考虑压力敏感及流体黏度的致密油藏动用半径

常用的低渗透致密油藏动用半径计算方法未考虑地层渗透率和流体黏度的变化,影响了结果的准确性。建立考虑启动压力梯度、渗透率及原油黏度随地层压力变化的致密油藏动用半径计算模型,并采用数值分析的迭代法对模型进行了求解,分析启动压力梯度、压力敏感系数、黏度变形系数、生产压差等关键参数对油井动用半径的影响。结果表明,启动压力梯度越大,流体的非线性流动越强,油井动用半径越小;随着生产压差的增大动用半径增大,同时,压力敏感系数对动用半径的影响也越来越大;黏度变形系数越大,导致渗流阻力增加,油井动用半径越小。研究成果应用于BZ油田开发方案制定,确定合理生产压差为8~10 MPa,合理注采井距约为200~250 m。该方法对于低渗透致密油藏开发方案制定具有一定指导意义。

存在启动压力梯度时储层动用半径的确定

稠油在多孔介质中渗流偏离达西定律,具有启动压力梯度,只有当驱动压力梯度超过启动压力梯度时稠油才开始流动。基于室内物理模拟实验结果,得到了启动压力梯度与流度的关系式;在此基础上,从多孔介质渗流理论出发,通过理论推导,得到了存在启动压力梯度时储层动用半径的数学模型。实例应用结果表明,本文提出方法简单实用,分析结果与油田实际情况基本一致。

启动压力影响下确定油藏有效动用半径

低渗透稠油储层具有启动压力梯度,油藏储量的有效动用受到更多条件的限制。基于低渗储层基本渗流特征,文中分析了油藏弹性能量开发中的不稳定渗流过程,并采用稳定逐次逼近法求解包含启动压力梯度项的渗流方程;考虑启动压力梯度影响,建立了在低渗透油藏衰竭开发过程中满足油井开井日产油量要求的有效动用半径的求解方法;结合油田实际情况,分析了低渗透储层中压力和压力梯度分布规律,以及油藏储量极限动用、有效动用半径的变化规律。研究表明,对于此类油藏,要综合考虑技术和经济条件确定油藏储量有效动用的界限,才能合理部署油藏开发井网。

低渗透普通稠油油藏水平井极限动用半径——以叙利亚Oudeh油田为例

叙利亚Oudeh油田低渗透普通稠油油藏开发中存在明显的启动压力梯度,影响储量动用。油藏采用天然能量水平井开发方式,开展启动压力梯度对水平井极限动用半径影响的研究很有必要。为了研究启动压力梯度对开发的影响,首先,通过室内实验确定油藏启动压力梯度,得到启动压力梯度与流度的关系。其次,基于水平井椭圆流动的拟三维方法,建立考虑启动压力梯度的水平井xy平面和yz平面的压力梯度计算模型;最后,采用稳态逐次逼近非稳态的方法,确定油藏水平井的极限动用半径;同时,建立水平井在拟三维中的极限动用半径图版。研究结果表明,除原油粘度高这一因素外,启动压力梯度是低渗透普通稠油油藏油井动用程度低的另一主要因素;水平井中的流体在xy平面上为线性流动,在yz平面上近似为径向流动,水平井在xy平面上的极限动用半径明显大于yz平面上的极限动用半径。在低渗透普通稠油油藏水平井开发中,需全面考虑水平井在xy平面和yz平面上极限动用半径与储层厚度之间的匹配关系,合理部署井网,以达到扩大油藏整体动用范围的目的。

低渗透油藏拟启动压力梯度

对大庆外围和长庆西峰油区低渗透油藏岩心进行了恒速压汞、核磁共振和渗流实验,从不同角度研究了低渗透储集层拟启动压力梯度形成原因及影响因素。由于储集层中固液作用形成的边界层的存在,且低渗透油藏喉道非常微细,因而低渗透油藏流体流动需要克服启动压力梯度。在低压力下,参与渗流的喉道少,岩心断面上的渗流截面小,随着驱动压力增加,参与渗流的喉道数量增加,岩心断面上的渗流截面增大。储集层的孔隙结构特征、可动流体饱和度对拟启动压力梯度有显著的影响,主流喉道半径及可动流体饱和度越大,拟启动压力梯度越小。拟启动压力梯度是储集层渗流非线性程度和渗流能力的表征参数,是孔隙结构、固液作用的综合体现。

基于启动压力的水平井动用半径预测方法研究及应用——以渤海x油田明下段油藏为例

底水稠油油藏水平井动用半径预测是底水油田二次加密开发过程中的关键问题。针对目前水平井平面动用半径预测难度大,且常用的底水油藏产能公式中的泄油半径等参数取值不明确的问题,借鉴Josh公式推导思路,理论推导了启动压力梯度对底水油藏平面渗流的影响。研究表明:水平井在储层平面方向上的压力分布呈“椭圆”形;当地层原油粘度大于142 MPa·s时,生产压差在2~8 MPa时,平面极限动用半径范围为60~250 m,且随着生产压差的增加,动用半径呈增大趋势,但生产压差大于6 MPa时,动用半径增加的幅度逐渐减。在此基础上,得到了更符合实际稠油底水油藏的水平井产能公式,同时结合本文平面极限动用半径认识及油藏数模中剩余油分布情况,指导了老井平面滚动侧钻的优选方案。该方法可为底水稠油油藏剩余油分布认识以及调整井优化部署提供一定的指导意义。

低渗透弹塑性油藏压力分布特征及极限半径研究

低渗透弹塑性油藏具有明显的启动压力梯度和压力敏感效应,在油井生产过程中,储层压力分布规律与常规油藏存在着明显的不同。基于低渗透储层基本渗流规律,建立包含启动压力和压敏影响的渗流方程,并采用稳定逐次替换法求解,得到了综合考虑启动压力梯度和压力敏感影响下,储层渗透率和启动压力梯度的分布变化规律;并在此基础上,分析低渗透弹塑性油藏压力分布特征,进而确定出此类油藏储量极限动用半径。研究结果表明,对于低渗透弹塑性油藏,要综合考虑启动压力梯度和压力敏感的双重影响,确定油藏储量的极限动用范围,以指导此类油藏开发井网的部署。

近井改造对低渗透稠油油藏有效动用半径的影响

低渗透稠油油藏具有原油粘度高和启动压力梯度的双重特性,油藏储量的有效动用受到很多因素的影响,而储层近井改造是提高产量和储量动用程度的有效措施.基于低渗储层基本渗流特征,分析了油藏弹性能量开发中的不稳定渗流过程,并采用稳定逐次逼近法求解包含启动压力梯度项的渗流方程;考虑启动压力梯度和改造措施对近井储层物性的影响,建立低渗透油藏衰竭开发过程中,满足油井开井日产油量要求的储量有效动用半径的求解方法.结合实际油田情况,分析了油井产量变化及其影响因素,研究了不同储层近井改造规模条件下,油藏储量极限动用、有效动用半径的变化规律.研究表明,对于低渗透稠油油藏,要综合考虑技术和经济条件的要求,确定储量有效动用的范围,才能合理部署油藏开发井网.

基于瓦斯流态的抽放半径确定方法

根据雷诺数把瓦斯从煤层中产出的流态划分为4类:扩散、低速非线性渗流、线性渗流和高速非线性渗流.在线性渗流区可采用达西定律计算抽放半径;在低速非线性渗流区可根据储层压力和启动压力梯度确定抽放半径.采用该方法对安阳红岭煤矿抽放半径进行了计算,计算结果与现场实测结果一致.

低渗透稠油油藏水平井极限动用范围

低渗透稠油储层具有明显的启动压力梯度,油藏储量动用受到更多条件的限制。基于低渗稠油油藏基本渗流特征,首先通过稳定逐次逼近法分析衰竭开发不稳定渗流过程,得到考虑启动压力梯度影响的直井渗流方程基本解;在此基础上,利用保角变换方法,建立考虑启动压力梯度影响下水平井在三维空间上的压力分布和驱替压力梯度分布计算模型;根据油藏开发的要求,提出考虑启动压力梯度影响时衰竭开发方式下水平井储量极限动用范围的确定方法,包括平面上的极限动用半径和垂向上的极限动用厚度。基于实际油田参数计算和分析表明,水平井在水平平面上的极限动用半径较大,而在垂向平面上的极限动用厚度较小;只有同时考虑水平井在水平平面和垂向平面上的极限动用范围,才能合理部署水平井开发井位,提高油藏储量动用程度。

低/特低渗透油藏非达西渗流有效动用计算方法

依据渗流力学基础理论,及考虑启动压力梯度存在的非达西运动方程,建立了低/特低渗透油藏流体非达西流动的数学模型。通过积分变换得出解析解,建立了单井未压裂情况下的合理动用半径的计算方法,并绘制了不同生产压差下的基质动用半径与启动压力梯度的双对数关系图版。结合压裂椭圆渗流理论,给出了不同面积井网压裂情况下动用系数的计算方法,用于定量表征不同井网条件下储层的动用程度,为低渗透储层的油藏评价和开发设计提供了理论依据。

低渗透油藏改造后水平井压力分布规律

水平井结合储层近井改造开发低渗、特低渗透油藏时,地层压力呈复杂分布规律,直接影响油藏储量的动用效果.基于低渗透油藏的基本渗流理论,考虑储层改造后储层物性大小和分布的变化,在得到直井稳态渗流压力分布计算公式的基础上,引入适当的保角变换函数,通过保角变换建立低渗透储层改造后水平井在三维空间上的压力分布计算模型.结合实际油藏参数,利用逐次稳态法,研究水平井在水平平面和垂直平面的压力传播,得到在不同储层改造条件下水平井在三维空间上的压力分布规律,确定相应条件下低渗透油藏水平井开发极限动用半径,有效指导此类油藏的开发.

稠油油藏蒸汽吞吐产能预测新模型

针对稠油非达西流动特征,引入稠油油藏有效动用理论,根据蒸汽吞吐开发时井筒周围流体的流动状态进行分区,采用等值渗流阻力法,考虑拟启动压力梯度,分别推导直井和水平井蒸汽吞吐开发方式下的产能预测公式。通过数值计算,分析生产压差、拟启动压力梯度、开发方式以及开发井型等因素对稠油油藏有效动用范围和产能的影响。分析结果认为:生产压差越大,油藏有效动用半径先增加,后趋于平缓,日产油量增加;拟启动压力梯度越大,有效动用半径逐渐变小,且递减幅度逐渐变缓,日产油量逐渐降低;拟启动压力梯度对天然能量和蒸汽吞吐开采的影响均不能忽略,且对蒸汽吞吐开采影响较大;直井和水平井产能均随拟启动压力梯度增加而减小,且水平井产能降低幅度较大。该研究为现场准确评估油井产能,选择合理开发方案提供了理论依据。

致密油藏直井体积压裂稳态产能评价模型

基于区域分形和拟压力法,建立一种可用于致密油藏直井体积压裂稳态产能评价的解析模型,模型考虑人工裂缝网络展布、压敏及启动压力梯度的影响;应用模型分析压敏系数、分形因数、启动压力梯度、改造半径及生产压差等影响产能的参数.结果表明:压敏系数对产能的影响较大,压敏系数越大,产能越低,当压敏系数大于0.1MPa-1时,放大生产压差增产效果不明显;分形因数越大,产能越高,生产压差越大,分形因数对提高产能的效果越显著;启动压力梯度越大,产能越低;改造半径越大,产能越高,改造半径对产能的影响受分形因数和生产压差的制约,分形因数及生产压差越大,改造半径对产能的影响越大.该结果为合理开发致密油藏及体积压裂优化设计提供参考.

低渗稠油油藏蒸汽吞吐合理开发井距的确定——以叙利亚O油田为例

以叙利亚O油田SH_B油藏为例,研究了低渗稠油油藏蒸汽吞吐开采时考虑变启动压力梯度影响的有效动用范围和合理开发井距。首先采用驱替实验测定不同渗透率、不同原油黏度条件下油相的启动压力梯度,确定启动压力梯度与流度呈幂函数关系;然后基于水平井焖井结束后,开井生产时的水平井沿程温度变化和建立的黏温关系,首次揭示了水平井沿程的变启动压力梯度分布特征。在此基础上,建立考虑变启动压力梯度的数值模型,通过数值模拟,研究低渗稠油油藏蒸汽吞吐开采时考虑变启动压力梯度的油藏有效动用范围,论证了油藏合理开发井距,为O油田SH_B油藏蒸汽吞吐开发方案编制提供了依据。

低渗透稠油油藏水平井蒸汽吞吐开井阶段温度分布

低渗透稠油油藏开采中具有明显的启动压力梯度,启动压力梯度受流度影响。在油藏注蒸汽开采过程中,压力传播将受到储层内温度分布的制约,因此,开井生产阶段储层内的加热范围和温度分布情况的研究是确定油藏蒸汽吞吐极限动用半径的基础。文中运用马克斯-兰根海姆油藏热力学模型,建立了水平井蒸汽吞吐注汽阶段加热半径计算模型、焖井结束后加热区平均温度计算模型、开井生产加热区平均温度计算模型;在此基础上,又建立了开井生产阶段温度分布计算模型,研究了低渗透稠油油藏水平井蒸汽吞吐开采阶段加热区内温度分布特征。分析表明:相比天然能量开采,注蒸汽开采将增大水平井的极限动用半径;在水平井蒸汽吞吐生产阶段,沿着水平井段的径向方向,渗流过程转变为变启动压力梯度的流动形式,其压力传播特征与定启动压力梯度的非达西渗流特征存在不同。

宝浪油田宝北Ⅰ+Ⅱ油组不同流动单元开发效果研究

宝浪油田宝北Ⅰ+Ⅱ油组目前已经进入快速递减阶段,受储层低孔低渗影响,注水受效差,地层能量不断降低,后期稳产增产形势严峻。文中立足于储层物性是开发内因的重要思路,在本区已划分为五类流动单元的基础上,通过数学统计方法得到流动带指数FZI和启动压力梯度的幂函数关系,然后以启动压力梯度为桥梁,分析比较了不同流动单元与开发紧密相关的储层动用半径、极限井距、单井产能、注水见效时间四个参量,进一步加深了对流动单元的理解,同时又对本区细分储层开发,最大限度发挥储层产油能力提供了定量依据。

致密砂岩储层微观渗流特征与储量评价研究

针对目前特低渗、超低渗透致密砂岩储层物性差、有效动用难度大等问题,综合使用恒速压汞、核磁共振、离心实验及油水驱替等实验技术对储层微观孔隙结构、可动流体百分数、非达西渗流特征等进行了系统研究。研究结果表明特低渗、超低渗致密砂岩储层微孔隙的喉道半径、可动流体百分数、启动压力梯度是判断该类储层渗流能力大小的关键指标。以这3个参数作为评价指标,利用模糊数学评判对目前江苏油田已发现未动用的特低渗、超低渗透储量进行综合评价。评价结果显示这部分储量有开发动用的潜力。