱油藏具有普遍适用性;流入动态影响因素敏感性分析表明,原油饱和压力是影响流入动态非线性程度的主要因素,同时得到了方程指数与饱和压力的变化关系;通过研究不同污染程度下的产能变化,得到了污染因子对流入动态的校正方程。     

Depletion oil recovery for systems with widely varying initial composition

The principal depletion drive mechanism is the expansion of oil and gas initially in the reservoir—neglecting water influx. The main factors in depletion drive reservoir performance are total cumulative compressibility, determined mostly by initial composition (gas–oil ratio), saturation pressure, PVT properties, and relative permeability. In this paper, we systematically study the effect of initial composition on oil recovery, all other parameters held constant. We also evaluate other aspects of reservoir performance, but the main emphasis is surface oil recovery including condensate.To analyze the effect of initial composition, a series of fluid systems was selected by a recombination of separator samples at varying gas–oil ratios. The systems ranged from low-GOR oils to high-GOR gas condensates, with a continuous transition from gas to oil through a critical mixture.Black oil and compositional material balance calculations, 2D fine-grid, and 3D coarse-grid models have been used to investigate the effect of initial fluid composition on reservoir depletion performance. Systematic variation of relative permeabilities was also used to map the range of fluid systems, which were most sensitive to relative permeability.For reservoir oils, the depletion recovery of surface oil initially increases with increasing initial gas–oil ratio. Oil recovery reaches a maximum for moderate-GOR oil reservoirs, followed by decreasing oil recoveries with increasing initial solution GOR. A minimum oil recovery is reached at a near-critical oil. For gas reservoirs, depletion drive condensate recovery increases monotonically from a near-critical gas towards near 100% condensate recovery for very-high GOR systems.STO recovery from oil reservoirs depends increasingly on gas–oil relative permeabilities as initial solution GOR increases, up to a point. At higher initial solution GORs, oil recovery becomes less dependent on relative permeability and, as the fluid system transitions to a gas at the critical point, relative permeability dependence rapidly diminishes. Condensate recovery from gas condensate systems is more or less independent of gas–oil relative permeabilities, with only slight dependence for near-critical gases.     

塔河油田断溶体油藏气驱井组注气量计算方法

塔河油田断溶体油藏注氮气提高采收率开发效果显著,但尚没有针对塔河油田断溶体油藏合理注气量的确定方法。根据生产数据分析法,通过流量重整压力和物质平衡时间曲线的拟合,得到了塔河油田断溶体油藏气驱井组总动用储量;考虑塔河油田断溶体油藏井网特征,得到了线状井网气驱平面波及系数计算方法;根据地震能量体属性缝洞体三维分布,得到了考虑缝洞体空间展布的断溶体油藏气驱纵向动用程度。利用数值模拟方法对典型断溶体油藏进行模拟,明确了断溶体油藏合理注气量为剩余储量的0.75 PV;在得到断溶体油藏气驱井组总动用储量、注气前累计产油量、平面波及系数、纵向动用程度和合理注气量的基础下,建立了塔河油田断溶体油藏气驱井组合理注气量的计算方法。将该计算方法得到的合理注气量应用于塔河油田断溶体油藏注气现场,见效井产油量增加到未注气前的2.5倍。     

气驱特征曲线在凝析气藏开发中的应用

将干气在高压条件下注入高凝析油含量的凝析气藏,能够减缓地层压力下降速度,有效抑制反凝析,提高凝析油的最终采收率,这是高效开发高含油凝析气藏的最好方法。利用气驱特征曲线方法来研究凝析气藏的开采动态,通过牙哈23凝析气藏的生产动态数据验证了气驱特征曲线规律的可靠性,建立了累计产凝析油量与生产气油比的关系。依据此关系式,在凝析气藏达到废弃条件时,即可用该方法确定其凝析油的可采储量。     

启动压力影响下确定油藏有效动用半径

低渗透稠油储层具有启动压力梯度,油藏储量的有效动用受到更多条件的限制。基于低渗储层基本渗流特征,文中分析了油藏弹性能量开发中的不稳定渗流过程,并采用稳定逐次逼近法求解包含启动压力梯度项的渗流方程;考虑启动压力梯度影响,建立了在低渗透油藏衰竭开发过程中满足油井开井日产油量要求的有效动用半径的求解方法;结合油田实际情况,分析了低渗透储层中压力和压力梯度分布规律,以及油藏储量极限动用、有效动用半径的变化规律。研究表明,对于此类油藏,要综合考虑技术和经济条件确定油藏储量有效动用的界限,才能合理部署油藏开发井网。     

Visual Experimental Study of the Factors Affecting the Stability of Foamy Oil Flow

Abstract

Some of the heavy oil reservoirs in Canada, Venezuela, and China under solution gas drive illustrate important features: low gas–oil ratio, high production rates, and very high ultimate oil recovery. It is generally believed that the foamy oil flow is one of the important mechanisms contributing to these unusual performances. A series of two-dimensional etched glass micromodel experiments was carried out to gain an insight into the processes involved in foamy oil flow. In these experiments, the bubble nucleation, migration, coalescence, breakup, and ultimate generation of a continuous gas phase can be observed continuously. On the basis of the experimental analysis, there are two bubble-point pressures in the foamy oil: One is the true bubble-point pressure, and the other is the pseudo-bubble-point pressure. The greater the difference between these two bubble-point pressures, the more stable the foamy oil flow is and the greater the contribution to oil recovery from the foamy oil drive mechanism is. The visualization experimental results show that there are many factors affecting the stability of the foamy oil, including pressure depletion rate, crude oil viscosity, temperature, dissolved gas–oil ratio, etc.