裂缝对水驱和聚合物驱采收率影响的实验研究

本文用实验方法研究了裂缝对水驱和聚合物驱采收率的影响.在模拟油藏的温度和压力条件下,开展了4组驱替实验、1组基础实验.基础实验是用未压裂的岩心进行驱替,对比了实施压裂地层和未压裂地层水驱和聚合物驱特性.测量了不同温度下原油和不同浓度聚合物溶液的黏度.实验结果表明,水驱碳酸盐岩油藏未压裂地层采收率高于实施压裂后有单一裂缝的地层.在碳酸盐岩油藏中,裂缝与油流方向水平(0°倾角)时采收率最高;裂缝与油流方向垂直(90°倾角)时采收率最低.水驱采收率随地层裂缝倾角的增加而减小.水驱之后进行聚合物驱,结果表明,所有实施压裂的碳酸盐岩地层,无论裂缝方向如何,采收率均高于未压裂地层.裂缝与油流方向成30°倾角时,采收率最高;裂缝与油流方向成90°倾角时,采收率最低.水驱和聚合物驱联合作用碳酸盐岩油藏,水平裂缝地层最终采收率最高.     

模拟黏度比对自发渗吸的影响

经含水相强润湿和矿物油初始100%饱和的贝雷砂岩,其自发渗吸数据是线性、径向和所有表面都打开的边界条件.油的黏度为4、63、173 mPa·s,并且含水相的黏度为1～495mPa·s.油和含水相黏度比的范围跨越了4个数量级(0.01～173.1).对于线性和径向逆流,在双对数坐标中,前缘位置和渗吸时间之间是近似线性的关系,斜率接近1/2.吸入含水相的活塞式驱替过程是持续的,通过一个新的数学模型对其结果进行了分析,该模型考虑了几种流动方式的逆流自发渗吸.模型假设在前缘后面逆流的每一相的饱和度和渗透率都是定值,因此,界面曲率随距离的任何变化都可以忽略.从模型中得到的结果用于扩展考虑黏度比对实测的线性和径向流动的影响.对于全部打开面的边界条件,通常用于岩心的分析研究,采收率和渗吸时间的关系通过球形流和径向流来估算.模型预测结果和实验结果非常接近.     

油气分离器在SZ稠油油田井下电泵机组必要性研究

渤海SZ油田稠油区在人工举升上存在着泵效低、机组运行不稳定的问题。通过分析井下油气分离器在不同条件下的性能,对低气液比条件下井下分离器适用性和必要性进行分析,并针对低气液比油井取消分离器进行可行性论证和对比,确定了可取消分离器的条件,现场应用取得较好效果,研究结果对类似稠油油田在人工举升方面的优化具有借鉴意义。     

油藏精细描述关键技术及前景

国内大部分主力油田已进入高含水开发阶段,大量剩余油滞留于地下,开展精细油藏描述,建立储集层预测模型,确定剩余油分布特征意义深远。本文从精细油藏描述的描述目标、描述内容出发,对地层细分对比、储层流动单元、建立储层预测模型、裂缝识别和预测等精细油藏描述关键技术进行了讨论,并在此基础上,展望了精细油藏描述的发展前景。     

海上多元热流体吞吐与蒸汽吞吐开采效果对比

多元热流体（热水、Ｎ２、ＣＯ２ 的混合物） 热采技术作为近年来兴起的海上开采新技术,加热范围和吞吐效果与蒸汽不同。利用物理模拟实验方法定量研究Ｎ２ 和ＣＯ２ 的溶解降黏作用,根据海上油田实际地质油藏参数建立水平井单井数模模型,通过蒸汽和多元热流体注入热焓相同和注入热水量相同２ 种方案,对水平井吞吐加热半径和最终采收率进行研究。结果表明：多元热流体吞吐比蒸汽吞吐提高采收率的幅度大,提高多元热流体中蒸汽的干度,可最大限度发挥Ｎ２ 和ＣＯ２ 的增产作用。现场应用显示,产能提高１􀆰 ６ 倍,数模预测井控储量采收率可在冷采基础上提高近１０ 个百分点,为渤海油田数亿吨非常规稠油寻找到有效开发方向。     

应用物质平衡和PVT数据预测凝析气藏动态的实例研究

伊朗CARBONATE油田Sarvak储层是世界上含气最丰富的凝析气藏之一,液气比为0.8 kg/m3.由于关井期间沥青质的沉淀,目前没有储层的静压力资料.地层压力是地层动态预测的主要参数,为确定目前地层压力,基于体积和PVT数据进行了物质平衡计算.预测气藏动态的传统方法是利用压力与气体压缩因子的比值随累积产气量变化的关系曲线.这种方法也适用于凝析气藏,只要将气体压缩因子替换成气液两相压缩因子即可.确定了露点时的气体压缩因子为1.243 3,在此基础上,计算了低于露点压力时不同压力下的气液两相压缩因子.为了使实验数据(产气百分数)在储层条件下有效,进行了逆运算.达到露点时,天然气的产出百分比为天然气原始地质储量的3.302 9%.体积计算得到天然气原始地质储量为175.6×10.m3,计算出储层产出5.8×108m3天然气后达到露点.预测了累积产出17×10 8m3天然气后的目前储层压力为40.1 MPa.通过LFR与G./G的关系曲线,确定了储层反凝析液的总沉淀量为3.59×106t.     

凝析气井产能优化设计

凝析气藏具有复杂的相态,其流动形态取决于近井地带的凝析油带.深入了解凝析油的聚集对产能的影响以及对液相组分的构成,对优化生产策略、降低凝析带影响以及提高最终采收率都是十分重要的.控制凝析油气藏产能的关键因素是相对渗透率,它直接影响凝析油聚集.聚集的凝析油带不仅降低气液相对渗透率,同时也改变油藏流体的相态组分,进而重塑油藏流体相图和改变流体特性.不同的生产策略可能影响流动相、静相的组分组态以及油藏圈闭的流体总量,从而进一步影响井的产能,最终影响油藏的气液采收率.改变油井生产策略可以影响液体析出组分,并因此改变减产程度.本文通过在油田范围内实施多相凝析气藏流体的组分模拟来研究凝析油饱和度的变化及其组分,并把不同的生产策略相互比较.提出使气体采收率最大化的最优生产程序.设计了两组分凝析油岩心驱替实验来模拟压力从露点压力以上下降到以下过程中凝析油产量的变化.     

底水稠油油藏水平井生产规律实验研究及应用

针对底水稠油油藏水平井开发油水运动复杂,高含水期生产时间长,后期调整挖潜困难的问题,开展了底水稠油油藏不同影响因素的油水运动规律和水平井生产特征研究。研发了物理模拟实验装置,并以渤海Q底水稠油油藏为原型,利用相似原理,开展三种不同粘度的原油在不同压差条件下进行水驱油的物理模拟实验,测定了产油量、产水量、含水率等参数随时间的变化关系,对比分析了不同生产压差、原油粘度时见水时间、无水期采收率、含水率上升速度等油田开发关键参数的变化规律。现场利用实验成果实施水驱,可提高采收率12%,该成果可用于指导底水稠油油藏优化水平井注采井网、注采井距以及合理生产压差指标选择。     

裂缝的压缩系数对应力敏感性天然裂缝气藏天然气地质储量计算的影响

容积法物质平衡(MB)方程考虑了气藏基岩和裂缝的有效压缩系数.该方法可直接应用于应力敏感性天然裂缝性气藏.在有些情况下,如果忽略裂缝压缩系数的影响,用地层压力与压缩因子比值 p/z 与累计产量 G p 的关系图计算得到的原始天然气储量就会偏高.本文提出的方程则克服了这个缺点,并举例说明了物质平衡方程的运用.可得出这样的结论:裂缝的压缩系数在计算天然裂缝性气藏天然气储量的计算过程中起着非常重要的作用.     

稠油油藏弱凝胶调驱增油预测模型研究

为分析稠油油藏注弱凝胶调驱效果的主控因素，定量预测和评价不同矿场条件的弱凝胶调驱采出程度及其增加幅度，以渤海N稠油油藏典型参数为原型，建立数模井组模型，运用正交试验法设计水驱、弱凝胶调驱试验各25组，对影响弱凝胶调驱效果参数进行了多因素交互分析，得到了影响采出程度增加幅度的4个主控因素及其排序，并通过一元和多元非线性回归，得到注弱凝胶采出程度及其增加幅度的多因素预测模型。利用该预测模型对3个井组弱凝胶调驱矿场试验进行了实例计算，预测误差在10%以内，吻合度较高。该研究成果对稠油油藏弱凝胶调驱方案的设计和调整具有一定的借鉴意义。