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范文一：“采收率、采出程度”的概念
采收率:是指油（气）田采出的油（气）量与地质储量的百分比。采收率采出的油（气）量/地质储量最终采收率:是指油（气）田开发终了时累积采出的油（气）量与地质储量的百分比。最终采采收率发终了时累积采出的油（气）量/地质储量采出程度:油田在某时间的累计采油量与地质储量的比值。采出程度某时间的累计采油量/地质储量采收率是完成了该油田开采，以后因为经济效益等原因，不会再生产了，是个固定的值了。而采出程度每年都在变。即采收率是最终的采出程度。
1 地质储量又称预测储量，是指经过地质勘探手段，查明埋藏地下的资源数量，指根据区域地质测量、矿产分布规律、或根据区域构造单元并结合已知矿产地的成矿规律进行预测的储量。是矿产资源储量中探明程度最差的一级储量。根据矿床勘探和研究程度，岩金矿床地质储量目前分为 A、B、C、D 四级。其中 A、B、C 三级称工业储量，D 级称远景储量。地质储量在矿产储量中属第四类——不列入探明储量的级别。它只能作为编制普查工作远景时的参考，或作为地质普查找矿设计及矿山企业远景规划的依据。2 探明储量 proved reserves是指经过详细勘探，在目前和预期的当地经济条件下，可用现有技术开采的数量。3 采收率油田采出的油量与地质储量的百分比。采收率采出的油量/地质储量4 采出程度油田在某时间的累计采油量与地质储量的比值。采出程度某时间的累计采油量/地质储量5 采油速度年采出油量与地质储量之比。采油速度年采出油量/地质储量
1、日产液量 全面产液量的平均值，一般不用 12 月份的平均产量2、地质采油速度全年产油量/地质储量1003、采出程度截至计算时为止的累产油/地质储量1004、月注采比月注入量/月产液量5、累积注采比（全区）累积注入量/累产液量4 和 5，其中月产液量应该折算到地下体积产液量（地面产液体量-地面产油量）（地面产油量地下体积系数）
范文二：【doc】判断油气采收率和类型的技术
判断油气采收率和类型的技术 国外石油动态第14期,总第172期,2004.7.25
世界两大产油国沙特阿拉伯和俄罗斯的困境而被加强.
按照simmons的论点,非欧佩克冠军俄罗斯将会蹒跚而行,或欧佩克台柱沙 特阿拉伯显示逐步下降的征兆,于是Wocap的可信性将会进一步增强. 2003年已经证明对Wocap非常有利;2004年更能证明如此.等着瞧. 廉抗翻译自''Oi1&gaslournal",2004.4.26,t'18—2O
判断油气采收率和类型的技术
推荐的技术是根据电阻率测井确定油气的采收率和流度.
该项技术为岩石物理学家提供了以下好处:
?在井寿命的早期,电阻率导出的采收率(RF)能指出井中是否需要进一步 的工作,尤其是在水驱油藏的情况下.
?就试井之前确定可动油气而言,油气运移率(HCM)是极好的指示. ?原油流度值有助于选择射孔层段.
埃及西部沙漠的一些现场实例示范了该技术的应用.
测井计算
评价者们通常使用电阻率测井数据来推导含水饱和度并根据孔隙度测井(中 子和密度)来确定孔隙度值.对于给定的泄油面积,他们以裸眼测井数据得出的 油气饱和度,孔隙度和厚度作为他们计算原始石油或天然气地质储量的根据. 阿尔奇(Archie)公式F=a/在饱和含水带是准确的,但这种关系不适合 计算部分饱和带的视地层电阻率(F).在阿尔奇公式中,F是地层电阻率,是 孔隙度,a和m是常数(随岩石类型而定).
油气通过多孔介质的运移率影响油气采收率.储集岩,流体性质和压力梯度 控制流度.
我们既可用体积法也可用物质平衡法来计算石油地质储量.此外,对于特殊 油藏机理,要确定采收率,我们可以使用驱替效率研究和基于统计分析的相关性. 本文介绍了根据电阻率测井确定采收率的新概念.在我们汇编(经一定开采
期之后的)全部岩石物理,储层流体和地质数据之后,从电阻率数据导出的采收 率能够预见最终采收率.
现场实例显示,电阻率导出数据能够预测已知井的采收率,可以把它扩充到 相关储层.此外,在正常情况下,原油流度系数也可指示油气流度.
国外石油动态第14期,总第172期,2004.7.25
理论
因为泥浆侵入,研究以流体离开井眼而去的趋向作为油气采收率根据. 在正常情况下,两个因素控制侵入带剖面:
1.钻井液条件.
2.流体和岩石性质.
钻井液和泥浆压力都影响侵入带剖面.在流体和岩石性质之中,最影响侵入 的因素是流体粘度,岩石渗透率和地层有效孔隙度.
正常侵入带剖面主要有两个地带:冲洗带(泥浆滤液是主要饱和流体)和原 状地层(主要饱和流体是石油,天然气或水).
实际上,除冲洗带的自由水之外,纯地层始终包含残余油.
泥质地层包含束缚水,数量取决于地层一水化学组分,粘土物质类型和页岩 体积.
纯地层
在纯地层方面,阿尔奇公式(F=a/)能够计算地层水饱和度(s),纯地 层含水饱和度模型可确定冲洗带含水饱和度(s.).使用的公式是s=(FR/R)j 和S.=(FR/R.)5.
在这些公式中,R是原状地层的真电阻率,R是盐水电阻率,是泥浆滤液 的电阻率,R.是冲洗带的电阻率.
对于根据电阻率测井来确定采收率来说,冲洗带的浅层测井读数和原状地层 的深层测井读数可提供电阻率数据.
完全饱和地层
关于完全水饱和地层,地层电阻率(F)是使岩石电性质与岩石孔隙度和岩 石压实胶结条件相联系的岩石性质.
在同样的条件下(相似的岩石和流体性质),给定岩石具有恒定地层电阻率. 当含水饱和度=100%时,公式中的R.是完全用盐水饱和(具有电阻率)岩 石的岩石电阻率.
在给定岩石中,只要孔隙空间完全被水饱和,该公式就是正确的. 部分饱和地层
就部分饱和地层而论,计算地层电阻率不P-1于在100%水饱和情况下获得的 值.在原状地层中,F=R./R,/avA中,F.是视地层电阻率,R.是深层测井读数, R是在地层温度下的地层水电阻率.
在冲洗带,F=R/R,/avA中,F是视地层电阻率,R是冲洗带的浅层测井 读数,R是在地层温度下的泥浆滤液电阻率.
地层电阻率可以采取F与深度的形式.在F曲线下的面积表示由有效孔隙反
国外石油动态第14期,总第172期,2004.7.25一一—————————————————————————————————————————— ———————————————————————
————————————————一
定义的有效孔隙体积的水体积部分.
Fa和F之间的面积表示原始石油地质储量,F和F之间的面积表示残余油, F和F之间的面积表示可动油.
这些项之间的关系如下:
?如果F=F=F,该截面包含水.
?如果F<F和F=F,该剖面包含不可动油气.
?如果F<F和F>F,该剖面包含可动油气.
因而采收率的公式是:
RF=[(1/F.一1/F(/(1/F一1/F))
冲洗带和原状地层流体饱和度可指示油气流动的能力.油气运移率HCM:
(F/F)从0.0到1.0不等. (Fs/Fa)是可动油气的良好指示.比率
经验显示,如果油气运移率小于0.75,油气是可动的.
如果油气运移率的值小于0.25,可动烃不是天然气就是轻质烃.当油气运移 率值在0.25—0.75之间时,流动烃为石油.
当油气运移率大于或等于0.75时,该石油是不可动的.
该油气运移率有助于定义油气运移,从而确定井产能以及可动烃的类型. 用电阻率测井预测油气采收率和移动的技术是基于两个假定: 1.岩石物理性质无重大变化,例如在生产的时候由泥浆侵入弓I起井筒周围 地区的渗透率和孔隙度变化.
2.泥浆侵入过程的流体流动状态(其中地层流体被冲洗去)类似于生产过 程中的流体流动状态(在其中地层流体流向井筒).
局限性
我们可以将采收率和烃可动性技术主要应用于使用水基泥浆钻井的井中.在 将该技术应用于使用油基泥浆钻井的井和衰竭油气藏之前需要另外研究.此外, 在薄层状页岩质砂岩层的情况下,采收率和流度值也可能变为不确定. 此技术限制了在薄层(在那里电阻率测井仪有垂向分辨能力的问题)以及溶 解气油藏,气顶油藏和高度衰竭油气藏中的应用.
实例
埃及西部沙漠油田的6个实例说明了如何使用该技术.
第一个实例来自钻遇A/R—F灰岩地层的一口井(图1).在图1中,记录道 1—4是测井数据.记录道5显示,2,616-2,626米是含烃层段. 记录道8显示,油气运移率大于0.75,指出烃是不可动的.
试井该层段未产油,从而证实了油气运移率的结果.
根据A/R—F是研究地区生油岩的事实说明烃未成熟.
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国外石油动态第14期,总第172期,20047.25
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图1石灰岩中的不可动油气
第二个例子(图2)也显示了A/R—F地层中的不可动烃.记录道6的含水饱 和度值表明A/R-F组在2,500—2,515米层段有油.油气运移率(记录道5)显示
油在2,507-2,515米层段(油气运移率约为0.58)中是可动的,而2,500—2,507
米层段有不可动油(油气运移率大于0.80). 《一
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图2不可动和口】动油气
上部层段的油未成熟和下部层段的成熟表明,该井处于A/R开始从生油岩运
移到生产地层的地区.邻近井的试验验证这个结论. 第三个例子来自A/R—G组下部剖面砂岩储层的一口生产井(图3).记录道7
的冲洗饱和度(s.)和含水饱和度(s)曲线指出油气是在3,507—3,512米层段a
记录道8显示油气运移率是在0.39范围内,表示可动烃.
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图3砂岩中的可动油
记录道8的采收率(RF)显示了大约0.5的良好预测采收率.该层段已试油, 射孔之后井的产油量从150桶/日增至6O0桶/日.
第四个例子来自Bahariya组的一个砂岩油藏(图4o这些测井图显示 3,682—3,693.5米层段含有烃类.记录道7显示了含水饱和度和冲洗饱和度曲线. 油气运移率(记录道8)是在0.39范围内.这个低值指出,不是烃是轻质的 就是该层段包含伴随石油开采产生的气体.试井从该层段生产170—200万标准立 方英尺天然气/日和650桶石油/日,从而证实了油气运移率预测. lllPPH2},一
匿固圈,一..一口葡]r一匍i广r__i厂i]世.2?卿fll塑墓===剜垃=鲢琏: 图4Bahariya砂岩中的不可动油
第五个例子(图5)来自从两个层段产油的一口井:具有中等渗透率和孔隙 度的3,552—3,557米层段和具有较高孔隙度和渗透率的3,566—3,571米层段(记
国外石油动态第14期,总第172期,2004.7.25
录道5和9).
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图5砂岩中的原油采收军
这些层段是由记录道6中的含水饱和度和冲洗饱和度描述的含烃层段.油气 运移率曲线(记录道7)指出,下部层段(平均油气运移率=0.27)好于上部层 段(平均油气运移率:0.57).
下部层段的采收率约为0.48,上部层段约为0.24.动态模型(在使井投产 之后)证实了这些结果.
最后的例子(图6)来自从A/R-C组砂岩储层开采气的一口井. J
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图6砂岩中的可动气
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国外石油动态第14期,总第172期,2004.7.25 根据测井数据分析,2,637-2,639米和2,640—2,644米层段具有油气远景.
记录道6显示了这些层段的含水饱度和冲洗泡和度. 记录道7的油气运移率具有0.17和0.21的值.这些值表明这些是产气层段.
试井通过生产1,280万标准立方英尺天然气/日和570桶石油/日证实了这一点.
廉抗翻译自''Oi1&flasJou[nal,20044.26,P4Y一53 表面活性剂和聚合物稳定泡沫在
多孔介质中的结构/性能关系
S.M.Kuray,L.L.Schramm 摘要
聚合物的加入有可能增强表面活t~#l-稳定泡沫的粘度和稳定性.但是,我们
不太了解且很难预测在多孔岩石中保留和增强聚合物一稠化泡沫的整体性质到什么
程度.我们比较了等效剪切速率下两种不同类型聚合物稠化泡沫在层状管线(总体)
中流动与固结砂岩中相同流动的粘度.就一种泡沫而言,岩石的视粘度与管线流动 的粘度很相似.但是,对另一种泡沫来说,岩石的视粘度比管线流动大一个数量级. 用低能电子扫描显微技术来检定两种泡沫在岩石中的孔隙规模的形态学.我们发 现,两种泡沫的形态学至少解释了整体(管线)流动和约束(多孔介质)流动之间 泡沫流动性能的大部分观测差异.此工作对于不同的应用,包括用于流度控制,堵 塞和暂堵的最有效表面活性剂的技术规格和配方来说很重要.
引言
水基泡沫被用于石油工业的各种强化采油注水开发作业.例如,表面活性剂稳 定泡沫被用作注气开发的流度控制剂.泡沫(其视粘度大于气体)可降低地层中的 已波及区和高渗透区的气体流度.这样,泡沫将把一些气体转移到该储层以前未波 及或波及差的部分,以采出增产原油.有效的泡沫稳定性是成功应用注泡沫开发的 先决条件.此外泡沫在石油工业中还有许多其它应用,都需要控制稳定性. 泡沫还被用作封堵剂,这是因为其具有降低透气性的选择性能力.为封堵应用 开发的泡沫必须满足不同于提高波及效率应用泡沫的技术要求.封堵泡沫必须具有
在气体能够透过的所有位置都能完全填充所选体积的能力,并能充当流动的阻挡 层.封气泡沫必须留在地层内并具有长期稳定性,在最长期内最大可能地降低气体 流度.
对于两者中任何一种泡沫的配方来说,必须迎接的挑战之一是正确选择形成 l0
范文三：化学驱和微生物驱提高石油采收率的基础研究
项目名称: 化学驱和微生物驱提高石油采收率的基 础研究
首席科学家: 袁士义 中国石油天然气股份有限公司 勘探开发科学研究院
起止年限: 2005.12至 2010.11
依托部门: 中国石油天然气集团公司
一、研究内容
(1) 分子设计理论及高效廉价低/无储层伤害驱油剂合成
以化学驱为重点, 研究油水界面层分子结构和化学剂分子结构-性能的定量 关系,发展定量化分子设计理论,开展适合弱碱/无碱体系的新型高效表面活性 剂分子设计与合成,研制出对储层低/无伤害的表面活性剂体系,使界面张力达 到超低水平 (<10-3mn )="" 或高效乳化启动残余油之后采出原油。="" 开展适宜中低渗="" 储层的中分子量聚合物和耐温抗盐聚合物分子设计与合成,="" 研制出适合中低渗储="" 层的高效聚合物和耐温="" 80~120℃、抗盐="">
(2)化学驱油和破乳机理及物理化学复杂渗流理论研究
开展弱碱/无碱复合化学体系与原油形成超低界面张力机理研究,研制出高 效稳定的驱油配方体系; 开展弱碱/无碱体系乳化、 结垢和化学剂吸附规律研究, 搞清主要影响因素, 保持驱油体系在油藏中的长期有效性; 通过复杂产出液组成 对乳化程度的影响以及界面膜破裂机理研究, 提供高效产出液分离方法; 开展物 理化学非线性渗流和微观渗流规律研究, 发展物理化学渗流等复杂渗流理论, 为 驱油过程的描述、预测和优化设计提供理论基础。
(3)剩余油分布数字化定量描述及精细模拟方法研究
开展数字化油藏精细描述方法和精度研究,在地质知识库的基础上建立储层 数学描述方程, 提高井间储层描述和剩余油饱和度分布数字化描述精度, 为化学 驱油和微生物驱油提供可靠的油藏地质基础; 通过室内和油藏条件下化学驱模拟 对比研究, 找出结果差异的主要影响因素, 提出合理模拟方法; 进行考虑物理化 学渗流的数值模拟研究, 形成复杂系统精细数值模拟方法, 为化学驱优化设计和 矿场应用提供可靠的模拟方法和手段。
(4)微生物驱油机理及适宜菌种培育方法研究
进行油藏条件下微生物资源分布及对驱油效率的影响研究, 搞清油藏内原生 菌的分布类型及对外加微生物菌种的影响,为选择适合驱油的微生物提供指导; 针对主要类型油藏和原油情况, 搞清微生物菌种驱油的主要机理及影响因素; 研 究利用基因工程、 地下激活等方法培育微生物有效菌种的方法, 培育出具有特定 功能的微生物菌种,探索微生物驱提高采收率新方法。
二、预期目标
1、总体目标
在基础理论重大发展的基础上,使复合化学驱具备工业化应用的条件,在 实施地区提高采收率 5~15%(如果全国已开发油田平均提高采收率 1%, 就可增 加石油可采储量 1.8亿吨, 可增加产值 2000亿元以上) , 同时探索微生物驱提高 石油采收率新方法。
2、五年预期目标
本项目将围绕一个目标、发展两个理论、合成两类驱油剂、建立和探索四 个方法,为“十一五”后形成提高采收率技术系列提供理论基础和科学依据。 围绕一个目标:提高石油采收率,在应用地区提高 5~15%。
发展两个理论:
发展定量化分子设计理论:通过化学剂结构与性能定量关系研究, 发展定 量化的化学驱油剂分子设计理论,为低/无储层伤害驱油剂合成提供理论 指导。
发展物理化学渗流理论:通过化学驱油过程中物理化学非线性渗流和微观 渗流特征研究及其数学描述, 发展物理化学渗流理论, 为正确描述化学驱 复杂渗流机理和驱油过程及其优化设计奠定基础。
合成两类驱油剂:
低/无储层伤害的表面活性剂:在分子设计理论指导下, 合成出适合弱碱/无碱体系的低/无储层伤害新型表面活性剂体系,为化学驱矿场应用提供 高效驱油表面活性剂。
适合中低渗储层和耐高温高盐的高效聚合物:在分子设计理论指导下, 合 成出适合中低渗透油藏的中分子量高效增粘聚合物及耐温 (80-120℃) 耐 盐(30000-100000mg/l)聚合物,为化学驱矿场应用提供高效聚合物。 建立和探索四个方法:
剩余油分布数字化定量描述方法:建立数字化油藏精细描述方法和定量预 测剩余油分布方法,为化学驱和微生物驱方法的应用提供地质基础。 化学驱精细模拟方法:建立考虑复杂物理化学渗流的物理模拟和数值模拟 方法,为化学驱应用提供科学的模拟方法和手段。
复杂产出液高效分离方法:通过复杂产出液组成特征、 界面膜强度及其破 裂机理研究,合成出新型高效破乳剂,建立产出液高效分离方法; 探索微生物提高采收率方法:搞清微生物主要驱油机理, 通过基因工程等 方法培育有效菌种,探索微生物驱提高采收率新方法。
三、研究方案
1.项目总体研究思路和技术路线
提高石油采收率研究主要包括认识油藏和开采油藏两大方面。
认识油藏主要是认识长期注水开发后油藏非均质性的变化及剩余油的分布 形态和分布规律, 这是提高采收率方法应用的地质基础, 决定着提高采收率方法 的选择, 也决定着油田现场实施的效果。 为此需要建立数字化油藏描述方法。 在 宏观上, 将根据我国的沉积储层类型, 开展数字化油藏精细描述方法和精度研究, 提高井间储层纵向描述精度和剩余油饱和度分布定量化精度, 使储层精细研究由 定性、 半定量向定量化方向发展; 在微观上, 通过先进的科学手段及可视化技术, 在孔隙级别上深入研究剩余油的分布形态及其特殊的物理化学性质和受力情况, 分析将其采出的物理化学因素。 通过宏观和微观相结合, 为化学驱和微生物驱方 法的应用提供可靠的地质基础。
在开采油藏方面, 首先从驱油体系入手, 发展定量化的分子设计理论, 针对 我国油藏特点和原油特性,进行化学剂分子结构设计,合成出高效、廉价、适合 弱碱/无碱驱油体系的低/无储层伤害化学驱油剂; 除了利用工业副产物作为化学 剂初始合成原料的做法以外, 考虑利用精细化工的思路生产质量稳定可靠的化学 驱油剂, 为提高石油采收率方法提供驱油剂物质基础; 在微生物驱油研究中利用 生物工程技术, 主动培育出具有优良驱油性能并能适应不同油藏环境的微生物菌 种; 通过各种机理研究以及深入的界面物理化学研究, 使驱油体系在地层内长期 保持高效的驱油性能; 通过复杂产出液形成机理研究, 给出产出液高效分离方法; 研究地下流体及驱油体系在孔隙介质内的物理化学渗流过程, 使驱油体系在孔隙 介质内有效地传输和驱替; 在物理化学渗流规律指导下, 研究不同油藏特点和不 同流体的渗流规律, 建立相应的物理模拟和数值模拟方法。 通过上述系统的研究 和成果集成,形成低/无储层伤害的高效化学驱方法,探索微生物驱油新方法。
上述研究思路和技术路线是根据我国油藏资源的特点,在 2004年结题验收 的国家 973项目 “大幅度提高石油采收率的基础研究” 的基础上提出的, 有很好 的工作积累, 有较完善的设备和条件, 已形成一支稳定的科研队伍和富有特色的 “产-学-研” 一体化的组织模式, 经过上个 973项目的运行, 证明这一模式非 常成功, 可以大大加快基础研究为产业部门服务的步伐。 因此, 本项目的研究思 路和技术途径是可行的, 通过多学科联合深入研究, 可望在化学驱和微生物驱基 础理论、方法和驱油剂方面获得重大突破。
2.创新点
(1)定量化分子设计理论及新型驱油剂。 目前驱油用化学剂的分子设计还停留 在以实验化学为基础的水平上, 发展定量化分子设计理论可以大大促进胶体界面 化学和高分子化学学科的发展, 同时在此理论的指导下, 针对我国油藏和原油特 点,研制出高效、廉价、低/无储层伤害的驱油表面活性剂和新型聚合物。
(2)物理化学渗流理论及精细模拟方法。 化学驱油过程涉及大量的物理化学反 应, 目前的渗流理论主要考虑物理渗流过程, 尚未深入考虑化学反应及分子变形 对渗流的影响。 另外, 国内外对孔隙尺度的微观渗流研究甚少。 物理化学渗流和
微观渗流是目前国际前缘性研究课题, 发展该理论将为合理描述化学驱过程中复 杂的渗流机理奠定基础; 建立考虑物理化学渗流过程的精细模拟方法, 为化学驱 提高采收率研究及应用提供科学的模拟方法和手段。
(3)复杂产出液高效分离方法:复杂产出液分离是目前国内外尚未解决的基础 难题, 通过研究化学剂结构、 类型及浓度对复杂产出液组成特征的影响, 了解界 面膜形成及破裂机理, 在此基础上有针对性地研制高效破乳剂, 进而建立复杂产 出液高效分离方法。
(4)储层数学描述方程及剩余油数字化预测方法。 目前的研究精度尚不能满足 化学驱应用的需要, 通过在地质知识库的基础上建立数学方程, 实现水驱后油藏 特征及剩余油分布的精细定量化描述, 为化学驱和微生物驱提高采收率提供定量 数字化的油藏基础。
(5)微生物驱油机理及适宜菌种培育方法。 目前微生物菌种普遍采用从地层原 生菌中筛选培育的方法, 本研究将探索通过基因工程等方法主动培育适宜高效驱 油的微生物菌种及其主要驱油机理和有效提高采收率方法。
3.课题设置
(1)低/无储层伤害表面活性剂分子结构设计及合成
研究内容:以弱碱/无碱表面活性剂体系为重点,研究油水界面层分子结构和超 低界面张力的关系, 化学剂分子结构和性能的定量关系, 在分子设计理论的指导 下进行驱油用表面活性剂的分子设计与合成。
研究目标:发展定量分子设计理论,研制出适合弱碱/无碱体系的廉价高效低/无储层伤害的新型表面活性剂, 与原油达到超低界面张力或高效乳化启动残余油 之后开采原油。
承担单位:中科院化学所、大庆石油学院、中国石油勘探开发研究院
课题负责人:王毅琳
经费比例:16.5%。
(2)新型高效聚合物分子设计及合成
研究内容:开展耐温、抗盐、抗降解聚合物分子设计、合成及性能研究,研究适 宜中低渗透储层的中分子量高效聚合物溶液性质及驱油性能。
研究目标:发展新型聚合物分子设计理论, 设计出适合大庆中低渗透储层的抗污 水抗降解系列聚合物和耐温 80~120℃、 抗盐 30000~100000mg/L的新型聚合物, 在驱油聚合物的高效、 功能化和新颖性方面取得创新成果, 为聚合物驱和复合化 学驱现场应用提供新型高效聚合物材料。
承担单位:西南石油学院、中国石油勘探开发研究院、中科院化学所
课题负责人:罗平亚
经费比例:14.2%。
(3)新型驱油体系驱油机理研究
研究内容:弱碱/无碱复合驱体系与原油超低界面张力形成机理,碱在复合驱中 降低界面张力的机理以及弱碱对地层的溶蚀作用; 驱油过程中复合体系与原油形 成乳状液的机理及控制方法,乳化程度对提高采收率的定量影响。
研究目标:搞清复合驱油体系中各化学剂对形成超低界面张力主要作用及机理,
发展界面化学理论, 明确乳化作用对提高采收率的影响, 确保新型化学剂驱油体 系在地层内驱油性能的长期有效性,为驱油体系的高效化提供理论依据。 承担单位:石油大学(北京) 、中国石油勘探开发研究院
课题负责人:李秀生
经费比例:9.5%。
(4)物理化学渗流特征和规律研究
研究内容:开展宏观及微观化学驱物理化学非线性渗流室内实验及渗流规律研 究,给出化学驱物理化学非线性渗流特征及其数学描述。
研究目标:通过化学驱油过程中物理化学非线性渗流特征及其数学描述, 发展物 理化学渗流理论,为合理描述化学驱复杂渗流机理奠定基础。
承担单位:中国石油勘探开发研究院、中科院力学所
课题负责人:沈平平
经费比例:12.4%。
(5)复杂产出液形成机理及高效分离方法研究
研究内容:复杂产出液组成、 结构及特性,碱/表面活性剂/聚合物类型、结构以 及乳化作用对复杂产出液组成和特性的影响;研究液/液界面聚并机理和复杂产 出液分离方法。
研究目标:通过对复杂产出液特性及分离方法研究,搞清复杂产出液形成机理, 建立产出液高效分离方法。
承担单位:大庆油田有限责任公司、中科院化学所
课题负责人:程杰成
经费比例:10.1%。
(6)剩余油分布数字化定量描述基础研究
研究内容:开展数字化油藏精细描述方法和精度、 剩余油分布形态、 受力状况及 精细定量化分布描述研究,使储层精细研究逐渐向数字化油藏的方向发展。 研究目标:在地质知识库的基础上建立典型储层物性参数描述方程, 提高井间储 层描述精度和剩余油饱和度分布定量化精度,为化学驱油提供可靠的地质基础。 承担单位:中国石油勘探开发研究院、大庆油田有限责任公司
课题负责人:贾爱林
经费比例:9.5%。
(7)化学驱精细模拟方法研究
研究内容:开展室内和油藏条件下物理模拟对比研究, 给出产生差异的主要影响 因素及合理模拟方法, 进行考虑物理化学渗流的数学模型及精细数值模拟方法研 究。
研究目标:形成复杂系统物理模拟和精细数值模拟方法, 为形成提高石油采收率 技术提供可靠的模拟方法和手段。
承担单位:中国石油勘探开发研究院、北京应用物理与计算数学研究所
课题负责人:袁士义
经费比例:17.7%。
(8)微生物提高石油采收率基础研究
研究内容:进行油藏条件下微生物资源分布及对驱油效率的影响研究, 开展微生 物基因工程方法、 微生物地下激活方法研究; 研究在不同油藏和油水情况下微生 物代谢及驱油机理。
研究目标:搞清油藏内原生菌的分布类型及对外加微生物菌种的影响, 培育出高 效微生物菌种, 搞清微生物菌种的主要驱油机理, 使微生物驱成为提高石油采收 率的有效方法。
承担单位:清华大学、中国石油勘探开发研究院
课题负责人:吴晓磊
经费比例:10.1%。
4.各课题之间的相互联系
本项目所设课题的有机联系是,通过(1)~(2)课题的基础研究,合成出 高效廉价低/无储层伤害的化学剂和驱油体系; (3)~(5)课题对(1) 、 (2)课 题研制的驱油体系进行与油藏环境的综合研究, 确保驱油体系在油藏内的长期稳 定性和产出液的高效分离; (6)~(7)课题提供应用该驱油体系的地质基础和 驱油过程的模拟手段; (8) 课题探索微生物驱提高采收率新方法。 通过上述课题 研究,可以确保项目总体创新目标的实现。
四、年度计划
研究内容 预期目标
第 一 年 1、文献调研。
2、在分子设计理论和驱油剂合成方
面, 合成系列模型化合物, 对产品进
行提纯分离和结构表征, 研究界面张
力与模型化合物分子结构的关系; 开
3、研究复合体系与原油超低界面张
力形成机理, 碱、 表面活性剂和聚合
物类型及浓度对乳状液形成的影响
规律研究, 开展物理化学渗流实验研
究。
4、开展数字化油藏精细描述方法研
究、 三维油藏物理模拟实验研究和弱
碱/无碱体系物理化学现象的数学描
述研究。
5、进行典型油藏条件下微生物资源
分布及对驱油作用的影响研究。
1、完成调研,给出调研报告。
2、合成两个系列 6种以上结构明确 的表面活性剂模型化合物, 得到纯度 大于 95%的样品;合成 4种以上耐 温抗盐单体, 基本确定新型聚合物分 子设计思路和具体合成路线。 3、了解碱、表面活性剂和聚合物类 型及浓度对油水超低界面张力、 乳状 液类型、 液滴大小分布及稳定性的影 响规律, 建立化学驱物理化学渗流实 验方法。
4、初步建立数字化油藏精细描述程 序方法、 油藏温度和压力下的三维物 理模拟实验方法和弱碱/无碱体系物 理化学现象的数学描述方法。 5、初步分离纯化 5株能够对石油和 石油组分进行作用的微生物。
第 二 年 1、开展界面张力与表面活性剂分子
结构的关系研究、适合弱碱/无碱体
系的表面活性剂合成、 表面活性剂复
配机理以及新型单体对聚合物耐温
抗盐性能的影响研究。
2、研究碱对降低界面张力的机理、
乳化程度对驱油效率的影响、 复杂产
出液组成与微观结构的表征及性能
评价研究, 开展物理化学渗流实验研
究和理论研究。
3、利用数字化油藏精细描述程序方
法研究剩余油分布规律, 开展油藏条
件下与室内条件物理模拟结果对比
和考虑物化渗流的数学模型研究。
4、微生物群落基因组 DNA 提取,进
行功能基因片断的扩增, 油藏功能微
生物群落基因指纹图谱分析。
1、基本了解驱油用表面活性剂、聚 合物结构与性能的关系, 室内得到适 合弱碱/无碱体系的表面活性剂样品 和耐温抗盐聚合物样品。
2、明确碱在复合体系中对降低界面 张力的贡献机理以及乳化程度对驱 油效率和产出液分离的影响, 了解物 化渗流主要机理, 初步给出物理化学 渗流规律。
3、在地质知识库的基础上初步建立 典型油藏储层物性参数描述方程, 给 出油藏及室内条件下物理模拟结果 的对比差异, 初步建立考虑物化渗流 的数学框架模型。
4、分离纯化和鉴定 20株功能微生 物, 建立典型油藏功能微生物群落结 构信息库。
研究内容 预期目标
第 三 年 1、 开展弱碱/无碱体系表面活性剂界
面性质研究, 新型水溶性高分子合成
以及结构与溶液行为表征研究。
2、进行驱油体系界面层结构与界面
性质研究、 油水界面膜结构与性能评
价研究; 开展物理化学渗流和微观孔
隙尺度内渗流规律数学描述方程研
究。
3、长期水驱后油藏描述及剩余油数
字化分布预测方法研究, 新型驱油体
系物理模拟研究, 考虑物化渗流规律
数学模型及解法研究。
4、适宜微生物菌种培育方法研究。
1、 明确化学剂分子结构与性能关系, 室内得到针对大庆原油适合弱碱/无 碱体系的表面活性剂和针对中低渗 储层的新型聚合物系列样品。 2、了解油水界面层结构特征以及与 油水界面性质的关系, 明确化学剂组 成与产出液乳化关系, 初步建立物理 化学渗流表征方程。
3、了解长期水驱后油藏物性参数变 化和剩余油分布规律, 提供 物理 模拟 实验结果, 建立考虑物化渗流规律的 数学模型及解法。
4、确定针对主要驱油机理的微生物 培育方法。
第 四 年 1、 弱碱/无碱体系表面活性剂合成条
件的优化与中试, 新型聚合物聚合工
艺的优化及产品中试研究。
2、 弱碱/无碱表面活性剂驱油体系吸
附与乳化性能研究, 高效破乳剂的合
成研究,开展物理化学渗流理论研
究。
3、提高油藏描述和剩余油分布预测
精度方法研究, 复合化学驱合理物理
模拟方法研究, 考虑物理化学渗流的
数值模拟方法和软件研究。
4、克隆微生物相关的功能基因,并
进行分析和鉴定, 研究微生物在油藏
1、 优化出适合弱碱/无碱体系的表面 活性剂和新型聚合物合成工艺条件, 得到合格的中试样品。
2、明确驱油过程中复合体系与原油 形成乳状液的机理及控制方法, 合成 出高效破乳剂样品, 发展物理化学渗 流理论。
3、初步建立数字化油藏精细描述方 法和剩余油分布预测方法、 合理物理 模拟方法, 初步研制出考虑物化渗流 的数值模拟软件。
4、室内得到针对主要驱油机理的 2种以上适宜微生物菌种。
第 五 年 1、化学驱油剂分子设计理论总结,
适合弱碱/无碱体系的表面活性剂和
新型聚合物系列化研究;
2、 弱碱/无碱体系驱油机理总结, 物
理化学渗流和微观渗流理论总结, 产
出液高效分离方法研究。
3、提高数字化油藏和剩余油分布预
测精度方法集成研究, 复合驱物理模
拟方法和精细数值模拟方法集成研
究。
4、针对目标油藏油水情况的微生物
代谢及驱油机理研究。
1、发展定量化分子设计理论,合成 出高效、廉价、低/无储层伤害的驱 油表面活性剂和新型聚合物。 2、 明确弱碱/无碱体系驱油机理, 发 展物理化学渗流理论, 建立复杂产出 液高效分离方法。
3、建立数字化油藏精细描述和定量 预测剩余油分布方法、 考虑复杂物理 化学渗流的物理模拟和数值模拟方 法。
4、 培育出高效微生物菌种 2种以上, 探索微生物驱提高采收率新方法。
范文四：对容积法计算气藏采收率和可采储量的修正
第21卷第2期 天 然 气 工 业 开发试采
对容积法计算气藏采收率和可采储量的修正
李忠兴
Ξ
郝玉鸿
(长庆油田公司勘探开发处) (长庆油田公司勘探开发研究院)
李忠兴等. 对容积法计算气藏采收率和可采储量的修正. 天然气工业,2001;21(2) :71～74
摘 要 通常在应用容积法计算气藏采收率和可采储量时, 一方面, 未考虑到容积法探明地质储量存在一定误差及其没有完全反映气藏中天然气的可流动性, , 导致计算的可采储量偏大; 另一方面, 计算结果的失真。文章以理论分析结合实例计算, 关系, 由两者计算的可采储量是合理、正确的; 量之比例来折算。。同时, 提出对于水驱气藏应考虑, 。
主题词储量 动态 可采储量 含气饱和度 修正
在气藏开发前期或早期, 通常采用容积法、经验类比法来初步确定气藏采收率, 进而得到可采储量, 为方案编制、开发部署、规划设计等提供必要的依据。但应用容积法计算的气藏可采储量往往大于其它方法计算结果, 而且不符合气藏实际特征。究其原因, 主要是人们忽视了“动态储量”这一关键环节, 同时忽视了水驱气藏原始和废弃条件下的含气饱和度的差异, 从而造成公式应用的错误和计算结果的失真。
不仅存在一定误差, 而且不可能全部参与渗流或流动, 总有部分天然气自始至终处于不可渗流或流动的原始状态。因而, 有必要提出动态储量的概念。
所谓动态储量, 是指设想气藏地层压力降为零
时, 能够渗流或流动的那部分天然气地质储量, 或称可动储量。实际上, 任何气藏都存在废弃地层压力和废弃产量, 地层压力是不可能降为零的, 动态储量只不过是设想地层压力降为零时根据动态法的计算值(类似于气井无阻流量的计算) 。由此可见, 动态储量既包括了可采储量, 又包含了那些已经渗流或流动的非可采储量, 是容积法地质储量中的可渗流、可流动部分。
动态储量是气藏中可流动天然气的总量, 综合反映了气藏的动态特征, 是真正起到贡献作用的地质储量。只有应用动态资料, 根据动态法才能确定动态储量。通常计算气藏动态储量的方法有物质平衡法(包括压降法) 、模型预测法(包括数值模拟法) 、不稳定试井法(或称弹性二相法) 、产量递减法、经验法等, 文献〔1〕具体介绍了多种计算动态储量的方法和原理, 并列举了计算实例。这些方法均根据气藏
气藏动态储量
通常, 人们对气藏动态储量说法不一, 而且往往与容积法探明地质储量相混淆, 但笔者认为两者是截然不同的概念。容积法实质是把气藏当作一个容器来计算地质储量, 尤其探明地质储量是在较大井距的探井控制下以容积法来计算的, 计算结果仅仅大致反映了气藏中天然气的蕴藏量, 并未完全反映气藏中天然气的可流动性。事实上, 由于井网控制程度、局部的特低渗透或非渗透边界、以及纵横向的流动波及程度等的影响, 使得容积法探明地质储量
Ξ李忠兴, 高级工程师,1964年生;1986年毕业于中国石油大学开发系; 一直从事油气田开发科研和管理工作, 已发表科
技论文多篇, 现任长庆油田公司勘探开发处处长。地址:(710021) 陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区。电话:(029) 6592157。
?71?
开发试采 天 然 气 工 业 2001年3月生产动态数据(如地层压力、井底流压、产气量等) 来计算动态储量。因为这些动态资料是气藏中天然气渗流或流动特征的体现, 因此对应计算结果自然是气藏中可渗流或流动的地质储量, 即动态储量。气藏开发时间越短, 计算动态储量的方法越少, 计算的精度也越低; 相反, 气藏开发时间越长, 积累的动态资料越多, 适合计算的方法也越多, 计算结果也越准确。显然, 落实动态储量是一个漫长的历史过程。动态储量不仅排除了容积法计算储量的各项参数取值的不确定性, 而且排除了不可渗流的无效天然气储量, 是可靠的地质储量, 可比性强, 实用性强。
不同气藏的动态储量与容积法地质储量的比例不同。比如, 物性好的气藏或裂缝发育的气藏, 其天然气渗流或流动能力强, 动态储量比例高, 动() 相对较低。
在气藏开发前期或早期, 由于缺乏必要的动态资料, 无法计算动态储量, 因而为采收率及可采储量的计算带来困难。为了方案编制和规划设计等的需要, 应设法求得气藏动态储量与容积法地质储量的比例(包括类比法) , 由此折算动态储量, 保证开发储量的科学性、可靠性, 进而得到较为可靠的采收率及可采储量。
当确定了气藏废弃条件p a 、Z a 后, 便可根据式(3) 计算采收率, 进而根据式(2) 或式(4) 计算可采储
量。
2. 原方法存在的问题
第一, 将容积法探明地质储量与动态储量相混
淆, 用动态数据(视地层压力) 计算的气藏采收率和容积法探明地质储量并不能直接计算可采储量。尽管从式(1) ～(4) 的推导过程来看, 是符合逻辑、无可非议的, 但忽视了容积法探明地质储量存在误差和不完全具备流动性的缺点。从G a 的计算来看, 气田(藏) 视废弃地层压力(p a /Z a ) 是根据废弃时由各的, 值。这样, 由该式计算的废弃时气藏中残余天然气地质储量必然存在较大误差, 通常偏小。同时, 容积法地质储量本身就存在不可避免的误差。从而导致由式(2) 计算的可采储量亦存在一定误差, 通常偏大。尤其非均质性强或低渗透气田(藏) 这种情况更为突出。
另外, 从式(3) 来看, 采收率是根据原始视地层压力(p i /Z i ) 和废弃视地层压力(p a /Z a ) 来计算的, 而地层压力反映的是气藏中可流动气体的动态量, 因此, 该采收率是指气藏中可渗流或流动的那部分天然气储量
(动态储量) 的采收率, 而并非容积法储量的采收率。
由此可见, 式(2) 或(4) 中容积法探明地质储量与动态法采收率在逻辑上并不是一一对应的匹配关系, 不能直接利用两者计算可采储量, 否则, 计算结果失真, 一般偏大。
第二, 对于水驱气藏, 在开发过程中由于水侵的影响, 含气饱和度是变量, 并非常量。原方法认为气藏开发过程中含气饱和度是始终保持不变的, 这对于无水侵气藏, 由于束缚水及岩石膨胀影响较小, 可近似认为S gi ≈S ga , 这时, 原方法是成立的、正确的。
原容积法计算原理及存在问题
1. 原方法基本原理
容积法计算气藏采收率和可采储量是依据物质守衡原理, 即容积法计算的探明地质储量等于可采
储量加上废弃时地下的残余地质储量(容积法计
2〕算) 〔:
G =G R +G a
(1)
由式(1) 得: G R =G -G a
φS gi =0. 01A h
显然, 气藏采收率为:
G R =1-p i /Z i
1-Z i T p sc p i /Z i
(2)
但对于水驱气藏, 在开发过程中随着地层压力的下降, 边、底水不断侵入, 使得气藏含水饱和度不断增大, 相应地含气饱和度不断降低, 尤其原始S gi 与废弃S ga 的差异相对更大, 不可忽视。因此, 对于水驱气藏, 原方法应当考虑S gi 与S ga 的差异和区别, 否则公式不成立。
(3)
于是, 式(3) 又可写为:
G R =GE R
(4)
?72?
第21卷第2期 天 然 气 工 业 开发试采
容积法计算气藏采收率和
可采储量的修正
前已述及, 式(3) 计算的采收率与动态储量是一一对应的匹配关系, 而并非容积法地质储量对应的采收率。但容积法地质储量采收率与动态储量采收率密切相关, 它必须以动态储量采收率及动态储量与容积法地质储量之比例(G d /G ) 来折算。不同气藏的勘探认识程度不同, 使得探明地质储量的准确程度各异, 因而, 不同气藏的动态储量与容积法地质储量之比例不同, 由此导致容积法探明地质储量对应的采收率并不具备横向可比性, 实践也表明, 往往物性较好的气藏容积法探明地质储量采收率却低于物性较差的气藏。只有气藏动态储量采收率才具备横向可比性。
另外, 时, 的变化, 当S gi 与S ga 的差异较大时, S gi 不能替代
S ga 。
储量时, 在确定p a 、Z a 的同时, 还必须确定G d 或G d /G 等主要参数, 这样根据修正的计算公式(5) ～(9) 才能得到正确的结果。
特别是低渗透气藏, 由于G d /G 值相对较低, 使得动态储量采收率与容积法储量采收率差异相对更大, 若将两者混淆或直接以动态储量采收率与容积法地质储量来计算可采储量, 必然造成很大误差。
计算实例
例1, 已知某气藏容积法计算探明地质储量
G =368. 11×10m , p i =31. 9MPa , Z i =1. 006, S gi
8
3
=80%, 还未正式投入开发Ξ
G d /±, 0MPa , Z a =0. 96。, ga gi 。
根据式(6) 计算该气藏动态储量(G d ) 的采收率:
E Rd =1-
=83. 6%
31. 9/1. 006
综上所述, 计算公式(2) 应修正为:φS gi G R =0. 01A h
=G d
1-Z i T p G p i /Z i S gi
以式(8) 折算容积法探明地质储量采收率:
E ′0. 8=66. 88%R =0. 836×
于是便可计算该气藏可采储量为:
83
G R =368. 11×0. 6688=246. 2(10m )
1-p i /Z i S gi
p i /Z i S gi
(5)
显然, 动态储量采收率为:
E Rd =1-
若按原计算方法来说, 式(6) 所计算的采收率83. 6%即为容积法探明地质储量的采收率, 这样得
(6)
到的可采储量为:G R =368. 11×0. 836=307. 74(108m 3) , 这比修正的容积法计算的可采储量高出61. 54×108m 3, 造成很大误差。
动态储量采收率(E Rd ) 与动态储量(G d ) 是一一对应的匹配关系, 是符合逻辑的, 两者计算的可采储量是合理、正确的。
由式(5) 也容易看出, 容积法地质储量采收率应为:
E ′R =
1-p i /Z i S gi
G
例2, 某一不活跃水驱气藏, 容积法探明地质储量460. 81×108m 3, 已知p i =26. 7MPa , Z i =0. 98,
S gi =82. 9%, 投入开发不久。气藏工程研究中得到G d /G =82. 41%, p a =5. 5MPa , Z a =0. 95, S ga =
(7)
68. 3%。以容积法求该气藏的采收率及可采储量。
因此, 容积法地质储量采收率与动态储量采收率的关系为:
E ′R =
E G Rd
(8)
根据公式计算该气藏动态储量采收率(G d ) 为82. 49%, 容积法探明地质储量采收率(E Rd ) 为67198%, 该气藏的可采储量(G R ) 为313. 26×108m 3。如果按原方法计算探明地质储量采收率
(E R ) 则为78. 75%, 比修正方法所计算的采收率高10. 77%, 对应的可采储量为362. 89×108m 3, 两者
则可采储量为:
G R =G d E Rd
(9)
由此可见, 应用容积法计算气藏采收率或可采
相差49. 63×108m 3。可见, 原容积法计算气藏采收
Ξ郝玉鸿等, 长庆天然气可采储量标定, 长庆油田公司勘探开发研究院, 内部资料,1997。
?73?
开发试采 天 然 气 工 业 2001年3月率和可采储量的误差很大。
量与容积法地质储量之比例(G d /G ) 来折算。这样, 在气田开发前期或早期才能得到可靠的可采储量, 为气田方案编制、规划设计等提供科学、可靠的物质基础。
(4) 对于低渗透气藏, 由于G d /G 值相对较低, 故动态储量采收率与容积法储量采收率差异相对更大。因此, 必须正确理解两种采收率的含义及其与对应储量的逻辑关系, 这样才能得到可靠的可采储量; 否则, 如果将两者混淆或直接以动态储量采收率与容积法地质储量来计算可采储量, 必然造成很大误差。
符 号m ; G a 为残余天
8
3
认识与结论
(1) 通常人们应用容积法计算气藏采收率及可
采储量时, 未考虑容积法地质储量的可靠性和可流动程度, 亦即未考虑“动态储量”这一关键环节, 而误把动态储量采收率当作容积法地质储量采收率, 导致计算的可采储量偏大。容积法地质储量与动态法采收率在逻辑上并不成一一对应的匹配关系, 不能利用两者直接计算可采储量。同时, 忽视了水驱气藏原始和废弃时含气饱和度的差异。因而导致原计算公式应用的错误及计算结果的失真。
(2) 天然气动态储量是指设想气藏地层压力降, 是气藏中可流动天然气的总量用的地质储量, 差, 。气藏开发时间越长, 积累的动态资料越多, 适合计算动态储量的方法也越多, 计算的结果也越准确。动态储量不仅排除了容积法计算储量的各项参数取值的不确定性, 而且排除了不可渗流的无效天然气储量, 是可靠的地质储量, 可比性强, 实用性强。
(3) 气藏采收率是由动态测试资料(即视地层压力) 来计算的, 其对应的是可渗流或流动天然气储量(动态储量) , 而并非容积法地质储量。容积法探明地质储量的采收率必须以动态储量采收率及动态储
m 3; G d 为天然气动态储量,108m 3;
G R 为天然气可采储量,10m ; p i 、p a 为原始、废弃地层压
8
3
力,MPa ; p sc 为地面标准压力,MPa ; T sc 为地面标准温度, K;
Z 为天然气偏差系数; p i /Z 、p R /Z a 为原始、废弃视地层压
力,MPa ; E Rd 为动态储量采收率, %; E R 为采收率, %; E ′R 为修正的采收率, %; A 为含气面积,km 2; h 为有效厚度,m ; φ为孔隙度,f ; S gi 、S ga 为原始、残余含气饱和度,f 。
参 考 文 献
1 郝玉鸿. 关于气田动态储量. 试采技术,1999; (2) 2 王鸣华. 气藏工程. 北京:石油工业出版社,1997
(收稿日期 韩晓渝) 2000211218 编辑
南中国海地区最新油气资源
据美国能源信息署最新报道, 截至2001年1月1日南中国海地区探明的石油、天然气储量分别达77亿桶和153万亿立方英尺,2000年石油、天然气产量分别达192万桶/日和2. 5万亿立方英尺。南中国海被称为另一个波斯湾, 最具资源潜力的含油气盆地为曾母暗沙盆地、万安盆地、南徽盆地和东纳土纳盆地。
目前在南中国海地区大多数国家均有油气发现, 其中文莱的石油、天然气储量分别达14亿桶和13. 8万亿立方英尺,2000年石油、天然气产量分别达20万桶/日和3340亿立方英尺; 马来西亚的石油、天然气储量分别达39亿桶和81. 7万亿立方英尺,2000年石油、天然气产量分别达66. 9万桶/日和1. 4万亿立方英尺; 非律宾的石油、天然气储量分别达3亿桶和2. 8万亿立方英尺,2000年石油、天然气产量分别达0. 3万桶/日和10亿立方英尺; 中国台湾的石油、天然气储量分别达0. 1亿桶和
217万亿立方英尺,2000年石油、天然气产量分别达
0. 13万桶/日和330亿立方英尺; 泰国的石油、天然气储量分别达4亿桶
和11. 8万亿立方英尺,2000年石油、天然气产量分别达16. 9万桶/日和5650亿立方英尺; 越南的石油、天然气储量分别达6亿桶和6. 8万亿立方英尺,2000年石油、天然气产量分别达28. 2万桶/日和190亿立方英尺。
(陈敏 摘)
?74?
N A T U RA L GA S IN DUS T R Y/
Mar. ,2001
Recovery factor , Reserve , Peformance , Recoverable reserve , G as saturation ,Correction
SUB JECT HEADING S :G as well ,Annular s pace , G as col 2
umn ,Bottomhole pressure , Formation pressure , Mathematical model , Calculation ,Program
Li Zhongxing (senior engineer ) ,born in 1964,graduated
from the Department of Development , the University of Petroleum in 1986. He is always engaged in the scientific re 2search and management works of oil and gas field development and published several articles. Now he is the head of the Ex plo 2ration and Development Department of Changqing Oil Field
Yang T ao , a teacher of the University of Staff and Work 2
ers , SPA , was born in 1973. He published near ten articles. Add :Huayang,Chengdu ,Sichuan (610215) ,China Tel :(028) 2975001
…………………
Company. Add :ChangqingXinglongyuan Small Area , Weiyang District , Xi ’an ,Shaanxi (710021) ,China Tel :(029) 3592157
CORRECTION OF THE G AS RESERV OIR RE 2COVER Y FACT OR AN D RECOVERAB L E RE 2SERVES METH OD
ESTIMATE D
B Y
V OL UMETRIC
…………………
CON DENSATE G AS FLOW DER THE INFL U 2OF Li Zhongxing (Exploration and Development De 2partment of Changqing Oil Field Company ) and Yuhong (Research Instituite and 2velopment , .
N A TU R. GA S 21,pp. 71～74,3/25/
Lei and Xiong Institute ) and G ao Guihong Tongwen (Talimu Oil Field Branch ,PCL ) .
N A TU R. GA S IN D. v. 21,no. 2,pp. 75～78,3/25/
2001. (ISSN 10000976; In Chinese)
2001. (ISSN 100020976; In Chinese)
ABSTRACT :In general ,when the gas reservoir recovery
factor and recoverable reserves were estimated by volumetric method ,on the one hand ,a certain error existing in the proved geological reserves estimated by volumetric method wasn ’t con 2sidered and the recovery factor calculated by dynamic reserves was wrongly taken as that by the volumetric geological reserves , because of neglecting the flowability of natural gas in reservoir , which led to that the recoverable reserves estimated was on the large side , and on the other hand ,it was neglected that the gas saturation under initial conditions was different from the one under abandonment conditions in a water 2drive gas reservoir. It is the reason why the formula was wrongly applied and the re 2sult calculated was far from fidelity. Through theoretical analy 2sis and example calculation ,it is thought that only the dynamic reserves can be logically related to the dynamic recovery factor , the recoverable reserves calculated by the two parameters are reasonable and correct and the recovery factor calculated by vol 2umetric reserves should be reduced according to the recovery factor calculated by dynamic reserves and the dynamic reserves 2volumetric reserves ratio. The recovery factor calculated by dy 2namic reserves has lateral com parability but that by volumetric reserves hasn ’t. Meanwhile ,it is proposed that the difference between the gas saturation at the initial stage and that at the a 2bandonment pressure stage should be considered , thus further correcting the methods of calculating gas reservoir recovery fac 2tor and recoverable reserves by volumetric method.
ABSTRACT :The porous media underground have a
stronger adsorption capacity for condensate gas fluid because of their larger specific surface and the effect of the porous media adsorption on condensate gas flow is a problem which has been followed with interest at home and abroad. In the paper , ac 2cording to material balance principle , a new condensate gas flow differential equation is rederived and set u p by use of the in 2finitesimal volumn method ; the influence of the porous media adsorption is directly introduced into the flow differential equa 2tion firstly and relevant two 2phase pseudopressure function is defined ; a flow equation similar to single 2phase liquid flow dif 2ferential equation in form is obtained ;then the relation between formation retrograde condensate saturation and formation pres 2sure in flow process is derived ; and then the relation between pressure and retrograde condensate saturation , adsor ption fluid saturation and two 2phase pseudopressure in formation as well as the dynamic distribution of the formation retrograde condensate saturations are calculated and analyzed by example. The results show that the condensate gas flow law considering the influence of the porous media adsorption is obviously different from the one unconsidering its influence ; and the effect of the porous me 2dia on the condensate gas flow is greater , which can’tbe ne 2glected in application to engineering.
SUB JECT HEADING S :Condensate field , Porous media ,
Adsorption , Percolation , Retrograde condensation , Differential equation
H u ang Q u anhu a (lecturer and doctor ) ,was born in 1969.
He is mainly engaged in the research on reservoir
engineering.
SUB JECT HEADING S :G as reservoir ,Volumetric method ,
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范文五：提高采收率方案中油藏工程设计研究的内容和方法
提高采收率方案中油藏工程设计研究的内容和方法
之稠油油藏蒸汽驱技术的内容和方法研究
摘要
蒸汽驱是目前普遍使用的提高稠油采收率技术,但其本身还存在一些不足。首先,蒸汽重力超覆现象随油层厚度的增加而加剧,从而造成蒸汽驱的体积波及系数低;其次,蒸汽驱时指进现象严重,尤其在非均质油藏中常常发生注入蒸汽沿高渗层窜流,导致注入蒸汽大量损失和体积波及系数降低;第三,随着蒸汽驱采油进入中后期阶段,原油产量下降,汽油比明显升高,经济效益变差,大量的热能被滞留在储层岩石和流体中,如果蒸汽驱一直进行下去直到开采过程结束,那么这些留在岩石和流体中的热量将被浪费。因此,开展稠油油藏蒸汽驱技术的内容和方法研究具有重要意义。
关键词:稠油 蒸汽驱 汽窜 流度 热水驱
前言
稠油在世界油气资源中占有较大的比例。据统计,世界稠油、超稠油和天然沥青的储量约为1000义1叭。稠油资源丰富的国家有加拿大、委内瑞拉、美国、前苏联、中国、印度尼西亚等,其重油及沥青砂资源约为4000x108一600ox10sm3(含预测资源量),稠油年产量高达127xl叭以上。中国重油沥青资源分布广泛,己在12个盆地发现了70多个重质油田,预计中国重油沥青资源量可达3oox10st以上。因此,稠油的开采具有很大的潜力,而且随着轻质油开采储量的减少,21世纪开采稠油所占的比重将会不断增大。尽管稠油资源在国内
外的石油资源中占有很大比重,但是目前稠油资源的开采与常规原油相比还极不相称。其主要原因是稠油的粘度高、组成复杂,造成开采难度大、成本高,如何高效低成本开采稠油成为国内外专家学者越来越关注的重要课题,而且对石油工业的稳产和高产具有重要的现实意义和深远的战略意义。
一、蒸汽驱技术
1、原理
蒸汽驱是目前普遍使用的传统提高稠油采收率技术,它是将蒸汽注入到一口或多口井中,将地下粘度较大的稠油加热降粘,然后在蒸汽蒸馏的作用下,把原油驱向邻近多口生产井采出。通过蒸汽驱提高的采出程度一般在30%左右,蒸汽驱结束后的总采收率一般达到50%以上。
2、存在问题
虽然注蒸汽目前己是一项成熟的采油工艺,甚至在全世界应用EOR采出的原油中,用注蒸汽法采出量约占70%,特别在开采高重度、高粘度和高孔隙度的油藏时,它几乎已成为一种常规的采油方法,但注蒸汽技术本身还存在一些不足:
(1)蒸汽、油和水的渗流过程中,由于蒸汽与油和水密度的悬殊差异,蒸汽和重力分离造成注入蒸汽在油藏中的“超覆”流动,即蒸汽进入油层上部流动,不能在整个油层厚度上均匀推进,此种现象随油层厚度的增加而加剧,造成蒸汽驱的体积波及系数低;
(2)由于蒸汽的粘度大大地低于油层流体的粘度,致使蒸汽驱时指进
严重,尤其在非均质油藏中常常发生注入蒸汽沿高渗层窜流,这种“汽窜”现象是稠油注蒸汽开发井间干扰的特殊现象,是制约蒸汽驱驱油效率的主要矛盾。汽窜发生时,注汽井由于热量的散失,热能利用率降低,大多需要关井,既影响生产时率,同时又造成区块产量波动,并且易引起油层出砂套损,影响油井寿命,最终导致体积波及系数降低,采收率不高。汽窜问题和蒸汽波及系数差的问题一直是困扰蒸汽驱开发工程的难题,因此,开展改善中深层稠油油藏蒸汽驱开发效果新技术的研究,以求更高效地抑制蒸汽超覆和汽窜,扩大蒸汽波及系数,提高稠油采收率,对我国石油工业的发展具有非常重要的意义。
目前注蒸汽热采稠油油藏中发生的汽窜存在以下三种形式: 蒸汽窜:由于油井井距较小,油井投产时间不一,其地下亏空和地层压力出现差异,井间的高渗层由于注汽生产时间长,形成了高渗透通道,蒸汽在井间窜通,直接由注入井窜入生产井。
热水窜:除个别生产井形成蒸汽指进造成真正的汽窜外,大部分汽窜的发生都是一种假象:蒸汽由注入井向生产井推进,沿程热量散失,冷凝成热水,由生产井产出,形成热水窜,当产量累积温度升高,有时会出现闪蒸现象。
压力传导:注汽井的蒸汽和热水没有指进到生产井,而是井间的流体被注入的蒸汽和热水驱动到生产井被采出,此时并不是真正意义上的汽窜,只是注入井流体压力传导到生产井。由于邻井注汽,压力通过高渗层传导过来,导致本井生产压差增加,油井产液量上升。这种情况下如不采取措施加以控制,接下来就可能发生热水窜和蒸汽窜。
导致汽窜产生的原因很多,包括储层地质、流体、开发方案设计、工艺技术等因素, 甚至可能是多因素综合作用的结果: 储层地质因素:储层物性越好、渗透率越高,注入流体越容易产生窜流。储层存在非均质性时,汽窜的部位易发生于高渗透、高孔隙、连通性好的储层段。储层非均质包括层内非均质和层间非均质。层内非均质性较强时,不同方向的渗透性及吸汽能力存在差异,蒸汽易沿渗流阻力较小的高渗方向突进,从而造成舌状汽窜。层间非均质性较强时,在多层合采笼统注入的情况下,高渗层渗流阻力较小,容易单层突进,从而造成指状汽窜。
稠油粘度:稠油粘度高,例如:杜229断块兴隆台油层原油50?时地面脱气粘度为7.39义104mPa?S,100oC时也高达800一1500mPa?S,而该块原始地层温度为45oC,原油在油层条件下不具备流动能力。注入油层蒸汽和热水的粘度要远远小于这一数值,在高压差作用下产生严重的粘性指进现象,若指进达到生产井动用区域,即而发生汽窜。 蒸汽超覆:由于湿蒸汽的上浮现象,造成射孔并段上部的油层易被加热,吸汽好于中部和底部油层,从而上部油层吸汽强度要远远大于全井的平均值,易发生汽窜。在储层油层单层厚度大且均匀的情况下,汽窜易发生于层段的中上部。
工艺因素:在油井注蒸汽初、中期,如果注汽强度过高或注汽速度过快,受油层吸汽能力的限制,容易导致油层憋压,超过油层破裂压力,造成压裂注汽,蒸汽进入微裂缝,在注入量充足的情况下蒸汽沿微裂缝被推至邻井,加快了汽窜的发生。另外,投产时间较早的区域,累积
生产时间长,采出程度高,地下亏空大,注采严重不平衡,井底压力低,与周围邻井的井底压力差较大。邻井注汽,蒸汽易由高压区向低压区突进,造成汽窜。
3、解决方法
(1)蒸汽流度
国内外对用控制蒸汽流度的方法来提高蒸汽波及系数的研究较为广泛和深入。其主要方法是泡沫辅助蒸汽驱法。耐高温表面活性剂在地下形成蒸汽泡沫可降低蒸汽在高渗透通道上的流速,从而改善吸汽剖面,改善流度比,提高蒸汽波及系数,并且表面活性剂的乳化降粘及润湿反转作用可强化蒸汽驱效果,提高最终采收率。
泡沫控制蒸汽流度技术是目前广泛采用的提高稠油采收率方法,其成功与否取决于耐高温表面活性剂。但综合看来,耐高温表面活性剂价格昂贵,限制了其大规模应用。化学剂结晶法是通过化学剂结晶降低水相渗透率,从而达到控制蒸汽冷凝水流度、提高稠油采收率的目的,如果能够研制或筛选出一种廉价高效的化学剂,将会为稠油热采强化辅助技术提供一条新的思路。
(2)汽窜
恒量配汽工艺技术:恒量配汽技术是通过恒量配汽阀,调节注入油层的蒸汽量。恒量配汽阀能克服油井原来各吸汽剖面同时注汽时强者愈强,弱者愈弱的问题,在压力波动较小的情况下,根据注汽压力和某层吸汽压力的变化,该阀可自动调节内部的恒流量调节机构,使该层吸汽达到恒量供汽,从而抑制汽窜。
投球选注技术:投球选注工艺技术是利用精制的耐高温、高压有弹性的选堵球由注入汽(水)两相流体为携带液,在井筒内自动有选择地封堵吸汽(水)速度快的高渗透层射孔炮眼,高渗层被封堵后注汽压力升高、直至达到中、低渗透层的启动压力,使大部分蒸汽注向中、低渗透层从而提高油层动用程度和热采效果。该技术在锦州采油厂得到了推广应用,取得了一定的效果。
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