考虑启动压力的非牛顿幂律流体产能计算新方法

针对现有稠油油藏非牛顿幂律流体的产能计算方法缺乏实用性的问题,基于非牛顿幂律流体的产能公式,考虑非牛顿幂律流体特性和启动压力梯度,建立了稠油油藏产能计算新方法。根据幂律流体径向稳定渗流模型建立定向井产量模型,结合Joshi水平井产能公式,利用儒柯夫斯基变换将平面椭圆流变换为平面径向流,并根据水电相似原理的等值渗流阻力法,推导建立了考虑启动压力梯度的非牛顿幂律流体的水平井产能新公式。矿场应用表明,新方法计算结果与现场实际生产结果对比,误差均小于10%,在允许误差范围内,满足生产需求,具有较好的实用性。新方法为同类型油藏的产能评价提供了一定的技术借鉴。

海上边水稠油油藏见水时间预测新方法:以海上LD油田为例

边水油藏见水时间的准确预测有助于油田精准施策,实现控水稳油、提高采收率。以海上LD油田为研究对象,利用数值模拟技术研究了平均渗透率、级差、距边水距离、水体倍数、采油速度、原油粘度等因素对见水时间的影响规律,并利用相对极差法确定主控因素。在此基础上,利用正交设计法设计模拟方案,根据模拟结果回归边水油藏见水时间预测的经验公式。研究表明:距边水距离、采油速度、级差、原油粘度是影响LD油田见水时间的主控因素;经验公式的预测结果拟合精度达到0.93,现场计算结果与油田实际情况一致;研究成果指导高含水井确定出水层位,卡水作业后,X19井日增油10 m^(3)/d,对于提高边水油藏的开发效果具有一定指导意义。

苏里格气田储层渗流特征研究

苏里格气田部分中高产气井生产初期不产水或产水少,生产一段时间后产水量增加、水气比升高,甚至造成水淹关井。气井产水严重影响了气井正常产能的发挥和生产。因此,急需开展储层渗流特征方面的研究,摸清储层流体的渗流规律,为寻求合理的开发制度、降低气井产水风险及提高气藏采收率提供基础性指导。

苏东区马五_5储层形成机理及富集规律研究

奥陶系马五5亚段作为苏里格气田东区开发的新层系,具有单井产量高、稳产能力强的特点,但其储层特征极其复杂,表现为横向变化快、发育规模小,储层预测难度大等特点。为此,本文通过开展地质背景、沉积相、储层主控因素、成藏机理及富集区预测等方面的研究,筛选马五5储层富集区,进一步提高气田开发效益。

岔河集油田井间动态连通性研究

CRM模型(Capaticance-Resistive Model)可利用注采开发数据定量地反演油藏的井间动态连通性。结合油田开发特点对CRM模型进行了改进,通过对井底流压波动影响的简化计算使模型的多解性大大降低;而且采用粒子群算法对模型各特征参数进行了优化求解,提高了计算效率。在实际应用中,首先通过对概念模型的数值模拟,验证了模型的有效性。然后将其应用于岔河集油田岔15断块15—141井区,反演结果与示踪剂资料等现场认识结果一致,为该区后期开发调整方案的实施提供依据。

苏东区气井排水采气技术对策及应用效果

随着致密储层气藏开发年限的延续,呈现出气井能量逐渐下降、携液能力减弱、积液量增多的趋势,严重制约着气田产能发挥。结合气田南区、中区、北区气井静态资料、生产动态特征等,充分分析各种排水采气措施的实用性及实施效果,总结出适用于苏里格气田东区不同区域积液井的排水采气对策,并建立了南区、中区、北区的排水采气制度、选井依据、适应条件和标准流程,为致密储层气田排水采气提供了开发对策借鉴作用。

苏里格东南区古地貌恢复及其与气水分布关系

综合运用沉积古地质分析法、印模法、残厚法等,对鄂尔多斯盆地苏里格东南区前石炭纪岩溶微地貌特征进行研究,并结合实际生产数据对其气水分布特征进行总结,发现研究区奥陶纪末岩溶古地貌形态表现为"西高东低、北高南低"的分布格局,发育2类二级古地貌单元和9类三级古地貌单元,其中岩溶斜坡为主体地貌单元,主要发育上斜坡、下斜坡、一级残丘和二级残丘,局部发育古洼地和古沟槽;研究区马家沟组上组合气水分布主要表现为西北部、东部及东南部地区富气,中西部地区富水的特征。结果表明:综合以本溪组顶部8~#煤层为上基准面的石炭系印膜厚度、以K_3标志层为下基准面的残余厚度及其各自与平均厚度间的相对差值,可对研究区岩溶微地貌进行有效刻画;古残丘及上斜坡地区是有利天然气富集高产区;水层、气水同产层因受燕山期地层翘倾影响,多分布于研究区中西部古岩溶上斜坡地区;古洼地、古沟槽溶蚀淋滤作用较弱,虽不利于天然气富集,但仍有少量低产气井分布。

油田开发早期储层非均质性对剩余油形成与分布的控制作用

渤海湾盆地L油田目前处于开发早期,剩余油的挖潜是该油田今后持续稳产的重点方向。利用测井、钻井及岩心资料,分析了储层宏观非均质性特征,其主要表现在平面非均质性、层间非均质性及层内非均质性3个方面,结合动态资料,研究发现储层非均质性对剩余油的控制作用明显,总结出L油田3种剩余油的富集模式:层间干扰型、平面差异型和层内富集型,层内富集型又分为单期河道内富集模式和多期河道富集模式。平面差异型主要是受注采方位和辫状河三角洲水下分流河道平面展布所控制,河道主流向水淹特征明显,剩余油在河道边部富集;层间干扰型主要是由于Ⅱ、Ⅲ油组储层纵向差异及大段合采所引起的,剩余油主要在Ⅱ油组富集;层内富集型是受单期河道内部构型界面或者多期河道叠置界面所控制,在单期河道内部易形成底部水淹而顶部剩余油富集,在两期河道切割叠置下,注入水会突破两期河道界面,在早期河道水淹,而晚期河道剩余油富集。针对不同的剩余油富集模式,采取相对应的挖潜治理策略,为提高油田采收率提供了研究方向。

子洲气田富水区开发技术对策研究

子洲气田于2007年8月投产,目前主力区块储量已全部动用,未动用区块以富水区为主。为保证气田的长期稳产,进一步扩大储量动用程度,通过气井临界流量评价、数值模拟等方法,开展了富水区开发技术对策研究,为气田富水区的有效动用提供了依据。

利用注采数据研究岔15油田井间连通性

为了简单准确地研究复杂断块油田的井间连通性,改进了非线性扩散系数的计算方式,利用斜率关联度法计算注采关联度,克服了注水信号衰减性和时滞性及数据无量纲化方式对计算结果的影响,进而更准确地研究井间连通性。研究表明,修正后的注采信号间关联程度更高,且注采信号间的关联程度越大,井间连通性越好。沉积相分析和示踪剂监测结果充分证明了该方法的可行性,具有较高的矿场应用价值。

基于最小二乘支持向量机的大孔道定量计算方法

大孔道的发育造成大量注入水低效、无效循环,降低了开发效果,如何定量计算大孔道已成为高含水期油田开发中亟待解决的问题。为此文中提出利用最小二乘支持向量机方法定量计算大孔道参数。从大孔道形成前后的动、静态响应特征出发,选取了大孔道的控制因素作为最小二乘支持向量机的输入,对应的大孔道参数定量解释结果作为最小二乘支持向量机的输出,通过统计训练学习,建立了大孔道与控制因素相关的定量计算模型,进而得到大孔道的定量计算结果。结果表明,支持向量机模型的计算结果与样本值拟合精度较高,能较好且客观地反映各控制因素对大孔道的影响。在岔15断块试验区应用后发现,模型的计算结果与实际监测值误差较小,满足矿场应用要求,具有较高的应用价值。

靖边南气田下古生界碳酸盐岩气藏储层特征及控制因素分析

靖边南气田下古生界碳酸盐岩气藏的目的层段为奥陶系马家沟组顶部的马五1+2亚段。该亚段的碳酸盐岩储层岩性为细粉晶白云岩;溶孔和晶间孔发育;中—细孔喉,孔喉分选程度较差;储层物性整体为低孔、低渗,但溶孔和裂缝的发育极大地改善了储层物性;储层在垂向上集中分布在马五12和马五13两个小层,平面上分布在研究区的中部和东部等剥蚀程度轻、岩溶作用好的区域。储层的分布受沉积、成岩以及岩溶古地貌3种作用的共同控制:沉积作用为储层发育提供了物质基础,储层在碳酸盐蒸发潮坪沉积背景下的膏云坪微相中最为发育;成岩作用是形成碳酸盐岩储层的必要过程,建设性成岩作用中的白云岩化、溶蚀以及破裂等作用形成了大量的孔、洞、缝,而破坏性成岩作用,尤其是充填作用,造成了储集空间大部分被充填;岩溶古地貌则是碳酸盐岩储层形成的直接因素,岩溶古地貌控制着与碳酸盐岩优质储层发育相关的溶蚀孔洞的分布。

致密砂岩气藏水平井开发关键技术——以苏里格气田上古生界为例

为了解决苏里格气田上古生界致密砂岩气藏单砂体接触方式复杂多样、砂体空间展布预测难度大、单井产量低、压力下降快、稳产难度的问题,结合研究区地质情况,从储层空间展布预测和水平井的部署与设计、导向、改造等方面研究提高致密砂岩气藏产量的技术。研究表明,三维地震预测河道和多期砂体逐级精细刻画可有效提高砂体钻遇率和储层空间展布预测精度;水平井的差异化部署以及水平段差异化设计对具有多种含气层类型地区的水平井部署更具有针对性;沉积模型优化导向、三维地质建模、三维地震预测导向以及多学科思维融合导向等多元化的导向技术可以解决水平井导向效率低、精度较差的问题;地质工程一体化精准布缝技术、桥塞分段+多簇射孔压裂技术、多方法压裂设计优化技术以及水平井压裂作业工厂新模式等是提高水平井压裂改造效率的有效途径。

基于最大净现值的水驱多层油藏均衡驱替方法

由于储层物性及开发条件存在差异,注入水在多层油藏各小层的驱替并不均衡,层间矛盾突出,直接影响油田的开发效果。传统基于均衡驱替的生产指导多为定性的经验认识,无法定量化描述驱替均衡强度,为此,提出了基于最大净现值的水驱多层油藏均衡驱替开发理论。从指数型渗流表征方程和达西渗流定律出发,根据物质平衡理论推导出注采平衡条件下注水开发动态描述方程,在此基础上,建立了注水开发动态数据与油田开发净现值的关系式,以最大净现值为目标,求解得到水驱多层油藏达到均衡驱替的条件,并进行了注水方案研究。研究表明,实现均衡驱替时,注入水驱油效率最高,净现值最大。在渤海海上油田F3井组进行了成功应用,井组平均日产油增加20 m^3/d,平均含水率下降3. 5个百分点,起到了较好的增油降水效果。研究成果为油田均衡驱替评价提供了定量标准,对水驱油田开发具有一定的技术指导价值。

榆林-子洲地区二叠系山西组二段气藏成因及沉积演化研究

榆林-子洲地区二叠系山西组二段(Ps2)气藏具有储层厚度大、物性好、产量高等特点,但由于其在砂体成因认识上仍存在着诸多争议,制约了该区砂体分布规律的研究,增加了气藏勘探、开发的风险。通过对古盐度判别、砂体展布特征的研究、煤层成因及指相作用的分析,恢复了该区Ps2沉积演化过程,揭示了砂体分布的控制因素,为气藏的开发提供理论依据。

低渗透油藏井间动态连通性研究

低渗透油藏井间动态连通性的传统研究方法具有操作复杂、费用高、影响正常生产等缺点。为更加简单、快速地进行定量评价,考虑低渗透油藏流体流动存在的启动压力梯度和注水的时滞性及衰减性,在建立低渗透油藏拟线性产量计算模型的基础上,根据一阶电路原理和物质平衡原理,建立了累计产液量和累计注水量之间的离散关系新模型。根据未知参数的物理意义设置约束条件,利用最小二乘法和粒子群优化算法求解新模型,得到连通系数。研究表明,连通系数可以定量表征井间的动态连通状况,现场应用结果与示踪剂测试结果、动态分析结果非常吻合。新方法利于现场推广应用,计算结果为油田后期调整提供了重要的技术支持。

油藏井间动态连通性定量评价新方法

传统的油藏井间动态连通性研究方法存在各种弊端。为了更加准确快捷定量评价油藏注采井间的动态连通情况,由物质平衡方程出发,仅利用油田的注采数据建立了能够定量评价注采井间动态连通性的计算模型。利用最小二乘原理将模型转化为带有约束的优化函数,并采用基于模拟退火机制的遗传算法进行求解,得到注采连通系数,可定量表征注采井间的动态连通情况。新方法在渤海BZ油田进行了应用,计算结果与油田干扰试井分析和示踪剂分析结果非常一致,验证了方法的可行性。利用新方法指导油田调驱作业,调驱后井组含水率下降6. 8个百分点,日增油量为70 m^3/d,增油降水效果明显。该研究对同类油田的开发具有一定的借鉴指导意义。

基于最大注水效率的平面均衡驱替方法

针对现有平面均衡驱替评价方法未定量考虑油藏非均质性的问题,基于注采井间动态驱替方程,并考虑油藏的非均质性,建立了注水效率与累计产油量之间的关系方程,以实现注水效率最大化为目标。然后,通过求导的方式得到了平面均衡驱替的特征条件,并以此为基础形成了平面均衡驱替注采结构调整方法。研究认为,均质油藏均衡驱替的特征条件是,各注采方向的注水量与孔隙体积的比相同;非均质油藏均衡驱替的特征条件是,平面各注采方向注水量与孔隙体积的比满足线性差异关系。海上BZ油田利用平面均衡驱替法调整注采结构后,日产油量增加155 m3,有效改善了开发效果。研究结果表明,基于最大注水效率的平面均衡驱替方法可用于指导油藏平面注采结构的调整。

基于新型压力指数的调剖选井决策方法研究

传统的压力指数决策方法和充满度决策方法在调剖选井决策应用中存在区分度小、可比性差、易引起误判、受选用计算时间影响和浪费测试费用等不足。为了提高调剖选井决策的准确性,在计算压力指数的基础上,综合考虑井口压力的下降速度,提出了一种用于调剖选井决策的新型压力指数,并基于新型压力指数形成了调剖选井决策方法。研究表明,新型压力指数既能反映目前的储层渗流能力,也能反映井口压力变化程度,该值越小,越应该进行调剖。在渤海某油田的应用结果表明,新型压力指数的决策结果要优于传统的压力指数决策方法和充满度决策方法,提高了决策准确性。该研究为油田调剖选井提供了重要的技术支持。

基于井间动态连通性计算低渗油藏窜流通道

低渗透油藏窜流通道的普遍发育造成注水开发效果变差。为此,提出了基于低渗透油藏井间动态连通性研究定量计算窜流通道的方法。利用井间连通性模型计算得到注采井间连通系数将由注水井注入、窜流通道产出的未起到驱油效果的无效循环水劈分到各注采方向,进而定量计算出各注采方向上窜流通道的体积和渗透率等物理参数。现场应用结果表明:该方法可有效描述低渗透油藏的窜流通道,为调剖措施的实施提供指导,具有一定的矿场应用价值。