致密砂岩气藏数值模拟方法研究——以鄂尔多斯盆地大牛地气田太2段气藏为例

数值模拟技术是目前剩余气定量表征、气藏调整方案优化和产量预测的主要手段之一。然而,致密砂岩气藏复杂的储层地质条件和渗流特征,使得在采用常规数值模拟技术时难以准确描述剩余气的分布规律。为了实现对致密砂岩储层剩余气的精细定量表征,以鄂尔多斯盆地大牛地气田太2段气藏为研究对象,分析了不同渗流特征因素对产量的影响,同时基于致密砂岩气藏渗流理论,结合气藏工程和室内实验分析研究,建立了启动压力梯度、水锁伤害、应力敏感等在数值模拟中的等效表征方法。研究结果表明:①随着该区气藏开发的进行,地层压力降低和外来液气的侵入,岩石储层产生的应力敏感效应和水锁伤害会降低储层的有效渗透率,严重影响气井产能;②随着地层水和外来液体的侵入,气井在生产中会出现储层水锁伤害,利用相渗水平端点标定实现束缚水变可动水模拟,垂直端点标定实现生产初期水锁气相渗流伤害模拟,进一步在模型Schedule模块中通过对不同阶段相渗曲线调用,解决了气井中后期压力拟合偏差大的问题;③在数值模拟中考虑了启动压力梯度等因素的等效表征后,模型历史拟合符合率由之前的45%提高至85%,计算结果更加符合矿场的实际情况。结论认为,该研究成果完善了致密砂岩气藏渗流理论和数值模拟方法,对同类型油气藏的高效开发具有理论指导和实践意义。

支撑剂返排控制优化

在压裂过程中,支撑剂起着保持裂缝高导流能力的重要作用,同时支撑剂的回流也会影响压裂井的正常生产,损坏井下和地面设备,增加生产成本和修井费用。为保持支撑剂在裂缝中形成有效支撑,文中根据支撑剂在幂律流体中的沉降规律,结合颗粒干扰和壁面效应对沉降速度的影响,对沉降速度进行了修正,从而建立了支撑剂沉降距离的计算模型;根据临界流速,计算出支撑剂的临界返排量。应用该理论模型,结合实例进行优化设计分析,针对不同的井口压力选择对应的油嘴直径。计算结果表明,该模型对指导现场施工具有积极意义。

大牛地低含H_2S/CO_2气井TE型缓蚀剂研究与应用

大牛地奥陶系风化壳气藏具有低含H_2S/CO_2气体特征,目前对H_2S/CO_2共存条件下腐蚀规律认识不清,且缺乏经济有效除硫防腐措施,给气田安全生产带来挑战。通过旋转挂片法,弄清气藏腐蚀规律为高温高压下CO_2和H_2S与钢材表面铁发生电化学腐蚀,同时伴有高Cl-破坏腐蚀产物膜及流动介质加速腐蚀。通过室内评价实验,优选出TE型缓蚀剂,在H_2S浓度为0.15 mg/L下,缓蚀率达到85%以上。现场应用表明,TE型缓蚀剂除硫防腐效果显著,能够满足大牛地气田奥陶系风化壳气藏除硫防腐要求。

大牛地水平井速度管排液技术应用及改进

大牛地气田水平井具有低压、低产、携液能力差的特点,需更换小直径油管来提高气流速度,预防井筒积液。更换常规小油管需压井作业,返排周期长且漏失量大,容易污染地层。根据气井携液理论和管流压降模型,优选出?38.1mm速度管作为生产管柱进行排水采气。现场应用表明,速度管排水采气效果明显,解决了低压低产水平井排液难题。针对速度管施工过程中打掉堵塞器压力过高或堵塞器打不掉现象,降低密封圈压缩率至5.57%,实现密封圈与密封圈槽合理匹配,同时在速度管与堵塞器间设置承压能力低的剪切件,安装在密封圈下方,既保证堵塞器密封效果,又解决了堵塞器不易从速度管上脱离的问题,提高了施工作业和工艺一次成功率,满足现场生产要求。

BP人工神经网络在塔河油田产能预测中的应用

本文运用BP人工神经网络对塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层的产能进行了预测研究,为了明确各层内影响因素与压后产能的关系,把塔河油田酸压井划分为一间房组、鹰山组两个层位,选用单隐层BP人工神经网络结构作为酸压效果预测的模型,并综合运用相关系数、偏相关系数及灰色关联度确定神经网络输入参数组合,通过改变输入参数的个数及改变隐层节点的个数研究不同结构神经网络模型与压后产能的关系,分别优选出两个层位的最优神经网络模型,现场应用表明,BP人工神经网络是适合奥陶系缝洞型碳酸盐岩储层产能预测的方法。

镇泾油田长8段储层压裂液体系优选研究

镇泾长8油藏储层沉积环境复杂,储层物性差、岩性致密、孔喉细小,泥质含量高,储层平面及纵向非均质性强,油层薄、夹层多,储层流体流动困难,需要在确定储层工程地质特征的基础上,有针对性的优化改进压裂技术。本文以镇泾长8段为例,对在用压裂液进行性能和伤害研究,优化液体的配方。结果表明:优化的低成本低伤害压裂液体系,能够满足压裂施工要求,岩芯伤害率小于25%,且成本得到进一步降低;优化后的压裂液体系较优化前岩芯伤害率更低,伤害率仅24.3%。现场应用效果较好。

火山岩储层测试压裂诊断方法研究

针对松南地区火山岩埋藏深,岩性复杂,地层温度高,岩石致密,储层孔洞-裂缝发育,改造过程中存在"多裂缝"同时破裂延伸的现象,本文建立压降曲线分析数学模型,并完成了压裂诊断软件的开发编制,可以判断出地层天然裂缝的发育程度、闭合压力、压裂液滤失系数,准确预测压裂液效率和裂缝扩展情况,从而形成了一套较为成熟的火山岩储层测试压裂诊断技术,在深层火山岩储层取得了较好的增产效果。

东胜气田水平井井筒压力预测模型评价与优选

准确地预测水平井井筒压力分布,是搞好气井生产设计和系统分析的基础。利用东胜气田水平井流压测试资料,对5种工程常用的气液两相管流模型进行评价。结果表明,No-Slip模型预测的压力值与测试值的平均压降百分误差为-5.01%,平均绝对压降百分误差为8.34%,标准差为5.76%,准确性最好,其次是Hagedorn-Brown模型,这两种模型均优于其他模型。可将No-Slip和Hagedorn-Brown模型作为东胜气田水平井井筒压力分布预测模型,能够满足工程计算要求。

井下节流气井井底压力计算方法应用研究

准确预测井下节流气井井底压力,是预测气井产能、诊断井筒积液、制定合理排水采气制度的重要基础。通过引入滑脱因子K表征气液两相间滑脱效应,建立了气液两相嘴流压降模型,并将气液两相嘴流压降模型与优选出的No-Slip/H-B管流压降模型进行全井筒耦合,形成井下节流气井全井筒压力预测新方法,并开发出计算软件,可实时定量预测气井全井筒积液高度和井底流压值。评价结果表明,新方法预测井下节流气井井筒流压值与实测值较接近,平均误差为2.87%,满足工程计算精度要求,可以有效指导东胜气田气井积液诊断和动态排水采气分析工作。

低幅度油藏水驱见效特征研究

针对白音查干凹陷达尔其和锡林好来油田低幅度中孔中低渗断块油藏含水高采出程度低的问题,开展了水驱见效特征研究。利用大量的测试资料和生产资料,完成了注水效果特征分类,明确了油藏潜力,分油藏类型制定了不同的挖潜对策建议。