致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法

由于致密油藏的地质特征、渗流特征、开发特征及生产特征均有别于常规油藏,因此亟待建立适应于致密油藏压裂水平井开发的生产动态分析及可采储量预测方法。以致密油藏压裂后的衰竭生产特征为基础,根据油藏工程基本理论,应用物质平衡与动态分析方法提出了一种简便且广泛适用的致密油藏压裂后衰竭开采单井可采储量预测新方法。研究结果表明,在单井最小含水率一定的条件下,单井可采储量采出程度与含水率变化有关。通过绘制关系图版,发现投产初期含水率降低速度较快,随着可采储量采出程度的不断上升,含水率下降速度逐渐减缓,且单井可采储量采出程度及含水率均随最小含水率的减小而降低。当可采储量采出程度为1时,生产井含水率降至最小含水率。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组X区块的12口致密油井为例,应用该方法分别预测了单井可采储量,计算了可采储量采出程度,并通过对比其中2口生产井的理论图版曲线与实际生产数据,验证了该预测方法的可靠性及准确性。此外,基于提出的理论与方法,预测了2口实例井的生产动态,并分别得到了累积产油量、累积产水量与含水率之间的生产动态关系曲线,用以评估油井当前生产状态并预测生产趋势。     

致密油藏开发特征及开发技术分析

对致密油藏的广义与狭义概念,二者的适用范围进行了阐述,对比常规油藏,分析了致密油藏的开发特征、产生原因及国内致密油藏的开发技术。致密油藏具有明显的开发特征:(1)初期油水同产,含水率稳定,一段时间后含水率下降;(2)油井的动液面随着时间的推移变化很快;(3)致密油藏衰竭式开发时,递减呈"三段式"特征。水平井体积压裂衰竭式开发递减快,一次采收率低,常规注水开发不适用于致密油藏,注水吞吐、体积压裂闷井、重复压裂开发等是现阶段提高致密油藏采收率的重要开发技术。     

致密油生产动态特征及可采储量评估方法

致密油生产动态特征分析和可采储量评估是当前储量评价工作的难点之一。与常规油藏不同,致密油井产量受储层品质和大型压裂工程技术双重因素影响,压裂工程强度越大,致密油层的产量越高;相同压裂工程技术条件下致密油层品质越好,产油量越大。因此,储量评估中致密油层段仍需划分有效层与非有效层。致密油单井生产动态具有"两段式"特征,初期产量高、递减率大,中后期产量低、递减率减缓,在生产早期阶段,常规产量递减曲线法评估可采储量具有较大不确定性。基于致密油生产动态特征分析,针对早期生产阶段提出了两种可采储量评估方法,一是物质平衡时间法,主要用于评估试采阶段出现边界流动特征的单井可采储量,评估结果较为客观;二是产量类比法,主要用评估短期测试井的可采储量。从而为致密油单井可采储量评估提供了一套客观简便的方法。     

致密砂岩油藏水平井可采储量估算方法

致密砂岩油藏大规模压裂水平井可采储量是评价水平井开发经济效益的关键,而水平井累计产油及最终采收率与单井控制可采储量有关。利用产量递减法、采油速度法和试井解释3种方法估算了大庆外围T1试验区致密油藏大规模压裂水平井可采储量。结果表明:致密油水平井大规模压裂获得较高产量,但产量递减快,平均采油速度由第1年的2.4%降到第3年的1.1%,66.78%的可采储量在前3年采出;产量递减法和采油速度法预测单井平均可采储量分别为1.31×104t和1.28×104t,解析试井法预测单井平均可采储量为1.11×104t。3种方法预测得到的单井可采储量可作为大规模压力水平井开发效果重要指标和选井依据,对可采储量低的井,建议在精细地质和工程一体化研究基础上,采取有针对性重复压裂和能量补充等措施,进一步改善开发效果。     

油田单井可采储量定量预测模型

利用水驱特征曲线法和递减法等动态方法测算可采储量时,存在时间滞后性,难以及时反映调整井所增加的可采储量。通过利用油井单井生产动态指标,应用油藏工程和数理统计等方法,从理论和矿场2方面对单井可采储量进行研究。结果表明:初始产油量和递减率是影响单井可采储量的主要因素,并根据影响程度确定递减率的主控因素为油藏类型、单井控制储量、初始含水率、单井产液量以及产液量随含水率变化的程度等,构建主控因素与递减率的相互关系,从而建立了19种单井可采储量预测模型。这些模型涵盖了水驱、稠油热采等开发方式,中高渗透、低渗透等油藏类型,直井和水平井2种井型。应用实例表明,根据新钻井的初始产油量等生产动态指标,能快速、简便地预测单井增加可采储量。     

致密油藏水平井含水特征及影响因素

针对致密油藏水平井投产后含水较高的问题,以鄂尔多斯盆地D区块42口水平井为研究对象,采用单井采出程度-含水率曲线法开展致密油藏水平井含水特征及影响因素研究。结果表明,致密油藏水平井主要存在3种含水类型,分别是高含水型、中含水型和低含水型。从影响含水特征的地质因素、工程因素和生产因素入手,采用灰色关联度分析法,深入分析了油层厚度、储层非均质程度、压裂段数、压入砂量、压裂排量和泵挂深度等因素对水平井含水变化特征的影响程度并进行了关联排序,明确了致密油藏水平井含水特征主控因素。研究成果可有效指导类似区块水平井开发方案的制定和调整。     

引入系数的新型水驱特征曲线的建立

在油藏的水驱动态分析和预测中,水驱特征曲线常用于预测水驱油藏的可采储量以及评价油藏的开发动态,因此其得到广泛研究和应用,但是常用的水驱特征曲线只能对应单一的含水率与可采储量采出程度的关系。为了更好地反映和描述水驱油藏不同类型的含水率上升规律,在已有的2个双对数水驱特征曲线的基础上建立了一种新型的水驱特征曲线,推导了含水率与可采储量采出程度的函数关系式,绘制了该函数呈现凹型、S型、凸型曲线的关系图。将该新型水驱特征曲线应用于实际,通过选取不同的水驱特征曲线系数来预测区块的可采储量,并与实际值相比,选取误差最小的值,建立最佳的水驱特征曲线表达式,进而预测区块的含水率上升规律。通过2个实例的对比分析可知,新型水驱特征曲线在中低含水阶段较为适用,在高含水、特高含水阶段适用性降低。     

滩坝砂油藏不同压裂方式下单井控制可采储量预测方法

单井控制可采储量是评价滩坝砂油藏开发是否经济可行的重要指标。由于未动用特低渗透滩坝砂油藏存在压敏效应、启动压力梯度、不同压裂方式等特征,难以应用常规的单井控制可采储量预测方法进行预测。基于典型区块静、动态数据,建立直井分层压裂油藏数值模拟模型,通过历史拟合确定启动压力梯度及压敏效应表征公式中的系数,并分析压敏效应和启动压力梯度对生产动态的影响。在此基础上,分析不同油藏参数和开发参数对直井分层压裂弹性开发单井控制可采储量的影响,确定单井控制可采储量的主控因素依次为:压力系数、渗透率、含油饱和度、有效厚度、孔隙度、压裂缝长、集中度和黏度;通过多元回归方式建立直井分层压裂弹性开发下单井控制可采储量与主控因素之间的计算公式,经与实际生产井数据对比,相对误差为4.58%,说明公式具有较高的精度,能够满足矿场要求。进一步建立直井体积压裂、水平井多段压裂和水平井体积压裂弹性开发单井控制可采储量与油藏参数之间的预测公式,研究结果为评价滩坝砂油藏动用潜力提供基础。      

红河油田37井区IPR曲线研究及合理生产参数确定

低渗透油藏压裂水平井开发的显著特点是存在启动压力梯度、应力敏感以及裂缝参数影响等现象,这种特有的现象使该类油藏与常规油藏的生产特征存在较大差异,且目前无针对低渗油藏压裂水平井生产参数的优化设计模型,使得合理生产参数确定困难。本文将IPR曲线理论应用于水平井开采的动态分析中,通过实际生产数据进行分析得到的结果可靠,说明应用IPR曲线理论能有效评价预测油井产能和确定油井允许的最小流压界限及合理生产制度,为充分发挥油井生产能力、合理高效开发红河油田低渗透油藏提供了理论依据。     

老井重复压裂后产能预测新模型及其应用

致密油藏由于其自然禀赋较差,需要对已压裂过的层段进行二次或更多次压裂,才能维持期望的产量。在重复压裂期间,漏失的部分压裂液会通过渗吸作用将储层中的致密油置换出来,从而提高采收率。目前,考虑渗吸作用对产能影响的研究较少。文章将致密油井控制区域划分为三个渗流区域,基于达西定律,以渗流力学理论为基础,考虑启动压力梯度、重力和毛管力的作用影响,建立了考虑渗吸作用的致密油藏老井重复压裂后产能预测新模型;选取某地区致密油储层10口重复压裂井进行单井产能计算,计算结果与实际生产结果较接近、误差较小;渗吸作用对油井产能影响比较大,渗吸占比在2.97%～12.77%之间,平均值为6.87%。本文研究结果为致密油压裂后产能预测和压裂效果评价提供了参考。     

提高中高含水期油井压裂经济效益的方法

为提高葡北油田中高含水期油井压裂经济效益，合理选择压裂井层尤为重要。应用水驱特征曲线预测出油井压裂前可采储量，从而计算出剩余可采储量及可采储量采出程度，通过绘制油井压裂前剩余可采储量及可采储量采出程度与油井压裂后所创经济效益之间关系曲线，寻找出相关规律，进行优选压裂井，再根据精细地质研究成果，在剩余油富集区选择具体压裂层位。经实际应用，取得了较好效果，提高了油井压裂方案符合率，提高了经济效益，进而总结出一套适合葡北油田中高含水期油井压裂选井选层方法，对今后进一步搞好油井压裂增产工作具有指导意义。     

致密油藏可采储量概率快速评估方法 ——以红河油田长8油藏为例

致密油藏储层致密、大面积含油、局部"甜点"富集、油水分布复杂以及后期工程改造带来的储层复杂性,决定了其单井开发动态与可采储量分布具有较大的差异性和较强的不确定性,很难用常规的储量评估方法得出合理的确定性认识.通过引入北美对非常规页岩油气藏储量的评估方法,采用已开发井确定单井储量,再用已开发井储量的概率分布特征来表征区块...     

川西致密砂岩气藏开发实践与认识

基于气藏开发地质特征,利用核磁共振、恒速压汞、薄片鉴定、相渗实验及岩心衰竭式开采物理模拟实验等手段,将川西地区致密砂岩气藏的开发可划分为3种主要类型：①多层叠置毯状致密砂岩气藏以砂体横向展布稳定,纵向叠置程度高,原始束缚水饱和度较高为地质特征,形成了以直井分层压裂多层合采、提高储量动用程度,水平井加砂压裂、提高单井产能及泡沫排水采气为主的开发模式;②多层叠置条带状致密砂岩气藏以砂体规模小、厚度薄为地质特征,形成了多层合采与层间上返挖潜、提高单井可采储量,开发后期增压开采与高低压分输为主的开发模式;③砂泥薄互层毯状致密砂岩气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征,形成了滚动开发评价、降低开发风险,多层合采、转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气为主的开发模式。     

苏丹大型复杂砂岩油田水平井技术研究与应用

P油田是中石油在苏丹发现的特大型整装油田,开发初期采用大井距、大段合采、稀井高产等快速上产开发技术,造成含水上升快、储层动用程度不均、层间矛盾突出等问题。针对油田开发现状和油藏特点,在块状底水稠油油藏和层状边底水高凝油油藏分别开展水平井适用性研究,并优化水平井设计参数。根据研究结果部署的水平井在P油田应用后取得了很好的效果,既加快了稠油和高凝油储量动用,又抑制了边水指进和底水锥进,提高了单井产量和油田采收率。     

致密气藏开采技术初探

优化的布井方式和压开最适合的裂缝是开发方案的重要环节,对致密气层获得扩大的可采储量,天然气采收率和提高日产量有决定性作用,在确知水力裂缝方位的情况下,采用相应的矩形方式布井将会对提高可采储量和天然气的采收率起重要作用。随着测井应力和监测方法与技术的发展,深入研究储层性质以及模型研究的扩大,构成了综合分析系统,形成了“现代化的”压裂技术。     

油井压裂效果分析方法

从油田开发规律的前提出发，用Ｌｏｇｉｓｔｉｃｃｕｒｖｅ和广义递减模型，对油井压裂后的最终可采储量、阶段累积产油量及累积增油量、某一时间的日产油量及日增油量、压裂投资回收期等开发指标的预测方法进行了探讨与分析。并用某油田６口同期压裂井的实际生产数据，做了以上开发指标的实例计算，拟合结果与实际生产动态数据误差较小。计算结果表明：人工压裂不仅可以提高阶段采出程度，同时也可增加最终可采储量。该方法亦可用于其它油井增产措施效果评价中     

美国低产油井产量变化规律与中国提高单井产量的实践

美国低产井数量庞大,其平均单井日产量仅为整体平均单井日产量的1/6,80% 的低产井生产了20% 的原油,但对美国原油产量具有重要意义,美国低产井管理经验值得借鉴。中国同样面临多井低产的挑战,低产井可分为3种类型：1低品位储量低产井;2高含水低产井;3低产不出液井。预测当中国石油天然气股份有限公司可采储量采出程度上升到90% 时,低产井井数比例将增至2/3,产量将占29%~35%,合理利用和保护低产井对于保障中国能源安全具有重要意义。中国稳定及提高单井产量的主要措施包括：重大开发试验转变开发方式提高稠油、滩海等低品位油田单井产量;老油田二次开发和注水开发专项治理工程提升高含水油田单井产量;水平井规模应用与储层改造技术突破提高低渗透油田单井产量等。