致密气藏多层砂体合采井产量递减分析方法

致密气藏主力产层多为多层叠置河道砂体,合采时普遍存在各产层贡献不明及砂体动用边界不清的问题。首先,考虑各层河道砂体形态特征和边界尺寸差异,根据等效渗流体积原则,建立了致密气藏多层河道砂体合采井生产模型。其次,基于现代产量递减分析理论,形成了致密气藏多层河道砂体的边界确定方法和合采井产量递减分析图版。最后,讨论不同河道砂体边界距离、砂体数量和砂体位置下的产量递减特征,明确了多层河道砂体对产量递减的影响。研究表明:致密气藏多层河道砂体合采井产量具有5个递减阶段,不稳定流中期阶段可诊断各层砂体边界距离是否相等;河道砂体范围越小,宽砂体数量越少,宽砂体占比越小,储集层稳产能力越差,不稳定流早期阶段和不稳定流中期阶段易出现产量递减速率增大现象。建立的产量递减分析方法可为产层动用程度评价和增产措施制定提供依据。

多层致密油气藏分层压裂井裂缝非均匀导流能力试井分析方法

压裂直井和多级压裂水平井是致密油气藏目前研究的主要井型,鲜有研究多层致密油气藏分层压裂井合采时非均匀导流能力裂缝参数解释问题。针对多层致密油气藏分层压裂工艺,摒弃致密储层传统压裂缝导流能力均匀的假设,考虑分层压裂缝扩展差异性引起的压裂缝导流能力不均匀现象,通过Laplace空间变换、Duhamel叠加原理和Stehfest数值反演方法,建立了具有非均匀导流能力压裂缝的多层致密油气藏分层压裂试井分析模型,研制了识别多层致密油气藏分层压裂井流动特征的试井分析图版,分析了井筒储集系数、裂缝表皮系数、压裂缝导流能力分布特征、储层物性等对油气渗流规律的影响。结果表明:多层致密油气藏分层压裂储层的油气渗流可分为5个阶段,早期流动阶段受井筒储集系数和裂缝表皮系数影响,中期流动阶段受压裂缝长度及导流能力控制;在相同生产压差下,增大各层压裂缝长度和导流能力有利于提高油气井产量;忽略压裂缝导流能力和压裂缝扩展的非均匀现象,将低估压裂缝区域压力损耗、高估压裂生产井早期产能。通过实例井试井解释,获取了各层裂缝参数。

火山岩对砂岩储层物性影响的定量表征及应用

针对火山岩对砂岩储层物性影响范围定量表征难的问题,利用渤海X油田动、静态资料,总结了3种典型火山岩与砂岩储层的接触关系。运用试井理论方法,建立了多层合采复合油藏模型,以“均质+复合储层”模型为例,分析了均质层边界半径、复合层内外区流度比、复合层内外区储容比、复合层内区半径对压力动态曲线的影响,并应用该模型对渤海X油田A1井进行试井解释。研究结果表明:压力动态曲线根据压力导数曲线形态可以分为5个阶段,分别为井筒储存阶段、早期过渡流阶段、复合层内区向外区过渡流阶段、复合层外区与均质层混合流动阶段、多层边界响应阶段;A1井试井拟合精度较高,进一步验证了模型的可靠性;距离火山岩大约300.0 m范围内砂岩储层物性变差,结合静态资料刻画的火山岩范围,指导了渤海X油田2口调整井井网部署,投产后比采油指数为A1井的4.0~6.0倍,效果显著。研究成果对火山岩发育区砂岩油田的试井解释、井网部署及高效开发具有一定的借鉴意义。

两层组气藏分采、合采效果和开采方式优选

对于含水层的多层组气藏的合理开发而言,分、合层开发效果和开采方式的优选一直是困扰气藏开发的疑难问题。为此,利用数值模拟和两相管流稳态模拟方法,以两层组气藏为代表,对不同产出流体和产能差异条件下的分、合层开采效果进行分类对比研究,并以此为基础,建立了两层组气藏分、合层开采方式优选原则。研究表明:对于两层组产纯气的情况,分、合采开采方式对气井相对长期的开采效果影响不大,为提高开发效益,适合合层开采;对于含水层的两层组气藏,产能相近的两层比产能存在差异时的两层合采效果好,适合合层开采,反之则宜分层开采。该研究结果对于深入认识和评价多层组气藏分、合层开采效果,以及指导多层组气藏开采方式优选、提高气藏开发效益具有非常重要的意义。

合采井层间干扰现象数学模拟研究

海上油田多为大段合采,层间干扰现象较为严重,为了正确评价这一现象,基于渗流力学理论,建立了考虑层数、厚度、渗透率、孔隙度、黏度、地层压力、供给半径和相渗数据等因素的层间干扰评价数学模型,模型考虑了层间非均质性、启动压力梯度、井筒连通、以及液量转移4个方面的层间干扰机理。利用数学模型,计算了实际井合采时的各层产能和全井产能、分采时的各层产能和全井产能以及层间干扰系数,对合采和分采条件下的产能进行分析。研究结果表明,渗透率级差、测试工作制度、所处含水阶段、静压及其他,对层间干扰的贡献比例分别为50%、25%、15%、10%。层间干扰主要受层间非均质性的控制,在进行层系组合时,若渗透率级差小于4,则可保证层间干扰系数小于0.6;若渗透率级差小于10,则可保证层间干扰系数小于0.6。

多层合采气井产能指示曲线异常的原因与校正方法

多层合采气井产能试井解释过程中,产能指示曲线容易出现异常情况,有可能导致气井的产能方程和无阻流量无法求取。为了弄清上述异常的产生原因,建立了考虑储层渗流和井筒变质量流耦合的全井段计算模型,用以计算多产层气藏的产气剖面和井筒压力分布;基于对不同产量条件下的气井产气剖面与井筒压力分布特征的分析,剖析了多层合采气井产能指示曲线出现异常的根本原因,提出了校正方法并进行了实例验证。研究结果表明:(1)造成多层合采气井产能指示曲线异常的原因一方面是多层段的井筒中为变质量管流,流压梯度随井深增加逐渐变小,采用压力计所处位置以上的流压梯度折算储层中部的流压高于实际值,另一方面是由于短时关井后多产层段的压力未达到平衡,使测得的静压高于长时间关井各层压力平衡后的静压;(2)多层合采气井产能试井解释的流压宜采用储层顶部以上200 m以内位置处压力计所测得的压力进行折算,并且需采用井筒压力平衡后的静压值;(3)算例和实例均验证了所建模型的可靠性、异常原因分析的合理性和校正方法的正确性。结论认为,该研究成果为多层合采气井的产能评价提供了技术支撑。

多层合采油藏启动压力及层间干扰

层间非均质油田多层合采时,由于渗透率差异及流体性质不同会产生层间矛盾,因此有必要研究提液的有效性.为了系统、定量地研究合采的组合方式,开展了渗透率级差及黏度级差对层间干扰程度的实验,测定了低渗层位的启动压力随影响因素的变化.基于实验结果,建立了非均质多油层油藏模型,推导了考虑层间干扰的产能公式.通过实例计算,证明该方法正确且可行.

基于格子Boltzmann法的碳酸盐岩气藏多层合采模拟

多层合采是纵向发育多个层系储层的常用开发手段,碳酸盐岩气藏孔-缝-洞发育复杂,导致其合采机理不明确、常规手段评价合采效果难度大。因此,采用新方法评价其多层合采机理及潜在干扰因素具有重要的理论与现实意义。文中基于多松弛格子玻尔兹曼方法(MRT-LBM),通过追踪合采过程的流线分布,量化评价了不同孔-缝-洞配置储层的合采效果。研究结果表明:裂缝-孔洞合采的层间非均质性最大,裂缝层对产量贡献很小,裂缝-缝洞合采与缝洞-孔洞合采的层间非均质性相对更小,两层基本可以实现均衡开发;增加生产压差,合采气层的产量比降低,一定程度有助于低渗产层的气体产出,且生产压差对非均质性强的合采组合敏感性更强;当合采层间的压力梯度差值为0.02 MPa/m时,低压层的稳定倒灌量可能达到高压层的1/8;如果层间非均质大且低渗层初始压力更低时,发生倒灌的可能性更大。研究成果可以为不同孔-缝-洞发育的碳酸盐岩气藏多层合采提供理论支撑。

多层系气藏有效储层极限厚度评价及应用

为了提高多层系气藏纵向上地质储量动用程度、明晰各层系单储系数、指导气田开发井位部署,以中国西部某致密气田为例,从经济效益的角度,基于建井投资、生产指标以及运营数据,采用动态法评价内部收益率为6%时对应的最低经济可采储量,并结合研究区开发井网、采收率等资料,开展多层系气藏有效储层厚度经济界限研究,评价不同层系效益开发的界限值。研究结果表明:①最低经济可采储量主要受建井投资、销售气价以及生产成本的影响,与投资、成本成正相关,与气价成负相关;②采用直井“多层合采”更能增加单井储量动用程度,在目前的经济技术条件下,直井开发的有效储层厚度界限值为7.4 m,水平井开的有效储层厚度界限值为3.7~5.1 m,其中储层盒8下单储系数最高,部署水平井更优,且有效储层厚度的界限值为5.4 m;③若销售气价补贴能提高0.1元/m^(3),预测直井、水平井开发的有效储层厚度下限可分别平均下降0.9 m、0.6 m。结论认为:各层系有效储层厚度极限研究能较好地指导气田产能建设。

多压力系统致密气藏合采特征及开发方式优化实验

针对多压力系统致密气藏多层合采时会产生层间干扰问题,建立了多层合采全直径物理实验模型,模拟研究了并行合采方式下的各气层生产特征,并根据干扰机理提出了递进合采方案。实验结果表明:并行合采时高压气层的气体会通过井筒流向低压气层,抑制低压气层产气能力甚至发生倒灌,导致合采总采收率较低;递进合采通过优化高低压气层开启时间,能有效减弱高压气层对低压气层产气能力的抑制,避免倒灌现象发生,提高低压气层采收率和合采总采收率;各气层压力差异越大,层间干扰越严重,并行合采总采收率越低,但递进合采提高采收率效果却越明显,在层间压力梯度为2、3、4 MPa下递进合采比并行合采总采收率分别提高了2.07%、2.46%、3.82%。研究成果为制定多压力系统致密气藏的合采方案提供了新思路与新方法。

一种新的水驱油藏多层合采井产量动态劈分方法

受非均质性影响,水驱油藏多层合采井各层产出不均,随着含水率上升,产量劈分难度加剧,常规劈分方法的劈分结果会出现局部数据跳跃、油井水驱特征与各层产出规律矛盾等现象。提出了一种新的水驱油藏多层合采井产量动态劈分方法,即以生产动态数据为基础,以分层测试数据为约束,对油井实际液量进行时间重整化,应用产油量递减规律求取重整化后的各层产油量,进而得到重整化累产油、累产水和累产液量;选取水驱曲线建立不同时刻水驱规律表达式,拟合得到重整化水驱曲线特征参数;基于水驱规律一致原理,得到任一时刻各层实际累产数据,进而求得实际产油量。以南海西部文昌区天然水驱油藏X1井为例进行了方法应用,计算结果与油井测试结果一致,且符合生产动态认识。本文方法可以降低常规理论计算中多种参数选取所带来的劈分误差,实际操作性较强。

多层合采试井模型适用性研究及矿场实例分析

目前多层合采系统渗流理论研究多局限于模型的构建和求解,对多层试井模型的适用范围并未给出明确的说明。引入有效井径模型和无因次井储时间修正了多层合采系统的数学模型,通过解析求解获得了多层油藏典型井底压力曲线图版,与单层模型不同,除了早期续流段曲线出现"驼峰"特征外,处于中晚期流动阶段的曲线也具有"驼峰"和"凹子"的特征。结合渤海油田压力测试资料对该特征进行了论证分析,界定了多层油藏试井模型的适用范围,即储层边界类型不同或层间渗透率级差大(测井渗透率级差大于5)。渤海油田矿场实例分析表明,本文提出的多层试井模型的适用范围合理可靠,可为油气井生产方案实施提供技术支持。

过套管电阻率(CHFR)测井技术在南中国海上油田应用效果评价

过套管地层电阻率(CHFR)测井能够测量套管完井后的储层电阻率,根据其与初期裸眼井测井电阻值的差别可以快速判断和认识多层合采井各层段水淹情况、油水界面和剩余油潜力分布,实现了在生产过程中对剩余油饱和度的多次定量监测。过套管地层电阻率测井资料结合油藏数值模拟可以实现动静态资料的交互验证,对南中国海惠州油田群开发中后期剩余油挖潜、提高油田采收率发挥了重要作用。

薄互层油藏定向井产量预测方法研究——以渤海L油田为例

针对海上多层薄互层砂岩油藏受储层品质及层间干扰影响,定向合采井产量预测难度大的问题,以渤海L油田为例,基于矿场资料,利用生产井产出剖面测井二次解释结果,分析不同类型储层的产能初值以及产出层比例情况,并建立多层合采井产量预测模型。研究发现,不同类型储层合采的情况下,Ⅱ类储层和Ⅲ类储层存在产量贡献,且产能以及产出层比例较低;在新井配产过程中,需充分考虑不同类型储层的产出能力,提高合采井产量预测精度。

鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏多层合采干扰指数模型及应用

多层合采是鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏目前开发的主要方式,致密气、水层层间是否存在干扰、如何表征是气藏能否有效开发需要关注的重要问题。通过设计裂缝沟通的层间合采物理模拟实验流程和方案,开展了不同层间组合模式的开发模拟实验。结果表明:致密气、水层多层合采过程中,无论是只射开气层,还是同时射开气、水层,都普遍存在层间气、水交互越流的现象,从而产生层间干扰,降低气藏采出程度。基于此提出致密砂岩气藏多层合采层间干扰指数概念,并运用多元线性回归方法拟合得到干扰指数模型。干扰指数决定于储层物性的好和差,含水饱和度越高、水层与气层渗透率比值越大(大于临界值1),层间干扰出现得越早,干扰指数越大。最后基于干扰指数模型,建立致密气藏气井产能评价新方法,气井实例计算结果表明,干扰指数曲线可以有效描述气井的层间干扰动态,基于干扰指数模型的产能评价方法计算的气井产能和生产动态与生产历史基本一致,证明了干扰指数模型的有效性与准确性。因此,干扰指数模型可以有效预测苏里格致密砂岩气藏气井的产能和生产动态。研究成果对于苏里格致密砂岩气藏的高效开发具有重要的理论指导和实践意义。

层状油气藏多层合采油气井产量劈分方法

层状油气藏开发过程中往往由于产量接替紧张,造成油气井生产过程中频繁的补层换层以保证油气产量的稳定,这些措施给油气藏后期潜力挖掘及方案调整带来不利影响。油气井产量劈分的方法很多,如何快速准确地确定储层砂体产出油气量,寻找剩余资源潜力,指导挖潜措施是现场人员关心的主要问题。针对现场实际情况提出了利用测井解释资料与生产动态相结合分类进行产量劈分的方法,经过现场实践证实方法简便实用,可以为现场工作人员提供借鉴。