高含蜡原油生产中析蜡和熔蜡规律实验研究

运用激光测试高压原油析蜡点的最新方法,对井筒中原油的析蜡规律和地层中原油的熔蜡规律进行了研究。研究结果表明：含气原油比脱气原油的析蜡点温度低;井筒中压力高于泡点压力时,原油析蜡点随压力下降而下降;压力低于泡点压力时,原油析蜡点随压力下降而升高;地层条件下熔蜡温度比析蜡温度高。     

偏差因子在富含CO2天然气井计算中应用

井筒压力、温度分布在气井的日常管理及气井设计、动态分析中足两个重要的参数,直接用烃类气井压力、温度模型计算富含CO2气井的压力温度,因CO2的性质和烃类差异较大导致计算结果不准确.为此,通过针对富含CO2气修正相应偏差因子,考虑CO2性质影响,基于质量、动量、能量守恒原理及传热学理论,建立预测井筒流体压力、温度分布的数学模型,进行井筒计算.通过计算,分析不同CO2含量情况下偏差因子、压力、温度及密度变化井筒中天然气相态变化情况,得出同一深度时压力随CO2含量的增加而变小,温度随深度增加趋于气藏温度,沿片筒向井口流速增高,向地层传热减少,井口温度增高,井口差异较大,在井口密度接近液相,即密度较大,越到井底密度越小,总的有从液相向气相过渡的趋势.     

富含CO_2天然气偏差因子研究

常规天然气CO2含量低,应用理论图版、经验公式计算偏差因子在一定范围内能够满足精度要求。但是,目前相继发现富含CO2天然气藏,由于CO2与烃类气体性质的差异,气体中CO2含量的增加将会影响计算精度。为此从计算偏差因子经验公式入手,对比了甲烷、乙烷、CO2纯气体的偏差因子。通过室内实验测定了不同CO2含量天然气偏差因子,分析了富含CO2天然气偏差因子随温度、压力的变化规律以及CO2含量对偏差因子的影响。     

施工因素对微生物驱油效果影响的物理模拟研究

为了提高微生物驱油效果,开展了施工因素对微生物强化采油效果影响的物理模拟试验。利用"四因素三水平"正交试验设计方法,将注入方式、注入量、关井时间及重新开井时的微生物驱替速度分3个水平进行微生物驱替试验。驱替试验按在水驱之后注入微生物关井一段时间、再利用微生物发酵液驱替的顺序进行。评价各因素在不同水平组合下的采收率,从而优选出各因素最佳水平。利用正交试验设计方法设计的驱替试验结果优化,采用无机培养基和接种活化的菌液按照1:1的段塞注入方式,注入量为0.6倍孔隙体积,关井2 d,重新开井时的驱替速度为3倍孔隙体积/h时微生物强化采油效果最佳,这一最优组合方式在水驱产水率达到95%的基础上,采收率可以进一步提高近32百分点。这表明微生物注入方式等施工参数对微生物强化采油效果有较大影响,在实际施工中应先进行参数优化,以取得最佳强化采油效果。      

致密储层衰竭开采规律研究

致密油通常存在启动压力梯度,在启动压力梯度存在及一定假设的前提下,分析原油在地层中由基质流向裂缝的渗流规律。通过建立数值模型,分析了在一维空间下的压力、渗透率、岩心尺寸等因素与衰竭采出程度的关系,并绘制了三维图版。结果表明,当岩心尺度很小时,影响采出程度的主要因素为衰竭压差;而当尺度增大时,衰竭采出程度与岩心长度及渗透率的关系越来越显著。根据所得结论在一维条件下提出了考虑各种因素下的计算采出程度的经验公式,并将空间扩展到三维,在一维的基础之上修正公式,得出了三维基质块衰竭采出程度的经验公式,对生产实践提供一定参考意义。     

致密油藏CO2 吞吐数值模拟研究新进展

CO₂ 吞吐作为常规油藏的一种有效增产方式,在致密油藏中尚未普及。为研究CO₂ 吞吐在致密油藏的新特征,采用数值模拟的方法,对扩散系数、渗透率、储层非均质性及吞吐周期进行了研究。研究表明,CO₂ 扩散系数在致密油藏中不能忽略,扩散系数的大小影响了最终采收率。对于渗透率越低,储层非均质性越强的致密油藏,采用CO₂ 吞吐增油效果更加明显,而随着吞吐轮次增加,增油效果逐渐减弱。研究新进展对致密油藏优选CO₂吞吐增油措施具有一定参考价值。     

低渗透气藏克氏渗透率影响因素室内实验研究

含有二氧化碳的低渗透气藏的岩石物性及流体物性具有特殊性,无法准确分析气体滑动效应对克氏渗透率和渗流能力的影响。为此,采用室内单相气体渗流实验进行测定与分析。结果表明,气体在岩心渗流过程中存在克氏效应,岩心类型、围压、气体类别和温度是影响其克氏渗透率的主要因素。孔隙型岩心的克氏渗透率远大于微裂缝—孔隙型岩心的克氏渗透率。随着实验围压的增大,气测渗透率与气体平均压力倒数关系曲线的斜率不变,但是克氏渗透率及其变化幅度逐渐减小。由于气体的相对分子质量不同,二氧化碳的克氏渗透率大于天然气和氮气的克氏渗透率。在相同的实验围压和实验岩心条件下,实验温度越高,其对气体渗流的影响越小,即20℃时岩心的克氏渗透率大于50,80和140℃下岩心的克氏渗透率。     

疏松砂岩油藏冷冻岩心与常规岩心相渗曲线研究

为了更好地评价疏松砂岩油藏的水驱开发特点,针对实际油藏地质和流体性质特征,用室内水驱油非稳态法,研究近似油藏条件下冷冻岩心与常规岩心的油水相渗曲线,并进行对比分析。在数据处理过程中,利用JBN经验公式法进行计算,采用对数函数对其进行拟合与回归,最后绘出油水相渗曲线,并作为判断水驱效果的依据。结果表明,水驱后冷冻岩心的残余油饱和度平均为29%,残余油饱和度对应的水相相对渗透率为0.32,驱油效率平均为52%;常规岩心的残余油饱和度平均为30%,残余油饱和度对应的水相相对渗透率为0.30,驱油效率平均为52%。同一含水饱和度所对应的冷冻岩心,其水相相对渗透率高于常规岩心所对应的水相相对渗透率,但常规岩心见水时间早于冷冻岩心,且含水上升较快。冷冻岩心的最终水驱油效率和无水采收率均高于常规岩心。     

石英砂与树脂覆膜砂实验渗透率影响因素分析

在出砂气藏,支撑剂对其开采有着至关重要的作用,而渗透率又是支撑剂重要性能。石英砂和树脂覆膜砂有着不同渗透率,主要通过室内实验方法研究,分别用气测和液测它们的渗透率。气测时,改变气体的流速,分析不同流速和不同时间对渗透率的影响。液测时,分别在不定轴向压力下改变液体流速,稳定轴向压力下改变液体的流速,分析轴向压力、流速以及不同时间对渗透率的影响。该研究对深入了解油气藏的开发动态和采收率具有一定意义。     

超深油气藏储层岩石孔隙度垂向变化研究

为了预测超深储层物性,采用超深储层孔隙度测井曲线数据,应用地质统计学,即实验变差函数来计算不同深度下孔隙度实验变差函数值,并拟合出孔隙度随油气藏埋藏深度连续变化关系表达式,总结了超深层油气藏储层岩石孔隙度随油藏埋藏深度或有效覆压的变化规律。同时,通过数学计算,对孔隙度进行处理和分析,建立了不同埋藏深度下超深层油气藏孔隙度随深度变化的宏观模型。该研究对深入了解超深层油气藏的产能及预测超深层油气藏的开发动态和采收率具有一定意义。