气油
- 实时流体录井技术在惠州26-6构造的应用
-烃平衡比图版和气油比定量计算法,实现对储层流体类型的定量识别。1 区域地质概况惠州26-6构造位于惠西南成熟油区,发育在惠州26洼南部边界断层二台阶上,由两条北西西向断层共同控制的断块[10-11]。该构造首口探井A1井(图1),钻探揭示前古近系潜山、古近系文昌组、恩平组岩性复杂多样、油气显示丰富,录井发现油气显示近千米,测井解释油气层厚度达422.2 m;为了落实储层流体性质,全井分别在古近系、古潜山泵抽取样8点次,地层测试4层,结果表明古潜山顶部及文
科学技术与工程 2023年26期2023-10-09
- 复杂类型储气库多周期注采相渗变化规律
周期注采条件下的气油体系渗流特征研究。为此,本文基于中国东部的气顶油藏改建的储气库,根据储气库周期性注采的特点,开展了多周期相渗实验测试,分析了多周期注采过程中气水、气油相渗曲线变化特征;建立了储气库多周期注采过程相对渗透率曲线模型,并绘制了相对渗透率曲线图版。该研究方法及成果可以为复杂类型储气库库容设计、动态分析及数值模拟研究提供参考。1 实验部分1.1 实验样品不同类型储气库储层存在较大差异,实验样品取自渤海湾盆地某地下储气库。对储气库目的层进行岩心取
西安石油大学学报（自然科学版） 2023年3期2023-06-05
- 凝析气藏相态恢复规律认识及样品代表性判断
用方法有：①原始气油比恢复法，即采用分离器油气样按原始生产气油比进行配样或计算［1-2］；②原始露点压力恢复法，即采用流体和对应的平衡油按原始露点压力等于原始地层压力配样或计算［3-6］，其常用于带油环的凝析气藏，在该条件下原始露点压力等于原始地层压力；③直接相态恢复法，即将各组分组成随压力的变化关系曲线回归公式然后计算各组分组成的直接相态恢复法［7］。以上3种方法分析均需要前提条件，如第一种方法需要已知原始生产气油比或试气时的测试气油比，后两种方法需要已
天然气技术与经济 2022年6期2023-01-18
- 五点法井网CO2-N2驱前置CO2段塞尺寸优化
704MPa下的气油比22.3m3/m3，原油粘度3.756mPa·s，二氧化碳—原油的最小混相压力25.9MPa。现按照极限气油比和极限日产油量两种约束条件分别计算采收率等相关指标。1.1 极限气油比约束条件在极限气油比1500m3/m3的约束条件下，低渗透油层不同驱替方案采收率与CO2段塞尺寸关系曲线如图1所示。由图1可知，随着CO2段塞尺寸的增加，CO2-N2驱的采收率不断增大，且始终高于全CO2驱的采收率，当CO2段塞达到0.4PV（Pore Vo
西部探矿工程 2022年10期2022-12-22
- 生产参数对油井沥青质沉积特征的影响*
中原油组分、生产气油比、油藏压力、油嘴大小等生产参数对沥青质的沉积均有影响，对这些参数的研究更有利于掌握油田生产过程沥青质的沉积规律变化，从而优化生产制度并制定沥青质沉积防治对策。本文以顺北A油井原油为研究对象，采用高温高压固相沉积规律测试装置，结合油井生产参数，测试了不同生产阶段原油组分变化、生产气油比(GOR)、油藏压力及生产工况对沥青质沉积规律的影响。1 实验部分1.1 实验样品顺北A油井不同生产时期原油样品，取自地面分离器，取样时间分别为2017.
广州化工 2022年16期2022-09-17
- 注天然气油井沥青质析出规律研究
确用于东河油田注气油井沥青质析出规律研究。随着光学技术的迅速发展，目前较多的国内外学者认为，光学法用于检测原油体系沥青质析出相较于传统的测试方法具有更高的灵敏度，信号响应也更加迅速。采用自主研发的高温高压固相沉积规律测试装置，基于光散射原理，测试注气过程东河原油沥青质析出的背散射光信号变化规律，得出沥青质析出温度压力数据，绘制沥青质沉积包络线相图，结合油井温度压力分布数据，预测沥青质在井筒中的沉积深度，研究了温度、压力、注气量等因素对沥青质析出规律的影响，
石油与天然气化工 2022年2期2022-04-20
- 渤海海域渤中凹陷渤中19-6大型凝析气田天然气来源探讨
的生排烃量和排烃气油比变化特点，提出渤中19-6天然气来源于沙三段Ⅱ1、Ⅱ2、Ⅲ型混合烃源岩，为干酪根热解和残留烃裂解气的混合物，且供烃区仅为渤中凹陷西南局部区域的新观点，并对下一步渤中凹陷的天然气勘探提出建议。1 渤海湖相烃源岩热解生气能力与排烃气油比1.1 烃源岩生烃动力学参数为方便与前人研究成果[1,6]对比，本文采用公开发表文献[6]中的渤海烃源岩热模拟实验数据进行分析。样品来自辽东湾JZ20-1-1井沙一段湖相烃源岩，深度2 830～2 840
石油实验地质 2022年2期2022-04-15
- 塔里木盆地东河1 油田石炭系油藏注气开发气油比上升问题及对策
采比低于设计； 气油比上升快， 气窜风险加剧； 注气受效井作业污染频繁发生； 油井出砂加剧， 急需系统治理； 机采不适应， 气举采油需要地面配套；沥青质、 乳化问题进一步凸显； 注气井阶段吸气能力变差， 现场返排解堵流程不完善等［7］。气油比是注气开发的一项关键指标， 其变化规律可以较好地指示油井受效程度、 产量递减趋势以及气窜发生、 发展等过程［8-10］。 目前国内外学者对气驱全生命周期生产气油比的研究主要分为见气前、 见气后和气窜后3 个阶段， 且普
大庆石油地质与开发 2022年2期2022-04-09
- 气驱油藏开发效果评价新方法及其应用
3×104m3，气油体积比1 343，动用原油地质储量采出程度32.0%，采油速度2.4%。图1 X油田S井区油藏剖面图2 开发效果评价模型2.1 开发效果评价模型的建立以X油田S井区I油组油藏为原型，建立气驱油藏模式(见图2)。其中,图2a表示原始状态下，油、气两相平衡；图2b表示开采状态下，油环中原油被采出、气顶气侵入纯油区。随着气顶气的不断侵入，若水平井段出现气窜通道，那么油井的产油量将逐渐被抑制，气顶能量损耗加快，开发效果变差；反之，若气油界面均衡
重庆科技学院学报（自然科学版） 2022年1期2022-03-24
- 多层非均质储层CO2吞吐及埋存效率实验
质性对吞吐效率、气油比和埋存率的影响,以对同类油藏的开发提供借鉴。1 长岩心注CO2吞吐室内实验为研究非均质油藏CO2吞吐的特征,建立非均质多管并联长岩心物理模型［17-18］,通过长岩心实验对CO2吞吐效果进行研究,明确非均质性对吞吐效率、气油比和埋存率的影响。1.1 实验装置及材料1.1.1 岩心本次实验选用JS 油田Z43 井取样的实际岩心,根据实验所需,建立三组长岩心。（1）低渗组长岩心:筛选渗透率在30×10-3μm2左右的岩心组成相对低渗的组合
复杂油气藏 2022年4期2022-03-06
- 目前地层油高压物性分析存在的问题及修正方法
气)。并且将溶解气油比定义为单次脱气得到气、油在标准条件下的体积之比[3],这与原油的实际溶解气油比有一定差距。目前各油田均有专门的测试中心测试地层油气的高温高压物性,并严格按照国家标准进行测试[6-9]。因此测试标准的正确性直接影响到油田开发方案及储量计算等的准确性。目前地层油高压物性测试中心的测试方法及数据处理方法存在问题包括:①地层油原始压力下的体积系数Boi、气油比Rsi是用一次脱气获得;②用地层温度下的多级脱气直接给出体积系数及气油比随压力的变化
中国石油大学学报（自然科学版） 2022年1期2022-02-28
- 带油环凝析气藏注气吞吐采出流体特征
Pa 条件下，按气油比138 m3/m3、地层油密度0.65 g/cm3配制油环油。1.3 实验方法1.3.1 凝析气多次注气吞吐将岩心放入夹持器进行清洗、烘干并抽真空，在模拟储集层温度76 ℃下，饱和地层水并记录饱和水量。将压力升至36.9 MPa，用配制好的凝析气驱替，直至岩心出口端地层水量为原饱和量的66%（束缚水饱和度约34%）时，形成原始凝析气。从地层压力36.9 MPa 开始衰竭式开采，压力每衰竭2.0 MPa 为一级，直至15.0 MPa停止
新疆石油地质 2022年1期2022-02-16
- 存在组分梯度的深水挥发性油藏注天然气开发混相机理
混相带运移和生产气油比的变化规律，从而更好地认识挥发油注天然气混相机理，为生产优化和油藏管理提供重要理论指导。1 M油藏流体组分梯度特征与表征M油藏地处西非尼日利亚某深水油田(该区域水深1 500 m)， 为构造油藏，油藏深度3 200～3 400 m，平均厚度20 m，平均渗透率1 200 mD，平均孔隙度25%。在评价阶段，进行了4口井5井次的取样，不同深度组分含量如图1所示。从图中可以看出，C1组分含量为63%～69%，中间组分C2—C6含量为18%
中国海上油气 2021年6期2022-01-07
- 致密火山岩凝析气藏生产动态特征与影响因素研究
——以龙凤山气藏B213井区为例
律复杂、递减快、气油比上升快的问题,因此,系统地研究生产动态特征,分析产能影响因素,对井区下一步开发部署和生产调整具有重要意义。1 B213井区概况龙凤山气藏B213井区位于松辽盆地中部、长岭断陷南部龙凤山构造带,目的层系火石岭组具有二元结构特征,上部为碎屑岩,下部为火山岩,火山岩纵向上划分为5个期次,其中期次5、期次4和期次3是主力含气期次,不同期次物性差异大。孔隙度为0.3%～8.9%,平均为5.36%,渗透率为0.016～57.000 mD,平均为6
非常规油气 2021年6期2021-12-29
- 精准“三条线”管理 降低油田生产耗气
m3/d）、生产气油比低（16.8 m3/t）、井口出液温度低（15℃）、原油凝固点高（37℃）。同时，随着油田产量递减，综合含水不断上升，生产规模不断扩大，耗气指标逐年升高。为了降低能耗，建立“三条线”管理方法，取得了较好的效果。1 “三条线”做法及效果控制耗气是一项系统工程，更是一项精细管理工程。针对各个区块的特点，制定相应的指标[1]，画好“掺产比、吨液耗气、生产气油比”三条动态线，为技术人员、管理人员、操作人员提供了科学研判的依据，通过“三条线”的
石油石化节能 2021年12期2021-12-28
- 挥发性油藏原油采收率预测的改进方法
引言挥发性油藏的气油比通常为 267～623 m3/m3，原油体积系数大于1.8，在泡点压力以下具有高收缩率；通常认为衰竭式开采的挥发性油藏采收率不高，一般为19%～25%[1]。为避免原油收缩，多数挥发性油藏采用注气、注水保压或混相驱开发。一些实际开发案例显示，采用衰竭式开发的挥发性油藏实际原油采收率高于预测值。1978年投入开发的美国波德河盆地Buck Draw油田属弱挥发性油藏，低于饱和压力的情况下产量递减趋势没有明显增大，李国玉等[2]认为游离气中
石油勘探与开发 2021年5期2021-11-02
- 定容凝析气藏动储量计算简易新方法*
气采出程度，理论气油比与PVT等容衰竭实验气油比相同”，本文提出了采用生产气油比匹配实验气油比，确定衰竭式开发的定容凝析气藏动储量的简易新方法。新方法仅需PVT等容衰竭数据，突破现有方法对地层压力、井底流压需求的限制，计算过程简单，且计算结果与依赖压力数据的Walsh广义物质平衡方程式近似，具有重要的推广应用价值。1 简易新方法的提出Fetkovich考虑原油脱气、凝析气反凝析作用，首次提出油气两相共存的油气藏中，油相、气相相对渗透率比值的计算方法[17]
中国海上油气 2021年5期2021-10-28
- 低渗、特低渗轻质油藏溶解气驱气体流动临界饱和度研究
——以中原油田为例
是非连续相，导致气油比不能迅速增加，且在优化开发方式调整时机上提出地层压力为泡点压力的0.80倍时为最佳压力[5]；穆龙新等对苏丹地区砂岩油藏衰竭式开发特征研究认为，压力降至泡点压力的0.80倍时转注水开发能获得最大采收率[6]，但对于相关内容的机理并没有展开介绍；赵瑞东等针对稀油及稠油气相的异相成核研究表明，气泡优先在多孔介质表面形成，气泡在稀油中的生长速度较快，容易形成连续气相[7]；鹿腾等运用物理模拟及数值模拟方法研究稠油溶解气驱过程中气泡形成的微观
石油地质与工程 2021年3期2021-06-25
- 特低渗透油藏CO2 混相驱和非混相驱水气交替注采参数优化
4 MPa，原始气油比22.8 m3/t，体积系数1.108，地层原油黏度3.6 mPa·s，油层温度变化区间为94.4～106.1 ℃，平均98.5 ℃，地温梯度5.1 ℃/100 m，属于正常温度特低渗透油藏。2 个区块都面临注水难的问题，采用CO2驱后，开发效果得到了明显改善。2 数值模拟模型的建立考虑贝14 和树101 工区实际的地质构造特征，在平面上建立角点网格模型，其中贝14 区块纵向上根据小层性质划分为26 层，东西向、南北向和纵向最终网格划
非常规油气 2021年1期2021-04-01
- 南华201区块注CO2最小混相压力预测
CO2的采收率、气油比随注入CO2孔隙体积的变化规律，以确定南华201区块CO2注入的最小混相压力。1 实验装置与方法1.1 实验装置本研究所采用的细管模型装置是从海安石油科技仪器有限公司定制，模型的主要参数：最高温度180 ℃，最高压力40 MPa，尺寸大小10 m×4.00 mm×6.34 mm，填充物为187.5 和125 μm 玻璃微珠各一半，孔隙体积65 cm3，液测渗透率＜20.0 μm2，细管试验装置见图1。图1 细管试验装置流程1.2 实验
精细石油化工进展 2021年6期2021-02-13
- 稠油注天然气混合密度变化规律研究及模型建立
气混合密度随溶解气油比(Vg/Vo)的变化规律,结果见图3和图4。由图3和图4可看出,恒温条件下,原油注天然气混合密度随溶解气油比的增大而减小。这是由于气体分子溶解到原油中,使原油分子间距增大,从而使原油密度降低。为对比中质原油与稠油密度受溶解气影响的大小,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 ℃条件下,起始压力分别为8 MPa、13 MPa、18 MPa、25 MPa时的注气混溶黏度。根据对不同稀稠
石油与天然气化工 2020年6期2020-12-20
- 特低渗油藏水驱后二氧化碳气水交替驱见效特征
驱过程中含水率、气油比变化规律；并结合CO2在油水中溶解度的测试结果，研究多相流时CO2在油藏油水中的赋存状态，探索CO2气水交替驱在油藏条件下的相带变化过程；同时，根据不同阶段驱油效率变化，认识CO2气水交替驱见效特征。1 实验条件及方法1.1 实验条件选取鄂尔多斯盆地三叠系杏河北长6油藏为研究对象，油层平均渗透率为2.16 mD，是典型的特低渗透油藏，孔隙结构复杂，非均质性强。据此选定驱油条件：实验温度为50 ℃，模拟末端回压为10.50 MPa，按该
特种油气藏 2020年5期2020-12-03
- 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
，主要体现在生产气油比和油气采出程度的变化。国内外文献调研表明，近临界态油气藏流体性质复杂，其相应的实验及相态研究成果也较少[1-3]，经典油藏工程方法主要用于常规黑油的预测，对于挥发油或凝析气藏预测精度不足；而利用LWD 测井资料预测方法[4]和混沌时间序列预测方法[5]也主要是基于统计回归，存在一定的局限性。针对近临界态油藏的开发特征，本文通过分析开采特征及其机理，在常规油气动态预测方法的基础上，改进并推导了近临界态油藏的动态预测方法，对以后此类油气藏
石油地质与工程 2020年5期2020-10-30
- 低渗透油藏混相气驱生产气油比预测
定参考价值。生产气油比是油藏气驱开发过程中一项关键指标，不仅用于确定地面集输工艺及生产建设设施，判断注气规模，还能指导气驱采油工艺及参数优化，同时生产气油比是注气计算及采油经济效益评价的重要依据。由于气驱采油机理极复杂，往往涉及多相渗流及复杂相变的耦合作用。产油量和产气量是气油比两个主要参数，计算结果准确度受多种因素影响。一方面，油藏原油饱和度分布及压力场仅依靠数值模拟预测;另一方面，数值模拟在低渗透非均质性多组分油藏中存在较大不确定性，导致实用效果较差。
新疆地质 2020年2期2020-07-04
- 低渗挥发性油藏CO2驱注入时机室内实验研究
同于普通油藏，其气油比高、体积系数小、黏度低且收缩性小，这就注定了其开采特征和开发方式不同于普通油藏[1]。针对这一问题，国内外学者开展了大量的实验室相态及动态模拟研究[2–4]。研究发现，为防止地层压力下降时出现气相而造成原油采收率的大幅度下降，低渗挥发性油藏常见的开采方式是注气保压开采[5–8]。目前，学者们对气驱提高采收率做了深入地研究[9–12]，但针对注入时机的研究几乎没有，为此，需要深入研究如何经济有效地实施气驱来提高低渗挥发性油藏的采收率。胡
石油地质与工程 2020年3期2020-06-24
- 潜山油藏气窜识别方法的建立与应用
方法主要有：生产气油比、产量检测法等经验判别法以及微地震检测气驱前缘、示踪剂等动态监测判别法[10-13]，这些方法可以有效地识别生产井是否发生气窜，但是对气窜来源的识别还没有较好的方法，或者识别成本过高.因此，本文在生产气油比识别气窜方法的基础上，基于数值模拟方法，提出了一种新的可以识别气窜来源的识别方法.1 数值模拟模型建立1.1 双重介质模型以裂缝性变质岩块状底水轻质油藏为例，裂缝性油藏通常具有双重孔隙介质系统，因此，在建立数值模拟模型时，基于War
陕西科技大学学报 2020年3期2020-06-15
- 复杂断块油藏屏障注水机理研究①
是指将注水井钻于气油界面附近，此时水和气混合驱替油环，同时注入水可以隔离气顶和油环，实现气顶油环单独开采。屏障注水可以有效防止油气互窜，使得油井见气后生产气油比处于较低的水平，提高油井开发效果。前人针对屏障注水做了大量的研究，童凯军等[4]对大气顶窄油环油藏屏障注水开发技术适应性进行了研究，该油田主要发育辫状河三角洲沉积，井网为排状注水的规则井网，认为屏障注水与衰竭开发及常规注水相比，能显著提高此类油藏的采收率，屏障注水比例为60%时开发效果最好。房娜等[
广东石油化工学院学报 2020年6期2020-03-09
- 气顶边水油藏初期合理采油速度三维物理模拟实验*
化曲线3.1.2气油比特征图4为各方案气油比随采出程度的变化曲线，可以看出：2个方案均有2个气油比快速上升期，这是因为大气顶油藏以气顶能量驱油为主，气油比上升不可避免；方案2采油速度低，相同产油量下气油比低，无气窜阶段采出程度高，这主要是由于采油速度低，弱化了黏性指进，并发挥了油气重力分异作用，使气驱油推进均匀，波及增大，推迟了气窜通道的形成时间，增加了无气窜阶段采出程度；扩大生产压差后，压力降波及范围扩展到未动用油环区域，波及增加，2个方案的气油比均瞬时
中国海上油气 2019年6期2019-11-27
- 深海挥发性油藏注气开发气油比变化规律研究及应用*
挥发性油藏注气驱气油比变化规律的研究相对较少，而注气驱气油比变化规律与油井产量递减规律密切相关，而且可为注气井工作制度调整时机的选择提供依据。挥发性油藏注入气突破前，采油井生产气油比的变化规律与油藏原始溶解气油比分布规律密切相关；注气突破后，油藏内部形成油气两相渗流，气油比上升规律较为复杂，借鉴水驱开发含水上升规律的研究思想[7]，可通过对气驱特征曲线的理论研究，分析气油比上升规律，但目前关于气驱特征曲线的研究较少[8-10]，且无法准确表征气油比上升规律
中国海上油气 2019年5期2019-10-24
- 加注天然气稠油高温高压条件下井筒流动特征
件下温度、压力和气油比对油气两相垂直管流流动型态的影响规律,建立不同温度、压力和气油比条件下油气两相流动型态图版。1 仪器及材料仪器:高温高压流变仪,Haake Mars Ⅲ型;高温高压井筒模拟装置[12-13],自制。材料:环烷油,塔河稠油,天然气。塔河稠油和透明环烷油的黏温关系见图1。图1 透明环烷油和塔河稠油黏度随温度变化Fig.1 Viscosity of transparent naphthenic oil and Tahe heavy oil
中国石油大学学报（自然科学版） 2019年4期2019-09-05
- 低渗透油藏混相气驱生产气油比预测
项重要指标，生产气油比的可靠预测对于地面流体集输处理工艺流程和建设规模的确定，循环注气时用气规模的确定和准备，以及对于气驱采油工艺的选择和优化都有指导作用；此外，生产气油比是注入气换油率计算和气驱项目技术经济评价的关键参数和必要依据。遗憾的是，用于气驱生产气油比预测的油藏工程方法至今还没有公开报道，这应归因于气驱过程的复杂性[7-9]：多相渗流与复杂相变耦合。气油比取决于产油量和产气量两个生产指标，影响因素众多；两个生产指标的直接计算须在已知饱和度场和油藏
油气藏评价与开发 2019年3期2019-07-06
- 山东省页岩气有利勘探层系与资源评价
量取决于含油量和气油比，以溶解气为主。根据泥页岩的含油量和气油比，可以建立含油量与含气量的计算模型图版，进而获得不同演化阶段泥页岩的含气量。图3 干酪根类型为Ⅱ—Ⅲ型的湖相泥页岩总有机碳含量与含气量的关系Fig.3 Relationship between total organic carbon content and gas content of lacustrine shale with typeⅡ-Ⅲkerogen图4 干酪根类型为Ⅰ—Ⅱ型的湖相泥
油气地质与采收率 2019年2期2019-03-19
- 海上稠油油藏多元热流体吞吐开采气窜规律研究
时间点。(4) 气油比变化率。当气窜发生后，产气量大幅增加，对应的气油比(体积比)也呈不断增大的趋势，利用注气后气油比与注气初期(未气窜)气油比的“变化幅度”，也能评价气窜的严重程度。将气油比“变化幅度”定义为气油比变化率[6-7]，即注气后气油比与注气初期稳定气油比之间的变化率：ΔR=(Rt-R0)/Rt式中： ΔR—— 气油比变化率；Rt—— 注气后气油比；R0—— 注气初期稳定气油比。按气油比变化率划分气窜等级：ΔR< 0.5，为弱气窜；0.5≤ΔR
重庆科技学院学报（自然科学版） 2018年4期2018-09-10
- 大气顶油藏气窜规律与全寿命开发策略
21口生产井累积气油比和累计产油量的关系可知，累积气油比越大的油井，累计产油量越低，二者呈指数式递减(图1)。因此，提高无气窜、低气油比阶段采出程度，使油气界面均匀推进，是提高该类油藏开发效果的关键。③部分油井气窜严重，单井产量低。位于非均质较强的区域或距离油气界面较近的油井，气窜严重，气驱效率差。目前日产气大于5×104m3/d、日产油低于20 m3/d的油井数量占总井数的28%，目前对于气窜井低产低效的治理是亟待解决的难点。图1累计产油量和累积气油比关
特种油气藏 2018年3期2018-07-02
- 挥发性油藏天然气驱提高采收率深化机理研究
mg/L）、原始气油比高（350 m3/m3），为挥发性油藏，具有深层、低渗、高温、高压的特点，天然气驱是提高采收率的重要手段，能有效补充地层能量，具不腐蚀，产出气无需分离等优势。该块于2006年开始在沙三中8-10开展现场注天然气先导试验，目前5注11采，实现有效注气开发。1天然气驱油效果实验研究1.1明确地层压力对注气提高采率影响研究1.1.1不同压力下天然气驱产出气组分变化研究细管试验分两次混相和三次非混相驱替进行，分析认为，地层压力越高，注入气突破
科教导刊·电子版 2018年8期2018-06-22
- 扶余油田不同开发方式原油性质的变化
程中，饱和压力及气油比逐渐降低、原油粘度逐渐增大。由于地层脱气造成的原油粘度增大，是油田开发中存在的普遍现象。（2）利用经验公式对油层条件下原油粘度的计算，进一步认识扶余油田原始条件下原油粘度分布及不同含气条件下原油粘度分布，进而确定稠油区块的分布。油层条件下，原油中溶解一定量的天然气，溶解的天然气越多，即溶解气油比越大，原油粘度越低，但随着地层压力的下降、溶解气油比逐渐减小，原油粘度逐渐增大。国内外利用经验公式计算油层条件下的原油粘度μ ——含气原油粘度
石油知识 2018年1期2018-03-20
- 涠洲W油田复杂流体性质测井定量识别技术
，由此计算产层的气油比，根据计算得到的气油比识别储层流体性质。实际应用表明，该研究方法对区分油气同层和油层有较明显的地质效果，并且与地层测试的结果较吻合，对其他盆地复杂流体性质的测井评价具有一定的指导意义。复杂流体 定量评价 气油比 最优化 地层测试常规测井可以有效地区分并确定油气层和水层的界限,但对复杂流体性质的识别难度较大[1]。涠洲12-1油田有些油层中有“气层”，这种随石油开采出来的石油溶解气在储层条件下的物理性质介于油与干气之间，密度较大[2]，
复杂油气藏 2017年3期2017-11-11
- 黄河口凹陷流体PVT特征参数预测方法研究
陷体积系数、溶解气油比以及地层原油黏度的经验公式。研究结果表明:溶解气油比与体积系数呈良好的线性关系,两者之间可以相互预测;地面脱气原油黏度和地面密度可用于预测地层原油黏度;溶解气油比可采用地层压力、地层温度和地面原油密度预测。研究结果为黄河口凹陷油田勘探开发以及储量计算提供技术支撑。黄河口凹陷;PVT特征;地层流体性质;预测方法流体PVT参数是勘探开发及储量计算的基础资料,是科学合理评价油田的基础[1-3]。各参数的确定常通过对地层流体样品进行PVT分析
中国石油大学胜利学院学报 2017年3期2017-11-07
- 准噶尔盆地未饱和油藏饱和压力初探
的饱和压力、溶解气油比、原油体积系数、流体密度等物性参数，分析各变量的相关性。以油层物理理论为依据，建立饱和压力数学模型，解析出准噶尔盆地油藏饱和压力数学计算式。饱和压力；流体物性；数学模型；准噶尔盆地根据油气性质等我们把油气藏分为油藏、临界态油气藏、和气藏。本文研究的是油藏的饱和压力。主要方法是根据油层物理原理及油藏流体物性规律，建立油藏饱和压力与油藏流体参数的关系式；利用数据统计分析软件，使用油藏实验实际PVT基础数据，进行相关分析，建立数学模型，求解
化工管理 2017年27期2017-10-13
- 一种新型气驱特征曲线的推导及其应用研究
不同类型油气田的气油相对渗透率试验结果，分析气油两相相对渗透率曲线的非指数式特征，并讨论目前由指数式Krg/Kro推导的常规气驱特征曲线的局限性。提出一种可以同时表征指数型和非指数型气油相对渗透率曲线的表达式，并推导出新的非指数型气驱特征曲线。油田实例应用表明，此新型气驱曲线适用性广，拟合精度均较高，不同时期预测的可采储量结果一致性较好。相对渗透率；气驱特征曲线；可采储量目前的气驱特征曲线种类较少，且各曲线通常由基于指数式的相对渗透率曲线推导而来[1-3]
重庆科技学院学报（自然科学版） 2017年2期2017-05-09
- 凝析气藏注气开发气窜量化评价方法及应用
地层压力、产量、气油比、凝析油含量、原油密度、露点压力及井流物组成等参数均服从一定的变化规律。程远忠［16］等人结合凝析气藏实际生产动态，对注气前后参数变化特征进行描述，并对注气效果进行了评价，但评价的依据仅为单一或少量几个生产指标，未形成完备的凝析气藏注气气窜量化评价体系。鉴于此，本文在分析注气前后动静态参数变化规律的基础上，建立了多参数综合评价方法。最后，以某凝析气藏为例，分析了该凝析气藏注气气窜参数变化特征，形成了凝析气藏注气气窜评价量化体系，并对该
石油钻采工艺 2017年6期2017-02-09
- 大涝坝循环注气气窜判别方法及调控对策
产动态参数，通过气油比变化率、井流物特征变化等指标来判别气窜的一种方法。如牙哈气田以气油比变化率大于35%、井流物中C1变化率大于5%等指标作为气窜的判断标准［1］；柯克亚气田以气油比变化率大于20%、井流物中C+5变化率大于45%等指标作为气窜的判断标准［2］；大张坨气田采用气油比变化率大于50%、（C2+C3）/C1比率的突变来判断是否发生气窜［3］。（1）气油比变化率。气油比是最直观、最常用的气窜表征参数。未发生气窜时，气油比稳定；刚发生气窜时，气油
西部探矿工程 2016年4期2016-09-15
- 水驱油田生产气油比主控因素及其影响规律研究
评述水驱油田生产气油比主控因素及其影响规律研究张继成，李倩茹（东北石油大学 石油工程学院， 黑龙江 大庆 163318）在注水保持压力开采的条件下，生产气油比是应当是恒定不变的。但是以S-BEI油田为例，随着油田的开发进入中后期，生产气油比呈突然升高的趋势。针对这一异常现象，首先从理论上分析了生产气油比的影响因素，包括井网密度、井底流压以及饱和压力。从这三个角度出发，进行了数值模拟研究，研究结果表明，在含水率一定并且其它因素保持不变时，生产气油比随着井距的
当代化工 2016年5期2016-08-11
- 注入水对地层油高压物性影响实验研究
的饱和压力和溶解气油比都降低，且降低的幅度随含水百分比的增大而增大。当含水百分比为80%时，注水使模拟地层油的饱和压力降低 10.33%、溶解气油比减小16.00%，注聚合物溶液使模拟地层油的饱和压力降低 8.75%、溶解气油比减小12.93%。不同含水百分比条件下，注水时气水比平均值为2.09 cm3/g，注聚时气水比平均值为2.01 cm3/g。注入水进入油藏与地层油充分接触后会从油相夺取部分气体成为含气水。关键词：地层油；饱和压力；气油比；气水比；室
当代化工 2016年1期2016-07-22
- 高压气藏PVT取样井的调整
气井和凝析气井，气油比的变化显得尤为重要。1 气油比对地层流体组分的影响对于凝析气藏，气油比最小时，所配制的样品最能代表原始地层流体。表1是某井在6.00 mm、8.00 mm、10.00 mm三个工作制度下分别取样、配样所做的地层流体样品组成分析。从表1可以看出，8.00 mm工作制度下所取的样品气油比最小，重烃含量高，N2+C1为80.17，C2+为19.28，露点压力最低，地露压差最大，最能代表原始地层流体的组分。而在6.00 mm、10.00 mm
化工管理 2015年12期2015-12-21
- 塔河油田AT1井区油气藏类型研究
大部分气井均出现气油比大幅下降的现象，同时在见水初期出现产油量增加、产气量明显下降的油侵特征，开发效果明显变差。应用油气藏高压物性、流体性质、石油天然气组分分析、生产特征分析、储量系数等资料，判断AT1井区油气藏类型为带凝析气顶的油藏，分析了AT1井区的开发效果，提出了高含水期的开发对策，对同类油气藏的类型判定与开发具有一定的借鉴意义。塔里木盆地；塔河油田；AT1井区；流体性质；油气藏类型；开发方式；开发效果塔河油田AT1井区油气藏位于塔里木盆地沙雅隆起阿
新疆石油地质 2015年5期2015-10-12
- PVT取样的前期准备
(气)藏各井间的气油比、地面油气相对密度变化很大时，应选择能代表整个油(气)藏范围的各种气油比和油气相对密度的井作为取样井。1.5 分层取样。当一口井存在多层出油(气)层且层间性质变化较大时，应进行分层取样。1.6 避免地层内脱气。油井一旦投产，应尽快取样，避免造成大的压降，形成地层内脱气(凝析)。2 取样井的条件2.1 未发生过无控井喷，并可以把井底压力调整到高于预计的原始饱和压力下进行生产的油(气)井。2.2 不产水或产水率不超过5%的油(气)井。2.
化工管理 2015年9期2015-03-23
- 缅甸D区块Patolon－1构造凝析气藏判断方法
油9.76m3，气油比15 061m3／m3；千米井深日产气量6.1×104m3／km.d，属中等产能水平；第二次测试日产气2.6×104m3，仅产少量油；之后4次测试原油产量都很低，其气油比也很不稳定。6次测试累积产气量为18.82×104m3，累积产油量为6.14m3，累积生产气油比为30 647m3／m3。2 气藏类型判断方法通过已知的油气藏流体性质以及组分特征参数可以有效地判断Patolon－1油气藏类型。2.1 根据气油比判断油气藏类型一般气藏按
江汉石油职工大学学报 2014年4期2014-12-23
- 哈萨克斯坦贝克塔斯气顶边水油藏开发对策与实践
步加大，部分油井气油比逐渐升高，单井产量迅速下降。(2)2004 — 2005年，对B油田进行三维地震采集和处理，了解了油田构造及油、气、水的分布情况后才发现已钻11口井中有7口位于气油界面附近。(3)油藏面积较小，边水能量较弱，随着油田的开采，地层逐渐亏空，能量下降，气顶不均匀扩散，在油气边界容易气窜造成后续新井投产后气油比较高。总之，前期油田的生产处于被动状态，如何减少气顶对油田生产的影响，抑制产量的下滑成为油田面临的主要问题。3 第一试采阶段后期开发
重庆科技学院学报（自然科学版） 2014年3期2014-08-14
- 带油环边水气藏水平井开发优化设计
开发过程中，随着气油界面的上升，油环将会锥进入气区，干扰气井生产，影响平稳供气；同时，锥进入气区的原油将成为死油而无法采出，降低油环的开发效果。因此，维持气油界面稳定对于带油环气藏的开发至关重要［1-4］。由于直井与油层之间的接触方式为点接触，井底附近的压降漏斗呈对数分布，油气（水）界面会呈现“锥形”突进；水平井水平段与油层之间的接触方式为线接触，水平段附近的压降呈线性分布，油气（水）界面会形成“脊形”突进。在产量相同情况下，水平井井底附近的压降将远远小于
断块油气田 2014年4期2014-06-28
- 储层渗透率对复合热载体吞吐效果的影响
对复合热载体吞吐气油比的影响在同一吞吐周期，随着渗透率增加，气油比降低，而且，前3周期气油比增加幅度较小，第4周期后气油比明显上升，而且渗透率越低，上升幅度越大（见图5）。从累计气油比来看，渗透率越大，气油比越高；随吞吐轮次增加，气油比上升（见表2）。因此，从气油比来看，复合热载体吞吐以3个周期为宜。图5 吞吐气油比与渗透率的关系表2 不同渗透率岩心平均气油比与吞吐周期的关系由图5可知，随着吞吐周期增加，吞吐储层渗透率越高，注入复合热载体的波及范围越大，气
断块油气田 2014年4期2014-06-28
- 中国石油川庆钻探工程公司自主研发页岩气油基钻井液
新研发的一批页岩气油基钻井液产品，运抵威远H3－1页岩气井，等待接受现场检验。这种产品在页岩气钻井过程中可起到保护储层、保持井壁稳定，以及解决水平井钻井防卡等井下复杂问题的作用。若产品现场试验成功，将有望降低页岩气开发的综合成本，提高页岩气井的开发效益。面对四川长宁—威远地区31个平台、134口页岩气水平井的战略部署，自主研发适合非常规油气勘探开发的优质钻井液迫在眉睫。钻采院以“油气田应用化学四川省重点实验室”为科研平台，依托中国石油天然气集团公司统筹项目
天然气工业 2014年5期2014-02-11
- 胜利正理庄油田特低渗透油藏CO2驱气窜规律研究
油井的生产规律、气油比变化情况和采出气组分来确定［5，6］。从油井的生产规律来看，气窜油井产量呈突然性的线性递增规律，油井无稳产期，产量上升后迅速下降；从气油比变化规律来看，油井气油比急剧上升，数值模拟计算当气油比大于200m3／m3时，气体首次突破地层原油；而后气油比继续上升突破井底，达到顶点时，气油比与油井产量均上升至最高，后气油比也开始下降，但下降幅度不大，气窜的严重程度与气油比的大小呈正比关系［7］；从采出气组分来看，气窜后CO2体积分数上升，一般
石油天然气学报 2013年3期2013-11-22
- 凝析气藏黑油产量劈分方法
要。原油密度法与气油比法因其计算简单、快捷、可靠，为最常用的黑油产量劈分方法。1 黑油产量劈分方法1.1 原油密度法原油密度法基本原理就是利用黑油与凝析油之间的密度差异（凝析油密度较小，而黑油密度较大），利用密度关系可确定黑油在混合油所占的体积比例系数ξo，进而确定黑油产出。其具体计算方法为：（1）首先，假设采出混合油（黑油与凝析油）的地面体积为单位1，其中，黑油体积为ξo，凝析油体积为ξc，则有：根据取样分析可确定地面黑油密度ρc，地面凝析油密度ρo及地
石油地质与工程 2012年4期2012-10-25
- 注CO2开发油藏气窜特征及影响因素研究
6井的注入气后，气油比及产出气中CO2含量逐渐攀升，油井产量快速下降。为降低气窜的不利影响，进一步提高注气开发效果，有必要对气窜的影响控制因素做深入研究。2 气窜类型及模式2.1 室内试验高89－1块混相区域压力28.9MPa，近混相区域压力23～28MPa。分别开展了压力为26.0MPa和31MPa的长岩心驱替试验，以评价混相驱和非混相驱时气窜特征和提高采收率效果[1～4]。长岩心驱替试验表明：相同注入体积情况下混相驱采收率明显高于非混相驱；混相驱和非混
石油天然气学报 2012年3期2012-08-20
- 提高地层原油体积系数计算精度的方法
分析也需要对溶解气油比这一表征地下流体特征的重要参数做出合理估计，通常配样不一样结果差别会很大。例如渤深6井奥陶系4 165.5～4 246m深度的油层，分别以气油体积比152.1和551.6进行配样分析，得到地层原油体积系数分别为1.548和2.774。2003年该井区上报探明含油面积5.7km2，有效厚度92.8m，解释孔隙度4%，解释含油饱和度70%，平均地面油密度0.805g／cm3，运用体积系数1.548和2.774分别计算出石油地质储量为7.7
成都理工大学学报（自然科学版） 2012年4期2012-07-06
- 电缆地层测试聚焦探针在渤海地区的应用
到的光学流体分析气油比图，其气油比（脱色、脱水后的光学流体分析气油比）随时间逐渐增长而缓慢增大但未达到稳定，最终取样结果泥浆滤液含量为6%。在该区块A2井同一层位使用了聚焦探针取样，图4为A2井采用聚焦探针取样时得到的光学流体分析气油比图，首先采用混合向下的模式抽排清井，在泵抽时间约1 500 s时改用混合向上的模式，在泵抽时间约2 100 s时采用上下分流模式。从图4a可以看出，当采用分流模式后其气油比很快达到稳定，比A1井节省了约40 min的泵抽时间
中国海上油气 2011年5期2011-01-23