低渗透分形油藏-井筒耦合流动分析

针对油水生产的实际过程,综合考虑了启动压力梯度、储层介质的分形及油藏和井筒的耦合流动,将油藏渗流与井筒管流作为整体来研究,建立了分形低渗透油藏-井筒耦合流动模型。采用IMPES方法对模型进行离散,应用追赶法求解,得到井口定产量生产、定压外边界情况下,分形低渗透油藏-井筒耦合的一个计算示例的数值解,分析和讨论了参数对压力动态的影响。     

变形双重介质油藏井筒耦合模型及数值模拟研究

针对双重介质地质特征和油气实际流动过程,同时考虑了双重介质的应力敏感特性以及油藏-井筒耦合流动的影响,将变形双重介质油藏渗流与井筒管流作为整体进行研究,建立了变形双重介质径向油藏与井筒耦合单相流动模型;针对模型方程的强非线性,采用无条件稳定的全隐式方法对模型进行离散,应用Newton迭代方法求解,得到模型数值解;并探讨了依赖产量和形状因子的裂缝压力动态变化规律,给出了压力图版。     

井眼周围可变形储层流-固耦合数学模型

基于该储层模型假设,运用岩石力学和渗流力学的有关理论和方法,建立了流-固耦合变形的本构方程、几何方程、平衡方程和渗流方程,导出了可变形储层的流-固耦合渗流与变形基本模型.该模型不仅考虑了介质变形对流体质量守恒和孔隙流动压力对介质变形平衡的影响,也考虑了变形对流体流动的影响以及岩石力学性质的动态变化特征.该模型可用于研究井眼周围储层的变形及渗流规律.     

油藏-井筒-管网一体化耦合模拟方法及应用

油气田开发生产系统包含油藏、井筒、管网三大生产环节。传统数值模拟方法主要模拟油藏中流体的流动,而油藏-井筒-管网一体化耦合模拟同时反映油藏供液能力、井筒举升能力和管网集输能力,对准确预测生产态势、实现生产系统全流程优化具有重要意义。通过研究井筒-管网模型建立方法及流体多相管流相关式适应性,实现了井筒、管网内流动模拟和流动保障模拟;通过节点链接建立一体化模型,耦合关键节点的流动关系,形成了油藏-井筒-管网一体化耦合模拟方法,实现了油气田开发全流程模拟。基于埕岛油田西A区块,根据海上油田实际生产需求和约束条件,优化生产制度、配产配注等,基于一体化模型进行全流程优化,最大程度提高了油气田开发系统产量效益。     

超低渗透油藏注蒸汽(热水)井筒温度压力预测

超低渗透油藏注蒸汽或注热水可提高井筒附近储层的渗透性和储层流体的流动性,从而提高单井产量。基于气液两相流体下降流动过程质量守恒原理和动量守恒原理及井筒传热机理,建立流体井筒流动的压力、温度及干度梯度耦合模型,并采用四阶龙格-库塔法数值求解。该模型考虑流体焦耳-汤姆逊效应及环空介质和地层热物性沿井深的变化。以某油田一口井为例,计算了温度、压力及干度,并与实测值相比,误差均在10%内,说明所建立的模型准确可靠。     

变形三重介质低渗透油藏双渗流动模型

低渗透油藏具有启动压力梯度,不仅考虑其渗流特征,还考虑应力敏感地层中介质的变形,建立变形三重介质低渗透油藏双渗流动模型。引入渗透率模数表达介质变形对渗透率的影响,结合低渗透情形下的非达西运动定律,推导出裂缝、溶洞与基岩同时发生形变、裂缝和溶洞同时向井筒供液的双渗流动数学模型,并求解,根据数值结果绘制试井样板曲线,同时对油藏参数进行了敏感性分析。     

介质变形对低渗透油藏压裂产能影响有限元模拟

针对介质变形对低渗透油藏压裂产能影响的定量评价问题,建立了介质变形 渗流耦合模型,并应用有限元数值模拟技术对耦合模型进行求解;采用裂缝单元模型处理水力裂缝与储层区域离散的网格尺度协调问题,即将裂缝单元的质量、刚度矩阵变换叠加到储层整体模型矩阵中模拟压裂后的开发动态。模拟分析结果表明,介质变形造成储层渗透率变化是低渗透油藏压裂产能下降的重要因素,随裂缝长度增加和生产压差增大,其影响效应更加显著。     

射孔水平井孔眼密度优化分析

针对油藏中流体漉入水平井水平段后，形成油藏渗流和井筒流相互制约、相互耦合的流动系统问题，认为准确描述计算流动系统的有关系数非常必要。因此，利用油藏渗流模型和水平井筒内的流动模型，推导出了油藏／井筒耦合模型。该模型同时考虑了两种流动的相互作用和影响。建立了以水平井生产端压差为目标函数、以孔眼分布为决策变量的优化模型，同时和均匀流入剖面、均匀射孔分布的结果进行了对比。优化模型考虑了水平井筒内变质量流的影响，对现场水平井的优化设计有理论指导意义。     

深层低渗油藏储层介质微观层次变形机理研究

深层低渗油藏生产过程中,近井区域储层孔隙性和渗透性急剧降低,造成油井低压低产和注水井低注入或注不进等问题,严重制约了低渗油藏开发效果。基于低渗油藏开发过程中的变形力学行为,利用微观动力学原理,综合位错运动行为、位错密度及位错增值机理,建立低渗油藏储层介质变形微观动力学模型。实例分析表明,井筒周围储层孔隙性在开发过程中大幅度下降,破坏了井筒周围原油流入井底和注入水流入地层的通道。开展低渗油藏储层介质微观变形规律的研究,对编制低渗油藏开发方案及提高低渗油藏采收率具有重要指导意义。     

致密砂岩油藏压裂投产水平井产能分析

针对致密砂岩油藏压裂投产水平井生产过程中,储层渗流场复杂的问题,在前人工作的基础上,利用井筒与油藏耦合模型,对模型中的裂缝流动压降进行修正,同时综合考虑储层启动压力梯度和应力敏感对产能的影响,推导出适合致密砂岩油藏压裂水平井的产能方程。研究结果表明,致密砂岩储层的启动压力梯度和应力敏感对水平井的产能影响显著,同时计算结果显示,推导的产能方程预测结果准确,能够指导水平井的开发。     

水平井射孔完井产能预测研究与应用

水平井产能预测是进行油藏工程分析和采油工艺设计的基础。针对砂岩油藏射孔完井的水平井,采用半解析法,通过建立井筒单元段上的油藏渗流压力响应模型和井筒流动压力损失模型,将油藏渗流与井筒流动进行耦合,预测射孔完井的水平井产能,经现场实例验证,预测结果与实际情况误差率为5.89%;另外,对于定产的水平井,可确定该产量下的合理生产压差,同时为砂岩油藏完井参数选择和射孔优化设计提供科学的理论依据。     

多层合采阶梯井产能计算模型的建立与求解

在阶梯井多个生产段同时对多个油层合采时产能预测难度较大。针对该问题,依据渗流力学、工程流体力学、油藏工程和数值分析有关理论,考虑油藏各向异性、渗流干扰、井筒管流压降和钻完井污染等因素,利用离散化处理方法,建立了阶梯井与薄互层油藏耦合的多层合采阶梯井产能计算模型,分析了该模型具有唯一解的充要条件,给出了求解方法。利用某三层薄互层油藏数据进行了实例计算,分析了井筒径向流率、井筒流量和井筒流压的分布规律,发现阶梯井生产过程中,井筒径向流率分布规律满足高阶偶次多项式,流量分布规律满足三次多项式,流压沿井筒呈抛物线状分布且越靠近跟端下降越快,并认为管流摩阻造成的压降和产量损失不可避免;将利用该模型计算的全井产量与Joshi公式的计算结果进行了对比,发现二者仅相差1.79%。研究表明,建立的多层合采阶梯井产能计算模型的计算结果合理,为相关产能预测提供了新方法。      

Modification of Vogel's Inflow Performance Relationship (IPR) for Dual Porosity Model

The performance of a solution gas-drive reservoir can be predicted using Vogel inflow performance relation (or IPR), which simply relates the deliverability of a well to bottom-hole pressure and average reservoir pressure. While many studies have shown the success of Vogel-type IPR for single porosity reservoirs, the applicability of this method for naturally fractured reservoirs (NFRs), is under question mainly because of the complex flow behavior in matrix and fracture systems. The present study is undertaken to determine if the relation between NFR flowing wellbore pressure and oil production rate could be described by Vogel's IPR. For this purpose, a synthetic dual porosity fractured reservoir with typical rock and fluid properties is considered as a base-case. Identifying important parameters affecting the performance of a naturally fracture reservoir, a total of 22 simulations covering a wide range of reservoir fluid properties, fracture permeabilities, capillary pressure, block height, and recovery factor are made. The results show significant errors between simulation output and Vogel's IPR. A modification is made on Vogel's IPR to use it for performance prediction of dual porosity model.     

外边界定压油藏中控制井底压力状态下的产率试井分析

针对外边界定压的均质储层模型，研究了在控制井底流动压力状态下考虑井筒储存和表皮效应的油气井产率的变化规律。对于相应的数学模型，求得了油气井产率与井底流动压力间关系的Laplace空间解，利用数值反演结果，分析了井筒储存系数和表皮因子对产率的影响。实例表明，该方法可以很好地进行试井分析工作，对油气井产率的预测和指导油气井数值模拟都具有实际意义。     

An analytical model for production data analysis of under saturated oil reservoirs subjected to edge aquifer

Analysis of production data is an important method for estimating recoverable reserves and probable life of the reservoirs. Robust techniques for analysis of production data have been developed and widely used for many years. These methods range from the traditional Arps decline method to modern production data analysis. The most recent techniques are based on material balance time to account for variable operating conditions. In these methods, production rate and flowing bottom hole pressure must be known. A major limitation of many existing modern techniques is volumetric assumption of the reservoir.This paper presents a new model that accounts for non-volumetric effects of edge aquifers on production data analysis of single phase oil reservoirs by defining a new material balance time function. This new time function and material balance time help us to introduce flowing material balance (FMB) equations for such reservoirs. Validity of these equations is justified using analytical solutions. For development of analytical solutions, special simplifying assumptions are considered. To justify these assumptions, comparison is made using a commercial numerical reservoir simulator across some ranges of reservoir parameters.Furthermore, based on the validated FMB equations and obtained analytical flow equations, specific procedures are developed for parameter estimation of such reservoirs. The use of these procedures in estimation of oil in place and reservoir external radius is demonstrated using synthetic examples. On the basis of the considered assumptions, the proposed procedures cannot be applied to multi-phase flow conditions, reservoirs with other types of aquifer (such as bottom aquifer), and gas reservoirs.We also show that the given FMB equations are applicable for any irregularly shaped reservoir which is partially contacted with a non-cylindrical limited edge aquifer. For such reservoir geometries, numerical solution is used for justification. This is followed by introducing a simple equation for predicting average reservoir pressure.     

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同常规的垂直井相对比，采用水平井开采能够大幅度增加油气井与油气藏的接触面积，改变油气藏中井筒附近区域的渗流方式，降低渗流阻力，进而可以利用较低的生产压差来实现更高的油气产量。因此对于稠油油气藏、大倾角多层油气藏、天然裂缝油气藏、薄油层油气藏、具有气顶或者底水的油气藏以及海上油气田的开采，水平井技术越来越受到人们的关注。在水平井开采中,井筒沿程有流体不断地流入，使得水平井筒中的流动成为一种沿流动方向质量流量逐渐增加的变质量流动。由于油气藏中复杂的地质条件以及水平井段的流动特点，还会出现油、气、水的多相流动，这就使得水平井段内的流动变得更加复杂。水平井筒变质量流动规律的研究是水平井产能预测、水平井水平段长度优选以及水平井完井设计优化等的基础。文章从物理模拟实验及数学模拟两个方面对水平井筒变质量流动规律的研究方法及原理分别进行了介绍，并阐述了该研究领域所取得的最新进展。     

巨厚高产强非均质气藏产能评价方法——以普光、大北气田为例

普光、大北等气田具有储层厚度大、层间非均质性强、产量高及生产压差小的特点,各个层段的产能贡献差异很大。对井筒压力计算的准确性对产能评价影响很大,对于巨厚气藏而言,压力不能简单地选取地层中部深度的流压值,同时变质量流对井筒压力分布的影响也不能被忽略,否则会导致产能解释异常。综合考虑储层的这些因素对井筒压力分布的影响,利用储层物性与产能的相关性,选取产能中值对应的压力代替中部深度对应的流压值来计算产能,建立了考虑变质量流的井筒压力计算模型,最后形成了巨厚气藏产能评价方法。将该方法应用于普光气田,所求得的产能接近于气井实际产能,其产能预测误差在5%以内,也有效地避免了解释过程中出现负斜率的现象;同时,还能解决压力计无法下入产层或不能正常测试的问题。该方法作为压力测试的替代手段,在仅进行井口参数测量的情况下能够帮助完成常规的生产动态分析,可节省测试所需的大量人力和物力。     

水平井水平段最优长度设计方法研究

由于水平井水平段内摩擦损失的缘故,如果水平段内压降和油藏压降相当,导致水平段末端压降很小或者为零,这种现象常常出现在高渗透层的低压降生产油藏和生产压差受到限制的锥进油藏。因而研究水平井最优长度设计方法对水平井开发方案设计具有指导意义。本文分三种情况(底水油藏、气顶底水油藏、气顶油藏)建立了油藏内流动模型、井筒内流动模型、水平井水平段最优长度数学模型,在建立模型过程中,考虑了水平段内流动状态(层流、紊流)和管壁相对粗糙度对摩擦损失和水平井产能的影响,最后通过实例计算得到了几个结论。