新型溶解气驱油藏水平井IPR曲线研究

对于溶解气驱油藏，由于地下流体为油气两相流动，油藏流体和相渗透率将明显地随压力而改变，因而溶解气驱油藏油井产量与流动压力的关系是非线性的。研究中，用油藏数值模拟方法，结合非线性渗流理论，建立了溶解气驱油藏水平井的产能计算模型。经过效验，计算结果可以达到较高的精度。     

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。     

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.     

溶解气驱油藏水平井生产数据分析技术研究

常规的生产数据分析技术主要针对定容封闭油藏,在进行溶解气驱油藏递减分析时适用性变差,为提高解释精度,根据溶解气驱油藏水平井的渗流特点,建立渗流模型,利用点源法,对水平井的压力分布叠加以及处理,引入拟时间,结合物质平衡校正,通过数值反演及计算机编程得到现代产能递减Blasingame理论图版。利用图版和曲线特征,基于现代产能分析方法理论进行实例分析,可以直观地进行溶解气驱油藏生产数据分析,满足工程实际要求,对于指导油田的开发开采具有重要意义。     

稠油溶解气驱渗流特征物理模拟和数值模拟

为了改善稠油冷采开发效果,通过物理模拟实验和数值模拟方法研究了稠油溶解气驱渗流特征。首先测定了稠油和气体在不同压力下的界面张力,然后通过微观可视化实验和填砂管驱油实验研究了溶解气驱不同阶段渗流特征,最后对室内实验结果进行了数值模拟。研究结果表明：溶解气驱过程中气体逐渐由分散相聚并形成连续相;泡沫油会增大流体的弹性能量,有利于维持溶解气驱地层压力和增大生产压差,从而改善稠油溶解气驱开发效果。在室内实验的基础上,通过3种气体组分（溶解气、分散气和连续气）的转化来描述稠油溶解气驱渗流过程,数值模拟值和物理实验值拟合效果较好。     

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。     

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...     

油田伴生气采收率分析

应用物质平衡方程推导了伴生气在弹性驱阶段和溶解气驱阶段的采收率公式,研究了这2个阶段原油与伴生气采收率的差异性。结果表明,在油藏压力和井底流压高于饱和压力的情况下,伴生气采收率与原油采收率保持一致;在溶解气驱阶段,伴生气采收率和原油采收率的差值受废弃压力的影响很大,随着废弃压力的降低,差值会越来越大,而且高饱和压力油藏的油、气采收率差值小于低饱和压力油藏。     

特低渗透油藏驱替及开采特征的影响因素

应用非达西渗流理论和非线性弹性渗流理论，分析了影响特低渗透油藏驱替及开采特征的主要因素。研究结果表明，启动压力梯度和毛细管压力是影响特低渗透油藏驱替特征的主要因素；而影响特低渗透油藏开采特征的主要因素是储层的弹塑性，即储层的压力敏感性。在特低渗透油藏的开发中应适当缩小注采井距提高驱替压力梯度，采取整体压裂措施减小启动压力梯度，通过气驱或活性水驱油减小毛细管压力，及时补充地层能量以减少压力敏感性对储层的伤害。     

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。     

Evaluation of the coking resistance of catalysts of steam conversion of hydrocarbons

Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 10, pp. 9–10, October, 1991.