地质建模技术在河间油田开发研究中的应用

讨论了精细三维地质建模技术在河间油田开发研究中的思路和方法,针对河间油田地质研究及开发属晚期、高含水的特点,采用Petrel地质建模软件包进行地质模型和属性建立,得到了构造形态模型。通过属性模拟结果,对储层空间的物性特征(孔、渗、饱)进行研究,搞清了该区各储层物性分布的非均质性规律,结合可视性技术描述研究区域的孔、渗、饱及剩余油变化规律,在油藏深度挖潜和井位部署中取得了较好的效果。

数字模拟技术在鄂尔多斯盆地煤层气区块的应用

较之于常规气藏,煤层气藏最大的不同点便是煤层气以吸附、游离和溶解3种状态赋存于煤孔隙中,3种状态处于一个动平衡过程。煤层气井的排采是一个排水降压过程,其产出特征与常规天然气也有所不同,排采过程要经过解吸、扩散和渗流3个过程,常规的油气数值模拟不能描述这一过程。为此,介绍了煤层气数值模拟技术理论和软件的主要特点,采用煤层气数值模拟技术,以鄂尔多斯盆地煤层气保德区块直井井组和临汾区块水平井为例,在单井静、动态参数准备、地质模型建立和历史拟合的基础上,采用变井底流压预测技术,对煤层气井的产气、产水情况及生产动态关键参数进行预测,基于指标对比结果预测:保德区块15年后井组采出程度将超过55%,临汾区块12年的累计产量低值为1 238×10~4m^3。该成果为区块煤层气井合理工作制度的确立和开发措施调整提供了借鉴依据。

濮城气顶气藏油气水界面数值模拟

针对濮城南区带油环气顶气藏的特点 ,采用数值模拟软件包进行模拟研究。通过参数准备与储量、动态历史及饱和度拟合 ,模拟出濮城南区 Es上2 亚段 1 ,2砂组不同阶段油气水的变化 。

数值模拟技术在海坨子油田开发调整研究中的应用

讨论分析数值模拟技术在海坨子油田开发调整研究中的思路和方法,采用美国Landmark公司VIP2003.4版本数值模拟软件包进行模拟研究,通过参数准备,静、动态拟合,模拟出海坨子油田海S9-11井组1-9砂组各小层剩余储量大小及不同阶段流体饱和度分布,结合可视化技术形象描述了海坨子油田剩余油变化规律及潜力区,在此基础上预测不同井网加密方式开发指标,并优选出最佳方案,为海坨子油田下步开发调整提供了重要依据,取得了较好的效果。

煤层气与页岩气吸附/解吸的理论再认识

为了解决一些煤层气与页岩气气田开发效果与预测的差异很大、产能低、递减快及开发成本高等问题,由于吸附/解吸基本理论直接影响开发方案的制定与实施,通过研究煤层气的煤化过程及页岩气的成藏过程,重新界定了孔隙中原始气-水分布状态。发现煤层气与页岩气的吸附气属于固-液界面吸附的研究领域,其吸附规律应满足适合固-液界面的Langmuir等温吸附定律,即气体的吸附量与溶液的浓度有关,而对环境压力不敏感。理论与实验研究表明固-液界面吸附气排水降压后解吸困难,吸附气多而游离气少的储层产气量很难提高,其显著不同于目前普遍使用的固-气界面吸附理论。同时研究了多孔介质中微小孔隙的气-水界面压降,发现对于微/纳米孔隙气相的压力可以远高于液相压力,而目前的测井及试井尚不能传感这种气相压力,因此会导致低估游离气的储量及其对产量的贡献。

韩城地区煤层气多层合采开发效果评价

单一煤层的煤层气资源丰度通常都比较低,且各向异性特征显著,为了提高单井产能,常把纵向上彼此邻近、特征相似的多个煤层组合在一起,以合采的方式进行开发。通过理论分析层间差异下的多层合采煤层气井开发动态,并基于韩城地区3号、5号和11号煤储层特征,经过分析该地区煤层气多层合采井的排采实例,对多层合采井的开发效果进行了评价。结果表明:低丰度煤层气藏的开发宜采用多层合采方式进行,但需注意多层合采的时机与顺序、水层倒灌与煤粉产出问题,应在生产过程中调整措施。

煤层气排采初期阶段合理降压速率的研究

基于井周煤岩应力状态分析,对煤层气开采初期的降压速率进行了理论研究和探讨,建立了控制排采降压速率的力学分析模型,并结合陕西韩城地区的实际工程测试资料确定了开采过程中的合理降压速率上限值。同时,根据对多口井资料的研究分析,给出了合理降压速率上限值随储层埋深的变化规律。研究分析表明:降压速率合理上限值随储层埋深呈线性递增;煤岩力学特性对合理降压速率的影响较大;通过合理控制降压速率的变化可以使储层渗透能力不断提高或保持在较高的水平上。

煤基质甲烷扩散系数测试及其影响因素分析

为准确测试煤岩甲烷扩散系数,通过采用片状煤基质作为检测样品,测试并分析了不同气体压力、煤阶与水分对甲烷扩散系数的影响。结果表明:片状样品保持了煤基质特有的空间结构,煤基质甲烷扩散系数(数量级10^(-11)~10^(-9)m^2/s)更符合实际;当温度一定时,无论是干燥样品、饱和水样品,还是低、中、高煤阶样品,煤基质甲烷扩散系数均随气体压力的增加而增大;而不同变质程度煤的吸附能力不同,随着煤的变质程度增加,煤岩吸附能力增强,但是煤基质的扩散系数随着变质程度增加呈现先降低后增加的趋势;水分的增加降低了基质对甲烷的吸附能力,难以形成较大浓度梯度,导致饱和水样品煤岩基质甲烷扩散系数比干燥样品低,干燥样品扩散速率快。

物质平衡法对定容煤层气藏生产动态的预测

由于煤层气藏特殊的赋存及渗流方式,使其有别于常规气藏,而煤层气藏开采初期的多相渗流问题使其产能预测更为复杂。在定容煤层气藏物质平衡法基础上,利用历史生产数据完成线性拟合,并用拟合得到的参数对未来生产动态进行预测。通过将模型预测的平均地层压力、平均含水饱和度及产气、产水量随时间变化与CMG数值模拟结果进行对比分析,结果显示,本文方法预测结果较为准确可靠,尤其是在煤层气峰值产量之后。

用压力平方法解释煤层气藏气-水两相渗流试井

煤层气井在投产前,主要采用注入-压降法进行试井,以保证在测试期间不发生解吸,保持单相渗流。但煤层气藏在很长的排采期内,气-水两相将同时存在,因此,研究气-水两相渗流时的试井解释方法也具有重要意义。目前,直接使用油藏的多相渗流试井解释方法来解释煤层气井气-水两相渗流时还具有一定的局限性:综合流度法需要忽略压力及含气饱和度的梯度,拟压力法所需的相渗数据很难获取,压力平方法虽然可在没有相渗曲线的情况下完成试井解释,但不能直接用于煤层气藏试井解释。该论文参照油藏的压力平方法,建立了适合煤层气藏的气-水两相渗流试井解释方法。用该方法对煤层气数值模拟的试井数据进行了解释,得出的气、水相的渗透率和表皮系数等数值,与输入数值模拟软件的数值基本一致,表明该方法准确可靠。

存在供给边界油藏水平井产能分析

保角变换方法是一种求解稳定的平面流动问题的有效方法。应用保角变换方法 ,将水平井三维流动简化成水平面和垂直面的两个平面流动 ,推导出了油层底部和顶部存在供给边界油藏水平井流量公式 ;并分析了偏心距和储层非均质性对水平井产能的影响。结果表明 ,偏心距对水平井产能影响较小 ,当δ/h小于 0 .3时 ,偏心距对垂直平面流量变化影响不超过 5 % ;而储层非均质性对水平井产能影响与水平方向和垂直方向液流阻力相对大小有关。当水平方向液流阻力大于垂直方向液流阻力时 ,水平井产能随kv/kh 增大而减小 ;当水平方向液流阻力小于垂直方向液流阻力时 ,水平井产能随kv/kh 增大而增大。

正交各向异性储层煤层气井合理井底压力研究

井底压力是影响煤层气井井周围岩应力状态的关键因素,在煤层气排采过程中将其控制在合理范围是保持煤层气井稳定的要求。根据各向异性材料力学理论,导出了平面应变条件下正交各向异性储层的本构关系,构造了井周围岩在不同受力状态下的应力函数;采用应力变分法,导出了井周围岩在井底压力与地应力共同作用下的应力分量表达式;基于莫尔-库伦准则,推导出保持井周围岩不发生剪切破坏的井底压力区间。研究结果表明:正交各向异性储层中,井周围岩应力是极径和极角的函数,井壁在特定的点最先发生屈服;只有在井底压力处于合理范围时,煤层气井才能保持安全稳定。所得结果可被应用于裂隙储层煤层气井定量化排采控制中。

煤层气开发投资项目不确定性综合评估方法探讨

在评价煤层气开发项目经济效益的过程中,常采用敏感性分析来评估项目的不确定性,但敏感性分析无法综合评估项目的不确定性。本文开展此项研究以期建立简便、可操作的综合不确定性分析方法。为此,利用模拟方案生成数据,对数据进行统计分析,寻找不确定因素与效益指标之间的函数关系。研究发现,当不确定因素在一定范围内波动时,多因素变动对经济效益的综合影响可以近似为单因素影响的线性叠加,即可利用单因素敏感曲线的拟合斜率来构建综合评价公式。线性叠加会产生计算误差,误差随因素变动范围的扩大而增加,不确定因素在±25%范围内波动时,90%以上的数据落在误差区间为±10%的范围之内。文中建立的方法可以对方案进行综合不确定性评价,优选方案。

岩性对气层识别影响分析

针对实测资料在气层识别上存在的问题 ,根据取心分析化验资料 ,分析了岩性对气层识别的影响 ,发现碳酸盐含量偏高造成气层识别困难。在此基础上 ,提出了气层指数岩性校正的改进方法。利用改进后的方法对有关实际资料进行了处理解释 。

定向井技术在白庙气田产能建设中的应用

东濮凹陷白庙气田构造破碎、储层相变快、储量分布不均匀。如何以较少的钻井投资 ,尽量多地钻遇气层层数 ,以较少的钻井数最大限度地控制气田地质储量 ,是高效开发白质气田的难点。通过气田地质研究及气藏工程论证 ,提出定向井设计思路 ,并根据不同的地质条件 ,研究设计出不同类型的定向井 ,应用于白庙气田产能建设中 。

复杂断块砂岩气藏调整挖潜研究

复杂断块砂岩气藏 ,由于构造的复杂性 ,在开发过程中 ,气藏的动用状况不易掌握。如何研究该类气藏的调整挖潜和认识剩余气的分布 ,直接影响到气藏的最终采收率。本文以东濮凹陷中断块最为破碎的卫 1 1气藏为例 ,采用气藏构造精细描述 ,三维地质建模 ,动态储量评价 ,数值模拟研究等方法和技术对复杂断块气藏的调整挖潜开展研究 ,认为复杂断块气藏应在搞清断块连通情况下 ,对不同断块内的井 ,分别确定其合理工作制度 ,通过增加采气井点 。

文23气藏数值模拟研究

数值模拟是气藏开发的重要组成部分 ,本文以东濮凹陷中具低渗块状特征的文 2 3气藏为例 ,通过数值模拟研究 ,评价气藏目前开发合理性及提出下一步开发调整政策 ,指导气藏的开发。

深度延迟人工神经网络判别水淹程度

深度延迟人工神经网络模型可以计算水淹层参数和判别水淹层 ,此方法避开了油层水淹后 ,混合液电阻率难以求准的问题 ,所建立测井信息与地层参数之间的非线性关系更符合油层水淹后的实际情况。深度延迟神经网络模型建立了储层地质参数与测井资料之间在深度上的动态关系 ,即一个深度点的地质参数由多个深度点的测井数据来描述 ,自动考虑了上下围岩的影响 ,而且测井信息与水淹层参数之间的复杂关系不需要具体的数学物理模型描述 ,只需有合适的样本集对网络训练即可获得解释模型。对东濮凹陷濮城油田沙河街组二段下亚段2 0口井的测井资料处理表明 ,用延迟人工神经网络模型计算水淹层剩余油饱和度 ,进而判别水淹程度 ,应用效果良好 ,符合率达 82 4%

低油价下煤层气开发区块优选方法

国际油价的持续低迷对煤层气等非常规油气开发利用冲击巨大,煤层气开发长期处于经济可行边缘,需要政府补贴才能维持运营,因此需要选择具有经济效益的区块优先开发。以往的煤层气开发区块优选研究多是针对区块地质因素进行评估,其权重划分也不够客观,并未厘清地质因素影响经济效益的传导机制,也并未重视区块的盈利能力。因此,考虑并分别量化油价对煤层气开发过程中投入产出的影响程度,结合净现值对各种投资及成本的敏感性分析,从经济角度提供客观权重确定方法,以适应低油价下煤层气开发区块优选。选取5个煤层气区块进行方法应用,验证了方法的合理性与可行性。结果表明:煤层气区块优选应更多关注经济影响因素,使用敏感性分析的客观权重确定方法更适合低油价下以收益为导向的煤层气区块优选。

煤层气选区评价指标权重研究

通过分析各种指标权重确定方法的优劣点,考虑净现值、投资回报率等选区评价最终目的,厘清储层因素、盖层因素、支持环境因素等评价指标与投资成本的传导机制,借助敏感性分析、相关性分析和层次分析法进行定量或半定量研究,进而通过指标对经济效益的影响程度确定指标权重。研究成果可用于指导煤层气开发选区。