氣油
- 實時流體錄井技術在惠州26-6構造的應用
-烴平衡比圖版和氣油比定量計算法,實現(xiàn)對儲層流體類型的定量識別。1 區(qū)域地質(zhì)概況惠州26-6構造位于惠西南成熟油區(qū),發(fā)育在惠州26洼南部邊界斷層二臺階上,由兩條北西西向斷層共同控制的斷塊[10-11]。該構造首口探井A1井(圖1),鉆探揭示前古近系潛山、古近系文昌組、恩平組巖性復雜多樣、油氣顯示豐富,錄井發(fā)現(xiàn)油氣顯示近千米,測井解釋油氣層厚度達422.2 m;為了落實儲層流體性質(zhì),全井分別在古近系、古潛山泵抽取樣8點次,地層測試4層,結果表明古潛山頂部及文
科學技術與工程 2023年26期2023-10-09
- 復雜類型儲氣庫多周期注采相滲變化規(guī)律
周期注采條件下的氣油體系滲流特征研究。為此,本文基于中國東部的氣頂油藏改建的儲氣庫,根據(jù)儲氣庫周期性注采的特點,開展了多周期相滲實驗測試,分析了多周期注采過程中氣水、氣油相滲曲線變化特征;建立了儲氣庫多周期注采過程相對滲透率曲線模型,并繪制了相對滲透率曲線圖版。該研究方法及成果可以為復雜類型儲氣庫庫容設計、動態(tài)分析及數(shù)值模擬研究提供參考。1 實驗部分1.1 實驗樣品不同類型儲氣庫儲層存在較大差異,實驗樣品取自渤海灣盆地某地下儲氣庫。對儲氣庫目的層進行巖心取
西安石油大學學報（自然科學版） 2023年3期2023-06-05
- 凝析氣藏相態(tài)恢復規(guī)律認識及樣品代表性判斷
用方法有：①原始氣油比恢復法，即采用分離器油氣樣按原始生產(chǎn)氣油比進行配樣或計算［1-2］；②原始露點壓力恢復法，即采用流體和對應的平衡油按原始露點壓力等于原始地層壓力配樣或計算［3-6］，其常用于帶油環(huán)的凝析氣藏，在該條件下原始露點壓力等于原始地層壓力；③直接相態(tài)恢復法，即將各組分組成隨壓力的變化關系曲線回歸公式然后計算各組分組成的直接相態(tài)恢復法［7］。以上3種方法分析均需要前提條件，如第一種方法需要已知原始生產(chǎn)氣油比或試氣時的測試氣油比，后兩種方法需要已
天然氣技術與經(jīng)濟 2022年6期2023-01-18
- 五點法井網(wǎng)CO2-N2驅前置CO2段塞尺寸優(yōu)化
704MPa下的氣油比22.3m3/m3，原油粘度3.756mPa·s，二氧化碳—原油的最小混相壓力25.9MPa。現(xiàn)按照極限氣油比和極限日產(chǎn)油量兩種約束條件分別計算采收率等相關指標。1.1 極限氣油比約束條件在極限氣油比1500m3/m3的約束條件下，低滲透油層不同驅替方案采收率與CO2段塞尺寸關系曲線如圖1所示。由圖1可知，隨著CO2段塞尺寸的增加，CO2-N2驅的采收率不斷增大，且始終高于全CO2驅的采收率，當CO2段塞達到0.4PV（Pore Vo
西部探礦工程 2022年10期2022-12-22
- 生產(chǎn)參數(shù)對油井瀝青質(zhì)沉積特征的影響*
中原油組分、生產(chǎn)氣油比、油藏壓力、油嘴大小等生產(chǎn)參數(shù)對瀝青質(zhì)的沉積均有影響，對這些參數(shù)的研究更有利于掌握油田生產(chǎn)過程瀝青質(zhì)的沉積規(guī)律變化，從而優(yōu)化生產(chǎn)制度并制定瀝青質(zhì)沉積防治對策。本文以順北A油井原油為研究對象，采用高溫高壓固相沉積規(guī)律測試裝置，結合油井生產(chǎn)參數(shù)，測試了不同生產(chǎn)階段原油組分變化、生產(chǎn)氣油比(GOR)、油藏壓力及生產(chǎn)工況對瀝青質(zhì)沉積規(guī)律的影響。1 實驗部分1.1 實驗樣品順北A油井不同生產(chǎn)時期原油樣品，取自地面分離器，取樣時間分別為2017.
廣州化工 2022年16期2022-09-17
- 注天然氣油井瀝青質(zhì)析出規(guī)律研究
確用于東河油田注氣油井瀝青質(zhì)析出規(guī)律研究。隨著光學技術的迅速發(fā)展，目前較多的國內(nèi)外學者認為，光學法用于檢測原油體系瀝青質(zhì)析出相較于傳統(tǒng)的測試方法具有更高的靈敏度，信號響應也更加迅速。采用自主研發(fā)的高溫高壓固相沉積規(guī)律測試裝置，基于光散射原理，測試注氣過程東河原油瀝青質(zhì)析出的背散射光信號變化規(guī)律，得出瀝青質(zhì)析出溫度壓力數(shù)據(jù)，繪制瀝青質(zhì)沉積包絡線相圖，結合油井溫度壓力分布數(shù)據(jù)，預測瀝青質(zhì)在井筒中的沉積深度，研究了溫度、壓力、注氣量等因素對瀝青質(zhì)析出規(guī)律的影響，
石油與天然氣化工 2022年2期2022-04-20
- 渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析氣田天然氣來源探討
的生排烴量和排烴氣油比變化特點，提出渤中19-6天然氣來源于沙三段Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ型混合烴源巖，為干酪根熱解和殘留烴裂解氣的混合物，且供烴區(qū)僅為渤中凹陷西南局部區(qū)域的新觀點，并對下一步渤中凹陷的天然氣勘探提出建議。1 渤海湖相烴源巖熱解生氣能力與排烴氣油比1.1 烴源巖生烴動力學參數(shù)為方便與前人研究成果[1,6]對比，本文采用公開發(fā)表文獻[6]中的渤海烴源巖熱模擬實驗數(shù)據(jù)進行分析。樣品來自遼東灣JZ20-1-1井沙一段湖相烴源巖，深度2 830～2 840
石油實驗地質(zhì) 2022年2期2022-04-15
- 塔里木盆地東河1 油田石炭系油藏注氣開發(fā)氣油比上升問題及對策
采比低于設計； 氣油比上升快， 氣竄風險加劇； 注氣受效井作業(yè)污染頻繁發(fā)生； 油井出砂加劇， 急需系統(tǒng)治理； 機采不適應， 氣舉采油需要地面配套；瀝青質(zhì)、 乳化問題進一步凸顯； 注氣井階段吸氣能力變差， 現(xiàn)場返排解堵流程不完善等［7］。氣油比是注氣開發(fā)的一項關鍵指標， 其變化規(guī)律可以較好地指示油井受效程度、 產(chǎn)量遞減趨勢以及氣竄發(fā)生、 發(fā)展等過程［8-10］。 目前國內(nèi)外學者對氣驅全生命周期生產(chǎn)氣油比的研究主要分為見氣前、 見氣后和氣竄后3 個階段， 且普
大慶石油地質(zhì)與開發(fā) 2022年2期2022-04-09
- 氣驅油藏開發(fā)效果評價新方法及其應用
3×104m3，氣油體積比1 343，動用原油地質(zhì)儲量采出程度32.0%，采油速度2.4%。圖1 X油田S井區(qū)油藏剖面圖2 開發(fā)效果評價模型2.1 開發(fā)效果評價模型的建立以X油田S井區(qū)I油組油藏為原型，建立氣驅油藏模式(見圖2)。其中,圖2a表示原始狀態(tài)下，油、氣兩相平衡；圖2b表示開采狀態(tài)下，油環(huán)中原油被采出、氣頂氣侵入純油區(qū)。隨著氣頂氣的不斷侵入，若水平井段出現(xiàn)氣竄通道，那么油井的產(chǎn)油量將逐漸被抑制，氣頂能量損耗加快，開發(fā)效果變差；反之，若氣油界面均衡
重慶科技學院學報（自然科學版） 2022年1期2022-03-24
- 多層非均質(zhì)儲層CO2吞吐及埋存效率實驗
質(zhì)性對吞吐效率、氣油比和埋存率的影響,以對同類油藏的開發(fā)提供借鑒。1 長巖心注CO2吞吐室內(nèi)實驗為研究非均質(zhì)油藏CO2吞吐的特征,建立非均質(zhì)多管并聯(lián)長巖心物理模型［17-18］,通過長巖心實驗對CO2吞吐效果進行研究,明確非均質(zhì)性對吞吐效率、氣油比和埋存率的影響。1.1 實驗裝置及材料1.1.1 巖心本次實驗選用JS 油田Z43 井取樣的實際巖心,根據(jù)實驗所需,建立三組長巖心。（1）低滲組長巖心:篩選滲透率在30×10-3μm2左右的巖心組成相對低滲的組合
復雜油氣藏 2022年4期2022-03-06
- 目前地層油高壓物性分析存在的問題及修正方法
氣)。并且將溶解氣油比定義為單次脫氣得到氣、油在標準條件下的體積之比[3],這與原油的實際溶解氣油比有一定差距。目前各油田均有專門的測試中心測試地層油氣的高溫高壓物性,并嚴格按照國家標準進行測試[6-9]。因此測試標準的正確性直接影響到油田開發(fā)方案及儲量計算等的準確性。目前地層油高壓物性測試中心的測試方法及數(shù)據(jù)處理方法存在問題包括:①地層油原始壓力下的體積系數(shù)Boi、氣油比Rsi是用一次脫氣獲得;②用地層溫度下的多級脫氣直接給出體積系數(shù)及氣油比隨壓力的變化
中國石油大學學報（自然科學版） 2022年1期2022-02-28
- 帶油環(huán)凝析氣藏注氣吞吐采出流體特征
Pa 條件下，按氣油比138 m3/m3、地層油密度0.65 g/cm3配制油環(huán)油。1.3 實驗方法1.3.1 凝析氣多次注氣吞吐將巖心放入夾持器進行清洗、烘干并抽真空，在模擬儲集層溫度76 ℃下，飽和地層水并記錄飽和水量。將壓力升至36.9 MPa，用配制好的凝析氣驅替，直至巖心出口端地層水量為原飽和量的66%（束縛水飽和度約34%）時，形成原始凝析氣。從地層壓力36.9 MPa 開始衰竭式開采，壓力每衰竭2.0 MPa 為一級，直至15.0 MPa停止
新疆石油地質(zhì) 2022年1期2022-02-16
- 存在組分梯度的深水揮發(fā)性油藏注天然氣開發(fā)混相機理
混相帶運移和生產(chǎn)氣油比的變化規(guī)律，從而更好地認識揮發(fā)油注天然氣混相機理，為生產(chǎn)優(yōu)化和油藏管理提供重要理論指導。1 M油藏流體組分梯度特征與表征M油藏地處西非尼日利亞某深水油田(該區(qū)域水深1 500 m)， 為構造油藏，油藏深度3 200～3 400 m，平均厚度20 m，平均滲透率1 200 mD，平均孔隙度25%。在評價階段，進行了4口井5井次的取樣，不同深度組分含量如圖1所示。從圖中可以看出，C1組分含量為63%～69%，中間組分C2—C6含量為18%
中國海上油氣 2021年6期2022-01-07
- 致密火山巖凝析氣藏生產(chǎn)動態(tài)特征與影響因素研究
——以龍鳳山氣藏B213井區(qū)為例
律復雜、遞減快、氣油比上升快的問題,因此,系統(tǒng)地研究生產(chǎn)動態(tài)特征,分析產(chǎn)能影響因素,對井區(qū)下一步開發(fā)部署和生產(chǎn)調(diào)整具有重要意義。1 B213井區(qū)概況龍鳳山氣藏B213井區(qū)位于松遼盆地中部、長嶺斷陷南部龍鳳山構造帶,目的層系火石嶺組具有二元結構特征,上部為碎屑巖,下部為火山巖,火山巖縱向上劃分為5個期次,其中期次5、期次4和期次3是主力含氣期次,不同期次物性差異大。孔隙度為0.3%～8.9%,平均為5.36%,滲透率為0.016～57.000 mD,平均為6
非常規(guī)油氣 2021年6期2021-12-29
- 精準“三條線”管理 降低油田生產(chǎn)耗氣
m3/d）、生產(chǎn)氣油比低（16.8 m3/t）、井口出液溫度低（15℃）、原油凝固點高（37℃）。同時，隨著油田產(chǎn)量遞減，綜合含水不斷上升，生產(chǎn)規(guī)模不斷擴大，耗氣指標逐年升高。為了降低能耗，建立“三條線”管理方法，取得了較好的效果。1 “三條線”做法及效果控制耗氣是一項系統(tǒng)工程，更是一項精細管理工程。針對各個區(qū)塊的特點，制定相應的指標[1]，畫好“摻產(chǎn)比、噸液耗氣、生產(chǎn)氣油比”三條動態(tài)線，為技術人員、管理人員、操作人員提供了科學研判的依據(jù)，通過“三條線”的
石油石化節(jié)能 2021年12期2021-12-28
- 揮發(fā)性油藏原油采收率預測的改進方法
引言揮發(fā)性油藏的氣油比通常為 267～623 m3/m3，原油體積系數(shù)大于1.8，在泡點壓力以下具有高收縮率；通常認為衰竭式開采的揮發(fā)性油藏采收率不高，一般為19%～25%[1]。為避免原油收縮，多數(shù)揮發(fā)性油藏采用注氣、注水保壓或混相驅開發(fā)。一些實際開發(fā)案例顯示，采用衰竭式開發(fā)的揮發(fā)性油藏實際原油采收率高于預測值。1978年投入開發(fā)的美國波德河盆地Buck Draw油田屬弱揮發(fā)性油藏，低于飽和壓力的情況下產(chǎn)量遞減趨勢沒有明顯增大，李國玉等[2]認為游離氣中
石油勘探與開發(fā) 2021年5期2021-11-02
- 定容凝析氣藏動儲量計算簡易新方法*
氣采出程度，理論氣油比與PVT等容衰竭實驗氣油比相同”，本文提出了采用生產(chǎn)氣油比匹配實驗氣油比，確定衰竭式開發(fā)的定容凝析氣藏動儲量的簡易新方法。新方法僅需PVT等容衰竭數(shù)據(jù)，突破現(xiàn)有方法對地層壓力、井底流壓需求的限制，計算過程簡單，且計算結果與依賴壓力數(shù)據(jù)的Walsh廣義物質(zhì)平衡方程式近似，具有重要的推廣應用價值。1 簡易新方法的提出Fetkovich考慮原油脫氣、凝析氣反凝析作用，首次提出油氣兩相共存的油氣藏中，油相、氣相相對滲透率比值的計算方法[17]
中國海上油氣 2021年5期2021-10-28
- 低滲、特低滲輕質(zhì)油藏溶解氣驅氣體流動臨界飽和度研究
——以中原油田為例
是非連續(xù)相，導致氣油比不能迅速增加，且在優(yōu)化開發(fā)方式調(diào)整時機上提出地層壓力為泡點壓力的0.80倍時為最佳壓力[5]；穆龍新等對蘇丹地區(qū)砂巖油藏衰竭式開發(fā)特征研究認為，壓力降至泡點壓力的0.80倍時轉注水開發(fā)能獲得最大采收率[6]，但對于相關內(nèi)容的機理并沒有展開介紹；趙瑞東等針對稀油及稠油氣相的異相成核研究表明，氣泡優(yōu)先在多孔介質(zhì)表面形成，氣泡在稀油中的生長速度較快，容易形成連續(xù)氣相[7]；鹿騰等運用物理模擬及數(shù)值模擬方法研究稠油溶解氣驅過程中氣泡形成的微觀
石油地質(zhì)與工程 2021年3期2021-06-25
- 特低滲透油藏CO2 混相驅和非混相驅水氣交替注采參數(shù)優(yōu)化
4 MPa，原始氣油比22.8 m3/t，體積系數(shù)1.108，地層原油黏度3.6 mPa·s，油層溫度變化區(qū)間為94.4～106.1 ℃，平均98.5 ℃，地溫梯度5.1 ℃/100 m，屬于正常溫度特低滲透油藏。2 個區(qū)塊都面臨注水難的問題，采用CO2驅后，開發(fā)效果得到了明顯改善。2 數(shù)值模擬模型的建立考慮貝14 和樹101 工區(qū)實際的地質(zhì)構造特征，在平面上建立角點網(wǎng)格模型，其中貝14 區(qū)塊縱向上根據(jù)小層性質(zhì)劃分為26 層，東西向、南北向和縱向最終網(wǎng)格劃
非常規(guī)油氣 2021年1期2021-04-01
- 南華201區(qū)塊注CO2最小混相壓力預測
CO2的采收率、氣油比隨注入CO2孔隙體積的變化規(guī)律，以確定南華201區(qū)塊CO2注入的最小混相壓力。1 實驗裝置與方法1.1 實驗裝置本研究所采用的細管模型裝置是從海安石油科技儀器有限公司定制，模型的主要參數(shù)：最高溫度180 ℃，最高壓力40 MPa，尺寸大小10 m×4.00 mm×6.34 mm，填充物為187.5 和125 μm 玻璃微珠各一半，孔隙體積65 cm3，液測滲透率＜20.0 μm2，細管試驗裝置見圖1。圖1 細管試驗裝置流程1.2 實驗
精細石油化工進展 2021年6期2021-02-13
- 稠油注天然氣混合密度變化規(guī)律研究及模型建立
氣混合密度隨溶解氣油比(Vg/Vo)的變化規(guī)律,結果見圖3和圖4。由圖3和圖4可看出,恒溫條件下,原油注天然氣混合密度隨溶解氣油比的增大而減小。這是由于氣體分子溶解到原油中,使原油分子間距增大,從而使原油密度降低。為對比中質(zhì)原油與稠油密度受溶解氣影響的大小,研究了不同稀稠比(m稀/m稠)混合油(0.5∶1、1.0∶1、2.0∶1、2.5∶1)在50 ℃條件下,起始壓力分別為8 MPa、13 MPa、18 MPa、25 MPa時的注氣混溶黏度。根據(jù)對不同稀稠
石油與天然氣化工 2020年6期2020-12-20
- 特低滲油藏水驅后二氧化碳氣水交替驅見效特征
驅過程中含水率、氣油比變化規(guī)律；并結合CO2在油水中溶解度的測試結果，研究多相流時CO2在油藏油水中的賦存狀態(tài)，探索CO2氣水交替驅在油藏條件下的相帶變化過程；同時，根據(jù)不同階段驅油效率變化，認識CO2氣水交替驅見效特征。1 實驗條件及方法1.1 實驗條件選取鄂爾多斯盆地三疊系杏河北長6油藏為研究對象，油層平均滲透率為2.16 mD，是典型的特低滲透油藏，孔隙結構復雜，非均質(zhì)性強。據(jù)此選定驅油條件：實驗溫度為50 ℃，模擬末端回壓為10.50 MPa，按該
特種油氣藏 2020年5期2020-12-03
- 近臨界態(tài)油氣藏開發(fā)特征及油氣產(chǎn)出預測
——以渤海BZ 油田為例
，主要體現(xiàn)在生產(chǎn)氣油比和油氣采出程度的變化。國內(nèi)外文獻調(diào)研表明，近臨界態(tài)油氣藏流體性質(zhì)復雜，其相應的實驗及相態(tài)研究成果也較少[1-3]，經(jīng)典油藏工程方法主要用于常規(guī)黑油的預測，對于揮發(fā)油或凝析氣藏預測精度不足；而利用LWD 測井資料預測方法[4]和混沌時間序列預測方法[5]也主要是基于統(tǒng)計回歸，存在一定的局限性。針對近臨界態(tài)油藏的開發(fā)特征，本文通過分析開采特征及其機理，在常規(guī)油氣動態(tài)預測方法的基礎上，改進并推導了近臨界態(tài)油藏的動態(tài)預測方法，對以后此類油氣藏
石油地質(zhì)與工程 2020年5期2020-10-30
- 低滲透油藏混相氣驅生產(chǎn)氣油比預測
定參考價值。生產(chǎn)氣油比是油藏氣驅開發(fā)過程中一項關鍵指標，不僅用于確定地面集輸工藝及生產(chǎn)建設設施，判斷注氣規(guī)模，還能指導氣驅采油工藝及參數(shù)優(yōu)化，同時生產(chǎn)氣油比是注氣計算及采油經(jīng)濟效益評價的重要依據(jù)。由于氣驅采油機理極復雜，往往涉及多相滲流及復雜相變的耦合作用。產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量是氣油比兩個主要參數(shù)，計算結果準確度受多種因素影響。一方面，油藏原油飽和度分布及壓力場僅依靠數(shù)值模擬預測;另一方面，數(shù)值模擬在低滲透非均質(zhì)性多組分油藏中存在較大不確定性，導致實用效果較差。
新疆地質(zhì) 2020年2期2020-07-04
- 低滲揮發(fā)性油藏CO2驅注入時機室內(nèi)實驗研究
同于普通油藏，其氣油比高、體積系數(shù)小、黏度低且收縮性小，這就注定了其開采特征和開發(fā)方式不同于普通油藏[1]。針對這一問題，國內(nèi)外學者開展了大量的實驗室相態(tài)及動態(tài)模擬研究[2–4]。研究發(fā)現(xiàn)，為防止地層壓力下降時出現(xiàn)氣相而造成原油采收率的大幅度下降，低滲揮發(fā)性油藏常見的開采方式是注氣保壓開采[5–8]。目前，學者們對氣驅提高采收率做了深入地研究[9–12]，但針對注入時機的研究幾乎沒有，為此，需要深入研究如何經(jīng)濟有效地實施氣驅來提高低滲揮發(fā)性油藏的采收率。胡
石油地質(zhì)與工程 2020年3期2020-06-24
- 潛山油藏氣竄識別方法的建立與應用
方法主要有：生產(chǎn)氣油比、產(chǎn)量檢測法等經(jīng)驗判別法以及微地震檢測氣驅前緣、示蹤劑等動態(tài)監(jiān)測判別法[10-13]，這些方法可以有效地識別生產(chǎn)井是否發(fā)生氣竄，但是對氣竄來源的識別還沒有較好的方法，或者識別成本過高.因此，本文在生產(chǎn)氣油比識別氣竄方法的基礎上，基于數(shù)值模擬方法，提出了一種新的可以識別氣竄來源的識別方法.1 數(shù)值模擬模型建立1.1 雙重介質(zhì)模型以裂縫性變質(zhì)巖塊狀底水輕質(zhì)油藏為例，裂縫性油藏通常具有雙重孔隙介質(zhì)系統(tǒng)，因此，在建立數(shù)值模擬模型時，基于War
陜西科技大學學報 2020年3期2020-06-15
- 復雜斷塊油藏屏障注水機理研究①
是指將注水井鉆于氣油界面附近，此時水和氣混合驅替油環(huán)，同時注入水可以隔離氣頂和油環(huán)，實現(xiàn)氣頂油環(huán)單獨開采。屏障注水可以有效防止油氣互竄，使得油井見氣后生產(chǎn)氣油比處于較低的水平，提高油井開發(fā)效果。前人針對屏障注水做了大量的研究，童凱軍等[4]對大氣頂窄油環(huán)油藏屏障注水開發(fā)技術適應性進行了研究，該油田主要發(fā)育辮狀河三角洲沉積，井網(wǎng)為排狀注水的規(guī)則井網(wǎng)，認為屏障注水與衰竭開發(fā)及常規(guī)注水相比，能顯著提高此類油藏的采收率，屏障注水比例為60%時開發(fā)效果最好。房娜等[
廣東石油化工學院學報 2020年6期2020-03-09
- 氣頂邊水油藏初期合理采油速度三維物理模擬實驗*
化曲線3.1.2氣油比特征圖4為各方案氣油比隨采出程度的變化曲線，可以看出：2個方案均有2個氣油比快速上升期，這是因為大氣頂油藏以氣頂能量驅油為主，氣油比上升不可避免；方案2采油速度低，相同產(chǎn)油量下氣油比低，無氣竄階段采出程度高，這主要是由于采油速度低，弱化了黏性指進，并發(fā)揮了油氣重力分異作用，使氣驅油推進均勻，波及增大，推遲了氣竄通道的形成時間，增加了無氣竄階段采出程度；擴大生產(chǎn)壓差后，壓力降波及范圍擴展到未動用油環(huán)區(qū)域，波及增加，2個方案的氣油比均瞬時
中國海上油氣 2019年6期2019-11-27
- 深海揮發(fā)性油藏注氣開發(fā)氣油比變化規(guī)律研究及應用*
揮發(fā)性油藏注氣驅氣油比變化規(guī)律的研究相對較少，而注氣驅氣油比變化規(guī)律與油井產(chǎn)量遞減規(guī)律密切相關，而且可為注氣井工作制度調(diào)整時機的選擇提供依據(jù)。揮發(fā)性油藏注入氣突破前，采油井生產(chǎn)氣油比的變化規(guī)律與油藏原始溶解氣油比分布規(guī)律密切相關；注氣突破后，油藏內(nèi)部形成油氣兩相滲流，氣油比上升規(guī)律較為復雜，借鑒水驅開發(fā)含水上升規(guī)律的研究思想[7]，可通過對氣驅特征曲線的理論研究，分析氣油比上升規(guī)律，但目前關于氣驅特征曲線的研究較少[8-10]，且無法準確表征氣油比上升規(guī)律
中國海上油氣 2019年5期2019-10-24
- 加注天然氣稠油高溫高壓條件下井筒流動特征
件下溫度、壓力和氣油比對油氣兩相垂直管流流動型態(tài)的影響規(guī)律,建立不同溫度、壓力和氣油比條件下油氣兩相流動型態(tài)圖版。1 儀器及材料儀器:高溫高壓流變儀,Haake Mars Ⅲ型;高溫高壓井筒模擬裝置[12-13],自制。材料:環(huán)烷油,塔河稠油,天然氣。塔河稠油和透明環(huán)烷油的黏溫關系見圖1。圖1 透明環(huán)烷油和塔河稠油黏度隨溫度變化Fig.1 Viscosity of transparent naphthenic oil and Tahe heavy oil
中國石油大學學報（自然科學版） 2019年4期2019-09-05
- 低滲透油藏混相氣驅生產(chǎn)氣油比預測
項重要指標，生產(chǎn)氣油比的可靠預測對于地面流體集輸處理工藝流程和建設規(guī)模的確定，循環(huán)注氣時用氣規(guī)模的確定和準備，以及對于氣驅采油工藝的選擇和優(yōu)化都有指導作用；此外，生產(chǎn)氣油比是注入氣換油率計算和氣驅項目技術經(jīng)濟評價的關鍵參數(shù)和必要依據(jù)。遺憾的是，用于氣驅生產(chǎn)氣油比預測的油藏工程方法至今還沒有公開報道，這應歸因于氣驅過程的復雜性[7-9]：多相滲流與復雜相變耦合。氣油比取決于產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量兩個生產(chǎn)指標，影響因素眾多；兩個生產(chǎn)指標的直接計算須在已知飽和度場和油藏
油氣藏評價與開發(fā) 2019年3期2019-07-06
- 山東省頁巖氣有利勘探層系與資源評價
量取決于含油量和氣油比，以溶解氣為主。根據(jù)泥頁巖的含油量和氣油比，可以建立含油量與含氣量的計算模型圖版，進而獲得不同演化階段泥頁巖的含氣量。圖3 干酪根類型為Ⅱ—Ⅲ型的湖相泥頁巖總有機碳含量與含氣量的關系Fig.3 Relationship between total organic carbon content and gas content of lacustrine shale with typeⅡ-Ⅲkerogen圖4 干酪根類型為Ⅰ—Ⅱ型的湖相泥
油氣地質(zhì)與采收率 2019年2期2019-03-19
- 海上稠油油藏多元熱流體吞吐開采氣竄規(guī)律研究
時間點。(4) 氣油比變化率。當氣竄發(fā)生后，產(chǎn)氣量大幅增加，對應的氣油比(體積比)也呈不斷增大的趨勢，利用注氣后氣油比與注氣初期(未氣竄)氣油比的“變化幅度”，也能評價氣竄的嚴重程度。將氣油比“變化幅度”定義為氣油比變化率[6-7]，即注氣后氣油比與注氣初期穩(wěn)定氣油比之間的變化率：ΔR=(Rt-R0)/Rt式中： ΔR—— 氣油比變化率；Rt—— 注氣后氣油比；R0—— 注氣初期穩(wěn)定氣油比。按氣油比變化率劃分氣竄等級：ΔR< 0.5，為弱氣竄；0.5≤ΔR
重慶科技學院學報（自然科學版） 2018年4期2018-09-10
- 大氣頂油藏氣竄規(guī)律與全壽命開發(fā)策略
21口生產(chǎn)井累積氣油比和累計產(chǎn)油量的關系可知，累積氣油比越大的油井，累計產(chǎn)油量越低，二者呈指數(shù)式遞減(圖1)。因此，提高無氣竄、低氣油比階段采出程度，使油氣界面均勻推進，是提高該類油藏開發(fā)效果的關鍵。③部分油井氣竄嚴重，單井產(chǎn)量低。位于非均質(zhì)較強的區(qū)域或距離油氣界面較近的油井，氣竄嚴重，氣驅效率差。目前日產(chǎn)氣大于5×104m3/d、日產(chǎn)油低于20 m3/d的油井數(shù)量占總井數(shù)的28%，目前對于氣竄井低產(chǎn)低效的治理是亟待解決的難點。圖1累計產(chǎn)油量和累積氣油比關
特種油氣藏 2018年3期2018-07-02
- 揮發(fā)性油藏天然氣驅提高采收率深化機理研究
mg/L）、原始氣油比高（350 m3/m3），為揮發(fā)性油藏，具有深層、低滲、高溫、高壓的特點，天然氣驅是提高采收率的重要手段，能有效補充地層能量，具不腐蝕，產(chǎn)出氣無需分離等優(yōu)勢。該塊于2006年開始在沙三中8-10開展現(xiàn)場注天然氣先導試驗，目前5注11采，實現(xiàn)有效注氣開發(fā)。1天然氣驅油效果實驗研究1.1明確地層壓力對注氣提高采率影響研究1.1.1不同壓力下天然氣驅產(chǎn)出氣組分變化研究細管試驗分兩次混相和三次非混相驅替進行，分析認為，地層壓力越高，注入氣突破
科教導刊·電子版 2018年8期2018-06-22
- 扶余油田不同開發(fā)方式原油性質(zhì)的變化
程中，飽和壓力及氣油比逐漸降低、原油粘度逐漸增大。由于地層脫氣造成的原油粘度增大，是油田開發(fā)中存在的普遍現(xiàn)象。（2）利用經(jīng)驗公式對油層條件下原油粘度的計算，進一步認識扶余油田原始條件下原油粘度分布及不同含氣條件下原油粘度分布，進而確定稠油區(qū)塊的分布。油層條件下，原油中溶解一定量的天然氣，溶解的天然氣越多，即溶解氣油比越大，原油粘度越低，但隨著地層壓力的下降、溶解氣油比逐漸減小，原油粘度逐漸增大。國內(nèi)外利用經(jīng)驗公式計算油層條件下的原油粘度μ ——含氣原油粘度
石油知識 2018年1期2018-03-20
- 潿洲W油田復雜流體性質(zhì)測井定量識別技術
，由此計算產(chǎn)層的氣油比，根據(jù)計算得到的氣油比識別儲層流體性質(zhì)。實際應用表明，該研究方法對區(qū)分油氣同層和油層有較明顯的地質(zhì)效果，并且與地層測試的結果較吻合，對其他盆地復雜流體性質(zhì)的測井評價具有一定的指導意義。復雜流體 定量評價 氣油比 最優(yōu)化 地層測試常規(guī)測井可以有效地區(qū)分并確定油氣層和水層的界限,但對復雜流體性質(zhì)的識別難度較大[1]。潿洲12-1油田有些油層中有“氣層”，這種隨石油開采出來的石油溶解氣在儲層條件下的物理性質(zhì)介于油與干氣之間，密度較大[2]，
復雜油氣藏 2017年3期2017-11-11
- 黃河口凹陷流體PVT特征參數(shù)預測方法研究
陷體積系數(shù)、溶解氣油比以及地層原油黏度的經(jīng)驗公式。研究結果表明:溶解氣油比與體積系數(shù)呈良好的線性關系,兩者之間可以相互預測;地面脫氣原油黏度和地面密度可用于預測地層原油黏度;溶解氣油比可采用地層壓力、地層溫度和地面原油密度預測。研究結果為黃河口凹陷油田勘探開發(fā)以及儲量計算提供技術支撐。黃河口凹陷;PVT特征;地層流體性質(zhì);預測方法流體PVT參數(shù)是勘探開發(fā)及儲量計算的基礎資料,是科學合理評價油田的基礎[1-3]。各參數(shù)的確定常通過對地層流體樣品進行PVT分析
中國石油大學勝利學院學報 2017年3期2017-11-07
- 準噶爾盆地未飽和油藏飽和壓力初探
的飽和壓力、溶解氣油比、原油體積系數(shù)、流體密度等物性參數(shù)，分析各變量的相關性。以油層物理理論為依據(jù)，建立飽和壓力數(shù)學模型，解析出準噶爾盆地油藏飽和壓力數(shù)學計算式。飽和壓力；流體物性；數(shù)學模型；準噶爾盆地根據(jù)油氣性質(zhì)等我們把油氣藏分為油藏、臨界態(tài)油氣藏、和氣藏。本文研究的是油藏的飽和壓力。主要方法是根據(jù)油層物理原理及油藏流體物性規(guī)律，建立油藏飽和壓力與油藏流體參數(shù)的關系式；利用數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析軟件，使用油藏實驗實際PVT基礎數(shù)據(jù)，進行相關分析，建立數(shù)學模型，求解
化工管理 2017年27期2017-10-13
- 一種新型氣驅特征曲線的推導及其應用研究
不同類型油氣田的氣油相對滲透率試驗結果，分析氣油兩相相對滲透率曲線的非指數(shù)式特征，并討論目前由指數(shù)式Krg/Kro推導的常規(guī)氣驅特征曲線的局限性。提出一種可以同時表征指數(shù)型和非指數(shù)型氣油相對滲透率曲線的表達式，并推導出新的非指數(shù)型氣驅特征曲線。油田實例應用表明，此新型氣驅曲線適用性廣，擬合精度均較高，不同時期預測的可采儲量結果一致性較好。相對滲透率；氣驅特征曲線；可采儲量目前的氣驅特征曲線種類較少，且各曲線通常由基于指數(shù)式的相對滲透率曲線推導而來[1-3]
重慶科技學院學報（自然科學版） 2017年2期2017-05-09
- 凝析氣藏注氣開發(fā)氣竄量化評價方法及應用
地層壓力、產(chǎn)量、氣油比、凝析油含量、原油密度、露點壓力及井流物組成等參數(shù)均服從一定的變化規(guī)律。程遠忠［16］等人結合凝析氣藏實際生產(chǎn)動態(tài)，對注氣前后參數(shù)變化特征進行描述，并對注氣效果進行了評價，但評價的依據(jù)僅為單一或少量幾個生產(chǎn)指標，未形成完備的凝析氣藏注氣氣竄量化評價體系。鑒于此，本文在分析注氣前后動靜態(tài)參數(shù)變化規(guī)律的基礎上，建立了多參數(shù)綜合評價方法。最后，以某凝析氣藏為例，分析了該凝析氣藏注氣氣竄參數(shù)變化特征，形成了凝析氣藏注氣氣竄評價量化體系，并對該
石油鉆采工藝 2017年6期2017-02-09
- 大澇壩循環(huán)注氣氣竄判別方法及調(diào)控對策
產(chǎn)動態(tài)參數(shù)，通過氣油比變化率、井流物特征變化等指標來判別氣竄的一種方法。如牙哈氣田以氣油比變化率大于35%、井流物中C1變化率大于5%等指標作為氣竄的判斷標準［1］；柯克亞氣田以氣油比變化率大于20%、井流物中C+5變化率大于45%等指標作為氣竄的判斷標準［2］；大張坨氣田采用氣油比變化率大于50%、（C2+C3）/C1比率的突變來判斷是否發(fā)生氣竄［3］。（1）氣油比變化率。氣油比是最直觀、最常用的氣竄表征參數(shù)。未發(fā)生氣竄時，氣油比穩(wěn)定；剛發(fā)生氣竄時，氣油
西部探礦工程 2016年4期2016-09-15
- 水驅油田生產(chǎn)氣油比主控因素及其影響規(guī)律研究
評述水驅油田生產(chǎn)氣油比主控因素及其影響規(guī)律研究張繼成，李倩茹（東北石油大學 石油工程學院， 黑龍江 大慶 163318）在注水保持壓力開采的條件下，生產(chǎn)氣油比是應當是恒定不變的。但是以S-BEI油田為例，隨著油田的開發(fā)進入中后期，生產(chǎn)氣油比呈突然升高的趨勢。針對這一異?，F(xiàn)象，首先從理論上分析了生產(chǎn)氣油比的影響因素，包括井網(wǎng)密度、井底流壓以及飽和壓力。從這三個角度出發(fā)，進行了數(shù)值模擬研究，研究結果表明，在含水率一定并且其它因素保持不變時，生產(chǎn)氣油比隨著井距的
當代化工 2016年5期2016-08-11
- 注入水對地層油高壓物性影響實驗研究
的飽和壓力和溶解氣油比都降低，且降低的幅度隨含水百分比的增大而增大。當含水百分比為80%時，注水使模擬地層油的飽和壓力降低 10.33%、溶解氣油比減小16.00%，注聚合物溶液使模擬地層油的飽和壓力降低 8.75%、溶解氣油比減小12.93%。不同含水百分比條件下，注水時氣水比平均值為2.09 cm3/g，注聚時氣水比平均值為2.01 cm3/g。注入水進入油藏與地層油充分接觸后會從油相奪取部分氣體成為含氣水。關鍵詞：地層油；飽和壓力；氣油比；氣水比；室
當代化工 2016年1期2016-07-22
- 高壓氣藏PVT取樣井的調(diào)整
氣井和凝析氣井，氣油比的變化顯得尤為重要。1 氣油比對地層流體組分的影響對于凝析氣藏，氣油比最小時，所配制的樣品最能代表原始地層流體。表1是某井在6.00 mm、8.00 mm、10.00 mm三個工作制度下分別取樣、配樣所做的地層流體樣品組成分析。從表1可以看出，8.00 mm工作制度下所取的樣品氣油比最小，重烴含量高，N2+C1為80.17，C2+為19.28，露點壓力最低，地露壓差最大，最能代表原始地層流體的組分。而在6.00 mm、10.00 mm
化工管理 2015年12期2015-12-21
- 塔河油田AT1井區(qū)油氣藏類型研究
大部分氣井均出現(xiàn)氣油比大幅下降的現(xiàn)象，同時在見水初期出現(xiàn)產(chǎn)油量增加、產(chǎn)氣量明顯下降的油侵特征，開發(fā)效果明顯變差。應用油氣藏高壓物性、流體性質(zhì)、石油天然氣組分分析、生產(chǎn)特征分析、儲量系數(shù)等資料，判斷AT1井區(qū)油氣藏類型為帶凝析氣頂?shù)挠筒?，分析了AT1井區(qū)的開發(fā)效果，提出了高含水期的開發(fā)對策，對同類油氣藏的類型判定與開發(fā)具有一定的借鑒意義。塔里木盆地；塔河油田；AT1井區(qū)；流體性質(zhì)；油氣藏類型；開發(fā)方式；開發(fā)效果塔河油田AT1井區(qū)油氣藏位于塔里木盆地沙雅隆起阿
新疆石油地質(zhì) 2015年5期2015-10-12
- PVT取樣的前期準備
(氣)藏各井間的氣油比、地面油氣相對密度變化很大時，應選擇能代表整個油(氣)藏范圍的各種氣油比和油氣相對密度的井作為取樣井。1.5 分層取樣。當一口井存在多層出油(氣)層且層間性質(zhì)變化較大時，應進行分層取樣。1.6 避免地層內(nèi)脫氣。油井一旦投產(chǎn)，應盡快取樣，避免造成大的壓降，形成地層內(nèi)脫氣(凝析)。2 取樣井的條件2.1 未發(fā)生過無控井噴，并可以把井底壓力調(diào)整到高于預計的原始飽和壓力下進行生產(chǎn)的油(氣)井。2.2 不產(chǎn)水或產(chǎn)水率不超過5%的油(氣)井。2.
化工管理 2015年9期2015-03-23
- 緬甸D區(qū)塊Patolon－1構造凝析氣藏判斷方法
油9.76m3，氣油比15 061m3／m3；千米井深日產(chǎn)氣量6.1×104m3／km.d，屬中等產(chǎn)能水平；第二次測試日產(chǎn)氣2.6×104m3，僅產(chǎn)少量油；之后4次測試原油產(chǎn)量都很低，其氣油比也很不穩(wěn)定。6次測試累積產(chǎn)氣量為18.82×104m3，累積產(chǎn)油量為6.14m3，累積生產(chǎn)氣油比為30 647m3／m3。2 氣藏類型判斷方法通過已知的油氣藏流體性質(zhì)以及組分特征參數(shù)可以有效地判斷Patolon－1油氣藏類型。2.1 根據(jù)氣油比判斷油氣藏類型一般氣藏按
江漢石油職工大學學報 2014年4期2014-12-23
- 哈薩克斯坦貝克塔斯氣頂邊水油藏開發(fā)對策與實踐
步加大，部分油井氣油比逐漸升高，單井產(chǎn)量迅速下降。(2)2004 — 2005年，對B油田進行三維地震采集和處理，了解了油田構造及油、氣、水的分布情況后才發(fā)現(xiàn)已鉆11口井中有7口位于氣油界面附近。(3)油藏面積較小，邊水能量較弱，隨著油田的開采，地層逐漸虧空，能量下降，氣頂不均勻擴散，在油氣邊界容易氣竄造成后續(xù)新井投產(chǎn)后氣油比較高?？傊?，前期油田的生產(chǎn)處于被動狀態(tài)，如何減少氣頂對油田生產(chǎn)的影響，抑制產(chǎn)量的下滑成為油田面臨的主要問題。3 第一試采階段后期開發(fā)
重慶科技學院學報（自然科學版） 2014年3期2014-08-14
- 帶油環(huán)邊水氣藏水平井開發(fā)優(yōu)化設計
開發(fā)過程中，隨著氣油界面的上升，油環(huán)將會錐進入氣區(qū)，干擾氣井生產(chǎn)，影響平穩(wěn)供氣；同時，錐進入氣區(qū)的原油將成為死油而無法采出，降低油環(huán)的開發(fā)效果。因此，維持氣油界面穩(wěn)定對于帶油環(huán)氣藏的開發(fā)至關重要［1-4］。由于直井與油層之間的接觸方式為點接觸，井底附近的壓降漏斗呈對數(shù)分布，油氣（水）界面會呈現(xiàn)“錐形”突進；水平井水平段與油層之間的接觸方式為線接觸，水平段附近的壓降呈線性分布，油氣（水）界面會形成“脊形”突進。在產(chǎn)量相同情況下，水平井井底附近的壓降將遠遠小于
斷塊油氣田 2014年4期2014-06-28
- 儲層滲透率對復合熱載體吞吐效果的影響
對復合熱載體吞吐氣油比的影響在同一吞吐周期，隨著滲透率增加，氣油比降低，而且，前3周期氣油比增加幅度較小，第4周期后氣油比明顯上升，而且滲透率越低，上升幅度越大（見圖5）。從累計氣油比來看，滲透率越大，氣油比越高；隨吞吐輪次增加，氣油比上升（見表2）。因此，從氣油比來看，復合熱載體吞吐以3個周期為宜。圖5 吞吐氣油比與滲透率的關系表2 不同滲透率巖心平均氣油比與吞吐周期的關系由圖5可知，隨著吞吐周期增加，吞吐儲層滲透率越高，注入復合熱載體的波及范圍越大，氣
斷塊油氣田 2014年4期2014-06-28
- 中國石油川慶鉆探工程公司自主研發(fā)頁巖氣油基鉆井液
新研發(fā)的一批頁巖氣油基鉆井液產(chǎn)品，運抵威遠H3－1頁巖氣井，等待接受現(xiàn)場檢驗。這種產(chǎn)品在頁巖氣鉆井過程中可起到保護儲層、保持井壁穩(wěn)定，以及解決水平井鉆井防卡等井下復雜問題的作用。若產(chǎn)品現(xiàn)場試驗成功，將有望降低頁巖氣開發(fā)的綜合成本，提高頁巖氣井的開發(fā)效益。面對四川長寧—威遠地區(qū)31個平臺、134口頁巖氣水平井的戰(zhàn)略部署，自主研發(fā)適合非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的優(yōu)質(zhì)鉆井液迫在眉睫。鉆采院以“油氣田應用化學四川省重點實驗室”為科研平臺，依托中國石油天然氣集團公司統(tǒng)籌項目
天然氣工業(yè) 2014年5期2014-02-11
- 勝利正理莊油田特低滲透油藏CO2驅氣竄規(guī)律研究
油井的生產(chǎn)規(guī)律、氣油比變化情況和采出氣組分來確定［5，6］。從油井的生產(chǎn)規(guī)律來看，氣竄油井產(chǎn)量呈突然性的線性遞增規(guī)律，油井無穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)量上升后迅速下降；從氣油比變化規(guī)律來看，油井氣油比急劇上升，數(shù)值模擬計算當氣油比大于200m3／m3時，氣體首次突破地層原油；而后氣油比繼續(xù)上升突破井底，達到頂點時，氣油比與油井產(chǎn)量均上升至最高，后氣油比也開始下降，但下降幅度不大，氣竄的嚴重程度與氣油比的大小呈正比關系［7］；從采出氣組分來看，氣竄后CO2體積分數(shù)上升，一般
石油天然氣學報 2013年3期2013-11-22
- 凝析氣藏黑油產(chǎn)量劈分方法
要。原油密度法與氣油比法因其計算簡單、快捷、可靠，為最常用的黑油產(chǎn)量劈分方法。1 黑油產(chǎn)量劈分方法1.1 原油密度法原油密度法基本原理就是利用黑油與凝析油之間的密度差異（凝析油密度較小，而黑油密度較大），利用密度關系可確定黑油在混合油所占的體積比例系數(shù)ξo，進而確定黑油產(chǎn)出。其具體計算方法為：（1）首先，假設采出混合油（黑油與凝析油）的地面體積為單位1，其中，黑油體積為ξo，凝析油體積為ξc，則有：根據(jù)取樣分析可確定地面黑油密度ρc，地面凝析油密度ρo及地
石油地質(zhì)與工程 2012年4期2012-10-25
- 注CO2開發(fā)油藏氣竄特征及影響因素研究
6井的注入氣后，氣油比及產(chǎn)出氣中CO2含量逐漸攀升，油井產(chǎn)量快速下降。為降低氣竄的不利影響，進一步提高注氣開發(fā)效果，有必要對氣竄的影響控制因素做深入研究。2 氣竄類型及模式2.1 室內(nèi)試驗高89－1塊混相區(qū)域壓力28.9MPa，近混相區(qū)域壓力23～28MPa。分別開展了壓力為26.0MPa和31MPa的長巖心驅替試驗，以評價混相驅和非混相驅時氣竄特征和提高采收率效果[1～4]。長巖心驅替試驗表明：相同注入體積情況下混相驅采收率明顯高于非混相驅；混相驅和非混
石油天然氣學報 2012年3期2012-08-20
- 提高地層原油體積系數(shù)計算精度的方法
分析也需要對溶解氣油比這一表征地下流體特征的重要參數(shù)做出合理估計，通常配樣不一樣結果差別會很大。例如渤深6井奧陶系4 165.5～4 246m深度的油層，分別以氣油體積比152.1和551.6進行配樣分析，得到地層原油體積系數(shù)分別為1.548和2.774。2003年該井區(qū)上報探明含油面積5.7km2，有效厚度92.8m，解釋孔隙度4%，解釋含油飽和度70%，平均地面油密度0.805g／cm3，運用體積系數(shù)1.548和2.774分別計算出石油地質(zhì)儲量為7.7
成都理工大學學報（自然科學版） 2012年4期2012-07-06
- 電纜地層測試聚焦探針在渤海地區(qū)的應用
到的光學流體分析氣油比圖，其氣油比（脫色、脫水后的光學流體分析氣油比）隨時間逐漸增長而緩慢增大但未達到穩(wěn)定，最終取樣結果泥漿濾液含量為6%。在該區(qū)塊A2井同一層位使用了聚焦探針取樣，圖4為A2井采用聚焦探針取樣時得到的光學流體分析氣油比圖，首先采用混合向下的模式抽排清井，在泵抽時間約1 500 s時改用混合向上的模式，在泵抽時間約2 100 s時采用上下分流模式。從圖4a可以看出，當采用分流模式后其氣油比很快達到穩(wěn)定，比A1井節(jié)省了約40 min的泵抽時間
中國海上油氣 2011年5期2011-01-23