低渗岩性气藏建设地下储气库工作气量的确定

储气库库容量与工作气量是储气库建设的核心问题,工作气量与储气库运行压力、垫底气量及注采井数等相互制约。对于榆林气田低渗岩性气藏储气库建设,储气库库容量评价与工作气量设计是研究重点和难点。分述了采用压降法、流动物质平衡法与产量不稳定分析法等计算动态储量的方法,评价了榆林气田南区储气库库容量,利用气藏工程方法确定储气库工作气量与库容量的比例为27.5%,利用气藏工程多参数优化与岩心注采仿真模拟实验相结合的方法确定储气库工作气量比例为25%～30%,综合以上结果,确定储气库工作气量为库容量的25%～30%。     

高含硫高压气藏井口-井底压力折算新方法研究

针对采用下入压力计现场测试高含硫高压气藏气层压力和井底压力存在危险的情况,提出了高含硫高压气藏井口一井底压力折算方法。利用高含硫气田硫化氢含量变化特征来确定异常高压气藏压力折算中基本参数,再进行气柱井筒压力折算。研究结果表明,利用该方法得到的井底压力值与实测井底压力值十分接近,因而在实际生产中具有可行性,可以为油田施工提供参考。     

深水气藏评价防水合物综合技术

深水气藏测试评价的目标是通过杜绝失败和降低风险使测试成本最小化而使获取的资料数据最优最大化。生成水合物和产生水合物堵塞测试流通通道均能导致深水气井测试失败。以荔湾3-1-2井为例,结合深水气藏及其评价测试特点,通过应用防水合物综合技术有效地防止了水合物的生成,圆满完成了深水气藏测试评价任务。     

苏75井区排水采气工艺研究与应用

苏75井区属于典型"三低"气藏,储层普遍含气,气层普遍有水。气井投产后,普遍产水,产量低,递减快。井区平均单井产量1.0×10~4 m~3/d,产量低导致产水气井携液能力减弱,易造成气井普遍出水,井筒普遍积液。结合苏75井区积液井生产特征,研究、摸索泡沫排水采气、气举排水采气、柱塞气举排水采气等工艺及其适应性,形成了排水采气工艺技术系列。各项排水采气工艺措施的实施,确保了井区产水井的连续稳定生产。     

塔中碳酸盐岩凝析气藏注水注气提高采收率数值模拟研究

塔中Ⅰ号气田缝洞型碳酸盐岩凝析气藏在衰竭式开发下采收率低,需要采取注水注气方式来提高采收率。首先,运用离散裂缝方法针对不同储层类型的理想模型建立了相应概念的地质模型;其次,根据不同储层类型及不同油气藏特征而采取注水或注气开采方式下的采收率进行了数值模拟;最后进行综合对比,得出适用于不同凝析油含量和不同储层类型情况下的合理开发方式。     

四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气藏应力敏感性及其对产能影响的定量评价

应力变化对页岩的渗透率影响较大,应力增加造成的渗透率降低对于页岩气储层产能会造成影响。通过四川盆地东部下志留统龙马溪组页岩气藏围压循环下的气测渗透率试验,建立了应力与渗透率的关系曲线。试验结果表明,应力敏感性对页岩渗透率的损伤具有明显的不可逆性,研究所用样本卸去围压后渗透率仅恢复至初始值的28%。采取有限元数值方法,基于质量守恒方程、达西定律、固体变形和孔隙弹性力学理论,建立了相应的流固耦合数值模型,用以定量表征相关参数和应力敏感性对产能的影响。模拟结果表明,在相同围压条件下,加压阶段弹性模量较大,卸压阶段弹性模量较小;沿岩心轴向方向,靠近出口处的渗透率和孔隙度较低,主应力较大;如果不考虑非线性应力敏感性效应,总产能计算结果可能被高估。     

测井资料识别油气水层类型方法研究--以印度尼西亚A气田L层为例

印度尼西亚 A气田整体为一个断块发育、油气水系统分布复杂的凝析气藏，储量计算的难点在于储层油气水层难以准确划分。在进行精细测井解释的基础上，通过分析射孔测试层段已确定的油气水层的测井响应特征，采用三孔隙度差值法与比值法、视水层中子孔隙度测井值法、声波时差差值法、轻/重烃比值法及电缆地层测试法等几种方法，建立了一套适合 A气田油气水层定量识别的标准，并取得了较好的应用效果。     

渤海油田凝析气藏相态特征研究

针对渤海油田凝析气藏的相态特征,采用流体组成分析、恒质膨胀和定容衰竭进行了实验研究,并采用实验结果对相图进行了模拟计算。结果表明,渤海油田凝析气藏最大反凝析露点压力为43.50MPa,最大反凝析露点温度为344.51℃;临界压力为39.68MPa,临界温度为26.71℃;地层温度114.4℃处于临界温度和最大反凝析露点温度之间,属于富凝析气藏;地层压力为42.44MPa,近似等于露点压力,说明为饱和凝析气藏。相态研究为渤海油田凝析气藏开发方案提供了理论依据。     

小型油水分离器

机动渔船长期向水域排放舱底含油污水，正常工作的渔船每年排放的舱底水量约为该船总吨位的10％。渔船虽小，但数量很多，排放的舱底水量也很大，油污水不仅造成鱼、虾、贝类中毒死亡，而且还会间接地影响人类的健康。近年来，我国对环保的要求日益提高，对渔船、小船也提出了装设防油污染设备的要求。为此，     

苏里格低渗气藏水平井压参数优化分析

为了保证水平井开发效果，达到提高气藏产能和采收率的目的，以区域地质特征为基础，通过数值模拟的手段，建立单井数值模型，对苏里格气田苏6井区压裂水平井裂缝参数，包括裂缝半长、裂缝间距、裂缝条数和裂缝夹角等影响因素进行了优化研究。研究结果表明，总体而言，产量随着裂缝长度、间距、数量和夹角的增加而增加；裂缝长度大干120m以后，产量增加的幅度明显变缓，建议裂缝半长在50-60m之间，裂缝间距250m，6条裂缝且两端裂缝位置应使边界距离至少大于裂缝间距；在同等裂缝长度下，供给区域小，产能较高；在无预知裂缝方位情况下分段压裂的间距要求不小于设计缝长。