东海低渗气藏特殊渗流机理数值模拟研究

东海低渗气藏气水分布复杂,存在明显的非线性渗流特征及相渗时变效应,常规数值模拟方法对复杂渗流机理的表征存在局限性。针对存在问题,基于渗流机理研究完善运动方程,明确初始流体饱和度分布及渗流参数时变规律,建立考虑流体非线性渗流及时变效应的低渗气藏渗流数学模型;基于参数敏感性分析,明确特殊渗流机理对低渗气藏开发的影响。通过对典型低渗气藏东海H气田进行实际应用,检验方法的先进性。结果表明,气井动用范围及井底流压受非线性渗流影响而减小;时变效应导致气井产水量增大、稳产时间缩短。形成的数值模拟方法提高了低渗气藏的拟合精度,模拟结果符合实际气井生产动态,为后续精细开发提供了依据。

基于PVT实验的凝析气藏衰竭开发采收率标定新方法

凝析气的等容衰竭实验与实际凝析气藏衰竭开发存在两点差异:实验初始压力为露点压力,而一般凝析气藏原始地层压力大于露点压力;等容衰竭实验中降压和产气分步进行,而实际为降压和产气同步进行。研究发现,以上两点差异对干气采收率预测影响不大,但会导致基于等容衰竭实验标定凝析油采收率严重偏低。为提高基于等容衰竭实验标定凝析油采收率预测精度,通过组合凝析气两相压降方程、凝析油产量方程及井流物标况体积定义式,并考虑地露压差的影响,建立一套基于等容衰竭实验标定定容凝析气藏衰竭开发采收率新方法。该方法在实际矿产应用中准确性较高,对于预测凝析气藏采收率具有重要指导意义。

东海H气田低渗气藏产水定量评价及产能影响规律

针对东海低渗气藏可动水饱和度及产水气井的产能影响机制缺乏定量评价方法的问题,基于室内驱替、离心实验及核磁共振实验并进行统计分析,建立东海低渗气藏衰竭开发过程中可动水饱和度定量预测模型;结合气水相渗曲线及渗流理论,实现了可动水饱和度到生产水气比的精细计算;考虑气井产水的影响,修正产能方程,明确水气比对产能的损害机制,并利用产水气井生产动态参数精确计算气相渗透率,建立气水两相流动态产能评价方法。现场应用表明,东海H气田可动水饱和度小于10%,水气比小于0.97 m 3/104 m 3,受可动水影响,气井产能下降30%,气水两相流动态产能评价结果与多时间点的实测产能基本吻合,研究成果在东海低渗气藏取得了较好的应用效果。

海上特高含水期油藏提液增油方案设计研究

海上P油田目前已进入开发中后期,为更好发挥特高含水期油藏提液增油措施效果,以单井生产动态数据为基础,通过多参数自动优化拟合,开展无因次采液指数变化规律研究,形成了P油田广适水驱曲线特征公式,提出了以单井全寿命生产动态为基础筛选提液井、判断提液时机、确定提液幅度、产液结构调整的方法。应用产液结构调整方法制定的P油田提液增油方案进行了6口井提液生产,均取得了良好效果。现场实践表明,产液结构调整方法成本低、收益高,能为海上同类特高含水期油藏提高采收率提供借鉴经验。

基于PLT测试回归的产量劈分方法在东海气田的应用

在油气田矿场上,许多生产井实行多层合采。为了准确判断各小层产出量,目前常用的劈分方法有静态法、实验法以及动态法等。各方法或考虑因素单一或过程繁琐,均存在一定局限性。考虑到静态参数最易获得,且测试成本小,该文利用东海气田PLT测试资料,通过建立多元线性模型,对影响气井产量劈分的四个主要静态因素进行了敏感性评级,认为地层系数比和储容系数比影响显著,并回归出基于地层系数比和储容系数比的产量劈分经验公式。该方法应用于东海地区新气田,计算出的产出剖面与PLT测试结果之间的误差不超过5%,大幅提高了传统静态劈分法的精度,具有一定的推广应用价值。

低渗复合气藏斜井非达西渗流试井分析

应用传统试井解释方法无法综合考虑低渗复合气藏非达西渗流和应力敏感性特征,难以获取真实储层参数。分析低渗气藏非达西渗流和应力敏感性的微观机理,完善渗流运动方程,建立内区常规、外区低渗的复合气藏斜井渗流数学模型;采用有限元方法进行Matlab编程求解渗流数学模型,选取等价压力点研究斜井压力分布;绘制井底压力动态曲线,根据曲线特征划分流动阶段,并进行参数敏感性分析;应用非达西模型进行试井解释,并与常规方法对比,检验模型的先进性。结果表明:非达西渗流使井底拟压力动态曲线后期逐渐发生上翘,非线性增强导致上翘幅度增大;井斜角大于60°后逐渐出现早期垂向径向流和中期线性流;内区半径减小导致内区拟径向流的持续时间缩短;内外区导压系数比影响内外区拟径向流过渡阶段拟压力导数曲线的斜率。考虑低渗复合气藏的渗流特性可提高试井压力曲线的拟合程度,解决储层参数多解性强的问题。该结果为低渗复合气藏的开发及斜井压力动态评估提供指导。

中国东海气区初始产水评价图版的建立

为了揭示东海盆地不同区域气藏气井初始产水特征存在差异的原因,以便于筛选有利的低渗透储层改造目标,应用气水两相毛细管压力及J函数定义式、幂函数型相渗模型、分流量方程,建立不同气柱高度下初始生产水气比的计算方法,再以东海气区标准毛细管压力、标准相渗实验数据为基础,计算并建立东海区域气藏不同气柱高度下初始生产水气比评价图版。在此基础上,由东海区域气藏已测试或投产井的数据对所建立的评价图版进行验证,并依据评价图版确定东海区域低渗透气藏适合储层改造的气藏物性条件。研究结果表明:①所建立的评价图版反映出各参数间的相关性与实际生产表现出的规律相似,且与实际数据匹配较好,验证了该图版建立方法及关键参数求取方法的正确性与可靠性;②以生产水气比小于1 m^3/10~4m^3作为筛选条件,东海盆地西次凹、中央隆起带及裙边的低渗透气藏(气柱高度一般在50 m左右)适合进行储层改造的储层渗透率应大于0.65 mD,中央隆起带中北部大型低渗透气藏(气柱高度一般大于100 m)适合储层改造的储层渗透率应大于0.26 mD;③在原位油气藏成藏条件下,气藏中不存在气水界面,所提出的方法及建立的评价图版则不适用。结论认为,所提出的初始产水评价图版建立及关键参数求取方法可以为国内其他气区的开发评价提供借鉴。

挥发性油藏PVT数据矫正新方法对动态预测的影响

针对挥发油多次脱气实验过程中存在大量储罐油损失而导致实验数据不能直接用于油藏工程计算的问题,提出采用等容衰竭实验数据逐级压力矫正多次脱气实验数据的新方法。新方法不同于已有的采用单次脱气实验数据矫正多次脱气实验数据的Terry⁃Rogers方法。两种方法实例矫正对比表明,Terry⁃Rogers方法仅适用于传统黑油,对挥发油会出现不符合物理的矫正结果;新方法考虑排出气中储罐油含量随压力的变化规律,适用于传统黑油和挥发油,且在饱和压力下的矫正结果接近Terry⁃Rogers方法。最终,以物质平衡和油气两相渗流为原理,建立快速预测溶解气驱油藏动态的简易迭代方法,并对不同类型原油的实验数据以及Terry⁃Rogers方法和新方法矫正得到的数据对开发动态的影响进行计算对比。结果表明,典型黑油实验数据可直接用于油藏工程计算;原油的挥发性越强,新方法矫正数据计算原油采收率较实验数据计算原油采出程度更高,实例中强挥发性原油实验数据计算原油采出程度相对于新方法误差高达-13.82%.

分形煤层气藏有限导流多翼压裂直井试井模型

煤层气藏储层中孔隙裂缝分布杂乱、无序,传统欧几里得空间试井模型无法对其进行描述。考虑储层应力敏感性,建立分形煤层气藏有限导流多翼压裂直井试井模型。利用数值离散和叠加原理等方法求解模型,得到井底压力解;绘制井底压力动态曲线并划分流动阶段,对相关参数进行敏感性分析。结果表明:考虑分形特征的压力图版与传统图版存在一定差异;质量分形维数和反常扩散指数对压力动态曲线影响较大,人工裂缝条数、长度、角度和导流能力主要影响中期曲线,应力敏感因子主要影响后期曲线。该结果更好地反映多翼压裂直井的煤层气流动特征,为研究分形煤层气藏提供一种参数反演方法。

西湖凹陷天然气井诱喷返排规律及主控因素研究

东海西湖凹陷以天然气井为主,气藏埋藏深度深,储层较为致密,容易受到钻完井液污染,如何快速清井诱喷对于改善气井初期投产效果非常重要。目前东海开发井投产诱喷方式复杂多样,各井投产效果不同,针对开发井诱喷规律的系统研究较少,亟需从多专业结合的角度进行开发井诱喷特征和影响因素分析,以期为今后诱喷作业提供建议。采用大数据统计分析方法对西湖凹陷8个主要产量贡献气田、57口开发井投产诱喷的规律和特征进行统计分析,梳理总结出影响诱喷效果的6个主控因素为储层孔隙度、渗透率、电阻率比值、钻井液类型、射孔工艺、返排工艺,并建立了开发井诱喷返排效果预测图版,为东海后期开发井诱喷工作制度优选、提高诱喷效果和降低作业成本提供了重要依据。