缝洞型碳酸盐岩油藏水驱油机理物理模拟研究

为了更好地认识缝洞型碳酸盐岩油藏的特殊渗流机理,根据某油田缝洞型碳酸盐岩的实际情况设计制作了全直径缝洞型岩芯模型,实验岩样来源于油田的实际岩芯,采用油田实际油样和相似地层水进行了模型水平、倾斜30°、倾斜60°三种不同角度的水驱油机理物理模拟实验,分析实验结果,认为缝洞型碳酸盐岩采收率、含水率、无水采收期等与缝洞倾斜情况和缝洞结构有密切关系.并将实验数据应用于Cruz Hernandez J等人基于对流-扩散渗流理论建立的缝洞型油水两相流动系统数学模型的拟合中,讨论了数学模型中的空间系数、扩散系数和流动速度对模型拟合的影响情况,并提出了模型的改进应考虑重力作用、流体流速、孔洞配位数等影响因素.     

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏不同开发方式全直径物理模拟研究

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏储层结构、流体性质复杂,造成其流动机理及凝析油反蒸发机理不同于砂岩凝析气藏,需要进行开发机理研究来为缝洞型碳酸盐岩凝析气藏提高采收率提供理论基础。本文取得塔中Ⅰ号碳酸盐岩凝析气田露头岩心造缝造洞,采用现场取得的油气样进行配制,使用高温高压全直径岩心设备进行了垂直衰竭、水平衰竭、注干气保持压力、注水保持压力、注干气吞吐、注水替凝析油的全直径岩心物理实验研究。实验根据缝洞型储层不同结构特征分类对比了各种开发方式对凝析油采收率的影响,对缝洞型储层高含凝析油型凝析气藏的合理开发具有很好的指导意义。     

缝洞型碳酸盐岩孤立溶洞注水替油实验研究

缝洞型碳酸盐岩油藏储层具有多重介质特征,储集体在空间分布上具有不连续性,油水关系复杂,流体渗流机理与砂岩油藏有本质的区别,造成油田开采难度大.注水替油是在油藏依靠自身能量无法达到自喷,并且在机抽都无法举升原油至地面的情况下,通过井口注入地层水,使得油藏能量提升,重新具有自喷能量的一种技术.针对缝洞型碳酸盐岩油气藏的注水替油开发技术还处于探索阶段,尚无普遍适用的成熟技术可以直接应用.从大量的开发实践看,对油田的动态预测和分析,应当在将油藏进一步细分为缝洞单元的基础上进行.为了研究缝洞型油藏流体流动机理及注水替油开采机理,找到一个适合缝洞型油藏合理开发的方法,针对孤立溶洞实际特征,建立物理模型,实验研究其生产动态特征,结合现场注水替油生产,从无因次产量、无因次井底流压、含水率变化曲线得出注采动态变化规律.     

基于有限元数值试井分析的单元离散缝洞型油藏模型研究

为了深入了解碳酸盐岩油藏的渗流规律及储层参数,运用有限元数值试井分析方法研究缝洞型碳酸盐岩油藏数学模型。通过模型解释离散缝洞型碳酸盐岩油藏数值试井模型模拟井的压力变化过程,认识缝洞型碳酸盐岩油藏的流动规律。     

缝洞型油藏水驱曲线研究综述

缝洞型油藏的储层结构复杂,存在大尺度的缝洞体,渗流多为管流,因此,相关缝洞型油藏的水驱曲线的研究并不成熟。随着国内外缝洞型油田的不断开发,缝洞型油藏的水驱曲线得到了进一步的研究和应用。通过对缝洞型油藏水驱曲线相关文献进行研究,对水驱曲线的类型及其在缝洞型油藏中的应用进行了归纳。     

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏水动力学模拟新方法

塔河碳酸盐岩缝洞型油藏,其储集空间以溶洞为主,裂缝作为主要的沟通通道,具有网络状油藏的特征.基于管流理论,建立了一种新的水动力学等效模型,通过分析缝洞之间相互关系及油水在缝洞系统中的分布对流动规律的影响,研究流体在裂缝、溶洞介质中的流动特征,揭示储集体内流体的流动规律.根据地质研究成果,构造典型生产井的水动力学等效模型,利用本模拟方法对网络状油藏开采机理进行了分析,验证了本模拟方法的有效性和合理性.     

塔河缝洞型油藏注水替油开发效果评价

塔河油田奥陶系油藏为碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏,通过多年的控水稳油,采收率仍然只达到12％,通过理论研究和现场试验,以Ⅲ类缝洞单元为油藏单元的注水替油取得突破兴进展,预计可提高Ⅲ类缝洞单元采收率达2％,同时注水开发技术为塔河碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏提高采收率提供坚实的技术保障。     

缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型

对于缝洞型碳酸盐岩油藏，衰竭式开发是最合理的开采方式。对于衰竭式开采，在制定开发方案时，确定合理采油速度尤为重要。研究中根据其他相同类型油田的成功开采实例，选取尽可能多的影响因素，采用多元逐步回归分析方法。得到了一个缝洞型碳酸盐岩油藏开发早期合理采油速度模型。此模型包含了流体性质和地层参数，与关于固有地质情况对采油速度影响的物理概念并不矛盾，并且适应面广，可对衰竭式开发早期缝洞型碳酸盐岩油藏的合理采油速度做出初步结论。用数值模拟方法证明，这个模型可用于现场实际。     

潜山缝洞型碳酸盐岩储层油水流动规律研究——以塔里木油田英买32-7区块为例

以塔里木油田英买32-7区块潜山缝洞型碳酸盐岩底水油藏储层为研究储层,充分认识储层储渗介质尺度及分布特征,对目标工区油藏的单井含水动态进行归类,分析典型井的油水流动规律与储层地质特征之间的关系。总结缝洞型碳酸盐岩储层油水流动规律的主控因素,并利用实际油井的动静态资料进行论证。     

塔河油田T705缝洞单元注水开发效果分析

塔河油田是我国西部古生界碳酸盐岩最大的整装油田,储层发育受多期构造裂缝、古地貌、古水系共同作用,储层缝洞高度发育,而且以多缝洞系统的形式彼此孤立存在。缝洞体纵横向发育不规则、不成层,井间连通性差。分析了T705缝洞单元储集体发育特点、油藏能量状况和水体特征,研究了该缝洞单元注水开发过程中油水产出的相互关系,认为象T705这种多井缝洞单元开发过程中注水可以恢复地层能量,减缓油藏因供液能力下降而造成自然递减;抬升油水界面,起到纵向驱油作用。油井见水基本符合低部位先见水高部位后见水的特征,注水效果好。     

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油气藏注水替油开发研究

塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强、油水分布规律差。部分高产井易水淹或产量大幅度递减。在生产实践中,发现部分单井在压井后,压力明显上升、可以恢复部分产量。分析奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏储层特征,研究注水开发的地质影响因素,并通过对注水替油的机理研究,结合现场单井注水替油和多井缝洞单元注水替油的实践,来分析选井、选层及注采参数的影响,评价注水替油开发效果,优化注水方案设计,是为了使注水开发在塔河碳酸盐岩油藏的推广应用,以便提高油田采收率。     

水平井底水锥井临界产量计算

QHD32－6油田A26水平井油层下有一底水,为了确定合理的投产产量,需要确定底水锥进的临界产量值。针对QHD32－6油田A26水平井的具体参数,分析了底水油藏水平井水锥的形成机理,分析了计算底水锥进临界产量的几种数学模型,根据油层实际情况选定了两种模型并通过计算对垂向渗透率,油水密度差,水平井位置等参数对临界产量的影响了分析,对指导A26井的投产设计具有重要的意义。     

碳酸盐岩油藏注水开发方式研究

碳酸盐岩储层储集空间以洞穴、溶蚀孔洞、裂缝为主,后期生产大都表现为天然能量不足,通常采用注水替油方式来有效地补充能量、提高油气采收率。利用ECLIPSE数值模拟软件建立单元注水、一注一采机理模型,优化注水替油、保压开采、单元注水等3种不同开发方式的注入参数,为矿场注水开发和提高采收率提供依据。     

胜坨油田回注水系统金属腐蚀机理研究

为降低回注水腐蚀率、提升注水水质,以回注水系统中的金属试片为主要研究对象,研究了试片上附着物的组成,并结合回注水中可腐蚀因素讨论了金属腐蚀机理。结果表明,试片上的附着物中,水的质量分数为50%左右,原油的质量分数为11%~33%,无机固体的质量分数为11%~38%,盐酸可溶的无机固体的质量分数为7%~25%,主要为腐蚀产物铁(氢)氧化物与碳酸亚铁、结垢产物碳酸钙镁垢,这主要是由O₂与CO₂引起的电化学腐蚀造成的,且垢下腐蚀明显。污水中原油可以间接加速腐蚀:原油附着于金属表面将污水圈闭,形成静态腐蚀环境,有利于腐蚀结垢晶体形成。静态试片腐蚀产物中存在FexSy晶体,而在流动状态下,Fe²⁺与S^2-反应形成的硫铁化合物以无定形存在,且污水中与试片上并未含有大量硫酸盐还原菌SRB,因此SRB不是腐蚀的主要因素。     

单井缝洞单元注水替油开发中的油水关系分析

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏以缝洞单元为开发单位,缝洞单元具有地下储集空间相对较小和流动性能较好的特征。单井缝洞单元注水替油开发可以划分为基本不产水和高含水2个阶段。单井缝洞单元油水产出能量主要依靠原油自身弹性膨胀,油井注水可以等效于常规油藏开发中的边部注水增加油藏能量,注入水进入缝洞单元底部抬升了缝洞单元的油水界面。井孔储层深度与缝洞单元油水界面之间的储集空间(剩余存水空间)体积大小决定了注水替油的开发效果好坏,单井注水替油可以开发井孔储层深度下方的油体,建议井孔储层深度上方的油体通过注气或侧钻等措施来开采。     

二三结合模式下水驱与化学驱配产配注优化

在陆上油田普遍进入高含水阶段的背景下,主力油层由一类油层逐渐过渡到二、三类油层势在必行。如何在现有技术的基础上,对二三结合模式下的水驱与化学驱合理配产配注成为二三结合优化技术的重点。结合北一区断东的实际物性参数,分别针对二三结合模式下的水驱与化学驱进行正交方案设计,并对单井日配产配注量进行数值模拟和多元回归分析,确定了二、三类油层单井各层段的合理注水量公式;采用井组注采平衡和地层系数劈分的配产方法,计算出单井各层段产液量。模拟结果表明,水驱经过配产配注后采收率较实际方案高出2.52%;化学驱配产配注结果与沿用现阶段水驱注采参数进行化学驱开发的效果相比,采收率高出3.54%。     

含油气盆地碎屑岩储层碳酸盐胶结物研究进展

碳酸盐胶结物是寻找低孔低渗背景下或深部砂岩储层油气勘探“甜点”的关键因素之一,总结国内外学者的研究成果,对指导有利区带勘探和剩余油挖潜具有重要意义。首先,对中国含油气盆地碳酸盐胶结物类型及分布特征进行了系统总结,认为其分布具有盆地类型多样、时代跨度大、沉积相类型以丰富的三角洲相为主等特征;其类型以方解石和白云石两大类为主,根据铁离子质量分数可进一步细分为无铁、含铁和铁质碳酸盐胶结物三种类型。然后,对碳酸盐胶结物的形成期次、物质来源、离子运移及沉淀的影响因素进行了分析与总结,认为成岩过程中流体的来源、流动方式对碳酸盐胶结物的类型、成因机制及分布具有重要的控制作用。最后,总结了碳酸盐胶结物对储层质量影响的几种观点,并提出了目前碳酸盐胶结物对储层质量影响评价过程中的一些建议和有待进一步研究的难点问题。     

油母页岩干馏生产过程中的油泥处理

研究了在油母页岩干馏生产各个过程中的油泥的来源及其特点,利用废甲苯进行萃取、热碱水进行 洗脱,处理回收页岩油。页岩油的回收率与碳酸钠的质量浓度、废甲苯的质量以及处理温度有关。把处理后的油泥 渣与页岩粉尘、固硫剂等进行搅拌混合后压碇成型,经干燥后,进行低温干馏生产,从而实现油泥的资源化、无害化 处理。     

轮南油田水淹层的测井识别与评价

轮南油田目前已进入中高含水采油期,为了配合油田的高效开发及挖潜工作,对轮南油田水淹层的测井响应进行了分析,找出了水淹层在电阻率、自然电位及核物理性质等方面的变化特征。在此基础上,充分利用岩心分析及生产动态资料,建立了评价轮南油田水淹层剩余油饱和度的计算模型,并利用该模型计算的剩余油饱和度结合含水率,对该油田水淹级别与标准进行了合理的划分,通过实际资料的分析与处理,计算结果与实际生产数据较为吻合,证明了该方法的有效性与实用性。