胡12断块油藏剩余油富集分布研究

本文以精细油藏数值模拟的计算结果为基础,通过油水相对渗透率关系反求出含水率为98%时的残余油饱和度,建立了计算剩余可采储量分布的方法;结合地质和开发因素对剩余油富集区进行综合评价,根据单井措施费用和油价选定补孔措施层的经济增油量作为筛选剩余油富集区的第一标准,选择地下含水率小于75%的中等水淹程度作为剩余油富集区的第二标准;最后与油藏地质研究的有利微构造类型和水下分支河道优势沉积微相分布进行叠合,得到剩余油富集分布;经过综合分析得到了胡12断块剩余油富集分布特点和具体井区,对于指导该断块挖潜具有重要指导作用.

物质平衡法在氮气压水锥技术中的应用

稠油底水油藏经过多轮次蒸汽吞吐所形成的加热范围为受热降黏后的原油提供了流动空间,但同时容易造成底水的快速锥进。基于氮气控制底水锥进以及提高原油采收率的机理分析,把注氮气压水锥的过程简化为气驱油和油驱水两个过程,利用物质平衡法对多轮次蒸汽吞吐后稠油底水油藏的氮气压水锥工艺进行了研究,得到了蒸汽吞吐加热范围内注氮气过程中油气界面、油水界面、注入氮气的启动油量以及原油富集带体积的计算方法。对胜利油田某底水稠油生产井的氮气压水锥过程进行了相应计算,由计算结果可知:以600、900和1 200 m3/h(标准状况)的注氮速度分别注氮20、13和10 d可以将水锥压回原始油水界面,富集油带厚度分别达到12.45、12.14和12.45 m,实现抑制水锥再次锥进和增加原油产量的目的。

支持向量机在单井措施增油量预测中的应用

支持向量机(SVM)是一种以坚实理论为基础的新的小样本学习方法,它避开了从归纳到演绎的传统过程,极大地简化了通常的分类和回归等问题。SVM的最终决策函数只由少数的支持向量所确定,计算的复杂性取决于支持向量的数目,而不是样本空间的维数,这在某种意义上避免了"维数灾"。用支持向量机方法对大庆油田某区块压裂数据进行了处理,建立了单井压裂增油量预测模型。实际应用效果表明,支持向量机方法对于预测单井措施的增油是一种比较切实可行的方法,它具有预测精度高,方法简单、可靠的优点。

考虑介质微观非均质特征的乳状液渗流模型

油水乳化渗流是三元复合驱和热力采油过程中常见的现象,地层介质的微观孔隙结构特征对乳状液流动有着重要影响.现有描述乳状液渗流的理论模型都属于确定性方法,只能反映出介质孔隙结构的体积平均效果.当介质内部微观非均质性相比其尺寸不能被忽略时,采用确定性方法描述会与实验结果存在偏差.基于连续时间随机游走理论建立了描述乳状液渗流的随机理论模型.该模型引入反映液滴微观运动特征的跃迁时间和跃迁位移两个概率分布函数来反映多孔介质微观非均质特征.研究结果表明该模型能很好地刻画实验曲线中出现的与介质尺度相关的拖尾现象,可作为更一般的过滤模型.

油藏数值模拟中饱和度端点标定技术应用

饱和度端点标定技术可帮助拟合油藏的饱和度分布。在相对渗透率曲线反映的油藏流体流动规律约束下,通过饱和度端点标定反映流体在不同物性储集层的流动规律。饱和度端点标定也是拟函数在相对渗透率中的应用。

基于井底流压的煤储层含气量计算方法研究

煤储层含气量是评价煤层气藏的重要参数,数据来自煤岩含气量测试试验。在煤储层评价及开发研究中,为评价含气量的平面非均质性,常根据地震属性以及测井参数与含气量建立经验关系式间接评价含气量。通过含气量与临界解吸压力关系方程以及临界解吸压力与见气时井底流压关系的分析研究,建立了含气量与见气时井底流压的计算方程,从排采动态数据方面提出了计算含气量的新方法,补充了含气量间接计算方法。弥补了含气量试验测试数据的不足,明确了煤储层含气量的平面非均质性,指明了煤层气提产有利区,并为准确计算剩余储量提供了可靠的数据基础。

加深泵挂工艺对煤层气井产气量影响研究

加深泵挂工艺是提高煤层气井产量的有效措施,为研究加深泵挂工艺在排采过程中实施时机,以及加深泵挂工艺对煤层气井产气量的影响规律,针对柿庄南区块加深泵挂井,通过排采连续性、产水量特征、见气时间、稳定产气量、动液面高度等因素分析实施加深泵挂工艺前的开采特征。结合工艺前后的产量和井底流压的变化,提出加深泵挂工艺增加煤层气井产量的适用条件。结果表明,在适当条件下,加深泵挂工艺可以大幅提高煤层气井产气量,柿庄南区块有30口井作业后产量达到1 007~5 504 m^3/d,是作业前的2~38倍,其中21口井增产达5倍以上。加深泵挂工艺可作为增加煤层产气量的有效措施,提高煤层气井开发效益。

页岩气井生产动态分析中典型生产曲线分析及应用

对页岩气井生产动态分析采用的典型生产曲线进行了分析,提出了建立典型生产曲线所需最短生产时间的确定方法,并通过实例应用得到了某页岩气井典型生产曲线所需最短生产时间。研究表明该方法可用于评价典型生产曲线是否可靠,能否用于生产动态预测,从而为页岩气井生产动态分析提供了一种有效、可靠的方法。

Visual Basic在油藏数值模拟中的应用

随着油藏数值模拟技术的发展以及油藏数值模拟软件的不断改进和完善,油藏数值模拟软件在油田开发中的应用越来越广泛。对油藏数值模拟软件计算出的数据进行整理不仅枯燥而且花费了大量时间。本文利用Visual Basic语言编制了处理ECLIPSE软件生成的油气田开发指标数据软件(RSMAN)。该软件方便了油气田开发指标的整理和汇总,软件界面友好,操作简单。

致密油井典型生产曲线建立方法分析

根据致密油井典型生产曲线公式,分析得到采用不同生产时间确定的递减率的关系,以及递减率与双曲公式中递减因子的关系,通过参数建立典型生产曲线。通过实例分析建立致密油典型生产曲线的3种数值拟合方法,并对3中方法建立的典型生产曲线进行分析。结果表明,在考虑关井时间情况下建立的典型生产曲线无需考虑生产时率的影响,并且方便对产量进行预测。该方法建立的典型生产曲线能更好的应用于致密油单井开发评价。

地质模型合并方法在前期研究中的应用

在地质建模的过程中,受地质条件、特征的限制,建立一个整体模型非常困难,尤其在研究时间有限时,需要先建立独立模型加快研究速度后再合并为整体模型进行研究。通过ECLIPSE数值模拟软件的模型合并方法,可非常方便的把多个独立的模型合并为一个整体模型,降低了复杂断块或多砂体油气藏地质建模的难度,提高了工作效率。

前期项目中表皮系数负值的问题研究

根据建立的地质模型以及平面径向稳定渗流理论,推导出井筒周围污染带物性部分改善的表皮系数表达式。通过分析表达式和生产井的试井解释结果,表明生产井在没有进行人工改善储层物性措施的情况下,试井解释表皮系数为负值的主要原因是井筒周围污染带物性的改善。计算中,应正确选择基础参数,保证试井解释结果的可靠性。

页岩气产量递减典型曲线中关键参数的确定方法

为减小页岩气产量递减预测的不确定性,分析了典型曲线应用中一些重要参数的确定方法。研究表明:在对典型曲线进行预测时,建议采用日生产历史数据为基础;求取初始月产量时,以初期产气量中最大值为基点,依次选取比其略小的29个点,然后对该30个值进行求和作为初始月产量;对于有关井状态的井,应忽略关井时间段,将再次开井的时间点前移至关井时间点,以此确定的典型曲线无需再考虑生产时率的影响。

页岩气产量递减典型曲线的不确定性分析方法

为降低页岩气产量评价风险,指导和优化页岩气开发,研究了页岩气产量递减的不确定性分析方法。利用双曲递减理论,基于某页岩气区块19口井的生产动态数据,建立每一口井的典型曲线,用P90,P50和P10表示典型曲线的实现概率,提出了页岩气产量递减典型曲线的不确定性分析方法。利用该方法得到该区块P90,P50和P10典型曲线参数,计算的最终可采储量分别为0.26×108,0.91×108和2.11×108 m3,而采用确定性方法得到的最终可采储量为1.01×108 m3。结果表明,确定性分析方法得到的典型曲线较接近于P50典型曲线。利用不确定分析方法评价页岩气产量递减典型曲线,可以为产量评价风险提供参考,指导开发方案设计和优化。

页岩油气纵向综合甜点识别新方法及定量化评价

页岩储层厚度一般较大,且储层物性纵向上非均质性强,长水平井多级压裂开发技术要求对水平井着陆点及轨迹进行优选。通过综合考虑页岩可压性、资源禀赋、流动性等因素,提出了页岩油气纵向综合甜点的概念,其是纵向地质因素与工程因素的综合。建立了页岩油气纵向综合甜点识别流程及方法,实现了纵向上从远景段、有利段、核心段,再到甜点段的识别过程。定义了纵向综合甜点指数,可以量化评价储层物性纵向分布的差异及非均质性。在此基础上,考虑地应力分布预估有效压裂裂缝高度,定义了纵向综合甜点系数,能够准确量化最优水平井着陆点,可以有效指导水平井靶点及轨迹设计,并且经过现场应用证明了该方法的有效性。

页岩气产量递减典型曲线应用分析

在页岩气井生产数据基础上,对典型曲线进行研究,分析了拟合方法、初始产量确定方法、生产历史长短以及压裂级数等对典型曲线的影响。结果表明,以日产量为基础计算典型曲线应采用自动拟合法确定初始产量。生产历史长短对最终可采储量(EUR)具有很大影响,因此,应尽量选择生产历史长的井作为研究对象。要充分考虑压裂级数影响,在一个井场(Pad)中各井压裂级数相差不大时,采用单井生产数据和单级压裂生产数据所得结果是一致的。但当一个pad内各井压裂级数相差较大时,应采用单级压裂生产数据作为产量递减典型曲线分析数据,所得结果更能反映典型井生产特征。

页岩气产量递减典型曲线模型及对比研究

为提高利用典型曲线方法预测页岩气产量的准确性,指导和优化开发方案设计,进行了页岩气产量递减典型曲线模型的总结和分析。页岩气产量递减典型曲线模型主要包括:基于Arps典型曲线双曲递减曲线、指数递减曲线和调和递减曲线模型、修改的双曲递减模型、幂律指数模型、混合典型曲线模型和Duong模型等,在阐述每种模型的原理、优缺点基础上,以实际页岩气井为研究对象,对比分析不同典型模型预测结果差异,提出典型曲线模型存在的问题及其发展建议。研究表明,就预测同样生产时间段内的最终可采储量而言,双曲递减模型的预测结果最高,其他模型预测结果需根据流体及储层情况进一步论证。典型曲线模型理论及应用仍旧存在一些问题,需要加强典型曲线基础理论研究。建议采用概率分析方法,给出典型曲线的概率分布范围,正确评价产量风险。

流动阶段页岩油气典型曲线分段预测方法

为解决页岩油气产量递减典型曲线预测中理论依据不足的问题,通过分析长水平井多级压裂页岩油气藏的流动阶段,提出了一种页岩油气典型曲线的分段预测方法。在线性流动阶段采用归整化压力和时间平方根的线性模型进行预测,在拟稳态流动阶段采用Arps递减曲线进行预测,并提出从线性流动阶段到拟稳态流动阶段转换时间的计算方法。针对无生产数据的新区和有生产数据区块,分别提供了分段典型曲线预测的思路和方法。通过对实际页岩气井应用,预测结果和实际数据吻合较好,说明了该方法的有效性。

页岩油气不确定性产量预测方法及应用

提出运用解析模型进行不确定性产量预测的方法.利用已有地质认识和钻井初步设计,确定地质和工程参数范围和分布函数,运用蒙特卡罗方法抽取样本,采用解析模型进行产量预测,给出P10、P50、P90概率产量曲线和最终采出量.该方法具有3点优势:可得到产量概率分布,一定程度上能降低早期评价风险;可进行产量敏感性分析,找寻评价区影响产量的关键因素,进一步识别甜点区;可适用于已开发区块,利用典型井的生产数据,采用解析模型进行流动阶段分析和历史拟合,获得较准确的参数范围和模型,校正后的模型预测产量较递减方法更可靠.实例应用表明:预测的P50概率产量曲线与实际生产曲线较符合;在给定参数范围内,压裂区改造后渗透率对产量影响最大,裂缝长度、导流能力、裂缝条数对产量影响依次减弱,压裂设计时需考虑.

柿庄南区块煤层气储层精细评价及其应用

综合煤层气勘探开发动静态数据,从资源品质、可采性和可压裂性等方面对柿庄南区块煤储层进行了精细评价,借助多层次模糊评价技术,开展了煤储层有利区综合评价,并将评价结果应用于提产实践中。柿庄南区块3#煤层的I类煤储层主要集中在中部地区,沿NNE向呈条带状分布,III类储层分布于北部和南部地区,其他地区为Ⅱ类储层。生产动态分析显示,74%的高产气井和60%的中产气井集中分布在I类煤储层有利评价区,17%的高产气井和35%的中产气井分布在II类煤储层有利评价区。结合区域构造特征,划分出3个一级地质单元、9个二级地质单元和23个三级地质单元,落实研究区中部为提产有利区,面积达61.45 km^2。根据高产井动态分析,对12口低效井进行了排采制度优化,其中10口井提产2倍以上。