高晓林[1]（2021）在《非常规低渗砂岩油藏注天然气汽化开采》文中指出由于非常规低渗砂岩油藏具有低孔、低渗、低压、低产、采收率不高的特点,导致传统的开采方式难以高效开采此类油藏,针对此问题,本文提出持续向低渗油藏内注入天然气,保持地层压力,不断地从油藏中提取、汽化轻中质组分,从而实现汽化开采提高采收率的目的。本文采用油藏数值模拟技术,利用CMG软件的Winprop模块对目标油藏的原油物性参数进行了相态拟合,对目标油藏进行了原始流体以及与天然气不同比例混合后体系的气液相平衡和物性参数计算,验证了目标油藏注天然气汽化开采提高采收率的可能性。使用CMG软件的GEM模块对目标油藏进行了几种不同开发方式的动态预测,分析对比了正方形反九点井网自然衰竭式开采、注水开采、注天然气汽化开采的开发过程和开发效果,优化了井距、井底流压和注气量,对目标油藏注天然气汽化开采的开发过程进行了分析,研究了井网变化对开发效果的影响。得出结论:（1）自然衰竭开采采收率低,采收率最高为12%左右;注水开发的采收率可达到28%左右,但是生产井很快会出现含水率过高的问题。（2）采用正方形反九点井网注天然气时,保持生产井井底流压不变,增大注气量有助于采收率的提升;注气量相同时,维持一个较高的生产井井底流压,采收率更高。（3）注气时,加入适量溶解气,能起到降低原油黏度、提高采收率的作用。（4）注气后油藏内的组份分布情况、油藏内油气饱和度变化情况以及生产井产出物的组份组成变化情况,直观地表征出非常规低渗砂岩油藏注天然气汽化开采的过程。（5）角井与边井所在网格的组份含量、油气饱和度以及产出物的组成变化数据对比,表明了气体在生产井突破越晚,汽化效果越好,采收率越高。（6）井网进行调整时,当气体在边井突破时立即关闭边井,开发效果最好,最终采收率可达到48.64%,比未调整前的采收率提高了21.13个百分点。（7）井的工作制度不变时,353米井距五点井网的注天然气汽化开采开发效果更好,采收率可达50.79%。（8）注天然气汽化开采,可大幅度提高非常规低渗砂岩油藏的采收率。
唐灵英[2]（2021）在《低渗透油藏天然气驱影响因素分析》文中提出中原油田低渗透油藏具有埋藏深、渗透率低、高温、高压的特点,天然气驱是该类油藏提高采收率的重要手段,注天然气开发能有效补充地层能量,具有不腐蚀,产出气无需分离等优势。为进一步提高天然气驱油效率,应用数值模拟方法对渗透率、井距、人工裂缝、启动压力、高注低采、气油比、沉积微相、微裂缝等影响因素进行研究,明确了渗透率、井距是影响天然气驱最主要的因素。
唐灵英[3]（2020）在《高气油比油藏天然气驱渗流特征与机理研究》文中进行了进一步梳理文南油田地层温度高,矿化度高,化学驱技术难以适应。低渗透油藏无法有效水驱,因原油黏度低,可采用注气混相驱进行开发。因此,开展高压低渗透油藏天然气驱渗流机理研究,先后开展了天然气驱后地层原油高压物性变化规律研究、生产动态变化规律研究、微观驱油特征研究、开采过程中气窜规律研究等。明确了高压低渗透油藏天然气驱渗流机理:注天然气主要是补充地层能量,气体沿主流通道流动,波及区内,以驱替作用为主,溶解抽提作用为辅;气窜后可以采用小规模水段塞作为封窜剂,增加气相流动阻力,抑制气窜。
杨轩[4]（2018）在《兴古9块注气开发方式优化研究》文中指出兴隆台潜山油藏-兴古9块由于受油藏条件埋藏深、孔喉细小、非均质严重、初始含水饱和度高、储层敏感性强等;以及目前工艺技术精细过滤、分层注水难实现的限制,其整体开发效果不尽人意,采收率较低。采用高效合理的采油方法,避免地下能量枯竭开采和注水能量不足,使得油田的采收率得到稳定合理的提高,对于现场开发具有重要的现实意义。但是兴隆台潜山油藏-兴古9块存在的主要矛盾是注水压力过高,注不进,地层能量不足并且不能得到有效的补充,这样造成的结果是地层压力下降的特别快;这样使“注不进,采不出”层间的矛盾更加突出。这样的区块主要矛盾凸显出来后,寻找更加合理的开发方式,是非常的重要的,为了达到区块开发稳产的需要,注气开发是最适合该区块的方式。而注气开发的优点是既可以控水稳油,又可以达到注水开发的补充地层能量的目的,还可以稳定的提高采收率,这样可以非常高效的开发该区块的油藏。气驱方法因采用的注入气不同,其驱油机理和效果也有较大差别,无疑二氧化碳混相驱和注烃气混相驱效果最好,但资源的不足限制了这些方法在辽河油田的应用和推广。近年来,氮气驱的优点显现出来,这种驱油方式主要需要氮气,而氮气的制取方式比较简单,原料来源多,制取成本低廉,没有毒性对环境没有任何污染,这些是别的驱油方式没有的优点,这种独特的优越性使得氮气驱的发展迅猛发展,已经成为注气开发的重点技术,而且氮气驱对于低渗油藏及凝析气油藏等注水开发效果不明显的油藏已经取得了初步效果。因此,本文主要对兴隆台潜山油藏-兴古9块开发现状和氮气开发的可行性及驱油机理进行了分析,通过物理实验模拟研究,得出实验结果之后,对现有的注气方案进行了优化。采取气水交替注入,周期注气和周期注水结合驱替,获得更高的采收率;实施氮气驱时,如果条件许可,注入二氧化碳气体段塞可大大提高氮气驱的效果。对提高兴隆台潜山油藏-兴古9块的开发效果和采收率和推动辽河油田的可持续发展具有重要意义。
孟维伟[5]（2017）在《低渗透油藏注气提高采收率先导试验方案研究》文中指出本文在文献调研的基础上,总结了低渗透油藏的分类方法、开发特征、不同注气类型提高采收率机理,归纳了注气驱油技术的国内外应用现状、注气开发低渗透油藏的优势与局限性,为注气开发低渗透的WX油藏奠定了基础。论文以WX油藏为对象,采用数模软件进行了油藏流体相态拟合,应用所建流体模型模拟细管实验,预测了不同气体在油藏温度下与原油的最小混相压力（MMP）。结果表明CO2和伴生气都可以在油藏条件下与原油形成混相,注N2不能形成混相。根据油藏构造特征、孔渗特性等静态参数,并对油藏生产动态的拟合,建立了代表油藏实际特征的数值模型。应用所建立的数值模型对WX油藏在不同注气方案及生产模式下的动态参数进行了预测。在综合考虑注气和生产成本以及油藏实际情况的前提下,进行了注入介质的筛选以及注采参数的优化,并最终设计出了能指导油田生产的先导试验方案。先导试验方案采用CO2为注入介质,CO2纯度为99%,含1%的N2杂质。单井地下注入速度300 m3/d,先水驱后单段塞的注入CO2方法（注CO2时间区间为2020年3月至2028年3月）。预计到2039年阶段采出程度达到48.88%,相比连续注水开发提高了8.20%,相比连续注气开发提高了1.28%。
王昊[6]（2016）在《X52油藏水淹区注气提高采收率开发方式研究》文中认为提高采收率研究是油气田开发永恒存在的主题之一,并且注气提高原油采收率技术已经发展成为一项成熟的增产技术。在二次采油后期,油藏经过注水开发后,含水率会逐渐上升,水驱波及范围变小,已经不再适合继续水驱开发。经过接近40年的开发,柯克亚X52挥发性油藏原油采出程度较低,仅仅为30%左右,水驱采出程度低。原油属于挥发油,油质减轻,易脱气,且油藏存在边水,在水驱后储层含水率会很快上升。由于部分储层已被水淹,处于高含水的状况,使得其他提高采收率的方式存在很大的局限性。本文结合柯克亚X52挥发性油藏目前的开发现状,评价在该油田注气的可行性。X52挥发性油藏多层且跨度大,地质情况复杂,各区块之间流体和岩石物性差异较大。但是该油田天然气资源十分丰富,注气驱在该油藏具有较好的应用前景,因此结合注气驱室内实验和数值模拟方法,对柯克亚X52挥发性油藏注气开发的可行性进行研究。选取了现场取回的柯克亚西五二区K233井的地面分离器油、天然气样品和储层岩心样品,地层水按分析配样,进行研究。通过对所配样品进行PVT物性实验测得气油比为363.12m3/m3,泡点压力为36.14MPa。进行注气膨胀实验,结果表明当注入气量的摩尔体积百分比达到60.397%时,膨胀系数达到最大,为1.51。选择渗透率较好的15块岩心,通过气驱、气水交替驱、提高压力至25MPa,提高压力至39.4MPa、单次提高压力、分阶段提高压力的方式,进行6组长岩心驱替实验,实验结果表明,衰竭后经过水驱,先提高压力至39MPa再气水交替开发的累计采出程度最高,为83.15%。在柯克亚X52挥发油藏全油藏组分模型基础上通过抽取注采井组剖面模型进行数值模拟,考虑不同驱替方式的驱油效率差异。对不同驱替方式进行模拟,结果表明：水驱后再气水交替注入的开发方式,原油的采出程度为24.48%,采出程度相比水驱后再持续注气的开发方式增加2.42%。模拟不同提高压力条件下驱油效率,模拟结果表明：水驱后先提高压力至39.4MPa累积采出程度最高,为28.34%,水驱后先提高压力至25.4MPa累积采出程度次之,为24.91%。数值模拟结果与室内实验结果规律一致。柯克亚X52挥发油藏注烃气提高采收率可行,水驱后提高压力至39.4MPa再进行气水交替驱的开发方式是最适合该油藏的开发方式。
刘念秋[7]（2015）在《徐闻挥发性油藏注气室内可行性评价研究》文中进行了进一步梳理本文研究内容来自中石化江苏油田开发研究课题,以徐闻挥发性油藏注N2和天然气开发过程地层流体动态相态特征,注气提高采收率可行性为主要研究对象,开展挥发性油藏注气开发规律,注气过程中流体相态特征变化等基础性研究工作,以此确定注气过程中注入气和挥发油的地下流体形态,正确认识挥发油体系在注气过程中的地层流体相态特征变化规律。这对徐闻挥发性油藏找到合理开发方式具有非常重要的意义。通过相关研究已取得了以下认识：（1） Xuwen6-1井地层流体属于轻质弱挥发性原油的流体组成。地层油气体系泡点压力低,地饱压差较大,原油不易脱气,可以衰竭开采一段时间。（2）对于溶解气油比很高的强挥发性油藏流体,当油藏压力降至泡点压力以下时,大量的溶解气会逸出,流度超过油相时,大部分的油相会残留在地层,这时的生产类似凝析气藏生产动态,所以对溶解气油比很高的挥发性油藏可以考虑定容衰竭实验。（3）挥发性油藏非平衡定容衰竭实验证明在挥发性油藏中,当外界温度压力变化速度超过相变速度时,挥发性流体中的中间烃类组分还来不及挥发至气相而残留在剩余油液相之中,使得剩余油体积变化小,收缩率降低。（4） Xuwen6-1井地层原油体系注N2多次接触混相压力为31.75MPa左右,注天然气多次接触混相压力为22MPa左右,低于原始地层压力（27.28MPa）,通过对拟三元相图模拟结果分析发现：从气液两相多级接触过程来看,液相重质组分不断减少,注入气中C2-C6中间烃组分逐渐增加。（5）从注N2和天然气驱细管实验可以看出,Xuwen6-1挥发性油藏在20.4MPa以上注天然气可实现混相驱,而注N2需要30.3MPa以上的压力（即要超过原始地层压力）才能达到混相驱。因此,在原始地层压力条件下Xuwen6-1挥发油藏注N2只能实现近混相驱。（6）长岩心驱替显示：原始地层压力下连续注水驱最终采出程度为40.51%,效果相对较差；原始地层压力下脉冲注天然气驱最终采出程度为62.93%,采出程度最高；衰竭至饱和压力下脉冲注天然气驱最终采出程度为31.03%,表明原始地层压力下脉冲天然气驱的开发方式优于衰竭至饱和压力下脉冲注天然气驱；原始地层压力下脉冲注氮气驱最终采出程度为26.22%,效果最差,衰竭至饱和压力下脉冲注氮气驱最终采出程度为32.68%,说明衰竭至饱和压力下脉冲注氮气驱的开发方式优于原始地层压力下脉冲注氮气驱。注气时机应选择早期注气保持压力开发。（7）考虑人工裂缝影响的注入时机一维机理数值模拟分析显示,原始压力下注天然气驱,采出程度最高,可达90%,注入倍数达0.8PV注入气才突破。而当压力衰竭到12MPa再注气,采出程度下降到40%,注入倍数达0.4PV注入气就开始突破。原始压力下注N2气驱,采出程度最高可达70%,注入倍数达0.55PV注入气才突破。而当压力衰竭到12MPa再注气,采出程度下降到60%,注入倍数达0.3PV注入气就开始突破。因此,徐闻地区挥发油藏应采取早期注气开发方式。因此,根据地层条件和实际情况,徐闻地区挥发油藏应采取早期注气开发方式。可考虑注天然气实现混相驱,且注气并焖井一段时间后可以大幅度提高采收率,建议采用注天然气并焖井的开发方式开采。
梁宇[8]（2014）在《辽河兴古7裂缝性变质岩油藏注气驱机理研究》文中指出国内外已经广泛应用注天然气驱技术来提高原油采收率,因为天然气与原油同属烃类,注天然气有利于对低黏度原油达到近混相、甚至混相驱替,从而较大幅度提高原油采收率。非混相驱油机理主要是：有限量的蒸发和抽提;降低原油黏度;原油膨胀；随着地层压力下降可以形成溶解气驱；降低界面张力。部分油田不适用注水或是缺少氮气,二氧化碳气源（渗透率低、强水敏储层等）也是提高采收率实用可行的手段。本文研究内容来自中石油辽河油田兴古7油藏研究课题,因为油藏附近有一条天然气管道,可提供丰富的天然气源,故注气开发技术是辽河油田保持千万吨稳产的重要接替技术,调研表明顶部垂向重力气驱开发技术相对水驱开发能够有效提高油藏采收率,对于油层厚度大的整装块状油藏提高产量也很有效。辽河油田厚层块状油藏地质储量达4.0亿吨,占稀油高凝油的34.3%,大部分采用水驱开发,注气立体开发是提高采收率的重要技术。本文针对兴古油藏开展了以下研究并取得了一些相应认识：1)兴古7油藏盖层封闭测试结果表明：盖层封闭性良好,气体突破压力较高,因此,兴古7油藏适宜开展顶部注气提高采收率。2)相态及注气膨胀实验表明：辽河兴古油藏地层原油组成中重质组分含量较高,呈现为黑油油藏特征。原始地层压力为38.6MPa,目前地层压力为31.8MPa,泡点压力为20.663MPa。注天然气后原油泡点压力及膨胀系数增大,气油比及体积系数增大,原油黏度显着下降,原油密度降幅略小。3)注天然气细管实验结果表明：油藏注天然气的混相压力为45.27MPa。在驱替前缘可以形成混相。目前地层压力为31.8MPa,压力过低,注天然气无法达到混相,只能实现非混相驱。4)模拟基质-裂缝驱替实验表明：顶部注天然气分散短时闷井驱油效果最好,长岩心模型中驱替结束时采收率可达88.45%,其中衰竭占5.41%,基质贡献32.12%,裂缝贡献50.92%。5)通过开展长岩心物理模拟与数值模拟,重点研究垂向气驱基质吸气条件,垂向气驱基质与裂缝、微裂缝与主裂缝的渗流关系,垂向气驱基质系统与裂缝系统的相渗特征、驱油效率,基质系统与裂缝系统分别对采收率的贡献等,为后期提高采收率做足好准备。
李聪[9]（2014）在《X区块注天然气提高原油采收率研究》文中进行了进一步梳理注气作为一种非常重要的提高采收率技术,可以解决低渗透油藏衰竭式开发原油采收率低及注水困难等问题,其中,注天然气提高采收率技术具有不污染储层、可回收利用的特点。为此,本文以x区块特低渗透油藏为研究对象,综合运用室内实验手段及数值模拟方法,进行注天然气提高采收率机理及注气参数优化的研究,完成的主要内容和取得的主要认识如下：（1）总结和分析了X区块的油藏特征及流体性质,并结合注气筛选标准对X区块注天然气适应性进行了分析,结果表明X区块具有良好的注天然气开发适应性；（2）结合相态理论基础知识,进行了地层原油体系PVT高压物性、等组成膨胀及注天然气膨胀相态特征实验结果模拟研究,为之后的三元相图模拟、细管模拟及数值模拟研究提供可靠的热力学参数场；（3）开展了注天然气驱的室内细管实验、细管模拟及拟三元相图模拟研究,通过取这三种方法的平均值确定出X区块的注天然气最小混相压力；在目前地层条件下,注入的天然气能与地层原油实现混相；（4）建立了X区块油藏六组分井组模型,完成了储量及生产历史拟合,并对单层剩余油饱和度做了相关分析。结果表明,X区块油藏目的层剩余油饱和度较高,满足注气开发的要求；（5）分别运用单因素和多因素正交方法对注气速度、注气工作制度、周期内注气段塞大小、注气井周期内注停时间比、生产水平井裂缝半长、裂缝段间距、水平井水平段长度、注入层位等工程参数进行了优化,并对优化的方案进行了方案预测。方案预测表明,注天然气开发比衰竭式开发采收率增加了11.5个百分点,说明注气能在一定程度上提高原油采收率。通过对X区块进行注气适应性分析、最小混相压力确定及注气过程中的相态变化研究,深化了对X区块注天然气驱的认识；同时对X区块注天然气驱进行了参数优化以及优选方案预测,优选出的方案对于指导X区块油藏的实际开发具有重要指导意义,对同类油藏的开发具有重要参考价值。
崔万里[10]（2013）在《东濮凹陷文88断块深层高压低渗油藏提高采收率方案研究》文中研究指明中原油田文88块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造东翼,油藏埋藏深达3000m,原始地层压力高,由于原始地层深度高,地温梯度高,地层水总矿化度高,粘土矿物含量高,孔喉尺寸小,渗透率低,属于典型的高温高压高矿化度的低孔低渗油藏。根据这种情况结合油田生产实际,本文主要就深层高压低渗油藏如何调整提高采收率设计可行试验方案。国内外石油工作者都对深层高压低渗油藏注水注气提高原油采收率开展了一系列的室内研究和现场先导试验,并取得了一系列的成果,本论文主要从主要研究用注水方法来提高此种地质条件下的采收率设计可行的操作方案。在实验方案设计中,主要应用精细构造解释方法,精细储层研究方法,及注水前合理的层段组合,合理的井距和井网配置来设计实验方案。整个提高采收率方案过程中得到的认识和成果包括：1、建立了文88块沙三中油藏砂岩厚度模型、有效厚度模型、孔隙度及渗透率模型,三维油藏地质模型,油藏数值模拟模型。2、井底压力从较高的水平缓慢降至生产压力,有利于减小储层渗透率的压敏损伤。应该合理地控制采油速度,缓慢降低油层压力,以减少渗透率的损失,最好不要引起地层压力反复变化,以提高油藏的最终采收率。以及低渗油层井间压力损耗、低渗油藏水驱油特征和以及水平井渗流特征。3、根据不同油层地层特点和开发条件,合理地划分和组合开发层系,将性质相近的油层组合在一起,采用与之相适应的注水方式、井网和工作制度分别开发,是解决注水开发中非均质多油层层间矛盾、提高油田开发效果的重要措施。从井网密度必须适应储层连通性,尽可能提高水驱控制程度和采收率和井网密度保证足够的单井控制储量两个方面考虑井距。
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 低渗透油藏分类 |
| 1.2.2 非常规油气藏概念及划分标准 |
| 1.2.3 注天然气开发国内外研究现状 |
| 1.2.4 数值模拟应用现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 技术路线 |
| 第二章 区域地质概况 |
| 2.1 油藏地质概况 |
| 2.2 油气水性质 |
| 2.3 岩石表面润湿性 |
| 2.4 油层温度、压力和驱动类型 |
| 第三章 注气方式分析 |
| 3.1 注气方法分析 |
| 3.2 研究区注气方式初选 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 PVT拟合及注气汽化开采的机理性相平衡研究 |
| 4.1 注气过程油气体系相平衡计算原理 |
| 4.1.1 油气烃类体系相平衡计算物料平衡方程组 |
| 4.1.2 油气烃类体系相平衡计算热力学平衡方程组 |
| 4.2 状态方程 |
| 4.3 相态拟合 |
| 4.3.1 地层流体组成及拟组份划分 |
| 4.3.2 单次脱气实验拟合 |
| 4.3.3 恒组成膨胀实验拟合 |
| 4.3.4 多级脱气实验拟合 |
| 4.3.5 拟组份临界特征参数 |
| 4.3.6 二元交互作用参数 |
| 4.3.7 天然气与原始流体按不同比例混合时相态变化特征 |
| 4.4 本章小结 |
| 第五章 注天然气汽化开采的数值模拟效果分析 |
| 5.1 油藏数值模拟 |
| 5.1.1 模型建立 |
| 5.1.2 数据输入 |
| 5.2 自然衰竭开采数值模拟 |
| 5.3 注水开发数值模拟 |
| 5.3.1 生产井井底流压对开发效果的影响 |
| 5.3.2 注水井注入压力对开发效果的影响 |
| 5.4 注纯天然气开采数值模拟 |
| 5.4.1 注气量对注气开发效果的影响 |
| 5.4.2 生产井井底流压对注气开发效果的影响 |
| 5.5 注天然气与溶解气的混合气体开采数值模拟 |
| 5.5.1 注天然气与溶解气9∶1 的混合气体开采模拟 |
| 5.5.2 注天然气与溶解气8∶2 的混合气体开采模拟 |
| 5.5.3 注天然气与溶解气其他比例的混合气体开采模拟 |
| 5.6 注气开发过程中对原油黏度的影响 |
| 5.7 油藏内组份分析 |
| 5.8 生产井产出物分析 |
| 5.9 本章小结 |
| 第六章 基于井网调整的注天然气汽化开发效果分析 |
| 6.1 边井气体突破后关闭边井 |
| 6.2 关闭注气井,两边井转为注气井,角井继续生产 |
| 6.3 关闭注气井,角井转为注气井,两边井继续生产 |
| 6.4 角井转为注气井,注气井转为生产井 |
| 6.5 反九点井网改为五点井网 |
| 6.6 油藏内组份分析 |
| 6.7 生产井产出物分析 |
| 6.8 本章小结 |
| 第七章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
| 1国内外天然气驱技术应用现状 |
| 2 天然气驱驱油特征 |
| 3 天然气驱效果影响因素分析 |
| 4 建立影响因素的权重级别 |
| 5 现场应用效果 |
| 5.1 挥发性油藏天然气驱取得良好开发效果 |
| 5.2 天然气驱应用前景广阔 |
| 6结论 |
| 1 天然气驱后地层原油高压物性变化特征 |
| 2 天然气驱生产动态变化规律实验研究 |
| 2.1 实验参数 |
| 2.2 实验数据与分析 |
| 2.2.1 采出程度及气油比变化 |
| 2.2.2 注入压力变化规律 |
| 2.2.3 产出气、油组分变化特征 |
| 3 天然气驱微观驱油机理研究 |
| 3.1 微观机理 |
| 3.2 天然气的溶解扩散 |
| 3.3 启动压力对天然气驱的影响 |
| 4 天然气驱气窜特征与机理研究 |
| 4.1 不同压力下气窜规律研究 |
| 4.2 非均质性对气窜的影响研究 |
| 4.3 气水交替抑制气窜分析 |
| 5 结论 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 绪论 |
| 一、研究目的及意义 |
| 二、国内外研究现状 |
| 三、本文主要研究内容 |
| 第一章 兴古9块地质特征及开发现状 |
| 1.1 油藏概况 |
| 1.2 油田地质特征 |
| 1.2.1 区域地质简况 |
| 1.2.2 地层特征 |
| 1.2.3 构造特征 |
| 1.2.4 储层特征 |
| 1.2.5 油层分布特征及油藏类型 |
| 1.2.6 流体性质 |
| 1.2.7 温度压力 |
| 1.2.8 储量计算 |
| 1.3 开发部署及实施情况 |
| 1.4 开发阶段认识 |
| 1.4.1 平面、纵向满块含油 |
| 1.4.2 直井开采效果 |
| 1.4.3 油井见水加速产量递减 |
| 1.4.4 油藏天然能量不足 |
| 第二章 兴古9块注气原理对比分析 |
| 2.1 注蒸汽提高采收率的原理 |
| 2.1.1 蒸汽驱的驱替特点 |
| 2.1.2 注蒸汽过程中原油性质的变化 |
| 2.2 氮气驱提高采收率的原理 |
| 2.2.1 氮气驱的特点和有利条件 |
| 2.2.2 氮气对地层油PVT相态的影响 |
| 2.2.3 氮气驱提高采收率的原理 |
| 2.3 兴古-9块开发方式选择 |
| 第三章 兴古-9块注气方式优选 |
| 3.1 兴古-9块氮气驱物理模拟实验研究 |
| 3.1.1 注入时机对驱油效果的影响 |
| 3.1.2 地层倾角对氮气驱油效果的影响 |
| 3.1.3 氮气注入方式对驱油效果的影响 |
| 3.1.4 加前置易混相气体(CO_2)段塞对氮气驱效果的影响 |
| 3.1.5 氮气驱的注入能力和气窜问题分析 |
| 3.2 兴古-9块试验井组的选择及单井配注方案 |
| 3.2.1 试验区油藏筛选原则 |
| 3.2.2 注气井选择 |
| 3.2.3 注入风险评价 |
| 3.3 兴古-9块试验井组注气方式优化 |
| 3.3.1 合理开发方式分析 |
| 3.3.2 单井注入量优化 |
| 3.3.3 注入时机优化 |
| 3.3.4 注入方式优化 |
| 3.3.5 加前置混相气体优化 |
| 3.3.6 注入能力优化 |
| 第四章 兴古-9块注气方案实施 |
| 4.1 注气设计原则及实施 |
| 4.1.1 注气设计原则及要求 |
| 4.1.2 兴古-9块的注气方案实施 |
| 4.2 试验井组动态监测 |
| 4.3 兴古-9块注气实施产量预测 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的和意义 |
| 1.2 低渗透油藏的基本特点 |
| 1.2.1 低渗透油藏的重要性 |
| 1.2.2 低渗透油藏的分类及特征 |
| 1.3 注气驱油发展历史与研究现状 |
| 1.3.1 注气类型及提高采收率机理 |
| 1.3.2 油藏注气开发的优势和局限性 |
| 1.3.3 注气驱油技术国内外应用的现状 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.5 技术路线 |
| 第2章 油藏流体相态拟合与最小混相压力预测 |
| 2.1 油藏流体相态拟合 |
| 2.1.1 油藏流体拟组分的划分 |
| 2.1.2 泡点压力的拟合 |
| 2.1.3 恒组分膨胀实验结果的拟合 |
| 2.1.4 差异分离实验结果的拟合 |
| 2.2 最小混相压力预测 |
| 2.2.1 不同气体类型最小混相压力研究 |
| 2.2.2 CO_2纯度对最小混相压力影响研究 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 数值模型的建立与历史拟合 |
| 3.1 WX油藏概况及开发背景 |
| 3.2 WX油田数值模型的建立 |
| 3.2.1 网格系统划分 |
| 3.2.2 油藏流体性质 |
| 3.2.3 油藏相对渗透率数据 |
| 3.3 储量拟合 |
| 3.4 数值模型历史拟合与结果分析 |
| 3.5 本章小节 |
| 第4章 WX油藏注气开发参数优化与先导试验方案设计 |
| 4.1 注入介质 |
| 4.1.1 油藏注采参数设计 |
| 4.1.2 不同注入介质油藏日产油量分析 |
| 4.1.3 不同注入介质油藏累计采油量分析 |
| 4.2 CO_2纯度 |
| 4.2.1 油藏注采参数设计 |
| 4.2.2 不同CO_2纯度油藏日产油量分析 |
| 4.2.3 不同CO_2纯度油藏累计产油量分析 |
| 4.3 注气速度 |
| 4.3.1 油藏注采参数设计 |
| 4.3.2 不同注气速度油藏日产油量分析 |
| 4.3.3 不同注气速度油藏累计产油量分析 |
| 4.4 注气时机 |
| 4.4.1 油藏注采参数设计 |
| 4.4.2 不同注气时机油藏日产油量分析 |
| 4.4.3 不同注气时机油藏累计产油量分析 |
| 4.5 段塞体积 |
| 4.5.1 油藏注采参数设计 |
| 4.5.2 不同段塞体积油藏日产油量分析 |
| 4.5.3 不同段塞体积油藏累计产油量分析 |
| 4.6 注入周期 |
| 4.6.1 油藏注采参数设计 |
| 4.6.2 不同注气周期油藏日产油量分析 |
| 4.6.3 不同注气周期油藏累计产油量分析 |
| 4.7 WX油藏注气先导试验方案 |
| 4.8 本章小节 |
| 第5章 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 挥发油藏开发特征 |
| 1.2.2 注气(EOR)实验研究现状 |
| 1.2.3 注气(EOR)矿场试验实例 |
| 1.3 研究内容及技术路线 |
| 第2章 柯克亚X_5~2挥发油藏概况 |
| 2.1 概况特征 |
| 2.1.1 构造特征 |
| 2.1.2 流体特征 |
| 2.2 储层性质及其特点 |
| 2.2.1 储层特征 |
| 2.2.2 储层敏感性 |
| 2.3 柯克亚X_5~2油藏开发现状及面临问题 |
| 2.3.1 开发现状 |
| 2.3.2 X_5~2挥发油藏开发特征 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 流体相态及注气膨胀实验 |
| 3.1 流体相态测试 |
| 3.1.1 实验装置及流程 |
| 3.1.2 实验内容及方法 |
| 3.1.3 常规油气体系PVT相态研究 |
| 3.2 原始流体注气膨胀实验 |
| 3.2.1 注入气对剩余挥发油饱和压力的影响 |
| 3.2.2 注入气对泡点下原油体积系数的影响 |
| 3.2.3 注入气对溶解气油比的影响 |
| 3.2.4 注入气对地层原油密度的影响 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 长岩心驱替实验 |
| 4.1 长岩心实验测试 |
| 4.1.1 实验装置及流程 |
| 4.1.2 岩心准备和排序 |
| 4.1.3 地层流体实验样品配制 |
| 4.1.4 长岩心驱替实验设计 |
| 4.2 实验结果及分析 |
| 4.2.1 优选注气方式实验 |
| 4.2.2 不同提压条件下优选注气方式驱油效率对比 |
| 4.2.3 衰竭降到25MPa后再水驱和气驱 |
| 4.2.4 不同驱替方式驱油效率对比分析 |
| 4.3 结论及认识 |
| 第5章 剖面数值模拟研究 |
| 5.1 油藏数值模拟剖面模型的建立 |
| 5.1.1 数值模拟模型参数 |
| 5.1.2 流体相态拟合 |
| 5.1.3 历史拟合 |
| 5.1.4 实际井距模型目前地层压力模拟 |
| 5.2 注气提高采收率数值模拟研究与结果分析 |
| 5.2.1 注入介质 |
| 5.2.2 驱替方式评价 |
| 5.2.3 提高压力生产采收率评价 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论和建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 注氮气国内外技术状况及发展 |
| 1.2.2 注天然气国内外技术现状及发展 |
| 1.3 技术路线 |
| I.4 主要研究认识及成果 |
| 第2章 徐闻挥发性油藏概况 |
| 2.1 地质特征 |
| 2.1.1 油气田构造特征 |
| 2.1.2 徐闻探区迈陈凹陷油气成藏模式 |
| 2.1.3 控制储量 |
| 2.1.4 储层物性流体特征 |
| 2.2 徐闻油藏的开发问题 |
| 2.3 本章小结 |
| 第3章 徐闻挥发性油藏注气相态特征 |
| 3.1 Xuwen6-1井地层流体相态特征 |
| 3.1.1 流体相态特征实验设计 |
| 3.1.2 常规油气体系PVT相态研究 |
| 3.2 Xuwen6-1井地层挥发性流体注气膨胀实验研究 |
| 3.2.1 注氮气膨胀过程对地层挥发性流体物性的影响 |
| 3.2.2 注天然气膨胀过程对地层挥发性流体物性的影响 |
| 3.3 Xuwen6-1井地层流体注气相态模拟研究 |
| 3.3.1 不同注入气与地层流体PVT相态特征模拟 |
| 3.3.2 不同注入气与地层流体P-X相图模拟 |
| 3.3.3 不同注入气与地层流体拟三元相图模拟 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 易挥发性原油定容衰竭非平衡相态研究 |
| 4.1 非平衡相态分析 |
| 4.2 易挥发性原油非平衡相态 |
| 4.2.1 定容衰竭实验 |
| 4.2.2 非平衡相态定容衰竭实验流程 |
| 4.2.3 平衡相态定容衰竭模拟计算 |
| 4.3 结果分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 Xuwen6-1原油细管驱替效率及MMP实验 |
| 5.1 原油最小混相压力测定 |
| 5.1.1 细管准备 |
| 5.1.2 实验样品准备 |
| 5.1.3 实验测试条件 |
| 5.1.4 细管实验测试结果及分析 |
| 5.2 天然气一地层原油体系细管模拟研究 |
| 5.2.1 压力对混相的影响 |
| 5.2.2 注入量对混相的影响 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 长岩心驱替效率研究 |
| 6.1 长岩心驱替实验内容及准备 |
| 6.1.1 岩心参数 |
| 6.1.2 岩心准备和排序 |
| 6.1.3 实验准备 |
| 6.2 实验方案 |
| 6.2.1 原始地层压力注天然气 |
| 6.2.2 衰竭开采至饱和压力注天然气 |
| 6.2.3 原始地层压力注N_2驱 |
| 6.2.4 衰竭开采至饱和压力注N_2驱 |
| 6.2.5 原始地层压力注水实验 |
| 6.3 实验结果分析 |
| 6.3.1 原始地层压力注天然气实验 |
| 6.3.2 衰竭开采至饱和压力注天然气实验 |
| 6.3.3 原始地层压力注N_2驱实验 |
| 6.3.4 衰竭开采至饱和压力注N_2驱实验 |
| 6.3.5 原始地层压力注水驱实验 |
| 6.3.6 对比分析 |
| 6.4 长岩心驱替实验数值模拟 |
| 6.4.1 天然气注入倍数与采出程度、气油比关系曲线 |
| 6.4.2 N_2注入倍数与采出程度、气油比关系曲线 |
| 6.5 本章小结 |
| 第7章 结论和建议 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景及目的意义 |
| 1.2 注天然气体开发国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内技术现状 |
| 1.2.2 国外技术现状 |
| 1.3 需要解决的关键技术问题 |
| 1.4 研究内容及技术路线 |
| 1.5 创新点 |
| 第2章 辽河兴古油藏概况 |
| 2.1 地质背景 |
| 2.2 盖层封闭情况 |
| 2.2.1 实验流程 |
| 2.2.2 测试结果及分析 |
| 2.3 开发现状分析 |
| 2.4 研究的必要性 |
| 第3章 兴古7区块油藏注气相态特征 |
| 3.1 注入介质膨胀测试 |
| 3.1.1 实验流程 |
| 3.1.2 地层流体实验样品的配制及检验 |
| 3.1.3 油藏注气膨胀实验 |
| 3.2 混相压力测试 |
| 3.2.1 细管准备 |
| 3.2.2 实验样品准备 |
| 3.2.3 实验条件 |
| 3.2.4 细管实验测试结果及分析 |
| 3.3 初步认识 |
| 第4章 天然气驱模拟实验研究 |
| 4.1 基质岩心和人工裂缝岩心孔渗测试 |
| 4.2 长岩心驱替研究 |
| 4.2.1 基础准备 |
| 4.2.2 长岩心驱替实验研究内容 |
| 4.3 基质与裂缝系统驱油机理长岩心驱替实验结果分析 |
| 4.3.1 30°角顶部注天然气驱(分散短时焖井) |
| 4.3.2 30°角顶部注天然气驱(长时段焖井) |
| 4.3.3 30°角底部注地层水驱(分散短时焖井) |
| 4.4 实验结果与分析 |
| 第5章 驱替机理数值模拟研究 |
| 5.1 混相压力细管实验拟合 |
| 5.1.1 实验参数及测试数据 |
| 5.1.2 注天然气细管实验模拟研究 |
| 5.1.3 注CO_2细管实验模拟研究 |
| 5.1.4 研究结论 |
| 5.2 双重介质变质岩长岩心驱替实验拟合 |
| 5.2.1 注气水平驱长岩心驱替实验模拟研究 |
| 5.2.2 注气纵向驱长岩心驱替实验模拟研究 |
| 5.2.3 长岩心数值模拟拟合研究结论 |
| 5.3 数值模拟拟合结论 |
| 5.3.1 原油流体相态拟合 |
| 5.3.2 混相压力细管实验拟合 |
| 5.3.3 双重介质变质岩长岩心驱替实验拟合 |
| 5.3.4 油藏真实孔渗长岩心驱油机理数值模拟预测研究 |
| 第6章 结论及建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外注天然气提高采收率研究现状 |
| 1.2.1 国外注天然气提高采收率究现状 |
| 1.2.2 国内注天然气提高采收率研究现状 |
| 1.3 论文的研究目标、主要内容及技术路线 |
| 1.3.1 研究目标 |
| 1.3.2 主要内容 |
| 1.3.3 技术路线 |
| 第2章 X区块油藏地质特征及注气适应性分析 |
| 2.1 工区位置及构造特征 |
| 2.1.1 构造位置 |
| 2.1.2 地层层序 |
| 2.1.3 构造特征 |
| 2.2 储层特征 |
| 2.2.1 储层物性 |
| 2.2.2 储层非均质性 |
| 2.3 流体性质 |
| 2.3.1 原油性质 |
| 2.3.2 地层水性质 |
| 2.3.3 温度压力系统 |
| 2.4 注气筛选标准 |
| 2.5 X区块注天然气适应性分析 |
| 2.5.1 地质条件适应性 |
| 2.5.2 储层及流体性质适应性 |
| 2.5.3 注气气源分析 |
| 2.6 小结 |
| 第3章 注天然气提高采收率的基本原理 |
| 3.1 天然气的物理化学性质 |
| 3.2 注天然气提高采收率机理 |
| 3.3 注气过程中的相态变化特征 |
| 3.3.1 表征三组分相态特征的三角相图 |
| 3.3.2 表征多组分相态特征的拟三元相图 |
| 3.3.3 压力和温度对拟三元相图的影响 |
| 3.4 注天然气混相驱机理 |
| 3.4.1 蒸发混相(前缘接触) |
| 3.4.2 凝析混相(后缘接触) |
| 3.4.3 注气多次接触模拟原理 |
| 3.5 注天然气非混相驱机理 |
| 3.6 小结 |
| 第4章 X区块注天然气最小混相压力的确定 |
| 4.1 细管实验法确定X区块最小混相压力 |
| 4.1.1 细管实验设计原则及评价指标 |
| 4.1.2 实验装置 |
| 4.1.3 实验步骤 |
| 4.1.4 实验结果及讨论 |
| 4.2 X区块油藏流体PVT相态拟合 |
| 4.2.1 拟组分划分 |
| 4.2.2 单次闪蒸实验与饱和压力拟合 |
| 4.2.3 等组分膨胀实验拟合 |
| 4.2.4 地层原油P-T相图特征 |
| 4.2.5 注气膨胀实验拟合 |
| 4.2.6 拟组分临界特征参数 |
| 4.3 细管模拟法确定X区块最小混相压力 |
| 4.3.1 细管模型的建立 |
| 4.3.2 混相压力预测 |
| 4.4 拟三元相图法确定X区块最小混相压力 |
| 4.4.1 发蒸混相过程模拟 |
| 4.4.2 混相压力预测 |
| 4.5 小结 |
| 第5章 X区块注天然气参数优化及方案预测 |
| 5.1 数值模型的建立 |
| 5.2 地质储量拟合 |
| 5.3 生产动态历史拟合 |
| 5.4 目前剩余油分布 |
| 5.5 注天然气单因素参数优化 |
| 5.5.1 注气速度优化 |
| 5.5.2 注气工作制度优化 |
| 5.5.3 周期内注气段塞大小优化 |
| 5.5.4 周期内注气井注停时间比优化 |
| 5.5.5 生产水平井裂缝长度和段间距优化 |
| 5.5.6 水平井水平段长度优化 |
| 5.5.7 注气层位优化 |
| 5.6 注天然气多因素参数优化 |
| 5.6.1 试验参数的确定 |
| 5.6.2 多因素优化正交设计 |
| 5.6.3 多因素优化结果分析 |
| 5.7 优化注气方案开发指标预测 |
| 5.8 小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 附录A：PR状态方程 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的和意义 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.3 深层高压低渗透油藏提高水驱采收率的可行性 |
| 1.4 深层高压低渗透油藏立体开发的内涵 |
| 1.5 试验区选择 |
| 1.6 题目来源 |
| 1.7 研究的主要内容和研究的主要思路 |
| 1.8 试验区选择 |
| 第2章 油藏基本情况 |
| 2.1 油藏地质概况 |
| 2.2 油藏试采试注特征 |
| 2.3 开发现状 |
| 2.4 目前开发中存在的主要问题 |
| 第3章 油藏精细描述 |
| 3.1 精细构造研究 |
| 3.2 精细储层研究 |
| 3.3 储量计算 |
| 3.4 剩余油分布特征 |
| 第4章 油藏渗流机理研究 |
| 4.1 储层压力敏感性 |
| 4.2 多相流驱替规律研究 |
| 4.3 启动压力梯度研究 |
| 4.4 低渗油层井间压力损耗 |
| 4.5 水平井渗流特征 |
| 第5章 提高采收率可行性研究 |
| 5.1 区块典型井组分析 |
| 5.2 层段组合研究 |
| 5.3 合理井距研究 |
| 5.4 井网配置与优化 |
| 第6章 区块试验方案设计 |
| 6.1 先导试验方案设计原则 |
| 6.2 方案部署 |
| 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
