基于单井动态产量方法的低渗透气藏井网密度

针对合理井网密度确定方法的不足,应用渐进分析和积分变换,给出低渗透气藏考虑压敏效应的任意时刻、任意位置的流体压力解析解;应用压降叠加原理,给出低渗透气藏考虑压敏效应不规则井网多井同时开采的压力、产量求取方法;引入无量纲生产指数,揭示不同时刻的产量、累计产量与生产井井数的变化规律;结合经济评价净现值法,建立生产井井数与经济收益的关系函数,应用多元函数极值法,确立一种简单、可靠的求取经济合理井网密度的方法.实例分析和方法对比结果表明:随着生产井井数的变化,经济效益、累计产量存在最大值;同时,给出不同物性条件的合理井网密度优化图版,供其他类似气藏参考.该方法简单、可靠、方便,为油气藏开发方案的编制提供理论基础.

利用单井动态判识缝洞型碳酸盐岩油藏多缝洞体——以哈拉哈塘油田哈6井区为例

以塔里木盆地哈拉哈塘地区哈6井区为例,在研究区储集层分布特点和油水空间关系的研究基础上,分析生产井的开发特征,建立了单井上可以判识的3种基本的多缝洞体油水分布样式:隔油底(边)水连通式、隔水底(边)水连通式和复合裂缝连通式,并相应指出了其成因和生产特征。提出了多缝洞体单井判识的3种动态分析方法,即试采数据分析法、水驱特征曲线分析法和弹性产率分析法,并提出了不同多缝洞体适用的识别方法。结合缝洞体平面范围确定原则,识别出研究区3类多缝洞体。

水驱砂岩油藏高含水期单井动态分析及提液时机研究——以沈84-安12块为例

以辽河油田沈84-安12块为实例,研究了水驱砂岩油藏高含水期单井动态分析方法及提液时机的确定方法,通过对油井状态确认、单井潜力分析、注采关系研究以及三者之间联系,得出单井目前动态状况及最佳提液时机,为区块下步开发提供了指导。

单井动态分析法在海上稠油油藏的应用

海上稠油油田具有千万吨的储量规模,但随着开发不断加深,开发矛盾日益突出,如何不断改善开发效果,满足海上油田高速开发的需求是实现油田持续稳产的关键。文章通过"双四"单井动态分析法,提出细分层系、直平组合、热采为主的调整方案,对助推海上稠油油藏上产具有一定的借鉴意义。

底水驱天然气地下储气库单井运行动态的模拟分析

天然气地下储气库的运行，准确的确定库内各单井的运行动态非常重要。通过建立单井二维气水两相径向模型，采用全隐式牛顿迭代解法，数值模拟出在满足城市调峰需求时储库内单井的动态特征。模拟实例的计算结果表明：储库注采运行初期，压力变化较快后趋平稳，且采出同量气体Δp的下降比注入同量气体Δp升高变化大。该模型对改善储库的储存效果，提高采收率，具有很大的理论指导意义。

相渗曲线对凝析气井动态影响研究

采用新疆吉拉克气田真实油气流体、生产井段岩芯,测试了高温高压平衡油气相渗曲线、常规相渗曲线以及改进的考虑束缚气影响常规相渗曲线;建立了单井模型,分析了不同相渗曲线对凝析气井生产动态的影响。研究表明:采用不同油气相渗曲线(平衡相渗、改进相渗、未考虑束缚气影响的常规相渗)对单井动态进行预测,所得结果表明三种相渗预测的气采收率相近,油采收率依次下降,近井地带凝析油饱和度依次上升;对正确选择相渗曲线认识气田开发,指导气田的后期开发方案部署具有重要意义。

油田动态分析技术在低渗透油田注水开发中的应用

在低油价环境下,在不增加钻采成本的前提下制定出增油降水措施方案,达到降本增效的目的。结合现有的动静态资料,从单井动态、注采井组动态、油藏动态等几个方面分析研究,找出存在的突出问题并进行原因分析,针对问题提出措施建议,同时形成一套适合本油田的动态分析规范流程以指导采油厂动态分析工作。由于地层压力测试资料缺失,为分析油井快速见水原因,首次在研究中对低渗透油田各油井压裂投产时的地层破裂压力进行了系统分析,并结合注水吸水指示曲线测试,来精确控制注水压力。措施实施后,取得了较好的增油降水效果。

水平井产量分布反演

确定水平井在长度方向的产量分布是非常复杂的问题。电模拟实验也不易得出其分布规律。通常人们在计算水平井产量时，认为在水平井长度上的产量分布是均匀的。基于三维非稳态渗流模型，对水平井产量分布进行了研究，得到了计算水平井产量分布的计算公式，由水平井的试井资料，就能够唯一确定水平井井长上的产量分布规律，这对于水平井的开采具有理论和实际意义。

渤海不同黏度油藏水驱开发特征研究

伴随着开发的进行,渤海矿区不同油田地质油藏能力与地面工程处理能力的矛盾日益突显,亟待研究不同黏度油藏不同的开发动态规律特征。针对液量与油量随含水变化幅度、提液界限、含水变化规律、单位厚度可采储量、开发寿命、油藏采收率等问题,选取了渤海矿区地层原油黏度分别为439 mP·s,129 mP·s,34 mP·s,3 mP·s的4个典型油藏,为规避不同井投产次序对动态特征的影响,将所有单井拉齐到同一原点,按照一定含水阶段、投产时间、累产油量为间隔,完成不同油藏单井动态特征的提炼。研究表明,不同黏度油藏开发过程中呈现不同的动态特征,随着含水的上升,稀油单井产液量能达到初期产液量的1.5~3.5倍,稠油单井产液量则能达到初期产液量的4.5~6.5倍,平台液处理能力设计要为不同油藏预留不同的提液空间;伴随着原油黏度的升高,水驱油藏采收率变低,经济开发周期变短,稀油油藏平台设计寿命取25~30年,稠油油藏平台设计寿命可适当降低至10~15年。

渤海A稠油油藏提高储量动用程度方法研究与实践

从生产动态资料着手,以渗流力学和物质平衡方程为理论基础,发现累产油与水油比关系曲线可以确定单井动态储量,了解储层剩余油分布情况,为单井剩余油挖潜以及油田下一步的调整措施提供依据。研究表明,渤海A稠油油田井距较大,水驱储量动用程度较低,可以通过井网加密,提高储量动用程度。生产实践也表明,新增一口调整井累产油增加1.58×10~4m^3,综合含水比周边井低约20%,达到了改善油田开发效果的目的。

Vogel型IPR的解析推导

１９６２年，Ｖｏｇｅｌ基于数值模拟结果，提出了一种溶解气驱油藏井底流压与产量的经验关系（ＩＰＲ），其关系式为：ｑｏ／ｑｏｍａｘ＝１－０．２Ｐｗｆ／Ｐｒ－０．８（Ｐｗｆ／Ｐｒ）＾２该式对岩石及流体特征的适用范围较广，同时，由于其使用方便，且能够满足工程粗度要求，因而获得了广泛应用。本文以多相流系统的物理特征为基础，提出了Ｖｏｇｅｌ型ＩＰＲ的理论基础。

三相流的广义向井流动动态关系

本文给出了油、水相的广义三相向井流动动态关系（IPRS）。这些关系式可用于预测边界控制流动期间开采一均质封闭油藏油井的产量──压力特性。IPR曲线是根据对模拟结果的线性回归分析而得出的经验关系。它包括了油藏流体和岩石性质的较宽范围，并给出了研究流动效率变化的影响和预测未来动态的方法。

致密砂岩气藏井网加密与采收率评价

致密砂岩气藏储层物性特征差异性较大,其不确定性严重制约气藏的稳产和高效开发。为有效开发致密砂岩气藏未动用储量,提高气田产量和采收率,对储层条件较为复杂的致密砂岩气藏进行井网密度优化是必要的。通过分析渗透率、孔隙度、有效厚度、含水饱和度、阈压梯度、产能系数和储容系数这7项储层物性参数对单井动态控制面积的影响,运用模糊数学方法,推理出井间无干扰时储层物性参数与单井动态控制面积的关系;并将计算所得的单井动态控制面积模糊预测值与地质井控面积对比,判断出不同储层物性条件下井网加密后井间是否会产生干扰,得到了随井网密度变化的干扰概率曲线,进而结合井间干扰概率构建了采收率评价模型,并在苏里格气田苏6区块开展应用。结果表明:使用新评价方法计算的致密砂岩气藏单井平均累计产气量及采收率,都与实际区块生产动态结果相一致,证明该方法是合理可靠的。采收率评价新方法为致密砂岩气藏井网优化提供了新思路。