五里堠井田煤层气井单相水流阶段合理降幅的确定

为了确定煤层气井单相水流阶段的合理降幅,最大化地保证煤层气井的水压传播距离,以五里堠井田煤层气井为研究对象,对研究区地下水势进行计算,拟合得出地下水势与平均日产水量的关系;以研究区地下水势平均值为界限,将研究区地下水势分为高地下水势和低地下水势,分析了高地下水势区、低地下水势区煤层气井产水特征差异。基于地下水势、地层供液指数、单相水流阶段压裂液量返排率的关系,建立了单相水流阶段合理降幅数学模型,研究区排采数据验证了模型的准确性。在此基础上,根据研究区地下水势差异性,预测了相应的单相水流阶段合理降幅范围。研究结果表明:研究区地下水势与平均日产水量为正相关关系,不同水势区煤层气井产水特征差异明显,其中,高地下水势区煤层气井排采初期日产水量增长迅速,排采中后期日产水量衰减明显;低地下水势区煤层气井排采初期日产水量增长较慢,排采中后期日产水量无明显变化。单相水流阶段,随着地下水势的增加,地层供液指数、压裂液返排率也随之增大;不同地下水势区域,单相流阶段合理降幅范围不同。研究区东北部及中部,单相水流阶段合理降幅范围为0.018~0.024 MPa/d;研究区西北部、南部,单相水流阶段合理降幅范围为0.007~0.017 MPa/d。该研究成果为未投产区及相似地质条件下煤层气井单相水流阶段排采制度的制定提供了借鉴与指导。

渤海S油田聚合物驱合理产液指数降幅研究

为研究渤海S油田聚合物驱产液下降规律,进一步改善聚合物驱效果,运用油藏数值模拟技术,结合油藏动态分析,计算了不同条件下油井的合理产液指数降幅,并利用现场数据进行对比验证。结果表明:聚合物驱后油井产液指数下降具有普遍性,并受注聚合物时机、油井位置、周围是否有注水井的影响;注聚合物区块内,无水井干扰的油井合理产液指数降幅为30%~50%,有水井干扰时油井合理产液指数降幅为10%~30%,产液指数降幅位于合理降幅范围内的油井,聚合物驱效果较好。