基于地质三维建模的矿床蚀变带深部资源预测方法

随着矿产资源需求的持续增加,加之浅表矿产资源的逐渐匮乏,如何有效开发深部矿产资源成为国家重点研究课题之一。以往二维矿床信息无法确定精准的深部资源储量,阻碍矿产资源的开发进度,本文提出基于地质三维建模的矿床蚀变带深部资源预测方法研究。应用地质三维建模软件(GOCAD)与计算机技术,构建矿床蚀变带深部地质三维模型,以此为基础,确定最佳单元尺度,划分矿床蚀变带深部地质统计单元,提取矿床蚀变带深部地质变量,计算地质变量权重数值,探究深部地质统计单元之间的联系度,基于三维证据权法预测矿床蚀变带深部资源。实验数据显示:应用该方法获得的矿床蚀变带深部资源预测误差最小值为1.01%,充分证实了该方法的深部资源预测精度更高。

基于双循环的气井产量劈分方法及应用

产量劈分系数是多层合采气藏动态预测的基础,建立产量劈分系数动态跟踪计算方法具有重要意义.基于产量劈分的物理意义,明确了产量劈分系数的求解关键参数为泄气半径,但泄气半径在实际应用中通常未知.结合产能方程和物质平衡方程,建立了闭环的产量劈分系数计算模型,计算模型包含泄气半径、平均地层压力和产量劈分系数等三个未知参数,为求解计算模型提出了双循环计算法,内循环求解泄气半径,外循环求解产量劈分系数,内循环和外循环均存在唯一解,循环规则包括正向递归和反向递归,内循环与外循环的循环规则始终相反,通过设定循环步长和误差上限,建立了双循环的计算流程,外循环包含内循环,内循环收敛时外循环才能进行,外循环决定了内循环能否收敛.数值模拟验证显示,产量劈分系数在不同产层、不同阶段、不同时间表现出不同的变化规律,双循环计算法不仅机理正确且精度很高.产气剖面对比显示,双循环计算法在现场应用中亦具有可靠的精度.双循环计算法属于三元方程组的求解方法,实现了产量劈分系数、泄气半径和平均地层压力的同时计算.

致密凝析气井多相流不稳定产量预测方法

考虑凝析气藏相态变化、储集层中油气两相线性渗流和边界控制流,提出了致密凝析气井全路径油相饱和度与压力关系的预测方法,建立了致密凝析气井多相流不稳定产量预测模型。研究表明:凝析油饱和度和压力关系曲线是计算拟压力的关键,在生产初期或离井底较远地层压力较高区域,可利用实际生产井前期的生产动态数据,采用物质平衡模型进行计算;生产后期或离井底较近地层压力较低区域,可采用等组分膨胀实验数据进行计算;生产中期或地层压力位于中间水平时,则可根据前两段计算所得数据插值求得,形成完整的全路径油相饱和度和压力关系曲线。经模拟对比与矿场实例的验证,新方法具有较好的可靠性和实用性,可用于致密凝析气井生产中、晚期产量预测和单井可采储量的评估。

基于图像识别技术的裂缝发育程度定量评价新方法——以安岳气田须二气藏为例

储层天然裂缝的预测及评价对裂缝性气藏开发至关重要。岩心观察、地球物理方法和裂缝建模是目前对裂缝定性和定量描述的主要方法。以安岳气田须二气藏为例,以裂缝建模三维数据体为基础,引入图像自动识别技术,定义无量纲裂缝发育指数,对单井储量控制体内的裂缝发育程度进行定量评价,形成了一套新的裂缝发育程度评价方法。研究结果表明:1)图像识别技术利用计算机读取每个像素的RGB基础色强度数值,通过RGB数值的大小来判断图像所代表的实际物理参数分布规律,能实现对裂缝发育程度的快速定量评价;2)安岳气田须二气藏平均单井储量控制体积内无量纲裂缝发育指数为0.38,整体裂缝发育;3)裂缝发育指数可作为气井早期生产预测的重要指标,裂缝发育指数大的气井初期产量和无阻流量较大,井位部署可优先考虑裂缝发育指数大于0.40的区域。该研究对国内外类似储层裂缝的定量评价及安岳气田须二气藏后续开发有指导意义。

基于深度自回归神经网络的多井产量概率预测

传统产量预测方法易受到单井生产历史和模型假设条件的限制,预测结果无法量化不确定性,难以考虑区块其他生产井开发规律对目标井的指导作用,无法充分利用大量相关的生产历史数据。为此,提出一种以深度自回归神经网络为基础,多井产量数据驱动的概率预测新模型。考虑生产时间、油/套压等动态协变量数据,结合贝叶斯推断,利用梯度下降算法和极大似然估计方法,得到多井共有的广义历史—未来产量概率演化模式,实现基于数据驱动的多井产量概率预测。利用鄂尔多斯盆地某两个区块943口致密气井的数据,研究了深度自回归神经网络模型在单井预测、分类预测和总体区块产量预测上的性能。研究结果表明:相比传统深度学习模型(LSTM),新模型利用学习得到的广义产量概率演化模式与目标井的特定产量历史数据相结合,形成“广义+特定”的产量概率预测方法,平均意义上较LSTM模型相对误差降低了45%。分类模型较全局模型相对误差降低了24%,实现了在全局模型的基础上,进一步降低了概率预测的不确定性,提高了特定精细分类井的预测精度。经过实际数据验证,新模型预测精度更好,鲁棒性更强,可以用于油气藏多井产量预测分析。

元坝隔层型底水气藏水侵动态实验模拟研究

元坝长兴组生物礁储层纵向发育多期生物礁,不同期次礁体之间均发育不同程度的不渗透隔层、低渗透隔层,纵横向展布连续性差,隔层如何影响底水水侵动态是气藏开发关注的重点和难点.本文首次设计了7组无隔层、低渗透隔层、不渗透隔层型底水水侵全直径岩心物理模拟实验:主要包括无隔层型、不渗透隔层型和低渗透隔型底水水侵模拟对比实验,不渗透隔层型底水在不同衰竭速度下的水侵动态模拟实验,不同厚度低渗透隔层水侵动态模拟实验.实验结果表明,隔层型底水气藏水侵可划分为以天然气弹性能为主要驱动能的弹性气驱、受天然气弹性能与底水水体补能共同作用的水体补能及受水侵储层伤害控制的气水同产三类渗流阶段,隔层、低采速、高厚度隔层能够抑制底水过快水侵到井底,提高气藏开发效果.基于无隔层、有隔层型底水水侵渗流阶段的差异性建立了水侵模式诊断曲线,为明确底水气藏模式提供了理论支撑.

气井井筒携液临界流速和流量的动态分布研究

随着有水气田的开发,产水气井所占比例逐年增加,准确预测气井的携液临界流量和流速对于气井配产及积液判断有着重要的意义,除了寻找适合本气田的预测模型外,还要考虑最大携液临界流量在井筒中出现的位置。为此,通过对携液临界流量和携液临界流速沿井筒分布规律的研究,认为携液临界流量与沿井筒分布气井的产液量有关,其变化直接改变了井筒温度和压力分布。产液量较小时,井筒的温度损失较大,压力损失较小,温度变化对携液临界流量的分布起主导因素,而随着产液量的增加,温度损失逐渐减小,而压力损失逐渐增加,压力变化逐渐成为影响携液临界流量分布的主导因素;携液临界流量沿井筒分布曲线出现的拐点,就是压力变化起主导因素到温度变化起主导因素的转折点;产液量较大时,最大携液临界流量往往出现在井底。研究表明,在计算气井携液临界流量时要算出沿井筒每个位置的携液临界流量值,并以较大值作为气井的携液临界流量。

页岩气产量数据分析方法及产能预测

基于页岩气井线性非稳态流动特点,运用双重孔隙线性瞬态流典型曲线分析Eagle Ford页岩气藏一口多级压裂水平井产量数据,并进行储量评价。根据产量与时间双对数曲线关系,将该气井生产分为表皮效应、线性流动、边界效应3个流动阶段;运用基质线性流动模型计算该气藏基质渗透率,利用数值模型对计算结果进行验证;根据边界效应时间点求取该井体积压裂范围游离气储量,在此基础上进行产能预测,并研究吸附气解吸对气井产量的影响。结果表明:该井体积压裂范围游离气储量与裂缝模拟结果符合度超过85%;解吸气对页岩气井产量贡献取决于平均地层压力与吸附曲线形态;解吸气对该页岩气藏开发早中期的影响可忽略,对开发后期产量的影响很大,气体解吸能增加总采出量30%以上。

气藏水平井携液临界流量计算

液滴在水平井筒中的受力情况与垂直井筒中截然不同,根据垂直井筒中质点力学分析获得的计算气井携液临界流量的Turner公式及其修正式不再适用于水平井。根据水平井筒内液滴质点分析理论,推导出水平气井的携液临界流量公式。与水平管气液两相流态机理计算得到的携液临界流量结果的对比结果表明,用质点分析理论计算得到的携液临界流量比气液两相流态机理计算结果要偏于乐观,且其流态正处于环状流和雾状流的过渡区。因此,在实际应用中,用质点分析理论计算的结果可根据生产井实际情况在一定范围内进行调整。

高煤阶煤层气井不同排采阶段渗透率动态变化特征与控制机理

煤层渗透率动态变化规律是煤层气开发地质领域的研究热点之一。根据无因次产量分析方法,基于沁南地区15口高煤阶煤层气井排采数据,采用无因次产气率指标,将排采阶段定量划分为排水阶段、不稳定产气阶段、稳定产气阶段和衰减阶段;引用物质平衡方法,利用生产数据,计算并分析了各井不同排采阶段渗透率变化值。从渗透率变化趋势、主导机制、体系能量、相态构成和产能动态5个方面,阐释了高煤阶煤层气井不同排采阶段煤层渗透率动态变化特征与控制机理。研究结果表明,在高煤阶煤层气井排采过程中,煤层渗透率呈现降低—恢复—升高的特征;有效应力效应和基质收缩效应直接控制了煤层渗透率的变化特征;吸附与解吸特征从根本上控制了基质收缩效应的作用时间与强度。

气井泡沫排水采气的动态实验分析

大量现场实验结论证明了泡沫动态实验对于泡沫排水采气非常重要,使地层水、凝析油均可有效地从气井中排出。在改进了Ross Mile泡沫测定方法的基础上,建立了泡沫动态实验装置,用泡排剂LH和泡排剂UT-11C进行泡沫流动实验。利用两相流理论,开展了气流量和气流速度对气体携液量的影响研究和气液比与携液量的关系研究,定量地分析了气流量和气流速度对气体持液率的影响,对泡沫排水采气动态进行了探索性的研究,从而指导气田经济、高效、合理地开发。

LS致密气田井筒积液监测方法及治理对策

位于鄂尔多斯盆地东缘的LS致密气田,由于气井产能低,产量递减快,且储层含水,使得井筒积液问题成为限制该气田产能释放的主要原因之一。目前,现场排液采气措施以泡排为主,对于泡排增产量的统计发现,泡排效果差异较大,部分气井措施后增产效果差且存在措施滞后的情况。为对气井积液进行提前预警,本文通过“井口气水比”、“油套压差与产气量之比”两个指标进行动态分析,并建立了井筒积液高度计算方法与程序,为现场判别积液信号并及时采取排液采气措施提供了依据。为了优化排液采气措施的实施,通过气井生产系统节点分析,结合井筒多相流压力计算、临界携液模型,分析了气井生产的临界条件,提出了不同状态气井的排液采气措施建议。对于现场排液采气措施决策具有一定的指导作用。

气井产能的影响参数敏感性分析

影响气井产能的因素多种多样，为了具体描述各因素对产能的影响，以长庆气田为例，利用气藏工程和数值模拟方法，从地层系数、产水、非达西流系数、地层压力、表皮系数等几个方面定量分析了各因素对不同储层条件下气井绝对无阻流量的影响程度。研究表明：地层系数是影响气井产能的主要因素；边界和地层非均质对气井产能影响很大；对于产水气井，应严格按照控水采气技术政策合理开采，避免水淹；随着非达西流系数的增大，气井产能不断降低；在气井的生产过程中，必须合理利用地层能量；当表皮系数由0增加到6时，其无阻流量为不受污染时的60％～70％。因此，防止储层污染、对储层进行有效改造、合理利用地层能量是获得气井高产的重要保障。

渝东南彭水—武隆地区常压页岩气生产特征

渝东南彭水—武隆地区五峰组—龙马溪组为常压地层,通过野外剖面调查、钻井岩心观察及页岩实验测试等,结合5口常压页岩气井试采数据,系统分析常压页岩气的地质及生产特征。研究结果表明,研究区五峰组—龙马溪组优质页岩为深水陆棚沉积,具有厚度大(大于20 m),总有机碳含量高(为2%~6%),硅质含量高(大于45%),物性中等(孔隙度为2%~5%),微裂缝发育,保存条件中等,页岩气藏为常压(地层压力系数为0.8~1.2)等地质特征。分析彭水—武隆地区页岩气井生产过程中的返排特征、流体性质、产气量及压力变化规律等,认为常压页岩气具有自喷、诱喷和人工举升3种生产模式,可以划分为低气液比、两相过渡、稳定生产3个生产阶段,且进入稳定生产期,常压页岩气具有初期产量较低,但递减较慢的特征。

罗家寨高产能气井测试井口压力异常分析

高产能气井测试时井口压力表现异常,开井压力“跳跃下降-上升-下降”,关井压力“跳跃上升-下降”,与井底压力变化规律完全不同。罗家寨高产气井测试分析结果认为井筒的温度效应是影响井口压力的关键因素。通过Hasan&Kabir的非稳态井筒温度模型,计算出非线性井温剖面,修正井筒流体压力计算,并将非线性温度剖面预测方法融合到井筒油藏耦合机制的测试模拟器中,模拟井口压力异常现象,发现高产气井的测压点在相当大的深度范围内均表现出“异常”,认识到利用温度数据校正压力,恢复出正常形态是提高解释分析技术重要途径,为高产气井的测试方案设计与压力校正方法的研究提供工具。

现代产量递减分析在凝析气田动态分析中的应用

现代产量递减分析方法综合考虑流动压力和产量之间关系,通过特征曲线等分析求取地层相关参数并计算单井动态储量,取代了试井的部分功能。在对生产数据进行分析、处理后,采用现代产量递减方法对各单井的生产情况进行动态分析,提出了分析中可能会遇到的几种问题,计算了表皮系数、渗透率及动储量等参数,为井后期开发及井网调整部署提供了依据。经分析,目前吉拉克凝析气田由于边底水上升快,单井控制总储量明显小于气田地质储量,在分析基础上结合地质分析及数值模拟研究成果新钻3口水平井,随着井网逐渐加密,井储量控制程度明显增大。

煤层气井产气量控制因素分析

结合沁水盆地东北部和顺区块煤层气井排采经验,分别从地质因素(构造位置、陷落柱、断层等)、工程因素(水力压裂的缝高控制、裂缝半长等)和排采因素(排液速度、套压控制、停电停抽等)三个方面探讨了该区块煤层气井产气量的控制因素。研究发现:该区块煤层气井产气量受构造位置的影响较大,与陡坡带的距离和煤层含气量呈现明显的相关性;区块高构造部位水力压裂易出现压开含水层及井间压窜现象;见气时套压的控制与产气量具有一定规律,套压小于0.5 MPa开井产气,效果最差,套压0.5～1.0 MPa开井产气,效果次之,套压大于1.0 MPa开井产气,效果最好。

吉拉克凝析气田单井产水分析及数值模拟

针对吉拉克凝析气田目前基本采用老井生产,井况复杂,边底水影响严重,开发调整难度大等实际情况,基于对气田综合地层水矿化度、油样颜色变化和油样密度变化、现代产量递减分析诊断曲线以及单井产水特征等的研究,对气藏单井产水原因进行了分析,认为低产水井受局部非均质性形成的共存水影响、高产水井受边底水影响而产水。为了正确表征油环及局部共存水的分布特点,综合国内外带油环凝析气藏建模方法,利用Petrel软件建立该气藏精细地质模型,并采用非平衡初始化方法及赋初始参数场的形式建立了气藏初始化模型。在单井产水分析基础上,通过数值模拟历史拟合对模型进行修正,为后期气藏开发调整提供了基础和依据。

基于压力产量耦合的致密气藏动态分析新方法

对于致密气藏而言,常规的Arps分析方法受到应用条件的限制,不适用于该类气藏。为此,考虑生产过程中气体PVT随压力变化和变流压生产的情况,提出了一种基于产量和压力相耦合的动态分析新方法。其步骤为:(1)根据产量和压力历史数据计算出拟压力标准化产量;(2)基于产量历史计算出物质平衡时间;(3)根据拟压力标准化产量和物质平衡时间得出标准化递减率;(4)由拟压力标准化递减率进一步计算出标准化递减指数。通过理论分析发现:(1)拟压力标准化的递减率与物质平衡时间呈幂指数关系;(2)由标准化递减指数的变化规律可以得出致密气藏气井的流动存在井筒储集及裂缝线性流(n=1左右)、线性流到拟径向流的过渡流(1<n<2)、拟径向流向边界控制流的过渡流(0.5<n<2.0)、边界控制流(n<0.5)等4个阶段。实例应用结果表明,分析结果与理论结果符合程度高,能够提高递减规律预测的准确性,表明新方法适用于致密气藏的动态分析,可为致密气藏开发提供可靠的分析手段。

复杂断块不整合地层地质建模方法

复杂断块油藏内断层多,储层相变快,给精细地质建模带来了极大的难度。大港油田C区各级断层相对发育,目的层沙二段底部还存在着地层不整合,给地质建模工作带来了又一个难题。文中建模研究首先采用井震协同约束分级建立断层模型,再通过线性变速度法对地震解释层位数据进行时深转换,保证了时间域和深度域的地层剥蚀线位置完全吻合,最后选取合适的地层叠置类型进行层面内插,保证了模型符合研究区构造特征。依靠地震反演数据结合井上岩性数据建立的岩相模型,其精度远高于波阻抗反演数据体,还能较好地刻画隔夹层的分布。模型成果在后期油藏数值模拟中应用效果较好,反映了文中建模方法的可靠性,该方法也对其他复杂断块不整合地层的地质建模研究提供了借鉴意义。