1油气藏:指在单一的圈闭中具有同一压力系统的的油气聚集2稠油:(中国)指地层原油粘度大于50mpa·s(或地层温度下脱气原油粘度大于100mpa·s),相对密度大于092的原油3圈闭:能阻止油,气在储层中继续运移,并使油气聚集起来的场所4蒸汽驱:向一口或多口井中持续注入蒸汽,将地下原油加热并趋向临近多口生产井,从生产井持续开采原油的方法5无油管提捞采油:在套管内,提捞泵与套管之间密封,将提捞泵上部的原油通过钢丝提捞到井口的采油方式6超前注水:注水井在采油井投产前投注,油井投产时其泄油面积内含油饱和度不低于原始含油饱和度,地层压力高于原始地层压力,并建立起有效驱替系统的一种注采方式7反凝析现象:当凝析气藏储层压力等温降至露点以下时,随压力继续下降,凝析液反而不断增多,该现象称为反凝析现象8凝析气藏:其地层温度在临界温度和最大凝析温度之间,地层压力高于最大凝析温度,具有反凝析现象9注气时机:开始实施注气保持压力的时间,称为注气时机10屏障注水:就是在油气界面附近部署一定数量的注水井,一方面在油环开发过程中水对原油起驱替作用,维持油藏压力,同时,对气顶凝析气起到屏障封堵的作用,尽可能阻止气顶气向油环气窜,保护气顶11渗透率变异系数:一定精短内各单砂层渗透率的标准偏差与其渗透率平均值的比值12最大反凝析压力:达到一个压力最大点时,反凝析现象终止13渗透率级差:一定井段内渗透率最大值与最小值的比值1油气藏类型:构造油气藏,地层油气藏,岩性油气藏,特殊类型油气藏2油气田按照储层岩性分类:砂岩油气田,碳酸盐岩油气田37种常见非常规油气资源:稠油,低渗透油藏,凝析油气藏,页岩油藏,致密砂岩气藏,煤层气藏,页岩气藏4饱和温度随饱和压力的(升高)而(升高)5稠油分类:(普通稠油50-1万,特稠油1万-5万,超稠油,大于5万)mPa•s6稠油油藏成因:油藏成因:风化削蚀、边缘氧化、次生运移、底水稠变7中国稠油胶质含量(高)粘度(高)微量元素(低)含硫量(低),是一种(微生物降解)陆相原油稠油储集层以(粗碎屑岩)为主,砂岩体类型多,具有含油饱和度(低)和(高)孔隙度,(高)渗透率的特征稠油油藏形成与液态烃(二次运移距离)有关,运移距离越远,原有生物降解程度相对(越高),最终形成稠油油藏(生物降解)是形成稠油主要原因之一8(热采)是目前世界最主要最有效的稠油强化开采技术80%以上稠油和沥青砂是依靠主蒸汽等热采技术采出的比较成熟的热采技术(采矿/抽提法)(蒸汽吞吐)(蒸汽辅助重力泄油)9蒸汽驱从注入井向生产井流动时,主要形成(饱和蒸汽带)(热凝析液带)(油藏流体带)10蒸汽吞吐油藏筛选参数:原油粘度,相对密度,油藏埋深,纯厚度,纯总厚度比,孔隙度,原始含油饱和度,Ф·Soi,单储系数,渗透率11低渗透油藏(低渗透砂岩油藏,复杂岩性低渗透油藏)低渗透砂岩油藏(原生低渗透砂岩油藏,次生低渗透砂岩油藏,裂缝性低渗透砂岩油藏)12国内低渗透砂岩储层按渗透率大小分为:低渗透储层10-50mD,特低渗透储层1-10mD,超低渗透储层1mD 以下13油水两相启动压力梯度组成:粘滞阻力,毛管阻力14启动压力梯度测量方法:压差-流量法,毛细管平衡法15低渗透储层水平井开采流体为:径向流,直线流,球形流16凝析气藏主要开发方式:衰竭式开发,保持压力开发17衰竭式开发缺点:反凝析液出现会(堵塞储层孔隙空间),尤其是(井底附近),降低凝析气的(相渗透率),增加凝析气(向井筒渗流的阻力),影响(天然气)和(凝析油)的产能,降低(凝析油的采收率)18注气时机分为:早期保持压力开采,中晚期保持压力开采19早期保持压力开采:地层压力与露点压力接近,凝析油含量高,储层连通性及物性好的凝析气田20中晚期保持压力开采:原始地层压力大大高于露点压力的凝析气藏,早期采用(衰竭式方法)更经济实用当地层压力降低到接近(露点压力)时,在采用(注气保持压力)开采方法21保持压力开发方式的注入剂:干气,氮气或氮气与天然气的混合物,水22三种常见的凝析气藏:凝析气油藏,带油环凝析气藏,凝析气顶油藏23凝析气油藏的开发需要考虑,油环和凝析气顶的大小,包括:面积,厚度以及原油,凝析油,天然气储量24采用衰竭式方法只开采凝析气顶不开采油环带来问题:油区原油侵入气区,使油气过渡带变宽25采用保持压力开采方式只开采凝析气顶不开采油环:这种情况主要是(由于含油区暂时未被发现或油环很小,不足以经济开发,气顶凝析油含量高,市场对天然气的需求有限或由于地面工程建设投资和工作量大,难于短期内完成)为了使凝析气藏能投入有效开发,收回前期成本,采用(循环注气方式)只开采凝析气顶不开采油环的开发程序26油气藏的分类:干气藏,湿气藏,凝析气藏,近临界态凝析气藏,挥发性油藏,黑油油藏27蒸汽吞吐单井周期内产量呈(指数)递减规律28火驱法点燃油层方法:自燃点火,人工点火29低渗透油田改善开发效果,提高最终采收率一般需要:采取保持压力的开发方式2SAGD的缺点:①能量消耗大②极限油汽比要求高③温室气体排放量大④工艺设备要求:高温下的举升和测量等1保持压力开发方式的优点:①通过注气,一方面弥补了因采气造成的地下体积亏空,保持了地层压力,使地层中的烃类系统几乎始终保持在单相气态下渗流,采气井能在较长的时间内以较高的油气产量稳定生产②另一方面,由于注入剂的驱替作用,使更多的高含凝析油的凝析气得以采出2低渗透砂岩储层电阻率低的原因:①储层微孔隙发育,束缚水饱和度高,虽不能流动,但可形成良好的导电网络,其电阻率接近纯水层②粘土矿物,具有较强的阳离子交换能力,产生的附加导电性大大地降低油层电阻率3油气藏形成的基本条件:①充足的油气来源②有利的生储盖条件③有效的圈闭④良好的运移条件⑤必要的保存条件4升温降粘与降压扩容的矛盾:1)内容:水蒸汽压力升高,饱和温度随之上升,对稠油热采的升温降粘有利;但是压力升高,水蒸气的比容大幅度减小,使蒸汽体积下降,降低了驱替效果2)解决办法①对于超稠油,特稠油油藏的热采开发,热采初期,升温降粘是第一位的,应当注入高温高压水蒸汽,②对于一般普通稠油的热采开发,提高水蒸气的波及体积才是热采开发的主要矛盾,所以应当尽量采取适宜低压条件热采操作,③对于一般普通稠油的汽驱开采,由于汽驱前的吞吐作用,稠油已经有很好的流动性,提高汽驱的波及体积是主要矛盾,应当采取低压汽驱5蒸汽吞吐开采特征:A一次采油:处理半径小于50m,采收率一般15-20%;B强化采油技术,采油速度高;C周期递减明显,递减率20-30%一般仅吞吐10周期;D各周期产量等开采动态变化明显,E单井作业,操作成本相对较低,适合不同油藏条件,F顶部油层和高渗透层蒸汽突进会降低蒸汽扫油效率6火烧油层产生的8个区域:A注入空气和水区(已燃烧区)B空气和蒸汽区C燃烧前缘和燃烧区(300-650 ºC)D结焦区E蒸汽区或蒸发区(200 ºC)F蒸汽凝结区或者热水区G集油区H冷却的燃烧气体7火驱采油方法的优势:A注入剂是空气,成本低且来源广B驱油效率高可达80-90%,采收率可达60-70%C地面消耗能量少,只是蒸汽驱的1/4-1/5;对油藏的适用性比较广8火驱采油的缺点:A初期投资大,压缩机容量大,B火驱的机理复杂,难以控制,C注入井和生产井所处的环境难以控制,高温,腐蚀,砂蚀9化学改质开采技术的优势:A通过增加额外储量可以提高原油采收率B可以提高油井产量C在油层对整个沸点范围的原油都进行水热裂解处理,降低了举升和集输的成本,减轻了炼厂加工稠油的压力D吧孔隙介质作为天然化学“催化反应器”来协同催化稠油的水热裂解反应E化学改质技术可广泛应用,既可以在陆地也可以在海上,既可以是注蒸汽井也可以是火烧油层等热采井10出砂冷采的增产机理:A砂的流动减小了原油阻力B“泡沫油”加速了砂的流动,提高了砂的不稳定性C在井眼周围形成高渗区“蚯蚓洞”D连续清除地层中沥青和粘土等堵塞物11稠油油藏的开发程序:详探(扩大钻深)→筛选评价→热采可行性研究→先导试验设计,实施先导试验→编制开发方案,逐步扩大开发区,大规模工业性开发→开采过程中的动态研究与调整12热水驱油藏筛选标准:A对于地下原油粘度在50-150mPa▪s的稠油油藏,推荐采用注水驱或热水驱(原因,水驱驱油效率高,采收率一般可达30%左右,投资较少,普通水驱与热采,包括高温度热水驱,地下原油粘度介于100-200mPa▪s)B如果地下原油粘度超过200mPa▪s应慎重决定采用普通水驱,应首先进行物模和数模研究C热水与化学方法的结合13我国低渗透砂岩储层的地址特征:A岩石学特征-成熟度低B孔隙特征(低渗透储层中孔径细小,细小孔隙所占比例越大,储层渗透率越低,毛细管压力大,最大进泵量低,部分储层不到50%,吼道半径制约储层渗透率,平均吼道半径越小,储层渗透率越低)C天然裂缝发育D岩性圈闭和岩性-构造圈闭为主E油藏原始含油饱和度低F粘土矿物及泥质含量高G储层电阻率低H储层湿润性多表现为亲水性14启动压力的梯度重要性:A启动压力是原油渗流必须克服附加阻力B启动压力大小直接体现开发的难易程度C启动压力决定了注采井距大小,直接影响低渗透油藏开发经济指标15压力波动机理:A单相渗流实验中不存在压力波动现象B压力波动是由于两相共存造成的C油水使用共同的孔隙和吼道,由于贾敏效应等作用,非连续的油滴由孔隙通过吼道时受阻,驱替压力增大,而当油滴通过后压力会降低16注水开发过程中吸水量递减的原因:A地层中粘土矿物膨胀等因素影响,油层遭到损害,堵塞,吸水指数下降B低渗透率油层渗流阻力大,传导能力差,再加上注水井到采油井距离往往偏大,注水能量很难传导,扩散出去,致使注水井压力上升快,在注水井附近憋成高压区,降低了有效注水压差,也会造成注水量的递减17注水开发应遵照的原则:A凡有条件注水的低渗透油田,都应采用注水方法保持地层压力开发B在注水十分困难的地方,可以暂不注水或先采油后注水C油藏是否适宜于注水开发,还应考虑储层岩石的湿润性18注水时机的选择:A应充分估计油藏的天然能量,并尽可能发挥油藏天然能量的驱油潜力,注水井转注前先排液生产,采油井同时投产,当地层压力降到饱和压力附近时,排液并转注从整个油藏来说,充分利用弹性能量,边水能量以及一部分溶解气能量,可多采出一部分原油,提高开发的经济效益和开发效果B不同类型油藏,天然能量大小不同,结合各油田实际,选择有利时机及时注水19无油管采油技术原理:A上冲程,抽油机带动空心抽油杆和抽油泵柱塞上行,抽油泵固定凡尔打开,游动凡尔关闭,原油充满泵筒B下冲程,通过空心抽油杆带动柱塞的挤压,固定凡尔关闭,游动凡尔打开,把原油挤出泵筒,从而达到抽汲原油的目的1原油的性质:沥青质和胶质含量高,轻质馏分少;稠油中石蜡含量一般较低;稠油密度大、粘度高,粘度随原油密度增加而增加;粘度对温度敏感,随着温度的增加,粘度急剧下降;稠油的流变性—宾汉非牛顿流体;分子量高(低挥发性)硫、氮、氧等杂原子及镍和钒等金属含量高,氢碳原子比低;注蒸汽或其他热采条件下,稠油、水和岩石的热化学和热学性质发生变化;同一稠油油藏,原油性质在垂向油层的不同井段及平面上井间常常有很大的差别我国稠油的特点:胶质含量高,一般可达20~40%,沥青质含量相对较少,一般5~10%因而,和国外稠油相比,粘度高,而相对密度较低2油藏地质参数对蒸汽吞吐效果的影响:a原油粘度:粘度越低,形成泄油面积大,数倍于加热半径,供油量较大;b油层厚度:越厚,储量越大,吞吐产能高,效果好c油层中有薄夹层:有夹层,热损失大,同样注入热量下,油层加热半径变小,吞吐效果差d渗透率:渗透率大,油气比增加,效果好e油层含油饱和度:饱和度低,增产效果变差,极限值是大于05f有底水层:效果差g油藏非均质性:易超覆穿过油层,效果差初期有增产作用,窜流后对汽驱吞吐不利3粘土矿物对渗透率的影响:粘土矿物类型:(伊利石)(蒙脱石)(伊-蒙混合型粘土)影响较大,(高岭石)影响相对较小;粘土矿物的胶结:桥式分布影响最大,膜式次之,斑式较小4渗透率越低,启动压力梯度越高5衰竭式开发适用:原始地层压力大大高于凝析气藏初始露点压力,可以充分利用天然能量,采用先衰竭开采一段时间,直到地层中压力接近露点压力6保持压力开发方式:是提高凝析油采收率的主要方法适用于:储层较均质,较大范围内连通性好,有较大的油气储量7注入更多热量并不等于注入更多蒸汽8稠油热采方式的筛选:A粘度小于150mPas,热水驱B粘度150至200mPas,考虑热水或者蒸汽驱C粘度几百至2000 mPas,先机采后吞吐再蒸汽驱D粘度2000至10000 mPas,蒸汽吞吐后蒸汽驱E粘度10000至50000mPas,吞吐加汽驱F粘度20000 mPas考虑水平井试验,20000 mPas以上必须水平井G粘度超过50000 mPas,只能水平井热采9五点法可以转化为(反七点法)和(反九点法)10分选系数一定时,粒度越小,渗透率越低;粒级近似情况下,分选越差,渗透率越低11单相渗透实验中不存在压力波动现象12低含水期(含水上升较慢),是重要的采油阶段13低渗透油田地层原油粘度一般都比较(低),因而油井见水后含水率初期上升比较(慢),后期上升(快)1请画出低渗透砂岩储层单相液体的渗流曲线,并分析其主要特征:①三个连续过渡而特性各异的渗流曲线段:Ⅰ上凹型非线性渗流段Ⅱ直线渗流段,拟线性渗流段Ⅲ下凹型非线性渗流段②两个临界点c1:下临界点c2:上临界点③Ⅱ—拟线性流动,延长线不经过原点④三个启动压力梯度:A点:真实启动压力梯度,即最大半径毛管启动压力梯度B点:拟启动压力梯度,即平均半径毛管启动压力梯度.定义:直线渗流段延长线与压力梯度轴的交点C点:最小半径毛管启动压力梯度⑤所有渗流曲线与达西渗流曲线相比具有本质的区别,为非达西渗流2P-T相图解释:描绘:泡点线和露点线一起构成了P-T相图中的相包络线,两相区是一个平行区域,存在一个反常凝析区①从低温到高温,不同不同温度下泡点组成连线为泡点线对应压力称泡点压力②不同温度下露点组成连线为露点线对应露点压力③包络线上统称饱和点④泡点线和露点线连接点为临界点C,对应临界压力Pc临界温度Tc⑤包络线上最高饱和压力点称最大饱和压力Pmax,Pmax在C左侧称最大脱气(泡点)压力,Pmax在C右侧称最大凝析(露点)压力⑥相包络线上最高温度点称最大饱和温度Tmax,多数情况Tmax位于露点线上,称最大凝析温度。
