乌石凹陷低渗储层伤害机理研究与注入水源优选

针对乌石凹陷低渗强水敏储层水敏伤害机理认识不清制约注入水源选择的问题，通过铸体薄片、扫描电镜、图像分析、全岩分析等手段详细研究储层特征，由于储层中黏土矿物含量并不高，且膨胀性黏土矿物含量相对较少，因此，乌石凹陷低渗储层水敏伤害机理不同于常规储层水敏伤害机理。分析认为储层水敏伤害机理主要为在内表面水化过程基础上存在一定程度的渗透水化过程，即微观"速敏"现象。在此基础上进行储层配伍性实验和黏土膨胀抑制实验，评价注入水与地层水结垢和水驱油过程中黏土矿物膨胀、分散、运移对储层伤害的影响，指导油田注入水源优选，降低储层伤害风险。     

水驱油高倍驱替实验驱油效率计算新方法

针对常规驱替实验难以真实模拟油藏开发实际的问题,开展了水驱油高倍驱替实验研究。联合应用红外测油仪和蒸馏法(2种方法相互补充验证),解决了高倍驱替出油量难以计量的问题,并设计针对性实验,证明了这一方法的准确性;利用面通量指标,对比分析了驱替实验和油藏开发实际中冲刷强度、驱替速度上的差异,为驱替实验设计提供了强有力的支撑;同时获得了较强冲刷强度下储层物性和面通量的定量关系式,应用到数值模拟中,可研究剩余油分布规律,指导油藏开发调整。文中形成的高倍驱替驱油效率计算方法在南海西部油田应用效果较好。     

海相砂岩油藏水淹层精细表征技术研究与实践

海相水驱砂岩油藏开发后期含水饱和度高,而含水饱和度的影响因素较多,单一的常规含水饱和度模型不能准确反映剩余油的潜力及风险。根据油藏工程动态水相分流量方程理论,并在相渗曲线指数式拟合的基础上,建立了油田含水饱和度与可动含水率的关系式,利用Petrel-RE模拟器将传统方法建立的常规含水饱和度场转化为可动含水率场,形成了水淹储层精细表征技术。     

底水气藏动态水锥临界产量计算方法

为提高底水气藏开发效果,防止底水过快锥进造成气井水淹停喷,改进目前水锥临界产量计算方法的局限性,本文首次建立了考虑地质油藏特征及计算参数随生产时间变化的动态水锥临界产量等效数值法,通过关键参数选取与适用性分析论证了该方法相比解析公式有更广泛的适用性并科学论证了强底水气藏初期合理采气速度应低于5%。通过实例应用,验证了动态水锥临界产量计算方法的准确性,将气井产量控制在动态水锥临界产量之下可以有效提高气藏开发效果。     

驱油效率的结构化特征及其定量表征

长期水驱冲刷会影响储层孔隙结构、参与流动的孔隙比例、润湿性及油水综合流度等,进而造成驱油效率发生变化。结合高倍水驱油实验、密闭取心黏土矿物分析、数字岩心实验等深入分析了水驱冲刷对岩石和流体性质的影响,明确了驱油效率随水驱强度增加而增加的微观机理。在此基础上,确定水驱倍数作为表征诸多动态因素随水驱条件变化的唯一变量。从定义出发,建立了表征驱油效率结构化特征的通式,为开发中后期高渗油藏剩余油精细描述提供了理论基础。     

南海西部海域油气田开发技术进展及发展方向

南海西部油田已成为中国南方重要的能源生产基地,在实现稳产上产的过程中面临老油气田增产挖潜、海上新领域(高温高压、深水)气藏开发难度大以及海上低品位储量动用困难等问题。经过不断探索实践,形成了以老油气田增产挖潜、新领域高效开发以及低品位储量有效动用为核心的南海西部油气田上产关键技术系列,推动了南海西部油气田稳产上产。进一步深入分析南海西部油田在老油气田提高采收率、超高温高压低渗气藏有效开发方面仍面临的挑战,提出了对应的技术发展方向,加强相关技术储备,从而为南海西部油气田高效开发及提高采收率奠定坚实技术基础,为其他区域油气田稳产上产提供借鉴。     

高温高压气藏应力敏感表征及矿场应用

针对南海西部高温高压气井应力敏感认识与实验结果不一致的问题,开展高温高压气藏应力敏感研究。通过对比分析大量应力敏感实验,最终优选变内压、建立束缚水实验方法精确模拟实际气藏开发,同时明确了高压气藏“两段式”应力敏感变化规律,得到研究区应力敏感实验幂律系数。对比应力敏感实验与气藏生产实践,认为应力敏感实验放大了气藏真实应力敏感程度,实际应力敏感幂律仅为实验值的79%,结合大量实验及高温高压气井历次试井解释结果,推导得出南海西部高温高压气井应力敏感校正系数。研究成果进一步应用到高温高压气井配产、试井解释、数值模拟等开发实践中,使高温高压气藏衰竭开发过程中指标预测更加科学合理,指导气田合理开发。     

广义二项式产能方程的推导与应用

利用传统二项式产能方程对南海西部气田多口高产气井回归时出现了产能方程斜率负异常现象,分析认为主要原因是回归时忽略了测试过程中地层压力的变化。从气井测试过程中地层压力响应入手,结合物质平衡方程,推导得到了测试期间动用范围内的有效平均地层压力,进而提出了气井广义二项式产能方程回归方法,回归时考虑了不同测试阶段地层压力的变化,以弥补传统方法对地层压力简化处理带来的误差。实例应用表明,对于高产气井,本文方法与试井设计法所得气井无阻流量值处于同一数量级,误差不超过10%;对于常规气井,本文方法与传统二项式产能方程回归方法所得气井无阻流量误差在5%以内。本文方法为高产气井产能异常矫正提供了解决思路。     

高温高压气藏衰竭开发气水相渗变化规律探讨北大核心CSCD

气水相渗曲线一般在常温常压下利用非稳态气驱水实验获得,所得实验结果难以表征高温高压气藏衰竭开发过程中气水两相渗流变化规律。设计了不同温压条件、驱替方式、有效应力下气水相渗实验,结果表明,与地面条件相比,地层高温高压条件下水气黏度比、界面张力均降低,气驱水可使束缚水饱和度降低8%~13%,两相共渗区增加8%~15%;水驱气实验较气驱水实验相渗曲线整体偏左,分析认为高温高压水驱气实验能真实模拟实际气藏衰竭开发过程,结果更具代表性;不同有效应力下水驱气相渗实验,由于应力敏感的存在,相渗曲线整体下移,驱替效率降低约3.5%。在此基础上,统计分析了相渗曲线特征值及其形态参数变化规律,建立了衰竭开发过程气水相渗变化图版。本文研究成果可以应用到数值模拟中,指导高温高压气藏合理开发。