低渗透油藏蓄能增渗压力规律数值模拟

针对延长油田注水开发中存在的高压注不进、难见效、含水上升快等问题,创新性地提出了蓄能增渗注水技术。运用油藏数值模拟方法研究了蓄能增渗注入和焖井期间裂缝、基质压力演变及井底压力传播规律,同时分析了注入量对蓄能增渗效果的影响。研究发现,在注入阶段中,随着水的快速注入,裂缝内压力升高,注入水由主裂缝向裂缝尖端传递,压力升高区域主要分布在裂缝周围,基质压力变化不大。在焖井阶段中,随焖井时间延长,裂缝及近裂缝带基质压力表现为先迅速下降,超过一定焖井时间后趋于稳定;距离裂缝大于30 m的基质压力随焖井时间延长出现先上升后下降的趋势。井底压力同样表现为焖井初期迅速下降,后期趋势变缓。注入量越高,地层能量提升越高。进一步剖析了低渗透油藏蓄能增渗作用机理。矿场应用证明该技术提压增油效果显著,可为类似油藏蓄能增渗开发提供经验借鉴。     

温度与有效应力对页岩扩散的敏感性研究

摘要：依据页岩扩散原理,采用页岩扩散系数测定装置,对龙山筇竹寺组多块页岩岩心开展扩散系数测定实验,分析温度与有效应力对页岩扩散系数的影响。 研究表明：页岩扩散系数与温度呈较好的指数关系,扩散系数温度敏感指数与温度同样具有较好的指数关系,通过扩散系数温度敏感性评价,分析出弱、中等偏强、超强的温度敏感区;有效应力对页岩扩散系数有明显的抑制作用,随有效应力的增加,扩散系数下降,二者呈较好的指数关系;通过扩散系数应力敏感评价,分析出弱、中等的应力敏感区。 该研究结果对于准确估算页岩气扩散损失量及资源评价具有重要意义。     

高含硫气藏海相碳酸盐岩高温高压水岩反应实验

为研究川东北地区元坝气田高含硫气藏中酸性气体对海相碳酸盐岩储层物性的影响,利用取样的海相碳酸盐岩岩心,通入不同配比的酸性气体(H2S或CO_2),模拟地层温度(121℃)、地层压力(50 MPa)条件,开展酸性气体下的水岩反应实验。实验表明:高温高压水岩反应后,岩心相对分子质量总体呈现减小的趋势,质量改变率最高达到7. 41%;储层岩心渗透率和孔隙度总体呈现增长趋势,渗透率增长幅度最高达644. 99%,孔隙度增长幅度最高达53. 84%;不同酸性气体质量浓度和气体组成对岩心矿物溶蚀效果不一致,单一酸性气体比混合酸性气体的溶蚀效果好,H_2S气体比CO_2气体对储层岩石的溶蚀效果好;酸性气体在地层高温高压环境下对海相碳酸盐岩具有明显的酸蚀改造作用,水岩反应后酸性气体不仅能溶蚀矿物,造成孔隙度、渗透率的增大,还存在矿物溶蚀颗粒运移沉淀堵塞部分岩石孔隙喉道的现象。     

下寺湾泉8长2侵蚀残余地层油气富集主控因素

下寺湾泉8区块侵蚀残余长2油藏储层厚度变化大、单井产量低,为解决油气富集主控因素阻碍下一步勘探开发的问题,该研究依据测井、钻井资料恢复研究区前侏罗系古地貌,通过薄片观察、试油等资料统计进行了油气富集主控因素综合研究。研究结果表明：1)采用印模法对前侏罗系古地貌进行恢复,识别出古河谷、残丘、河间丘、缓坡、陡坡和高地6种地貌单元。2)在古河谷区发现了油气聚集的良好部位,并发现该区域不整合上部除了长1以外,富县组下部滞留沉积胶结致密的砂砾岩可作为盖层,对油气封堵有着重要的作用。3)油气富集于河道物性良好的砂体储层中,现今构造高部位也是油气聚集的良好场所。该研究成果可为这一类侵蚀残余长2油藏提供借鉴意义。     

考虑启动压力梯度与裂缝时变性的特低渗油藏数值模拟

目前成熟的油藏数值模拟软件难以精确表征特低渗油藏的压裂裂缝时变性和非线性渗流状况,而矿场开发和实验研究表明特低渗储层开发中存在启动压力梯度且裂缝形态与属性呈动态变化.基于室内启动压力梯度实验、压裂支撑剂导流能力实验以及压裂矿场裂缝监测数据和生产数据,利用一种新的数值模拟软件tNavigator,等效表征了特低渗油藏中压...     

大型LNG工厂开工复产方案优化及问题处理

为了探究大型LNG工厂开工复产方案合理性与存在问题,以湖北500×10~4 m~3/d LNG工厂国产化示范工程开工复产情况为例,收集整理2015~2017年该厂从开工准备到开机复产完成全过程的问题并做描述性分析。结合AHP法做数学建模研究,结果表明,运用AHP法可将模糊定性的现场问题汇总量化为科学权重,有效解决因数据不足,量化标准不一而造成的分析瓶颈,梳理开工复产方案,降低了复产工作风险。该工程工艺流程复杂,开工复产工作量大,连贯性强,需合理制定工作计划并严格执行,不能为赶工而省略检查准备工作;同时,需加强开工复产准备纲要的培训与演练,确保突发情况的应急处置。开工复产问题与设备设施使用年限成正比,开工复产方案的制定应根据当前工厂情况,在上次停产检修问题指引下,吸取历次开工复产教训,参照正常生产操控经验,进行年度更新式的制定。     

考虑启动压力梯度与裂缝时变性的特低渗油藏数值模拟北大核心CSCD

目前成熟的油藏数值模拟软件难以精确表征特低渗油藏的压裂裂缝时变性和非线性渗流状况,而矿场开发和实验研究表明特低渗储层开发中存在启动压力梯度且裂缝形态与属性呈动态变化。基于室内启动压力梯度实验、压裂支撑剂导流能力实验以及压裂矿场裂缝监测数据和生产数据,利用一种新的数值模拟软件tNavigator,等效表征了特低渗油藏中压裂裂缝的时变性和非线性启动压力梯度渗流状况。延长油田实际油藏模型应用表明,与常规软件数值模拟结果相比,新软件可精确模拟裂缝变化和储层启动情况。本文认识对运用数值模拟商业软件精准开展特低渗油藏开发方案优化与预测研究具有指导意义。     

鄂尔多斯盆地致密油藏注水开发效果实验研究——以延长组长6油层组为例

为了研究致密油藏注水开发过程中储层非均质性对采收效果的影响,以陕西延长油田鄂尔多斯盆地贺庄长6油藏为基础,采用室内物理实验的方法,开展了注水开发效果的影响因素分析,明确了基质渗透率、小层个数、层间非均质特性及隔夹层发育程度对采收效果的影响。结果表明：基质渗透率与储层采收效果呈正向关系;在裂缝完全发展的情况下,小层个数的增加提高了储层渗吸作用的接触面积,虽然在短期阶段内,多层储层的采收率可能低于单层储层情况,但随着注入水的增加,多层储层的采收率将会逐渐提高;在实际油田进行分层注水方案设定时,可优先考虑存在天然裂缝的储层,其次是存在多种不同渗透率小层的储层;人工裂缝需要配合所开发储层的地质条件进行设计,对于天然裂缝发育的储层可以适当提高人工裂缝的导流能力以降低注入压力,提高基质与裂缝间的渗吸作用,对于储层内未充分发育的天然裂缝应适当降低人工裂缝的导流能力,从而提高注入压差,进而增大基质的采收效果。