基于采灌均衡模拟的砂岩热储合理采灌井距计算方法

为实现地热能可持续开发利用的目标,需要明确不同采灌条件下合理的采灌井间距。为此,以鲁北馆陶组热储为研究对象,建立了层状热储开发的概念模型及数学模型,采用COMSOL Multiphysics多场耦合模拟软件建立了地热对井采灌井距计算器。通过参数拟合及模拟结果对比,验证了模型的准确性;进而以软件APP编译功能为基础,以普通用户使用为导向,简化相关参数输入,建立了地热采灌井距计算APP。为适应实际生产需求,计算了不同采灌量条件下对应的合理采灌井距。计算结果表明:鲁北地区馆陶组热储采灌量分别为40,60,80,100 m^(3)/h时,不发生热突破的合理采灌井距分别为290,330,360,390 m。研究表明:(1)在鲁北层状传导型砂岩热储地区,对概念模型进行简化处理后,数值模拟计算结果可靠,可以在该地区建立合理采灌井距计算APP;(2)水热数值模拟是合理采灌井距计算的有力手段,能够确定开采量、回灌量、回灌温度、采灌井距等地热开发利用工程的关键参数,有利于实现地热资源可持续开发利用。

低渗透油藏压裂水平井产能计算新方法

应用复位势理论和势的叠加原理,推导出考虑裂缝与水平段同时生产的油层中渗流模型;应用流体力学理论、质量守恒定理和动量定理,推导出考虑水平井筒沿程油层流体流入和裂缝流体流入的井筒内压降计算模型。在此基础上建立了油层中渗流和井筒内管流耦合的产能模型,并给出其求解方法。实例计算结果与实验结果对比表明,进行压裂水平井生产动态分析时,不能忽略水平井筒沿程油层流体流入的影响;水平井筒内的压力降对产量有一定的影响,水平井筒长度存在最优范围;各条裂缝产量不相等,裂缝条数存在最优范围。

天然气水合物藏开采物性变化的流固耦合研究

将水合物分解效应融合到渗流场与岩土变形场的耦合作用中,建立了天然气水合物藏气、水两相非等温流固耦合数学模型,并开发了有限元程序。对墨西哥湾某水合物藏进行了实例研究,分析了储层应力状态、物性参数分布及动态变化规律。结果表明,水合物分解效应、流固耦合作用以及井眼效应是影响储层应力状态和物性参数的3个主要因素,其作用机理不同,影响程度和范围各异。其中,水合物分解效应是主要控制因素,会导致分解区储层有效孔隙度和渗透率显著升高,弹性模量和内聚力等力学性能大幅度降低;流固耦合作用对分解效应引起的物性及力学参数的变化趋势具有明显的抑制作用,同样不可忽视。

裂缝性油藏水平井产能计算方法

根据裂缝性油藏水平井渗流特征,将渗流区域等效为近井区域和远井区域.远井区域视为连续均匀介质.在近井区域,基于势叠加、镜像反映原理和微元线汇思想,建立考虑天然裂缝和水平井生产段共同渗流的耦合模型.组合两个流动区域得到裂缝性油藏水平井产能评价模型,并进行求解.实例计算结果表明,由于考虑了裂缝之间的干扰,用建立的模型计算的水平井产能小于用理论公式计算的水平井的产能,与实际产能比较接近;随着裂缝密度增加,产量逐渐增加,但增加的幅度降低.

低渗透气藏多级压裂水平井稳态产能模型

致密砂岩气藏储层物性差,需要采用水平井配合多级水力压裂技术进行开发,为此,对低渗透气藏多级压裂水平井稳态产能模型进行了研究。首先,由渗流力学基本原理,建立单条裂缝水平井等效井径模型;然后,运用叠加原理,建立了耦合水平井段管流动态的多级压裂水平井稳态产能模型,在Visual Studio 2008C#编程环境下,对模型进行了求解,获得了多级压裂水平井产量及压力分布。在此基础上,对多级压裂水平井稳态产能的相关影响因素进行了分析,认为缝长是影响低渗透气藏产能的主要因素,而裂缝导流能力对其影响不大。通过矿场实例,计算得到西部某气藏压裂水平井单井产能为11.357×104m3/d,与实测产能误差为15.7%,验证了计算结果的准确性。该井在压裂施工中应尽可能提高缝长,以获得更好的增产效果。

基于流-固-热耦合的深部煤层气抽采数值模拟

为了提高深部煤储层产气规律预测准确性、减小气井设计误差,分析了深部煤储层特征参数随埋深的变化规律,针对目前煤层气研究忽略了温度、地下水等因素问题,基于已建立的深部煤层气抽采流-固-热耦合模型,进行深部煤层气抽采数值模拟,分析不同地应力、初始渗透率、储层压力和温度等深部特征参数以及不同埋深条件下煤层气抽采的储层参数和产气演化规律。结果表明:渗透率变化为地应力增加、温度降低和煤层气解吸引起的煤基质收缩效应与储层压力降低引起的煤基质膨胀效应的综合竞争结果;随着煤层气和水被采出,储层温度降低和煤层气解吸占主导,储层渗透率升高;地应力对深部储层渗透率比例的变化起着主要作用,初始渗透率对产气速率起着控制作用;当煤层埋深小于临界埋深时,产气量随埋深逐渐增加,达到临界埋深后,产气量随埋深逐渐降低;低渗透率是制约埋深超千米的气井高产的关键。

油藏耦合水平井调流控水筛管优选模型

根据质量守恒定律和动量定理,建立了与油藏耦合的水平井调流控水筛管优选模型。研究发现,相对于单纯的实施盲管段或调整嘴子大小的方式,实施管外封隔或在实施管外封隔的同时配合使用实施盲管段(或调整嘴子大小)的方式对产液剖面的调整幅度较大。由于高渗透带是主要的水淹带,同时又是主要的产液带,因此,过分限制高渗透带的产液量未必能取得较好的开发效果,因为在限制高渗透带产液量的同时也损失了产油量。在非均质油藏中,随着变异系数的增加,累积产油量减少;变异系数较大时,累积产油量减少的趋势更加明显;实施最优的调流措施时,累积产油量增加;当变异系数约为0.6时,调流的效果最好(增油量最大),变异系数太小或太大调流效果均不明显。

疏松砂岩油藏动态出砂定量预测技术

针对疏松砂岩油藏胶结疏松、出砂严重的难题,应用连续介质力学理论,在考虑流体渗流、储层变形或破坏、液化砂粒运移等因素的基础上,建立了基于流固耦合形式的动态出砂定量预测模型,应用顺序Galerkin有限元数值解方案对出砂速率、出砂量等进行了数值计算和模型验证。计算结果表明,动态出砂定量预测技术较好地模拟了地层出砂的复杂变化过程,初步解决了砂拱形成和破坏的模拟难题,对于疏松砂岩油藏合理生产压差等开发参数的确定具有重要指导作用。

非均质各向异性油藏水平井流入动态

为分析渗透率非均质性对水平井流入动态的影响,根据质量和动量守恒定律,建立全耦合的非均质各向异性盒式油藏渗流与水平井筒变质量流的耦合模型;通过坐标变换建立各向异性油藏水平井非均质表皮计算模型,将非均质渗透率场转化为等效均质渗透率场和沿井筒变化的非均质表皮;应用源函数法和势的叠加原理得到油藏渗流模型的解,给出基于模型离散的顺序迭代解耦方法.结果表明:渗透率非均质性对水平井流量剖面和采油指数影响较大.水平井流量分布规律与近井渗透率变化规律基本相同;高渗区流量大,低渗区流量小;在等效渗透率相同的情况下,随着近井非均质性的增强,水平井平均采油指数逐渐降低,平均流量分布不均衡因数逐渐增大.该研究为非均质各向异性油藏水平井产能预测和完井参数优化提供了依据.

依据油藏与井筒耦合关系建立水平井分段采油优化模型

对于水平井的分段采油,考虑到裸眼完井方式下水平井井筒内管流与油藏渗流的耦合关系,建立了封闭油藏、定压油藏的两个新耦合模型。针对这两个新耦合模型,建立了以水平段每段长度和中心点位置为研究对象的新水平井分段采油优化模型。在保持井产量最高的前提下,分段利用遗传算法最终给出了一套具有实际应用价值的水平井最优分段方案。对于油藏厚度、开采时间等重要参数发生变化时产量的变化规律进行了讨论,给出了几种情况下的典型曲线,可用于水平井分段采油设计。

水平气井酸化后产能研究新方法

水平井酸化工艺已在气田开发过程中广泛应用,但由于水平井渗流模式以及井筒附近污染方式的特殊性,酸化后地层渗流将变得更加复杂,因而酸化后的产能研究显得至关重要。以水平井周围污染带以及酸化带的非均匀分布为基础,将水平井酸化后井筒附近复合区域划分为若干个均质区域,利用相似流动替换法得到一个水平井酸化后表皮因子计算的新方法,同时考虑井筒压降,建立了水平井酸化后地层渗流与井筒管流的耦合模型。实例分析表明,酸化后水平井产量大大提高,且随着气层厚度、酸化带渗透率以及酸液作用距离的增大,增产倍比逐渐增大,而随着污染带渗透率以及泥浆浸入半径的增大,增产倍比则逐渐减小。

考虑流固耦合效应的储层砂岩力学响应分析

用柱坐标系下的三维颗粒流数值方法研究储层砂岩的力学响应。通过实际颗粒级配的数值模拟与室内三轴试验对比,确定砂岩颗粒的细观力学参数,建立基于流固耦合效应的射孔试验模型。结果表明:砂岩的宏观应力反映了油藏流速对砂岩应力的增幅,但均未超过储层砂岩的峰值强度,最大塑性区约为12.9 mm,显示局部化的砂岩破坏过程;胶结应力的变化表明流速大于3 m/s时,增幅明显的剪应力加速了砂岩的剪切破坏,且颗粒平动和转动加剧,说明砂岩的胶结破坏严重,离散颗粒数呈量级增大,塑性区扩大明显。考虑流固耦合效应的三维数值方法能有效反映油井出砂的力学特性,当油藏流动对砂岩起控制作用时,出砂几率显著提高。

一种新的底水油藏鱼骨分支水平井耦合模型

针对底水油藏鱼骨分支水平井的产能预测和井筒压力分布问题,开展了分支水平井井筒与油藏渗流的耦合模型研究。研究利用底水油藏下边界恒压供给的特点,采用微元思想,用储层细分的方法代替井筒细分的处理方法,建立了底水油藏鱼骨分支水平井储层渗流与井筒流动的耦合模型。对储层微元细分处理属于一类新的微元处理方法和研究手段,由此获得的简化耦合模型求解产能和压降剖面时可大幅减小计算量,节约计算成本。简化模型的计算结果符合精确模型的基本规律和认识,同时给出了简化模型向精确模型修正的比例,按此比例修正后的简化模型进行产能的快速估算是一种实际可行的简便方法,为底水油藏鱼骨分支水平产能预测,为进一步计算延缓底水上升的临界产量、临界压差等参数提供了研究基础。

断块油藏水平井产能研究及断层封堵影响分析

断层封堵增加了断块油藏水平井产能评价的难度。基于镜像反映原理与微元线汇理论,建立了考虑断层封堵影响的水平井井筒与油藏耦合条件下稳态产能评价半解析模型,并定量分析了断层对水平井近井地带流线的封堵作用及其对水平井产能的影响。现场实例应用表明:耦合模型产能计算结果与实际产能相对误差均在工程要求范围之内(<±15%),是断块油藏水平井产能评价的一种有效手段。水平井产能随其与断层距离的增大呈对数式上升,断块油藏水平井与断层的合理间距应为150 m。

致密油藏压裂水平井Blasingame曲线分析

致密油藏渗透率较低,需要应用水平井大规模压裂的方法才能进行有效开发,压裂后形成的基质与裂缝为2种渗流规律差异性较大的介质,需要新的产量分析模型才能适应致密油藏压裂水平井开发动态分析的需求。在对致密油藏基质与裂缝2种介质不同渗流规律研究的基础上,建立水平井多段压裂双重介质耦合产量模型,并应用有限体积法在非结构混合网格的基础上进行模型求解,同时,制作典型致密油藏压裂水平井Blasingame曲线,并对该曲线特征进行分析,将压裂水平井开发生产阶段划分成裂缝线性流、过渡流和边界控制流3个阶段;基质启动压力梯度、裂缝条数、裂缝间距和裂缝长度对Blasingame曲线有着重要的影响,该曲线在后期的边界控制流阶段随着启动压力梯度的增加而线性地平行下移,在中、前期随着裂缝条数的增加而向上分散,在中期过渡流阶段随着裂缝间距与裂缝长度的增加而向上突出,但裂缝间距对曲线的影响更显著。

钻遇大型溶洞的油井参数及储层参数动态评价方法

缝洞型碳酸盐岩油藏储集体类型多样,大型溶洞、溶孔及多尺度裂缝发育,储集体形态不规则、尺度差异大、连通性差,储层非均质性极强。大型溶洞是主要的储集空间,裂缝主要为渗流通道,油水分布复杂。目前基于地震资料解释的缝洞型储集体静态雕刻方法对油井地质储量评价的误差较大,且该静态方法无法评价其他油井参数和储层参数。利用油井实际生产数据,基于产量不稳定分析方法,提出了一种运用动态数据评价油井动态储量及其他储层参数和油井参数的新方法,即:将大尺度溶洞储集体模型视为大型溶洞与周围小尺度孔洞缝组成的多重介质复合模型,大型溶洞内的流体流动等效为自由流,周围复杂小尺度孔洞缝内流体流动等效为达西渗流,进而建立渗流-自由流耦合数学模型;通过求解获得缝洞体中油井的产量不稳定分析曲线,并进行各参数的敏感性分析。同时,经过规整化处理,构建归一化的Blasingame典型曲线图版,并通过图版的拟合最终建立储集体油井参数和储层参数的评价方法和流程。通过塔里木油田现场实际应用,验证了方法的可靠性和实用性,获得的储集体各项参数可评价油井生产动态及指导油藏下一步的合理开发部署。

基于产量递减与LSTM耦合的常压页岩气井产量预测

针对常压页岩气井产气递减规律不明确、预测困难等问题,将产量递减模型与机器学习方法相结合,建立了一种新的页岩气井产量递减模型与LSTM(长短时间记忆神经网络)模型耦合预测方法。首先,依据页岩气井产水特点将南川常压页岩气井分为2类,类型1气井早期气水同产,后期产水明显减少,类型2气井长时间气水同产;其次,基于双对数诊断曲线和特征曲线明确气井的流动阶段,并采用7种常用的气井产量递减模型对不同类型页岩气井进行产量分析;最后,将递减模型的误差作为LSTM模型的输入,叠加得到耦合方法下产量预测。结果表明:拟稳态流动阶段的类型1的X1气井,优选递减模型为改进双曲递减模型和AKB递减模型,线性流动阶段的类型2的X2气井,优选SEPD(扩展指数递减)模型和Duong递减模型;对于递减模型误差较大时,耦合LSTM模型后,页岩气井产量预测精度明显提高,而递减模型误差较小时效果不显著。

离散裂缝网络建模技术在大庆油区泥岩裂缝性油气藏的应用浅析

泥岩裂缝性油气藏是一种特殊的非常规油气藏,其油气储集空间主要以裂缝为主。较多的储量使该类油气藏具有很高的工业开采价值,但由于地质情况复杂,其开发效果并不理想。为了在压裂施工前,还原地质构造并准确分析泥岩裂缝性油气藏的产能情况,充分考虑了岩心特性、井下微地震以及生产动态等资料。根据大庆地区泥岩裂缝发育层段和产状特征,结合地震等构造研究结果,以裂缝强度属性作为模型约束条件构建裂缝网络模型,并在网络模型的基础上建立人工裂缝与天然裂缝的耦合模型,从而进行压前压后产能效果分析。研究结果表明,该裂缝模型能较好地描述实际地层中天然裂缝的数量、走向等情况,并且能准确地预估压前压后的油气产量。该研究可作为大庆A地区泥岩裂缝性油气藏压前压后产能评价方法,为该区块其它井的压裂施工提供依据。

油藏管网一体化在气田群联合开发中的应用

P-L气田群的长期稳定开发关系着中海油深圳分公司的天然气发展长远规划。基于整个生产系统的油藏管网一体化综合研究模式可靠的衔接油藏、井筒和地面集输等生产环节,贴近生产实际,其在开发生产中重要性日渐突出。结合P-L气田群现状,依托IAM软件平台,建立基于生产系统一体化模式的油藏管网一体化模型,模拟预测气田群的开发动态,进行联合开发研究,突破了气田群常规研究方法,协调气田开发延长气田群稳产期,最大化气田群的产能。

低渗透油藏水平井分段采油优化模型

针对低渗透油藏水平井的分段采油,考虑变盲筛比的分段完井方法,引入启动压力梯度,基于势的叠加、镜像反映原理和微元线汇思想,分别建立了低渗透封闭油藏和低渗透底水油藏的分段采油耦合模型。以水平井的产量作为目标函数,以生产水平井段的长度和中心点位置作为优化变量,分别建立了两种边界条件的低渗透油藏水平井分段采油优化模型。利用遗传算法,编制数值模拟软件,对水平井分段采油时分段方案进行了优化设计,分别给出了不同分段模式下的最优分段方案。