定性研究产能规律在井位部署中的应用

欢26块杜家台油层属于典型的低孔低渗储层,该块老井产能高低不均,影响因素不清,2010年以来,在区块精细油藏描述研究成果上,通过总结产能分布规律,优化井位部署,从而提高新井实施成功率,改善区块开发效果,取得了成功。

裂缝参数对压裂水平井产能影响规律分析及重要性排序

基于等效井径模型、裂缝内线性流动模型、井筒变质量流动模型,运用势叠加原理,建立了压裂水平井油藏渗流与井筒管流耦合模型。研究分析了裂缝参数对其压裂水平井产能影响规律,并运用灰色关联因素分析方法,给出了裂缝参数对其产能影响的重要性排序方法,解决了压裂水平井裂缝参数重要性排序问题。同时该耦合方法可以推广应用到多分支复杂结构井的油藏渗流与井筒管流的耦合。

裂缝参数对压裂水平井产能影响规律分析及重要性排序

基于等效井径模型、裂缝内线性流动模型、井筒变质量流动模型,运用势叠加原理,建立了压裂水平井油藏渗流与井筒管流耦合模型。研究分析了裂缝参数对其压裂水平井产能影响规律,并运用灰色关联因素分析方法,给出了裂缝参数对其产能影响的重要性排序方法,解决了压裂水平井裂缝参数重要性排序问题。同时该耦合方法可以推广应用到多分支复杂结构井的油藏渗流与井筒管流的耦合。

庄海8断块水平井水平段内部产能分布规律及对策

为解剖水平井水平段内部产能分布规律,以庄海8断块馆陶组底水油藏为例,建立水平井多段井模型。利用数值模拟技术,定量描述了理想均质油藏水平井、非均质油藏水平井的沿程压力、产量的分布,指出水平段储层非均质性是造成水平井内部动用差异、影响水平井开发效果的关键因素;提出了适合滩海大位移长水平段水平井的分段开采方式。实施结果表明,分段开采可有效提高非均质长水平段油层动用程度、改善水平井开发效果。

胡十二块产能递减规律的研究与应用

基于胡十二块的实际开发资料，对该区块1989年以来的产能递减规律进行了理论研究，得到该区块采油速度与开发时间、采出程度、含水率以及采液速度的变化规律，并根据这些规律对该块的部分开发指标进行预测。通过实际数据与预测结果相比较，符合率较高，反映这些规律符合胡十二块的实际开发特点。

普光气田产水气井产能变化规律

随着有水气藏开发的不断进行,水区地层水向气区推进至生产气井井底时,由于储层含水饱和度升高导致气相相对渗透率降低,气相受伤害程度越大,气井产能下降幅度越大,严重影响气井正常生产。四川盆地普光气田主力层位下三叠统飞仙关组气藏生产动态显示气藏水体较活跃,随着地层压力不断下降,气藏边部先后5口气井见水,严重影响气藏产能。常规气井产能公式由于没有考虑产水造成的附加压降,导致产水气井产能的计算结果精度较低。以气井常规产能方程为基础,引入由生产井附近含水饱和度上升所产生的等效表皮系数Sb,修正气井产能公式中的原始表皮系数S,通过联立水气比、含水率,结合实测相渗曲线,利用气井水气比求解产水气井产能方程,实现有水气井产能实时确定,计算结果符合率超过90%;进一步通过统计产水气井水气比随时间上升规律,归纳出不同储层物性条件下,产水气井的产能变化规律,对类似气藏产水气井产能的预测具有参考作用。

涪陵页岩气产能变化规律及合理配产研究

页岩气井单井产能生产初期递减较快,随着累计产量的增加递减趋势变缓,呈对数趋势递减。页岩气井单井初期产能主要根据经验一点法求取,利用四川气田经验配产法进行配产,由于页岩气井产能的动态变化特征,需要及时调整配产系数。页岩气井动态产能主要通过回压试井进行评价,再通过采气指示曲线法确定合理的配产系数,同时通过分区间拟合产能随累计产量变化趋势关系,建立产能变化图板,用于指导页岩气井生产。

小合隆气田合6井区产能递减规律研究

小合隆气田位于松辽盆地南部东南隆起区德惠断陷,累积产气1.0631×108m3。本文通过对气井产量递减规律的研究,结合生产分析软件Topaze解释得到的单井控制储量,利用生产分析软件Topaze的递减分析功能对气井日生产数据进行分析,最终确定合6井区气井的递减类型以双曲线递减递减为主。

常规稠油油藏初期产能分布规律的灰色关联分析

以渤海BZ油田为例,研究了常规稠油油藏初期产能在概率和平面上的分布规律。将影响产能分布的地质油藏因素看成灰色系统,应用灰色理论中的关联分析原理,对产能影响因素影响作用的大小进行定量分析,认为产能分布与储量流动系数、流动系数、地层系数等复合参数关系密切。研究结果对海上常规稠油油藏钻后产能重评估具有一定的指导意义。

低渗透油藏天然能量开发产能变化规律数值模拟方法

综合考虑启动压力梯度、压力敏感性对低渗透油藏开发的影响,提出了低渗透油藏天然能量开发数值模拟方法,实现了产能变化规律的预测和影响因素分析。实例分析表明,启动压力梯度越小、介质变形系数越小,初始产量越高,产量递减越快。经现场实际数据验证,该方法可用于产能变化规律的分析和预测。

普光高含硫气田开发特征及提高采收率对策

普光气田是我国最大的碳酸盐岩高含硫气田,具有埋深大、储层非均质性强、边底水活跃、高含H2S及CO_(2)等特点。气田自2005年投入开发,目前逐渐步入稳产末期,面临进一步延长稳产期、提高采收率等挑战。为此,文中系统梳理普光气田不同开发阶段的关键开发指标变化规律,建立了普光礁滩相储层剩余气分布模式,提出了气藏提高采收率对策。研究结果表明:1)普光气田开发阶段分为建产阶段、稳产阶段和调整阶段,期间通过持续跟踪研究、及时优化,使得气田稳产期延长3 a,实现了长期高产稳产;2)普光气田水侵经历快速见水、限产波动、均衡见水及缓慢见水等4个阶段,硫沉积呈现从地面流程向井口、再向井筒深部扩展的趋势,受地层压降、水侵、硫沉积及措施等综合影响,气田产能较初期下降40.63%;3)普光气田剩余气类型分为2大类5小类,其中,井网未控制型分为断层遮挡和独立礁体型,井网控制型分为纯气区动用不充分、水侵区致密层遮挡和水封气型;4)提出了普光高含硫气田提高采收率对策,即通过不同类型剩余气针对性挖潜、井筒-储层硫沉积综合治理、全生命周期控水、整体与分区相结合增压开采等,进一步改善气田开发效果,提高采收率,延长稳产期。文中研究结果将为进一步实现气田长期高效开发提供技术支撑。

底水丘滩体储集层特征及开发对策

碳酸盐岩底水气藏储集层复杂多样,储集层中裂缝发育,导致气井出水,气藏开发效果差。以土库曼斯坦阿姆河盆地BTU碳酸盐岩气田为例,通过分析研究区地质特征,明确了裂缝发育特征,揭示了气井高产的有利因素。基于水体能量评估结果和储集层物性特征,细分丘滩体水侵储集层类型,评估不同类型气藏水侵风险。分析不同类型气井生产动态,总结气井出水动态特征和产量递减规律,结合国内外控水采气经验,从而提出不同水侵特征类型储集层高效开发对策。

齐9-欢50井区杜家台油藏综合地质研究

齐9-欢50井区位于欢北杜家台油藏中部,为了有效提高该井区储量动用程度,开展了齐9-欢50井区杜家台油层综合地质研究工作。从精细地层对比、层组划分、沉积特征,储层特征、油水分布规律、及产能规律方面进行综合研究,在综合研究的基础上提出新井井位,该项研究取得了较好的效果。

页岩气单井成本效益浅析

目前我国的页岩气开发投资风险较高,成本是制约页岩气产业发展的关键因素。本文分析了单口页岩气井的主要成本组成、产能递减规律及投产后的外输增效模式,为页岩气单井成本效益评估提供了参考方法。

侵入岩对煤层气区块产能影响的仿真研究

针对阜新刘家煤层区块受侵入岩影响严重的实际情况,分析了侵入岩对储层物性特征的影响,利用煤层气产出的双重介质气、水两相流固耦合数学模型对刘家区块进行了侵入岩分区影响的煤层气产出规律仿真分析,并模拟了井网布置对煤层气产能的影响.仿真结果表明:考虑侵入岩影响的气、水生产曲线与实际生产曲线较为一致;侵入岩附近的井4最大产气速率为4 697m3/d,远离侵入岩的井2最大产气速率为2 002 m3/d,侵入岩附近的井产量较高;在侵入岩附近布置三角形井网、适当扩大井网间距后,区块的总产气速率由33 842 m3/d增加至40 742 m3/d,在侵入岩附近布置井网有利于提高区块产能.

低渗透油藏产能递减影响因素分析

统计了青海某油田多个低渗透油藏生产动态资料并进行分析,根据油藏特征,探讨了启动压力梯度、开发方式、孔隙度、渗透率、井网密度、地层压力以及初始含水饱和度等产量递减的主要影响因素,分析各因素对低渗透油藏的影响特征及影响程度,最终为该油田延缓产量递减措施的制定提供可靠依据。