体积压裂直井油气产能预测模型

在直井体积压裂过程中,由于地质和工程等因素的影响,压裂井的裂缝分支数和长度具有多样性。但目前提出的分支裂缝井产能预测模型主要针对2分支、4分支和对称多分支无限导流裂缝井,这些都是实际情况的特例,具有很大的局限性,缺乏一个适用于体积压裂后通用的不对称多分支裂缝井产能预测模型。为此,基于稳定流理论,应用保角变换,推导了完全不对称多分支裂缝直井产能预测模型,并利用已有的研究成果来检验模型的准确性。同时,通过实例,分析了地层渗透率、厚度、流体粘度、裂缝长度、裂缝导流能力和裂缝分支数对裂缝井产能的影响。结果表明,经过特殊取值,由新建模型可得到目前常用模型,准确性得以验证。通过分析发现,随着裂缝长度和导流能力的增加,裂缝井产能增大,但产能增幅随供给半径的增大而减小;随着裂缝分支数的增大,裂缝井产能增加,但增幅随分支数的增大而变小。

低渗透油藏泡沫驱影响因素敏感性分析

泡沫驱在提高低渗透油藏采收率上起着重要作用,但关于泡沫驱效果的敏感性分析却罕见报道.为弥补这方面空白,采用数值模拟方法,对低渗透油藏泡沫驱的各影响因素进行了敏感性分析.结果表明,泡沫注入浓度、泡沫半衰期以及泡沫吸附量等在某一小区间变化时,采收率变化明显,与气驱相比采收率最大提高15.5%;而渗流速度则对采收率影响甚微.因此,可确定泡沫注入浓度、泡沫半衰期以及泡沫吸附量等为影响泡沫驱效果的敏感因素,这为低渗透油田实施泡沫驱提高采收率提供了参考借鉴.

不同气体对注烃气混相驱油效果的影响

针对国外W油田异常高压和烃气产出量不足的特点,研究了N2、CH4、CO2和烟道气等四种气体对烃气混相驱油效果的影响.利用基于混合单元网格法编制的软件,得出了四种气体与烃气驱最小混相压力的相互关系;在PVT数据拟合的基础上,运用数值模拟软件模拟注气膨胀试验得到了分别加入四种气体的烃气与原油物性的关系;在国外W油田地质模型和井组的基础上优化研究了不同注入气比例对采出程度和累计注入气量的影响.结果表明,N2、CH4和烟道气等三种气体都能不同程度地增大原油的烃气驱最小混相压力,且N2对最小混相压力的影响最大,CO2能够使得原油的最小混相压力发生微弱地降低;在储层原始压力77.59 MPa下,分别加入了四种气体的烃气都能使得原油体积膨胀系数和原油饱和压力上升,而原油的密度和粘度降低,其中N2的降粘效果和使原油膨胀的能力最强;运用数值模拟优化研究得到最优加入气为烟道气,其相应的最佳注入气比例为1.2.

利用正交试验优化异常高压油藏混相驱方案研究

针对国外Y油田异常高压且原油具有挥发性的特点,设计正交试验方案,利用数值模拟软件,优化和评价注采参数。首先对储层原油的PVT性质进行拟合,并模拟注气膨胀试验,分析和研究产出气、N2、CO2对原油相态和物理性质的影响;然后,根据正交试验的原理设计试验方案,以采出程度和换油效率为评价指标,对关井气油比、回注压力时机、注气速度、CO2与N2的比值以及井底压力5个参数进行优化研究,并采用极差分析和方差分析对结果进行评价。模拟结果表明,当注入气摩尔分数为40%时,产出气、N2和CO2分别使原油体积膨胀了1.72,1.85,1.42倍,黏度分别变为初始黏度的0.68,1.85,0.82倍;最优注采参数是关井气油体积比为3 000,注入压力时机为45 MPa,注入气量为1.5倍,CO2和N2的比例为4∶1,生产井井底流压为30 MPa。