低渗气藏修正等时试井曲线异常处理新方法

为解决低渗气藏气井压降快、压恢缓慢而导致的修正等时试井二项式产能曲线异常问题,通过分析修正等时试井测试数据解释方法原理,在不改变测试制度的前提下,对测试过程中开关井压力进行校正,建立压降和时间关系式,使关井后的压力都校正到初始地层压力值,从而避免了采用等时试井产能方法解释修正等时试井资料带来的不足。文章结合实际井测试资料进行现场分析,分别校正得到新的压降和压恢数据点,二项式产能曲线斜率为正,得到气井产能。结果表明:需对测试数据进行处理才能准确评价气井产能。本文提出的新方法满足产量、时间不变的要求,该方法通过对气井实际生产数据拟合后进行压力校正,可弥补理论的不足,同时处理方法简单,较以往方法更便捷可行。文中提出的低渗气藏修正等时试井产能二项式曲线异常处理方法,实现了对二项式产能异常曲线的有效处理。

致密低渗气藏储集层应力敏感性试验

致密低渗气藏开发过程中储集层存在应力敏感,不同的试验方法评价结果差异很大。用3种不同的试验方法分别对大牛地致密低渗气藏5个储集层岩心进行应力敏感性试验评价,通过对试验结果和气藏实际生产过程中应力变化规律的综合分析,选定了比较能够反映致密低渗气藏开采过程中储集层应力敏感变化特征的两种试验评价方法。

多层压裂改造气井椭圆渗流压力动态特征

椭圆流理论在垂直压裂井渗流方面应用广泛,但在多层压裂气井渗流方面缺乏研究。文中基于压裂改造SRV概念,建立了多层椭圆复合渗流模型,利用拉氏变换、马蒂厄方程和数值反演方法得到了解析解,绘制了压力典型曲线并划分了流动阶段。以双层储层为例,分析了分层边界组合、分层改造特征、层间储层差异特征对压力动态特征的影响规律。结果表明:双层压裂改造气井存在6个流动阶段,层间物性差异较小的双层压裂改造模型可用单层改造模型等效表征;各层改造程度相同时,改造范围差异增加,内外区过渡流阶段压力导数出现新的水平段;层间储层差异增大,过渡流阶段出现时间越早,压力导数上升越缓慢;原始地层压力差异主要影响表皮效应控制的早期过渡流阶段。

异常高压气藏岩石压缩系数对开采特征的影响

异常高压气藏产能动态预测时综合压缩系数不能忽略 ,由于工程计算中缺乏综合压缩系数实验资料或确定的方法不当 ,可大大影响预测结果的精度。在考虑了岩石压缩系数作为压力函数的基础上 ,用实测岩石压缩系数预测了高压气藏储层中不同粘土含量和KK异常高压气藏的开采特征。计算中岩石、地层水和天然气压缩系数的处理方法 :高压阶段以岩石的弹性能量为主 ,其对产能的贡献占5 0 %以上 ,而常压阶段 ,以天然气的弹性能量为主 ,岩石压缩系数变化很小 ,可认为是常数 ;地层水的压缩系数变化不大其值较小 ,可看作常数或忽略 ;粘土含量对岩石压缩系数影响较大 。

大牛地气田单井多次压恢试井曲线特征分析

大牛地气田上古生界下石盒子组为河流相沉积,储层低渗致密,直井压裂建产。为掌握储层特征和裂缝动态变化情况,典型气井投产后开展多次压恢试井,其典型双对数特征曲线表现出曲线整体下移、井储变大及裂缝导流能力增加等问题。本文分别从典型特征曲线图版纵坐标拟压差公式、井筒存储的定义及影响主要因素和目前气井渗流阶段入手,分析了典型特征曲线变化的主要原因。明确了气井的储层动态模型,提高了物性解释精度,指出了气井中后期多次压恢无法解释出压裂缝闭合和导流能力变化情况,指导了气田科学管理和高效开发。

川东北元坝地区三叠系须三段沉积特征及成岩作用

川东北元坝地区多口井在上三叠统须家河组三段(须三段)钙屑砂岩储层中获中—高产工业气流,表明该段具有良好的勘探开发潜力,然而对须三段储层发育控制因素尚缺乏清晰的认识,制约了勘探开发部署。综合利用岩心观察、薄片鉴定、物性分析等结果,对该区须三段储层特征及成岩作用进行了研究,分析了沉积、成岩对储层发育的控制作用。结果表明,元坝地区须三段北西—南东向地层厚度变化大,呈明显的"西北厚、东南薄"的进积特征,属于进积式辫状河三角洲沉积。储层以钙屑砂岩为主,主要储集空间为溶孔、微溶孔等,物性为特低孔-特低渗、非均质性强。压实-压溶、胶结充填、溶蚀、重结晶、破裂等成岩作用在须三段储层成岩演化过程中较发育。就孔隙发育而言,建设性成岩作用主要为埋藏溶蚀和破裂作用等,压实和方解石胶结是重要的破坏性成岩作用。元坝地区须三段辫状河三角洲平原与前缘相对富煤的沉积环境及其中的煤系烃源岩,在生排烃演化过程中,其控制了(水下)分流河道钙屑砂岩储层埋藏溶蚀成岩作用的发育。综上所述,(水下)分流河道沉积微相是须三段钙屑砂岩孔隙发育的基础,埋藏溶蚀、破裂作用等成岩作用有利于储层孔隙的形成和改善。因此,(水下)分流河道中薄煤层或煤层夹层相对发育区,以及断裂、裂缝相对发育区为川东北元坝地区须三段储层发育有利区。

致密低渗气藏开发配套技术气藏工程研究

由于低渗气藏低渗、低产、低丰度的地质特点,给气藏工程研究带来困难,在大牛地气田开发中,针对低渗气藏渗流机理、试井解释、产能评价、动态分析和气藏开发对策等气藏工程问题进行了研究,形成了气藏工程配套技术,对低渗致密气藏开发有重要指导意义。

复杂断块油藏三维地质模型多参数定量评价

在三维地质建模领域,研究人员更重视建模的方法和流程,而忽略了模型的定量评价。如果把评价范围缩小至同一油气藏类型,定量评价的可比性和实用性就会显现。研究认为,定量评价体系应包括资料验证、地质认识及过程检查这3个部分。资料验证主要是根据实际资料验证模型局部预测是否准确,地质认识主要是验证模型全局预测是否符合地质规律和前期认识,两者是从不同的角度对结果进行的定量验证,互为补充,是定量评价的重点;过程检查是为了避免偶然性。以复杂断块砂岩油藏为例,在征集业内专家意见的基础上,提炼并建立三维地质模型多参数定量评价标准,共选取13个特征参数,按重要性设置权重,按百分制确定各特征参数高、中、低三级评价标准,根据累积得分得出评价结论。评价结果表明,按此标准,既能客观、全面地评价模型质量,还能根据扣分项指出模型有待改进和提升的方面。

致密低渗透气藏注CO_2提高采收率潜力评价

CO_2驱替天然气气藏是将CO_2以超临界相态形式驱替天然气,在实现提高天然气气藏采收率的同时也达到将CO_2地质封存的目的。注CO_2提高气藏采收率仍处于探索阶段,目前CO_2驱气提高采收率程度不清楚、适合开展CO_2驱气提高采收率的地质条件不明确、CO_2驱替的合理工作制度也不明确。为此,首先开展长岩心驱替实验,以明确低渗透储层是否能通过注入CO_2提高采收率及提高采收率的程度,实验结果表明,当出口端CO_2含量为10%时,CO_2可提高气藏采收率12%;其次建立超临界CO_2驱替天然气多组分渗流数学模型,通过实验数据验证模型的准确性;然后应用该数学模型,开展超临界CO_2驱替天然气影响因素分析,明确选区条件;最后,以鄂尔多斯盆地大牛地气田为例,优选出DK13井区作为CO_2驱替天然气评价区,并开展注CO_2提高采收率潜力的评价研究。数值模拟计算结果表明:当DK13井区生产井CO_2含量为10%(防腐成本较低)时,CO_2可提高气藏采收率介于8.0%~9.5%,同时可实现31.1%HCPV的CO_2封存量。结论认为,此举既提高了气藏采收率,又能实现对CO_2的地下有效封存,可实现社会效益与经济效益的双赢。

大牛地致密低渗透气藏启动压力梯度及应用

在相同含水饱和度条件下,大牛地致密低渗气藏的启动压力梯度随有效渗透率增加而减小;随含水饱和度的增加,气藏的启动压力梯度也增加。根据气体的不稳定渗流理论,推导出气井稳产期泄气半径的计算公式,并得出:在考虑启动压力梯度的条件下,产量相同时,有效渗透率增加,气井稳产期泄气半径增加;有效渗透率相同时,气井产量增加,气井稳产期泄气半径减小的关系。根据气井稳产期的泄气半径可以计算出一定配产条件下的最小井距,只有当气井的实际井距大于最小井距时,才不会因为井间干扰缩短气井的稳产时间。

致密气藏动态启动压力梯度实验研究

针对目前启动压力梯度测试不能准确表征储层真实启动压力梯度的现状,通过引入高精度回压控制系统,建立致密气藏储层条件下的启动压力梯度测试方法。与常压下测试结果相比,在渗透率相同的条件下,新方法得到的启动压力梯度更小,且岩心渗透率越低,2种方法测定结果相差越大。研究结果表明,启动压力梯度在开发过程中并不是定值,而是随着孔隙流体压力的下降而不断变化,呈现动态启动压力梯度。为此,提出并定义启动压力梯度敏感性和启动压力梯度敏感系数的概念,用其描述致密气藏动态启动压力梯度特征,并通过实验对动态启动压力梯度的影响因素进行分析。结果表明,启动压力梯度随孔隙流体压力的下降而线性增大。岩心渗透率越低、含水饱和度越大,在储层条件下的启动压力梯度越大,在开发过程中启动压力梯度的变化幅度也越大,启动压力梯度敏感性越强,动态启动压力梯度现象越明显。

致密低渗透气藏气井产能预测新方法

具有启动压力梯度和应力敏感特征的致密低渗透气藏气井产能的预测与生产压差的确定,对气井的生产能力评估、合理工作制度的制订具有重要意义,目前还没有能同时考虑启动压力梯度、应力敏感、非达西流动的产能预测方法。在建立同时考虑启动压力梯度、应力敏感、非达西流动的稳态产能预测模型基础上,分析了具用这类特征的致密低渗透气藏中稳态压力分布、渗透率分布和气井IPR曲线特征,计算了气井合理生产压差。研究结果表明:①要达到相同的产量,对存在启动压力梯度、应力敏感效应的气藏而言就需要具有更大的压差来生产;②应力敏感效应越强,气井生产压差就应越小。

超低渗透油藏水平井参数正交试验设计与分析

超低渗透油藏水平井产能影响因素之间相互关联与干扰,传统的单一因素分析难以定量描述水平井参数对其产能影响的主次顺序和显著程度。针对该问题,引入正交试验设计方法,就压裂裂缝参数及水平井参数对产量的影响进行了直观分析,包括裂缝条数、裂缝半长、裂缝导流能力和水平井长度等影响参数。根据所得到的主次关系结果,优选了适合于超低渗透油藏水平井开发的压裂裂缝参数和水平井长度的最佳组合方案。结果对于超低渗透油藏水平井开发井网布置方案的优化设计具有一定指导意义。

松南火山岩气藏流体相态特征研究

松南火山岩气藏流体CO_2含量高,相态变化复杂,特别是近临界区域密度、黏度随温度压力的变化不同于常规烃类气体,因此,进行了高含CO_2气藏流体相态研究。开展了高含CO_2流体高压物性实验,观测了不同温度压力下不同CO_2流体的高压物性参数,并观察到在低温条件下高含CO_2流体的近临界现象。在PVT实验的基础上,分析了不同CO_2流体的偏差因子、体积系数随压力温度的变化关系。针对含CO_2体系的近临界特征,修正高含CO_2体系状态方程,分析了近临界区域密度、黏度的变化规律,解释了实验观测中的近临界现象。应用修正高含CO_2体系状态方程绘制p-T相图,可对松南气田开采及生产过程中的流体相态特征进行判断。

考虑裂缝干扰的气藏压裂水平井产能预测模型

基于压裂水平井井身结构复杂,需要建立考虑裂缝参数变化且符合水平井渗流特征的产能预测模型.为准确预测压裂水平井产能,通过保角变换和势的叠加原理,建立新模型,不仅考虑裂缝长度、裂缝间距、裂缝夹角的变化对压裂水平井产能的影响,还考虑裂缝间的相互干扰.结果表明:压裂水平井产能随着裂缝条数、长度和裂缝夹角的增加而增大.模型通过现场验证,计算单井无阻流量与试采结果对比,相对误差为8.3%,计算结果较为准确.

确定压裂裂缝部分闭合的现代产量递减分析方法及应用

现有的压裂井产量递减分析商业软件中没有考虑压裂缝闭合对油气产量的影响,所解释的压裂井裂缝长度远小于实际压裂缝长度。基于压裂井裂缝部分闭合和裂缝流量不均匀特征,建立了考虑裂缝部分闭合的压裂井产量递减模型,通过Newman乘积、空间变换与数值反演得到压裂井不稳定产量解,绘制了产量递减理论图版。与常规压裂井产量递减模型对比发现:新模型由于考虑了闭合裂缝的影响,不稳定流阶段产量递减速率比常规递减模型降低30%～50%;进入边界控制流阶段后,两种模型的曲线大致重合;当裂缝部分闭合长度增大时,递减速率降低的幅度也将变大。新模型在苏里格、大牛地等致密气藏的压裂井产量递减分析中拟合效果较常规递减模型好,解释得到的远井段闭合裂缝长度可以用来预测裂缝部分闭合对压裂井产量的影响。

致密砂岩气藏井网加密潜力快速评价方法

致密砂岩气藏地质条件复杂,采收率较低,国内外开发实践表明井网加密已成为此类气田提高采收率的关键技术。针对致密砂岩气藏开发井数多、快速评价井网加密潜力数值模拟方法不经济、地质统计法和移动窗口法评价结果与实际差异较大等问题,综合地质研究与气井动态资料,采用不稳定流动分析方法,建立井网密度与单井增加可采储量的关系。从加密井单井增加可采储量出发,结合经济学原理,建立了加密效益函数,能够快速准、确预测出开发区是否具有加密潜力及加密潜力大小,为气田调整挖潜决策提供可靠依据。实例应用结果表明,大牛地气田DK13井区山西组1段天然气在目前成本和价格下,经济最佳井网密度为2.2口/km2,经济极限井网密度为7.06口/km2,加密潜力较大。

致密低渗气藏储层应力敏感性及其对单井产能的影响

采用变出口端回压应力敏感实验方法，具体实测了大牛地致密低渗气藏储集层岩样不同驱替压差下的渗透率，根据实测的结果回归出大牛地致密低渗气藏储集层应力敏感性的幂函数关系式，总结了储层渗透率随气藏压力的变化规律。在考虑储集层应力敏感影响的情况下，推导出新的产能方程，计算了渗透率变化对单井产能的影响。研究表明：大牛地致密低渗气藏储集层应力敏感性在30％-70％之间，在考虑储集层应力敏感性的条件下，气藏单井产能降低，平均绝对无阻流量是渗透率为常数时的76．49％。

异常高压气藏储集层的岩石压缩系数和边底水规模对开采特征的影响

预测异常高压气藏产能动态时不能忽略综合压缩系数。如果气藏工程计算中缺乏综合压缩系数实验资料或确定的方法不当 ,可能大大影响预测结果的精度。在考虑将岩石压缩系数作为压力函数的基础上 ,用实测岩石压缩系数预测了储集层中不同黏土含量和不同边、底水规模的异常高压气藏和实际的KL2异常高压气藏的开采动态。所采用的岩石、地层水压缩系数及边、底水的处理方法 ,可用于预测异常高压气藏产能。

气藏水平井产能计算新方法

依据水平井渗流特点,将水平井渗流区域分为一个长方体和两个半圆柱体,再根据能量守恒及达西定律,考虑了气藏与水平井筒的耦合作用以及井筒内的压力损失,建立了气藏水平井产能预测新模型。分析了水平井筒内的压力和流量的变化,与考虑井筒压降的Joshi模型进行了对比,新模型计算结果与实际测量结果误差最小。影响因素分析表明,该模型在高渗透率、长井筒和小井径的情况下更为有效。