凝析气藏PVT实验数据合格性的判别方法

PVT数据是初期认识凝析气藏及后续动态跟踪的基础,合格的PVT数据对于凝析气藏的开发具有重要意义。受操作不当或实验设备不干净等因素影响,得到的PVT数据与实际地层烃类物理化学性质会存在偏差。基于恒质膨胀及定容衰竭实验原理,提出3种判别PVT实验结果合格性的方法：1）基于物质平衡原理,推算每级压力下各组分平衡常数,判断定容衰竭实验数据的可靠性;2）根据恒质膨胀及定容衰竭实验的差异性,应用气体状态方程,提出统一化判别方法;3）统计合格PVT样品的实验数据,建立了检验PVT样品合格性的经验图版。针对渤海湾盆地BZ凝析气田PVT样品存在的问题,根据各样品烃类组分物理化学性质,利用文中3种方法对PVT样品实验数据的合格性进行判别,并筛选出合格样品。     

多层复合油藏试井解释模型建立

油藏开发过程中,多层非均质油藏呈现与单层均质油藏的不同特性,层间及平面物性差异会对产量的贡献及压力衰竭程度造成影响。本文从渗流力学基本理论出发,建立了多层复合油藏试井解释模型,通过Laplace变换和Stehfest数值反演对模型进行求解,获得典型试井分析样版曲线,对反映储层特征的参数敏感性进行分析。结果表明,无层间窜流的多层复合渗流模型表现出压力导数曲线存在反映复合物性变化的"台阶"型;每个层的复合变化不同会引起压力导数出现多个"台阶"。试井解释时,应区别储层物性变化或不渗透边界造成的压力导数曲线上翘。该模型可以对多层合采且储层平面存在变化的复合油藏进行评价,获取多层合采复合油藏各分层渗透率、表皮系数、地层压力、边界等参数信息,为该类储层描述和开发规律提供指导及理论依据。     

近临界态油气藏开发特征及油气产出预测——以渤海BZ油田为例

由于近临界态油气藏油气变化规律较常规油气藏更加复杂,常规油藏工程方法预测的油气采出程度和生产气油比与实际偏差大,动态预测难度大。本文通过分析影响近临界态油气藏流体特征、开发规律等因素,基于广义物质平衡方程和低界面张力下的油气两相渗透率曲线,建立近临界态油气藏动态预测的新方法。研究结果表明,改进的新方法由于同时考虑了溶解气油比和挥发油气比的双重作用,以及低界面张力下的油气相渗变化特征,所计算的油相采出程度和瞬时气油比更符合实际生产动态,预测油气采出规律和采收率更加准确,研究成果对类似油气藏的开发具有一定的指导意义。     

裂缝性潜山气藏产能评价新方法及其应用

目前裂缝气藏产能评价方法形式复杂,矿场适用性欠佳,难以对裂缝气藏开发提供有效指导.在二维裂缝导流能力加权裂缝密度的基础上,引入裂缝倾角的影响,建立了三维加权裂缝密度;利用随机分布法生成了一系列不同加权裂缝密度的裂缝网络,并使用离散裂缝模型计算气井产能,结果表明,气藏产能与三维加权裂缝密度呈对数关系.基于此,提出了裂缝气...     

利用油田开发资料重新认识生屑云岩展布特征——以沙南凹陷BZ油田为例

渤海湾盆地沙南凹陷BZ油田湖相生屑云岩储层投产后,发现实际生产特征与初始地质认识存在较大差异。利用油田丰富的生产动态资料(压力、产量及PVT实验等数据),采用广义物质平衡法并结合古地貌研究和古生态环境恢复,反向预测了研究区的生屑云岩发育规律及规模。结果表明:纵向上,随着湖盆水体持续扩张,生屑滩沿古隆起缓坡带呈退积-超覆模式;平面上,生屑滩主要发育于水进过程中的古地貌缓坡带,储层平面展布受到古地貌凸起带、构造脊的分割而呈片状且不连通分布模式。根据新模式部署了2口调整井,实钻生屑云岩1.0、7.6 m,新增探明石油储量近400×104t。本文研究成果可为类似地质特征的湖相生屑云岩储层精细刻画提供新思路。     

海上中小型岩性油气藏滚动开发技术与实践

渤海南部海域浅水三角洲岩性油气藏开发中后期采出程度高、产量递减快,滚动开发是保持油田持续稳产的重要手段。基于砂体的沉积模式,采用地震沉积学方法逐层切片开展全区搜索,精细刻画单一河道的砂体形态;利用断-砂配置关系与侧向分流系数统计的方法,定量判别有利砂体的成藏有效性;对于平面叠合程度高、资源量规模较大的目标,通过优化调整井的钻井策略展开评价,有效规避了评价单一目标带来的失利风险。滚动开发技术组合应用于渤中B油田发现了一大批新增储量,投产后取得了较好的开发效果。     

砂砾岩潜山边底水复合油藏见水特征分析

渤海X油田由古近系东二段底部的孔隙型砂砾岩储层和太古界潜山基岩储层构成。潜山储层特征非常复杂,下部底水能量活跃,储集空间类型有孔隙、溶洞、裂缝三种。采用水油比导数图版判别法、见水特征无因次判别法、数值模拟法综合分析了油田水平井见水特征。油井见水特征为潜山裂缝沟通底水快速锥进,且含水率随潜山裂缝储量的增加而减小,拟合敏感性分析结果表明X油田潜山裂缝储量较小。油井压力波及至潜山后,潜山裂缝储量快速采出,并沟通底水,引起含水快速上升。对于这类裂缝性底水油藏,生产压差应控制在0.5MPa以内,油井高含水后适当关井压锥可以取到较好的效果。研究成果对于类似油藏合理开发具有一定的指导意义。     

裂缝性潜山气藏产能评价新方法及其应用北大核心CSCD

目前裂缝气藏产能评价方法形式复杂,矿场适用性欠佳,难以对裂缝气藏开发提供有效指导。在二维裂缝导流能力加权裂缝密度的基础上,引入裂缝倾角的影响,建立了三维加权裂缝密度;利用随机分布法生成了一系列不同加权裂缝密度的裂缝网络,并使用离散裂缝模型计算气井产能,结果表明,气藏产能与三维加权裂缝密度呈对数关系。基于此,提出了裂缝气藏等效地层系数:三维加权裂缝密度对数与地层厚度的乘积,并对单重介质气藏产能方程进行修正,建立了裂缝性气藏产能方程;利用渤海B气田7口井的实测数据,验证了本文方法的准确性。对裂缝开度、裂缝密度、裂缝倾角及地层厚度4个参数开展了单因素影响分析,结果表明,储层厚度对产能影响最大,且裂缝发育越好,影响越大;裂缝开度的影响次之,且储层厚度越大,影响越大;裂缝密度及倾角的影响较小。利用本文方法,对渤海B气田4口新投产井开展了产能评价,取得了较好的应用效果,无阻流量预测误差小于15%。本文的产能评价方法简易实用,准确度高,可快速计算裂缝气藏的产能。     

底水油藏压力及流量变化规律研究

建立了底水油藏三维渗流模型,分析了不同水体外边界条件下底水油藏压力、流量、累计流量的变化规律。研究结果表明:底水油藏压力及流量特征分为3个阶段:早期无因次压降和时间在双对数坐标轴上为线性关系,压力降增加迅速,流量、累计流量快速上升。过渡时期压力降缓慢上升,流量呈缓慢速度下降,累计流量缓慢上升。后期反应边界对压力和流量的影响,对于水体无限大外边界,油藏的压力下降速度为0,流量缓慢下降;对于水体恒压外边界,油藏的压力下降速度为0,流量保持稳定;对于水体封闭外边界,油藏的压力下降速度越来越快,流量呈指数下降。