隔夹层对巨厚砂岩油藏注气开发的影响——以塔里木盆地东河1油田石炭系油藏为例

塔里木盆地东河1油田石炭系油藏为巨厚砂岩储层,层内发育的隔夹层对注气开采有重要影响,其对注气的封隔能力决定了注气提高采收率是采用分层动用还是整体动用的开发策略。通过隔夹层岩心物性测试和气体突破压力测试实验,再结合数值模拟计算,研究了注气时隔夹层的封隔能力。实验结果表明:隔夹层渗透率以小于0.01 mD为主,其渗流能力低;干岩心突破压力较低,但一旦被水或油饱和,突破压力大幅度增大,其封隔能力也大幅度增强,岩心的封隔能力则主要受渗透率和隔夹层内流体饱和度的影响。数值计算表明:对渗透率为0.008 mD、厚度为0.2 m的隔夹层,当隔夹层连续时,注气过程中通过隔夹层窜流到临近小层的气窜量不到总注气量的5%,这说明连续隔夹层对注气具有很强的封隔能力;当隔夹层不连续时,隔夹层的展布范围则对其封隔能力有着重要的影响。     

高压气体微管流动机理

为了研究微管实验真实的流动情况,将3种管径(10μm、5μm和2μm)的熔融石英微圆管分别以串联、并联的方式,接入自主研发的高压微管夹持器,研究了气体在微管流动过程中的压力分布规律和流量变化特征。实验结果表明:5根相同管径(10μm)微管串联时,入口压力越高,气体压缩效应越显著,压力分布更趋于呈非线性,同时微管末端动能损失和节流效应越明显,这进一步解释了高压条件下气体微管流动偏离经典Hagen-Poiseuille理论的原因,为高压条件下新型气体流量方程的建立提供了理论依据;3根不同管径的微管并联时,管径大的微管是气体主要流动通道,管径小的微管气体几乎不流动,但提高注入压力可使中等管径的导流能力适度增加,同时结合不等径毛管束模型与气体流量方程,可以解释和验证低渗透多孔介质渗流特性机理。     

层间非均质油藏物理模拟结果在流动单元划分中的应用

研究了单层均质在实验室条件下采出程度、不同渗透率级差两层非均质和三层非均质储层在合注条件下,各个小层的采出程度与渗透率级差的关系。研究结果表明对层间非均质储层,合注条件下高渗透层的采出程度基本不受其他层位的干扰,中低渗透层的采出程度取决于该层位渗透率和高渗透层之间的渗透率差异。高渗层渗透率与中低渗透层位渗透率比值3是采出程度与渗透率比值关系曲线的拐点,渗透率比值小于3,中低渗透层采出程度大幅度增加。该研究结果对于碎屑岩储层流动单元划分具有重要意义,给出了流动单元划分时渗透率的界限。     

井口伴生气的回收利用

正油井在开采过程中,套管环形空间伴随着原油的采出产生含甲烷、乙烷、丙烷等成分的伴生气。这些可燃气体因为产量小,不便于储存使用,往往不被采集而放散排放。我们在充分论证试验的基础上,对井场套管气加装简单设备进行收集,为采油区队     

致密砂岩气藏阈压梯度对采收率的影响

致密砂岩气藏具有低孔、低渗、高含水等储层特征,致密储层中孔隙水的存在使得气体在渗流过程中产生了存在阈压梯度的非达西渗流,从而减小了单井控制储量降低了气藏采收率。通过对苏里格气田岩样采用气泡法与压差流量法相结合的实验方法,得出致密砂岩气藏具有储层渗透率越低、含水饱和度越高,阈压梯度越大,非达西渗流特征越显著的渗流规律,并根据实验结果建立了阈压梯度与渗透率、含水饱和度的关系式。所得关系式结合稳态产能方程计算表明阈压梯度与气藏采收率呈正线性相关关系,且储层渗透率是致密砂岩气藏采收率的最主要影响因素,当储层渗透率低于0.02×10^-3μm²、阈压梯度大于0.1MPa/m时,会造成储层中的绝大多数流体无法被动用;含水饱和度也是致密砂岩气藏采收率的影响因素,当含水饱和度高于临界含水饱和度值时,采收率会随着含水饱和度的升高急剧下降,所得实验结果与数学模型能够正确地反映致密砂岩气藏的渗流机理和开发动态。     

采油井口橇装式加温装置的应用

传统的采油井口储罐加温方法主要有水套炉加热法、明火直接加热法。水套炉加热法能效低、故障率高;明火直接加热法安全系数较低、易发生事故。系统地介绍了一种既安全环保、又节能降耗的导热油炉加温方法,导热油加温方法的突出特点是热效率高、操作简单、维护方便、安全节能,已经在延长油田数十口油井进行了成功应用。     

四川盆地龙王庙组气藏白云岩储层孔洞缝分布特征

四川盆地下寒武统龙王庙组气藏的储层岩性为白云岩,主要储集空间为溶蚀孔洞,微裂缝发育,非均质性极强,气藏的开发风险大,对其孔洞缝分布特征的研究是气藏开发方案编制的基础。为此,以MX13井岩心样品为研究对象,系统地测试了白云岩储层孔隙度、渗透率和密度,并进行了相关性分析。运用CT扫描与核磁共振技术研究了储层孔、洞、缝的分布特征与规律,进而综合分析了龙王庙组白云岩储层特征及其对储量评价和开发动态的影响。结果表明:龙王庙组白云岩储层克氏渗透率介于0.001~2mD,平均为0.32mD;孔隙度介于2%~10%,平均为4.62%,超过60%的储层孔隙度小于6%,其对应的渗透率一般也小于0.1mD,具有基岩孔渗低、非均质性强、孔洞缝发育的特征;中孔以上的储集空间达到了90%,储层既有较大的储集空间,又有一定的渗流能力。     

水驱气藏的水驱特征曲线与应用效果分析

水驱气藏气井见水后,产气产水规律复杂,使得水驱气藏开发难度显著增大。就目前水驱气藏而言,缺乏相应成熟有效的动态分析方法。从气、水两相渗流规律和物质平衡方程出发,推导出了水驱气藏的水驱特征曲线,即累计产气量与气水比呈对数关系,在半对数坐标上呈线性关系,矿场可以根据直线的斜率反算见水后气井的动态控制储量,通过某气田气井开发动态检验,该研究成果可以有效预测气井的开发动态和开发过程中动态控制储量的变化,对于水驱气藏开发具有一定指导意义。     

平面非均质边水驱油藏来水方向诊断和调整

冀东油田12#油层是高1045区块的主力小层,属于河流相沉积,平面非均质性强,边水能量活跃,是该小层的驱动动力.对该层位渗透率等值图进行了分析,抽象出一个实验物理模型.该模型在形状和渗透率分布上基本与地质模型相似,并以充分接触的水线模拟边水,符合地质原型边水驱油实际情况.在两种井网模式下模拟了边水侵入后前缘突进规律.结果表明,渗透率是控制边水侵入的主要因素,边水侵入后沿主河道推进速度最快.井网部署方式与储层非均质性有一定的适应性,合理的井位能抑制边水突进.示踪剂监测解释结果表明,在主河道西部,边水自西北向东侵入;主河道东部边水自东北向西南入侵,与主河道砂体展布方向一致.实验模拟结果与示踪剂监测结果吻合.根据研究结果在现场实施边水调剖措施,取得了很好的效果.     

CO2驱油技术在大庆油田的应用

本文对ＣＯ２驱油机理、注采工艺技术等进行了论述，并对ＣＯ２驱在大庆油田的应用效果进行了评价。