变流量不稳定试井技术在超深水平井中的应用

不稳定试井是了解油藏信息、获取地层参数的重要监测技术。目前油田通常采用的压力恢复、压力降落不稳定试井方法要求有一定关井期,对生产影响较大,在高产油井、高注水井中尤为突出,因此探索对生产影响小又能获得油藏信息的新型不稳定试井技术是非常必要的。通过塔里木哈得油田未饱和砂岩油藏超深水平井“变流量不稳定试井”探索实例,证实该技术理论成熟、应用条件明确、实施效果良好,是对水平井试井分析技术的丰富与发展,能有效兼顾生产,为开发调整提供有力技术支持,对油田高产稳产具有积极作用。     

N2、CO2和天然气在岩心孔隙内表面的吸附量的测定

利用高精度孔隙度测定仪和气相色谱分析仪 ,采用恒体积法 ,测定了室温 ( 2 83～ 2 92 K)、低压 ( 0 .1 67～ 0 .3MPa)下N2 、CO2 和天然气在 8个不同的岩心孔隙内表面的吸附量 ,对于天然气 ,还测定了吸附前后自由气体的摩尔组成 ,被吸附气体 (吸附相 )的摩尔组成和天然气各组分的相对吸附量。实验结果表明 :用 N2 测得的吸附气量在原始气中所占的比例为0 .4 %～ 4 %不等 ,CO2 的为 1 %～ 5%不等 ,天然气的为 3%～ 6%不等 ;吸附前后自由天然气的摩尔组成有显著的差异 ,表明岩心对天然气有明显的吸附 ;天然气各组分间存在竞争吸附 ,重质组分的相对吸附量大于轻质组分。     

开鲁盆地茫汉断陷烃源岩评价

利用工区参数井(哲参2井)样品分析化验资料,对茫汉断陷烃源岩的地球化学特征进行了定量研究.对其生烃能力进行了综合评价,并应用地震反演技术对茫汉断陷烃源岩空间分布进行了预测.研究表明,茫汉断陷烃源岩为半深湖、深湖相泥岩,有机质丰度指标高,干酪根类型以Ⅱ型为主,烃源岩有机质已成熟并进入生油门限,具有较强的生烃能力.地震反演揭示烃源岩在茫汉断陷分布范围广,凹陷中心厚度可达300m以上,具有一定的规模,因此茫汉断陷具有较好的勘探前景,毗邻生油中心的有效圈闭是茫汉断陷最有利的目标勘探区.     

超深超薄油藏的高效开发

塔里木油田坚持勘探开发一体化的新思路，在进行老油田滚动扩边保持产量稳定的同时，对新区从评价阶段早期介入，进行滚动勘探开发，在产能建发的同时不断扩大勘探成果，同时运用水平井技术高效开发超深超薄油藏，大大加快了储量转换和产能建设的节奏，实现了持续增储上产。     

凝析气藏注气提高采收率数值模拟研究

以牙哈（YH）凝析气藏E+K区块M井组为例,建立典型井组数值模拟模型,对注气提高采收率主控因素及其机理进行了研究。在注采部位、注入介质、注气量、注采比、注气时机及压力恢复程度不同的条件下,模拟生产效果并对井组注气方案进行了优化。结果表明,采用“上注?下采”、循环注气、注气量（30.50～36.60）×10⁴ m³/d（年注气量为原始地质储量的2.50%～3.00%）、维持较高地层压力（衰竭至不低于露点压力）等条件时,凝析油开发效果较好。研究结果可为YH凝析气田注气开发中后期提高采收率技术政策制定提供依据,为凝析气田中后期开发调整提供指导。     

N2、CO2和天然气在岩心孔隙内表面的吸附量的测定

利用高精度孔隙度测定仪和气相色谱分析仪,采用恒体积法,测定了室温(283~292K)、低压(0.167~0.3MPa)下N₂、CO₂和天然气在8个不同的岩心孔隙内表面的吸附量,对于天然气,还测定了吸附前后自由气体的摩尔组成,被吸附气体(吸附相)的摩尔组成和天然气各组分的相对吸附量。实验结果表明:用N₂测得的吸附气量在原始气中所占的比例为0.4%~4%不等, CO₂的为1%~5%不等,天然气的为3%~6%不等;吸附前后自由天然气的摩尔组成有显著的差异,表明岩心对天然气有明显的吸附;天然气各组分间存在竞争吸附,重质组分的相对吸附量大于轻质组分。     

凝析气藏压力衰竭过程中凝析油微观赋存形态

为了研究凝析气藏开发过程中凝析油的形成机理和微观赋存状态,开展碎屑岩储层多孔介质和碳酸盐岩储层缝洞介质凝析气藏压力衰竭实验,对不同压力衰竭阶段的储层岩心进行微米CT扫描,并对CT扫描图像中的油/气/岩石骨架进行识别和分割,得到油、气在孔隙和缝洞中的三维空间分布状态,通过图像处理和计算结果分析,对凝析气藏不同储层不同开发阶段凝析油赋存形态和位置进行表征。研究表明:在碎屑岩储层多孔介质内,衰竭过程中形成的凝析油主要以单孔状态和油膜状态赋存(占比超过90%),多孔状油占比很少,没有网络状油,整体来说,油相高度分散在孔隙和喉道中;而在碳酸盐岩储层缝洞介质内,压力衰竭过程中形成的凝析油主要以网络状和多孔状赋存(占比超过85%),油相分布相对集中,网络状和多孔状凝析油通过油膜连接,压力衰竭过程主要是油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程;在压力衰竭过程中,随着凝析油增多,油相会向岩石壁面靠近,当凝析油开始产出,油相会远离岩石壁面,随着油相的产出,油相减少,凝析油在表面张力的作用下向岩石壁面靠近。本研究为凝析气藏开发方案制定和提高凝析气藏采收率提供了理论支撑。     

双台阶水平井水动力场特征试验研究

针对双台阶水平井水动力场特征研究中存在的问题,利用物理模拟试验,研究了不同抽水流量条件下双台阶水平井中水头分布特征。结果表明,不同抽水流量情况下,双台阶水平井管内流态呈现层流、紊流等不同流态;对双台阶水平井的上段,在层流条件下其水头分布近似符合"等水头井壁"与"等流量线汇"模型,在紊流条件下其水头分布则不再符合,而对于双台阶水平井的下段,其水头分布基本上均可刻画为"等水头井壁"和"等强度线汇"模型。     

动态监测技术在H油田开发中的应用

塔里木H油田整体采用水平井开发,全部采用机采完井,受井况限制,动态监测风险和难度很大。攻关形成了一套具有塔里木油田特色的产层参数测井解释方法,实现了超深、高温、高矿化度多变条件下的各项产层参数的准确获取,包括过套管地层测试、过套管油藏饱和度监测、脉冲中子全谱剩余油测井及爬行器+能谱水流测超深水平井产液剖面监测等成果,加深了对剩余油分布规律的认识,为油藏开发调整、增油措施、改善开发效果和提高采收率提供有力的支持。     

哈得油田薄砂层油藏双台阶水平井注水开采数值模拟及剩余油分布规律研究

哈得油田薄砂层油藏产层为泥盆系(关于该区地层有两种认识:石炭系和泥盆系,本文采用泥盆系这一认识).Ⅰ、Ⅱ油组的上下两个厚度1～2m左右的薄砂层油层,深度在4500m,是典型的深薄油藏,适合于采用水平井注采井网进行开发.然而,自投产以来,两套薄砂层油藏双台阶水平井注水开采存在的两套油层的流体渗流规律认识不清晰,为此,本文...