窄条带状背斜油藏边部注水开发产能影响因素

JY油田Y油藏为典型窄条带状背斜油藏,其储集层注入水极易沿河道中心方向突进,导致油井快速水淹,产量递减快;由于对水体大小、构造幅度、储集层物性等产能影响因素认识不清,此类油藏开发难度较大。针对上述问题,建立了窄条带状背斜油藏精细数值模型,通过对比论证提出了“边部注水+逐步转注”开发,并在此基础上开展了水体大小、构造幅度、储集层物性等参数对产能的影响研究。结果表明:“边部注水+逐步转注”开发不仅可以增大边水能量,使得井网双向受效,还可以有效延缓构造高部位油井的见水时间,大幅度降低油井含水率。另一方面,在考虑油藏构造特征的前提下,量化了不同影响因素下的产能特征,明确了水体大小、构造幅度、垂向渗透率与水平渗透率之比等参数的合理界限,论证了不同储集层物性下油藏面积的适应性。可为同类型油藏改善注水开发效果提供借鉴。

复兴陆相页岩油生产特征及产能影响因素

针对复兴地区凉高山组陆相页岩油藏含有中总有机碳(TOC)、高脆性矿物含量、低孔、中含油等地质特点,通过系统分析南北向斜地质条件的差异,结合7口先导试验井的试采数据基础,总结了该区页岩油井的生产特征,采用弹性产率、物质平衡、产量递减、数值模拟多方法综合预测了可采储量,评价了效益开发可行性。通过层次分析法,明确了南北向斜产能差异的主控因素,进而为该区下一步制定开发技术政策,整体效益开发提供了指导依据。研究结果表明:北向斜各项地质参数总体优于南向斜,7口试采井弹性产率随累产增加而增加,随产量递减整体缓慢,气油比及含水率总体稳定,北向斜相较于南向斜试采井具有投产压力高、压力保持水平高、含水率低的特点,北向斜试采井目前已达到效益开发条件,南北向斜产能的主控因素为小层穿行、脆性矿物含量及地层压力系数。

动态因素权重分析法在产能影响因素分析中的应用

该文将灰色系统理论中的灰色因素分析技术引入油气开采过程中储层参数对产能的影响因素分析 ,并提出不同开采阶段采用不同生成处理方式的动态分析方法 ,可实现产能影响因素影响作用大小的定量跟踪分析。该方法克服了常规分析方法中样本量及样本分布规律的约束 ,分析结果具有较高的可信度 ,可推广应用于油藏储油能力评价、储层参数评价以及产能跟踪调整等。

致密油藏多段压裂水平井初始产能影响因素分析

致密油藏中基质渗透率非常低,通过体积压裂产生的人工压裂缝,可以有效改变水平井筒附近的地应力分布,同时通过水力压裂缝为桥梁,来增强天然裂缝与水力裂缝、以及水平井筒之间的联系,从而改善致密油藏内的流体渗流。通过将致密油藏划分为三个渗流区域,并假设线性流为三个流动区域中主要流动特征,对体积压裂水平井的初始产能进行了分析。研究表明,适当增加水力压裂缝的条数、增加压裂缝的半长,有利于激活双重介质的致密油藏中天然微裂缝,从而增加产能。

大牛地气田多簇压裂产能影响因素分析及裂缝参数优化

大牛地气田盒1层属于低孔低渗致密气藏,主要采用裸眼封隔器分段压裂工艺进行压裂投产,取得了较好的改造效果。为了充分动用低品位气藏储量,该气田进行了水平井分段多簇压裂工艺试验探索。通过建立水平井分段多簇压裂产能模型,利用Eclipse数值模拟软件分析了影响水平井产能的地质因素及裂缝因素,同时利用正交试验设计方法对产能影响因素进行权重分析,明确了主要影响因素,进而对压裂裂缝设计参数进行了优化。现场应用效果显示分段多簇压裂工艺能够显著提高单井产量。

基于灰色关联理论的体积压裂井产能影响因素分析

体积压裂作为重复压裂一种新的压裂理念，以”大排量、大液量、大砂量、低砂比”的压裂模式已在安塞油田进行了试验性开展，取得了较好的措施效果、然而针对产能增加与各种因素的关联性尚无完善的分析．地质选井选层存在一定的盲目性，且工程设计无明确的原则。因此，从压裂井产能主控因素着手．通过灰色关联理论对与压裂井产能相关联的油藏及人为因素进行关联度分析，并进行排序、结果表明，对于重复压裂而言，在一定的油层有效厚度及地层能量保证的情况下，施工规模成为影响产能增加的主要因素；仅对体积压裂分析，良好的物性参数与地层能量是油井增产的前提，注入液量较加砂量与排量成为优先考虑的施工参数本文对于具有相似物性及改造参数的重复压裂实践有一定的借鉴意义。

利用灰色关联度法分析南梁西区长4+5储层产能影响因素

鄂尔多斯盆地南梁西区上三叠统延长组长4+5油藏是典型的"三低"(低渗、低压、低产)油藏。钻探结果表明,研究区长4+5油层在平面上呈团块状、局部呈零星分布,油水关系复杂,产量变化较大。运用灰色关联分析法,定量分析了影响长4+5油层产能因素的关联度,从而判断其主要影响因素。分析结果显示,影响产能的因素由大到小依次是:孔隙度(Ф)、含油饱和度(So)、电阻、油层中部静压、渗透率(k)、裂缝半长(xf)、地层系数(Kh)、表皮系数(S)。

低渗高含水砂砾岩油藏产能影响因素研究

评估油藏产能并分析其影响因素是制定油藏开发方案时必不可少的一个环节,低渗透低产能高含水砂砾岩油藏开发也不例外。以乌尔禾油田W井区油藏为例,在井区分区的基础上对油藏产能进行了分析,从储层特征参数、启动压力梯度、油水分布及射孔参数等方面对油藏产能影响因素进行了分析研究,其中,在启动压力梯度影响作用的基础上分析了定井距条件下注采压差对产能的影响。经研究发现,针对油藏低渗透特征,启动压力梯度对油藏的储层动用程度有明显影响,进而对油藏产能产生很大影响;而针对油藏高含水特点,射孔层位的选取对油藏产能也存在十分明显的影响。

枣园区块煤层气井产能影响因素分析

枣园区块储层条件优越,是沁水盆地煤层气主力区块。但单井产能变化大,低产低效井较多。研究了地质因素及工程因素对产能的影响,并利用数值模拟进行验证分析,提出了相应的开发措施。研究表明,排采强度的改变及排采不连续,容易造成煤层应力敏感,影响产气效果。压裂对产气影响较大,容易造成越流补给降低气井产能。地质构造影响煤层气井排采效果,储层低部位高产水、低产气井较多。因此,排采过程中应保证排采的连续性并控制排采强度,排水降压阶段动液面变化幅度不应超过20 m/d。部分低产井可进行二次压裂,压裂过程中应控制压裂缝高度避免裂缝沟通含水层,造成越流补给影响产气效果。对于倾角较陡煤层,避免采用直井压裂方式开发,应布置水平井或U型井。

致密油水平井多级压裂后产能影响因素分析

水平井多级压裂是低渗透致密储层提高产能和解决储量动用难等问题的重要技术措施,广泛应用于油气田勘探开发等领域。如何优化设置水平井多段裂缝,将决定压裂工具和工艺的选择,最终影响到压裂效果。以矩形边界油藏内压裂水平井为对象,在不同压裂裂缝形态的基础上,建立描述油藏与裂缝关系的物理模型和数学模型,并对其进行差分求解、编程。应用该模型对X井压后产能进行预测,预测产能与本井实际产能相吻合,证实建立的数值模拟模型可行。应用数模方法对影响水平井压后产能的地质和工程因素进行分析,研究储层渗透率、压裂段数、井底流压、裂缝半长和簇间距等因素对压后产能的影响,优化了水平井压裂的裂缝形态参数,从而更好地指导水平井压裂设计的编制,提高压裂水平井的施工效果和成功率。

页岩气多段压裂水平井产能影响因素研究

页岩气藏流动机理复杂,影响气井产能的因素较多,搞清影响页岩气井产能的主要因素,是科学高效开发这类气田的关键。本文针对涪陵海相龙马溪组页岩气藏的地质条件,采用气藏数值模拟方法,系统地研究了多段压裂水平井产能影响因素,明确了各因素对产能的影响规律,确定了页岩气有效开发的一些重要界限。采用多元回归的方法对各个影响因素进行了排序,明确了各个影响因素的主次关系。研究表明,页岩气井初始产量大小主要裂缝渗透率影响,其次为人工压裂裂缝条数和导流能力,参数越好,初始产量越大;页岩气井的递减和采出程度主要影响因素为储层含气量,其次为体积压裂改造裂缝间距、主裂缝条数和半长、基质渗透率,参数越好,递减越慢,采出程度越高;基质渗透率越低,体积压裂改造效果越明显;基质渗透率10-4md是开发布井的甜点,对体积压裂缝间距要求较低;当基质渗透率低于10-5md时,体积压裂缝间距需达到10 m才能达到有效动用;当基质渗透率小于10-6m D时,基质渗透率是产能主控因素,当基质渗透率大于10-6m D时,裂缝渗透率是产能主控因素;对于涪陵龙马溪页岩气藏,1000 m长水平井,主裂缝条数25~30条时相对较优,25 m D.m左右为最佳导流能力;生产5年以上,吸附气的贡献才逐渐体现出来,30年末吸附气占总累产气的11%。

焦石坝页岩气储层产能影响因素分析

为研究影响页岩气藏产能的主控因素,基于焦石坝地区地质背景建立了页岩气藏双重介质地质模型,并利用数模软件CMG对影响区块产能的吸附特征参数、储集特征参数和压裂特征参数进行了分析。研究表明,随着吸附气含量的增加以及兰氏压力、兰氏体积的增大,页岩气井的产能相应降低。储集参数敏感性分析表明,在该页岩气区块内,累计产气量受渗透率的影响最为显著,其次为游离气丰度、吸附气丰度和孔隙度,受岩石密度的影响最弱。压裂施工时应尽可能地沟通天然裂缝。同时,增加垂直水平井筒的主裂缝数量有助于提高气井初期产量,平行于井筒的次裂缝构成的网络裂缝能有效地弥补页岩储层渗透率的不足。

七里村油田油井产能影响因素分析

七里村油田属于典型的低孔、低渗、低含油饱和度的岩性油藏,油层分布多,油井产能较低。为了分析油井产能低的原因,从地质因素和工程因素对产能影响因素进行了分析与总结。分析结果表明渗透率对单井产能影响较大,渗透率越大,产量增加越显著;压裂层位和单油层重复压裂对油井增产效果有明显的影响,压裂属性较好油层,产量越高,单油层重复压裂,产量增加不明显;油层展布及井间连通性对油井产能也有一定的影响,油层连续性越好,单井产量越高。

土壤源热泵系统长期性能影响因素回归分析

本文基于建立的垂直埋管换热器管群土壤源热泵系统模型,分别分析了土壤源热泵系统应用于办公、商场、住宅、宾馆这四种不同功能建筑时土壤热物性参数、回填料导热系数、埋管规模参数、埋管内流体流量、土壤初始温度及系统日运行时间等因素对系统整体长期(10年)运行性能的影响情况。并且用一元线性或非线性模型回归得到了系统运行10年的平均COP及土壤10年的温升与主要影响参数的关系式,使各参数的影响程度得到量化,以期对土壤源热泵系统的实际工程应用提供参考。

致密油压裂水平井产能影响因素研究——以辽河油田大民屯致密油水平井为例

致密油自然产能较低,一般采用体积压裂的改造方法,通过形成的天然裂缝与人工裂缝相互交错的复杂缝网系统,来提高初始产量和最终采收率。为了明确地质因素和压裂参数对致密油压裂水平井产能的影响,建立压裂水平井单井模型,采用数值模拟的方法研究致密油产能变化和不同影响因素对产能的影响规律;并定义影响因子,量化各参数在不同生产阶段对单井产能的影响情况。结果表明:致密油储层的渗流特征决定其生产可分为初期高产阶段、快速递减阶段和缓慢递减阶段;致密油压裂水平井产能影响第一关键因素为主裂缝导流能力,第二关键因素为段距和簇间距,第三关键因素为缝网半长。

煤层气多分支水平井产能影响因素及增产稳产对策——以鄂尔多斯盆地三交区块为例

鄂尔多斯盆地三交区块的煤层气开发以多分支水平井为主,由于对煤层气井产能的影响因素认识不清,部分煤层气井未获得高产、稳产。为此,在分析区块地质特征和生产特征的基础上,通过对比不同水平井的产气效果,找到了影响多分支水平井产能的主控因素,并针对性地提出了提高多分支水平井产能的对策。研究结果表明:(1)影响区块多分支水平井产能的主要因素是工程因素和排采因素,其中前者主要是由于钻井工艺的不成熟和完井工艺的不完善引起水平井主支井眼的垮塌,进而导致产气通道的突然堵塞,而后者则主要是排采控制的不合理引起煤储层产生压敏效应、速敏效应和贾敏效应,进而导致煤层渗透率缓慢降低;(2)通过优化并采用'前进式'单主支筛管钻完井技术、'四平行主支'筛管钻完井技术以及'鱼骨状'多分支水平井筛管完井技术等有针对性的措施,水平井的井眼稳定性、单井控制面积以及煤层气的产出效率显著提高;(3)将该区煤层气排采划分为无效解吸、低效解吸和高效解吸3个排采阶段,并制定了各阶段井底压力下降速率和产气增长速率的定量化控制指标,多分支水平井稳产期进一步延长,产气效果显著提升。

吴起地区长6油层组油井产能影响因素分析

超低渗透储层的产能影响因素众多，因而产能预测难度大。针对这一问题，以鄂尔多斯盆地吴起地区延长组长6超低渗透砂岩储层的数据为基础，运用灰色关联法分析了影响这类储层油井产能的主要因素。结果表明，沉积相带（有效厚度）、储层微观特征、测井渗透率、测井孔隙度、启动压力梯度等是决定吴起地区油井产量的关键因素。

超低渗透油藏M区块多段压裂水平井产能影响因素研究

根据超低渗透油藏M区块的地质条件和物性,应用非线性渗流模型,结合实际情况分析对比超低渗透油藏M区块不同含水率和不同种类井的流入动态曲线,并研究了不同裂缝和不同井距的流入动态曲线,确定了决定水平井产油能力的因素.研究结果表明:油水相对渗透率试验结果表明,M区块储层具有启动压力梯度,动水饱和度低,油水互相渗透共同区域较小.超低渗透油藏M区块含水率、井网类型、裂缝数量和井距对产油能力影响较大.其中,含水率为10%、中心压裂水平井采用矩形井网、裂缝数为5和井距80 m的条件下超低渗透油藏M区块产能最优.

低渗气藏压裂水平气井产能影响因素分析

结合低渗气藏水平井压裂后裂缝形态特征,应用节点分析理论和压降叠加原理,建立了气藏压裂水平井产能预测模型。运用产能模型分析了裂缝形态因素、裂缝间距、裂缝条数、导流能力以及储层渗透率等因素对产能的影响。结果表明:气藏压裂水平井产量随裂缝条数、裂缝长度、裂缝间距和裂缝导流能力的增加而增加,但这些参数达到一定值后,产量增加幅度减小;裂缝的非均匀分布会增加压裂水平气井整体的干扰作用,应尽量保持裂缝间距相等;由于"屏蔽"效应作用,应适当减小中间裂缝的长度,增加两侧裂缝的长度。

重复压裂井产能影响因素及产能预测——以富县大东沟地区为例

目前富县大东沟区采出程度很高,为保持稳产需要对部分低产低效井进行重复改造,恢复其裂缝导流能力,提高二次改造成功率,达到增产效果。对富县大东沟的单井产能影响因素进行分析,确定影响重复压裂井产能的关键因素,为后期选井提供理论依据。通过分析现有重复压裂井储层、施工参数、累产油和日产油的关系,用灰色关联法对产能影响因素进行排序,并建立产能预测模型,快速优选潜力井并对产能进行预测。