中国大型气田井均动态储量与初始无阻流量定量关系的建立与应用

基于中国32个不同类型已投入开发大型气田600余口井的生产动态数据,建立了以气田为单元的井均动态储量与井均初始无阻流量关系图版,并通过理论推导探讨了二者关联性的内涵与图版的应用范围。研究表明:中国大型气田井均动态储量与井均初始无阻流量在双对数坐标系中呈高度线性正相关,其相关性体现了中国大型气田在规模、效益和稳产开发模式下,通过优化设计建立的动态储量与初始无阻流量之间的匹配关系,亦即产能与稳产能力之间的匹配关系。图版具有普遍适用性,可用于估算气田开发初期达到生产规模、稳产年限要求所应具备的合理井均动态储量,为确定气田开发技术指标提供快速、有效的方法;同时,也可用于对比评价已开发气田的开发效果和加密潜力。

致密油压裂水平井全周期产能预测模型

致密油储层基质孔隙喉道细小,以纳米—微米级孔喉为主,具有储层物性差、非均质性强等特点,导致其渗流机理复杂、开发上提高单井产量难、经济有效开发难。国内外普遍采用水平井体积压裂模式,结合衰竭式开发方式,来实现致密油的有效开发。为了达到产能预测的准确性,针对致密油压裂水平井的3个生产阶段的特性,根据各阶段渗流区内的不同流动介质,基于不同的渗流机理,考虑启动压力梯度、应力敏感效应等因素的影响,分别建立相应的产能方程,最终形成了致密油压裂水平井多区域、多阶段的全周期产能预测模型。通过实例验证,模型的计算值与实际值的吻合度较高,表明本模型可应用于实际油藏中,准确地预测致密油压裂水平井产能,并进行参数敏感性分析,对油藏工程的论证起到一定的指导作用。

致密油藏压裂水平井非稳态产能预测模型

考虑启动压力梯度和压敏效应影响下的基质—裂缝、裂缝—井筒的耦合流动,以椭圆渗流理论和叠加原理为基础,通过当量井径原理,建立了带有多条横向裂缝且裂缝间相互干扰的压裂水平井的非稳态产能预测模型,并分析了压裂水平井产量变化规律及各因素对产能的影响。实例计算结果表明,致密油藏压裂水平井初期产量高、递减快、高产期短,后期产量低、趋于平稳、稳产期长。启动压力梯度和应力敏感效应影响大,启动压力梯度、变形系数越大,压裂水平井单井产量越低。水平段长度越长、压裂缝条数越多、裂缝越长、导流能力越大,压裂水平井产量越高,但各自存在最优范围。

利用生产数据计算气井地层压力方法优选

气井的地层压力是气藏动态分析(例如产能、控制储量的确定等)不可少的参数,目前计算地层压力的方法较多,但过程较为复杂。针对这个问题,介绍了利用生产数据来估算气井地层压力的4种方法,即流动物质平衡法、产能方程反推法、关井井口压力折算法及类似于不关井测压的方法——流压-产量线性拟合外推法,并对4种方法自身的适用条件以及各自的优缺点进行了简要分析。最后在实例中将这些方法计算结果与实测地层压力对比,综合优选出求取地层压力的最佳方法。

大斜度井、分支井的不稳定压力动态分析

应用连续点源迭加原理建立起均匀流率的斜井压力分布数学模型 ,通过该模型能够考虑大斜度井的射开段长度、上下位置、倾斜角、渗透率各向异性等影响 ;应用Stehfest数值反演算法计算获得大斜度井的压降典型曲线 ,为大斜度井的试井评价和产能预测提供有力工具 ;通过对比分析发现 ,大斜度井的双对数典型曲线存在两段压力导数水平段 ,前者是早期的径向流特征 ,后者是拟径向流特征 ;在同等的井筒渗流长度条件下 ,大斜度井或水平井方式的渗流条件好 ,更能有效地利用地层能量。

应用示踪技术评价低渗透油藏油水井间连通关系

提出了应用示踪剂检测技术与油藏数值模拟技术相结合的方法评价低渗透微裂缝发育油藏油水井间的连通关系.通过大量现场实践证明,应用这种方法能较为准确地评价水驱前缘及其推进速度、流动主次通道、裂缝渗透率、储层渗流及储层生产动态特征等油田生产中关心的参数和特性.

油井单井控制储量确定新方法研究

油井单井控制储量的确定往往通过试井资料分析或数值模拟分析获得,但试井资料和数值模拟方法都有一定的局限性,准确性受到影响,且难以随时进行动态储量分析,基本上没有利用单井的相对渗透率和单井采油指数的变化来确定单井控制储量。在分析采油指数变化与相对渗透率关系基础上,提出一种新的确定油井单井控制储量的方法,得出采油指数递减率与油相相对渗透率下降速率相同的关系,结合油井生产动态数据,建立相应的模型,计算出油井的单井控制储量。该方法特别适用于油田开发中后期,同时对剩余可采储量作出准确的预测,为单井挖潜措施提供可靠依据,指导油田开发方案的调整。

不同基质-裂缝耦合模式下致密油生产动态特征

针对致密油生产动态特征复杂、单井产能差异大的特点,基于不同孔缝介质并存的致密油储层特征,研究多重介质耦合下的流动机理,结合地震解释、测井分析和岩心薄片等静态资料,基于裂缝类型、尺度和发育程度的变化,将致密油储层储渗模式划分为多级裂缝-孔隙型、大裂缝-孔隙型、微裂缝-孔隙型和孔隙型4种类型,不同储渗模式具有不同的孔缝介质组合类型,表现出不同的渗流特征和产能特征。利用油藏工程和数值模拟方法,结合动、静态资料,揭示出各类储渗模式下油井的生产动态特征。对比分析得出,只有当不同尺度的大裂缝和微裂缝组成复杂缝网时,储层出油能力最强。针对不同储渗模式,应采用合适的储层改造方式,使天然裂缝与人工压裂裂缝形成缝网,有效沟通基质,在增加初期产量和产量规模的同时,增大基质的动用程度,提高致密油采出程度。

多层合采油藏油水井产量劈分原理及应用

注水开发油田进入高含水期后，开发矛盾日益突出，稳产的形势较严峻，剩余油在空间上分布十分复杂，挖潜难度越来越大，油田必须要走精细开发的路子，而油水井产量劈分是多层油藏精细开发的基础。从渗流力学基本理论出发，建立多层合采井分层流量计算理论模型，分析各因素对分层流量变化规律的影响；并在理论研究基础上，结合油田开发的实际情况，提出了油水井产量劈分的具体指导原则，对现场多层合采油井产量进行了劈分工作。对于油田精细开发具有一定的指导意义。

油田单井最低产量分析方法研究

在油田经济评价中,单井产量的高低是一个很重要的参数,它直接影响开发建设投资的大小和油气经济评价的最终效果。文章通过对影响油田单井产量的参数进行分析和测算,运用投资和成本之间的关系,建立相应的数学模型,测算出油田开发单井最低产量,并对最要的影响因素进行敏感性分析,确定各自对油田单井最低产量的影响程度。其分析和计算方法可以用于石油和天然气开发建设经济评价初期的测算,方法简单、易行,具有较强的可操作性。

深水油气井温度压力计算

井筒温度分布是深水油气井开发和生产动态分析的必需参数。由于深水油气井裸露在海水中的井段较长,其传热规律不同于地层段,海水温度又随其深度呈非线性分布并随季节呈周期性变化,使得其温度计算较陆上和浅海油田更复杂。根据传热学基本理论和海水、地层段井筒传热特点,建立了深水油气井井筒温压耦合数学模型,采用龙格库塔法求解。该模型考虑了变化的环境温度梯度、井身结构、管斜角、不同环空传热介质等。实例计算结果表明,所建立的模型与实例数据吻合较好,可满足开发工程需要。

煤层气有限导流压裂井的压力动态分析

针对煤层气产出过程中的降压、解吸、扩散、渗流等特点 ,应用非稳态解吸模型 ;研究了煤层气在基质和割理中的单相流动 ;建立了新的有限导流压裂井评价模型 ;讨论了裂缝壁面表皮系数、吸附系数、裂缝储容系数和窜流系数对压力动态的影响 ;分析了煤层气压裂井的压降典型曲线特征和参数估计方法 ,从而为煤层气藏开发提供了可靠的数据。

鱼骨井产能预测及影响因素分析

与常规直井和水平井相比,鱼骨井因其泄油面积大、相同液量下压差小、能更为经济有效地开发隐蔽油藏、复杂断块油藏等复杂构造油气藏而在油田获得成功应用。准确评价鱼骨井产能对于产能建设、措施优化具有一定的指导意义。鱼骨井井身结构的复杂性增加了该种井型产能预测的难度。以渤海××油田已投产的6口鱼骨井为样本,构造BP神经网络模型,对多因素非线性影响下的鱼骨井产能进行预测,并根据权重分析理论找出影响渤海××油田鱼骨井产能的主控因素。现场实例计算表明:该方法能综合考虑鱼骨井产能的各种影响因素,预测精度高,计算速度快,是鱼骨井产能预测的一种有效手段。渤海××油田鱼骨井产能的主控因素为:垂向渗透率与水平渗透率之比、储层有效厚度、地层孔隙度、主井筒长度、各分支长度、溶解气油比和原油黏度。

调整井地层压力预测方法研究

以调整井地层压力与常规测井曲线的关系以及目前常用的调整井地层压力预测方法为基础;以保证开发井钻井成功率的“滚动开发”基本原理为技术思想,提出了适合于大庆长垣南部各油田调整井钻井的调整井地层孔隙压力动态预测方法。现场应用表明具有良好的应用推广价值。

利用出砂提高单井产能

在疏松砂岩稠油油藏中,油井适度出砂能大幅度提高产能,国内、外有很多稠油出砂冷采成功的例子。出砂能够提高油井产能主要是因为砂的流入提高了液流速度、井筒周围高渗透区的形成、泡沫油的形成以及降低了油井的表皮系数。本文给出了出砂率与时间、产量与时间之间的定量关系。

油田产量递减规律与储采比合理界限的确定

研究大庆长垣各油田的产量递减规律证实,油田稳产期结束后,产量将以n=0.5的双曲线规律递减。在此基础上推导出了计算油田储采比的理论公式,并对油田合理储采比进行了论证。油田合理储采比应保持在9以上。储采比低于9以后,油田产量将以很快的速度递减。

垂直管流中的气液两相流压力计算

目的解决深井气举采油过程中不同流动型态的压力梯度、持液率、混合物密度对气举井设计和运行影响的问题。方法假设井简相关过程参数,采用阻力系数法计算油、气、水混合物的压力沿井筒的分布规律,进而预测某一深度处的压力。结果得出两相流体在井筒中密度的变化规律、水头损失和井筒中不同深度处两相流体的压力梯度。结论阻力系数法是一种较简单方便的计算垂直管流某一深度压力的方法,对于油气井的优化设计、稳产高产及测试技术的精确性具有重要的现实意义。

煤层单相水非稳态渗流模型研究

为了得到排水过程中的非稳态渗流特征,通过相应的坐标变换,建立同时考虑各向异性及应力敏感现象的单相水非稳态渗流模型,采用近似解法并根据物质平衡原理,给出内边界定产、外边界无限大条件下的煤储层压力分布及动边界变化规律.算例分析表明:煤层排水过程中,压降漏斗以椭圆形式向外拓展,应力敏感性越强,井底流压和地层压力下降越快;初始渗透率和应力敏感系数的各向异性共同控制泄流面积的大小及形态.

页岩油压裂水平井变导流能力试井模型研究

致密油气、页岩油气等非常规油气资源由于其储层渗透率低,在开采过程中往往采用水平井多级压裂技术来提高单井产量,实现经济开采。基于渗流力学,建立了考虑应力敏感、变裂缝导流能力的裂缝性油气藏多段压裂水平井试井数学模型,通过Laplace和Fourier变换等方法求得模型在Laplace空间下的无因次井底压力解;用Stehfest数值反演计算了实空间无因次井底压力。研究表明,当所有无因次裂缝导流能力之和不变时,如果井筒两端裂缝导流能力高于中部裂缝导流能力,早期阶段生产压差小,压力曲线低;当无因次裂缝导流能力沿裂缝方向减小时,无因次裂缝导流能力变化梯度越大,生产压差越大,早期阶段无因次压力曲线越高;应力敏感系数越大,无因次压力及压力导数曲线上翘幅度越大;裂缝储容比越小,窜流段压力导数曲线“凹子”越深;窜流系数越大,窜流发生越早。

稠油油藏试井理论研究

分析研究国内外稠油热采模型文献资料,总结归纳了9种稠油热采模型,主要包括非牛顿流体均质地层模型、二区复合模型、三区复合模型、多区复合模型、考虑重力超覆的数学模型以及干扰分析等,并对部分压力变化曲线及压力导数变化曲线做了简要的分析.比较各模型的优缺点,并指出目前的模型存在的问题以及稠油试井的发展趋势.