低渗透储层产量递减模型的渗流机理及应用

从相对渗透率曲线和物质平衡原理出发,根据不同的相对渗透率形态推导出注采平衡条件下Arps广义递减模型,即指数型、双曲型和调和型产量递减方程,分析了广义模型简化为常规模型的条件,指出油相相对渗透率曲线特性对产量递减类型和递减模型参数的重要影响。实际应用结果表明,Arps广义模型能有效描述低渗透油田的产量递减规律。油相相对渗透率曲线形态决定产量递减类型,油相相对渗透率递减越快,产量递减率越大。     

Arps产量递减方程的相对渗透率通式及含水率预测

现有文献提出了Arps指数递减、双曲递减、调和递减分别对应油相相对渗透率和含水饱和度的直线、幂函数、指数函数形式。基于最常用的相对渗透率经验公式,提出了油相、水相相对渗透率通式,其中油相相对渗透率通式可简化成直线、幂函数和指数函数,给出了确定通式系数的试差法。对文献上的相对渗透率数据进行拟合,指出通式精度要高于幂函数和指数函数,具有普适性。在油相相对渗透率通式基础上,从物质平衡原理出发,推出Arps产量递减方程通式。鉴于水驱曲线和预测模型相结合的联解法预测含水率时存在的问题,从含水率定义出发,应用Arps产量递减方程预测产油量,根据瞬时产水和初始产水的关系及水相相对渗透率通式预测产水量,最终预测含水率。具体实例含水率预测结果表明该方法可行,克服了联解法的不足。     

南堡2号构造中深层油水相渗曲线分析及应用

针对南堡2号构造中深层高含水、低采出程度的问题,根据归一化油水相对渗透率曲线揭示了油水两相渗流特征,并利用相对渗透率曲线法进行了含水上升和产量递减规律研究,得出南堡2号构造中深层注水开发的基本生产特征。结果表明:南堡2号构造中深层的水相相对渗透率曲线呈下凹型,随含水饱和度的增加,水相相对渗透率的增幅变缓;进入中高含水期排液会比较困难,提液潜力较小;采出程度与含水率关系曲线属于凸型,理论曲线与实际数据吻合较差;开发应有效提高高含水期采出程度;在确定产液速度的条件下,含水上升率和递减率的变化规律一致。     

压裂水平井见水阶段产量递减规律研究

基于低渗透油藏的相对渗透率曲线特征,根据物质平衡原理和压裂水平井产能公式,建立了压裂水平井见水阶段产量递减模型,并进行了递减规律和影响因素分析研究。结果表明：水平井初期产量越高,产量递减速度越快;产量递减速度呈分阶段特征,第1阶段递减快,之后递减缓慢,但均为指数递减方式,只是后期递减指数减小;相渗曲线特征参数不仅决定第1阶段的递减速度和递减水平,而且影响累计产油的大小;无水采油阶段和低含水阶段是压裂水平井的重要采油期。     

理论水驱曲线的提出及其与产量递减曲线的关系探讨

水驱曲线法与产量递减曲线法是油气田开发工作者最常用的方法,很多学者致力于两种方法的研究,但仍存在理论研究缺乏以及预测精度有待提高等问题,而且探讨两者内在联系的研究也很少。从相对渗透率曲线和物质平衡原理出发,推导出了理论水驱曲线及产量递减曲线(定生产压差及定液量生产条件下),并对两者的关系进行了分析。结果表明,水驱曲线与产量递减曲线在本质上是统一的,均体现了随着开发的进行,含油饱和度逐渐降低导致油水相对渗流能力的变化,进而体现在开发指标的变化规律上。油田实际生产资料验证了本文理论推导的正确性及两种方法内在的一致性,本文研究成果对深化水驱规律及产量递减规律认识以及提高产量预测精度具有一定的理论价值和借鉴意义。     

三重介质气藏单井生产动态分析模型研究

针对缝洞型碳酸盐岩气藏生产问题,建立了考虑表皮系数的三重介质气藏单井产量递减数学模型,运用Stefest数值反演绘制了Blasingame产量递减特征曲线,并对产量递减曲线形态及影响因素进行了分析。结果表明：产量递减特征曲线分为6个阶段;产量曲线出现2个相对平缓递减段;产量积分的导数曲线出现2个类似三重介质气藏试井曲线特征的凹子,凹子出现的早晚受窜流系数影响,凹子的深浅受储容比影响;产量递减晚期,无因次递减产量积分与积分的导数曲线晚期为一条斜率为-1的直线,表现为调和递减。该研究结果比压力恢复试井更具优越性,可为缝洞型碳酸盐岩气藏的开发提供指导。     

相对渗透率特征曲线及其应用

对常见的相对渗透率曲线进行了分型,定义了Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3种形式相对渗透率曲线。对70条油水相对渗透率曲线进行分析发现,相对渗透率曲线具有一致的特征:在半对数坐标系中,以对数坐标表示相对渗透率,以普通坐标表示含水饱和度,经过校正均满足直线关系,将这种直线定义为相对渗透率特征曲线。3种形式相对渗透率曲线都具有相同形式的特征曲线方程,分别定义为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型相对渗透率特征曲线。在确定束缚水饱和度、最大含水饱和度、束缚水饱和度点油相相对渗透率与油层空气渗透率之间的关系后,可以在数值模拟中利用相对渗透率特征曲线方法对每个网格块进行计算,得到一条相对渗透率曲线,从而提高数值模拟的精度。     

计算相对渗透率的不稳定法（考虑毛管压力）

全国1988年底约有四分之一的已探明储量未动用。这部分储量渗透率低，产量低。目前，石油工业面临的主要困难是后备资源不足，动用这部分储量是“八五”期间增加可采储量减缓油田产量总递减的战略措施。我们河南油田这样的低品位储量有：张店、东庄、北马庄油田。今后为缓产量递减速度，势必要动用这些低产油田。开发好这种油田，需要一条真实的相对渗透率曲线，做好开发预测。而现有的处理相对渗透率曲线的方法没有考虑毛细管效应，对于高渗秀率油田是可行的，但对于低渗透油田、毛细管效应较大，不可忽略。因此，现使用的方法就不适应了。F．clvan和E．C．Donaldson给出了考虑毛管效应时处理相对渗透率曲线的方法。该方法不需要更换原有的试验工艺流程，只是在处理资料时，用新的公式和方法。因此，该方法比较方便地解决了这个问题。     

油藏产量递减指标预测新方法研究

低渗透油藏的开发过程基本上没有上产和稳产阶段,只要油藏投入全面开发就会很快进入递减阶段.由于开发初期就进入递减阶段,没有相关的历史数据,如何对产量递减进行有效地预测,对开发决策有着极为重要的作用.由于产量递减主要是油相相对渗透率下降造成的,因此文中提出一种利用相对渗透率预测产量递减规律的新方法.该方法可以避开递减规律的识别,对油藏开发方案设计具有重要意义.     

油藏高含水开发期确定采收率的一种新方法

水驱油藏进入高含水开发期以后,常规的水驱曲线对采收率的标定会出现很多问题.在高含水开发期,地层中油相的相对渗透率比较小,相对于相渗曲线上为后期比较扁平的阶段,在该阶段可以将油相的相对渗透率与含水饱和度之间的关系看成线性关系.在此基础上,从渗流力学和物质平衡原理角度出发,利用产量公式和相对渗透率曲线推导出处于产量递减期间的油藏采油速度与采出程度之间的关系,发现存在线性特征.在给出最低的经济极限采油速度的情况下,利用该关系可以对油藏动态和经济采收率进行标定,同时给出了其适用条件.并利用孤东七区西Ng63 4的生产数据进行了实例验证,给出了该油藏的经济采收率,效果明显.     

微裂缝性特低渗透油藏产量递减方程及其应用

裂缝系统对于低渗透油藏的经济开发极其重要,微裂缝性特低渗透油藏产量递减规律一直是特低渗透油藏开发生产中的重点问题.以相对渗透率曲线的研究为基础,利用低渗透油藏渗流理论,推导了微裂缝性特低渗透油藏的产量递减方程.分析发现此类油藏产量递减符合指数递减规律,递减指数受多种因素控制,且无水采油期和低含水期是特低渗透油藏开发的重要阶段.研究表明,大庆油区榆树林特低渗透油田东16井区中,无论是单井还是整个区块,其产量递减都符合指数递减.     

缝洞型碳酸盐岩双渗油气藏产量的变化规律

我国缝洞型碳酸盐岩油气藏油气储量相当丰富，然而地质情况复杂、开采难度较大，深入研究该类油气藏渗流与流量动态规律对其高效开发油气藏十分重要。在研究地质模型的基础上，建立了三孔双渗油气藏产量变化的有效井径渗流模型，在Laplace空间对模型进行求解，并利用Stehfest数值反演绘制了产量递减曲线和累积产量曲线，详细讨论了窜流系数、储容比、表皮系数和外边界半径大小等参数对曲线的影响。分析表明，该类油气藏的产量递减曲线形态受封闭外边界半径大小以及窜流系数之间相对大小的影响很大，但在多数情况下仍表现出多孔介质油气藏产量递减曲线所具有的阶梯状性质。该产量递减规律为制定合理的生产制度提供了理论指导。     

Logistic和Generalized-Arc-Tangent产量递减方程理论推导

为了揭示Logistic和Generalized-Arc-Tangent产量递减方程的渗流特征,选取特殊的油相相渗关系式,按照Arps产量递减方程理论,推导出了Logistic和Generalized-Arc-Tangent产量递减方程及其对应水相相渗关系式。研究结果表明,在注水保持地层压力的条件下,产量递减类型主要由油水两相渗流特征共同决定。推导出的油水两相相渗关系式均是以出口端含水饱和度为变量,符合行业相渗关系式标准,克服了以往产量递减方程理论推导时采用平均含水饱和度为变量的拟相渗关系式缺陷。通过吐哈丘陵油田、温五区块的应用,实际产量与经油水两相相渗关系式分别确定的产量基本一致。     

利用等效介质理论计算油水相对渗透率曲线的理论研究

对于油水两相在多孔介质中的不可压、非混相流动,提出了一套根据孔隙的概率分布函数(PDF)计算油水相对渗透率曲线的基本方法,研究了孔隙的大小及其分布、多孔介质的结构特征、油水两相同渗因子以及油水粘度比等物理因素对油水相对渗透率曲线的影响,发现理论结果与实验结果比较吻合,同时,编制了相应的计算机软件EMTKR-2,利用该软件可以对任意类型的PDF进行两相相对渗透率曲线的计算并绘制出相对渗透率曲线图。     

高注水倍数相对渗透率曲线校正方法研究及应用

为准确表征油田完整含水阶段的相对渗透率曲线特征,在对大量室内相对渗透率曲线试验资料进行统计分析的基础上,提出了高注水倍数相对渗透率曲线的表征方法,分析了高注水倍数相对渗透率曲线的变化规律,建立了将常规相对渗透率曲线校正为高注水倍数相对渗透率曲线的方法,并进行了实例应用分析。研究发现,高注水倍数相对渗透率曲线具有以含水率转折点为界的半对数分段线性特征,转折点之前油水相对渗透率不变,转折点之后残余油饱和度变小,油水相对渗透率延伸到极限值。研究结果表明,将常规相对渗透率曲线转化为高注水倍数相对渗透率曲线的方法,能够合理延续高注水阶段相对渗透率曲线的变化规律,扩展了当前室内渗流曲线的适用范围,为制定老油田开发对策提供了理论依据。      

特高含水期油田新型水驱特征曲线公式推导

目前国内部分水驱油藏都进入了特高含水阶段,对于特高含水油藏来说,相对渗透率比值与含水饱和度的关系曲线会发生上翘的现象,这也导致推导出的水驱特征曲线在油田特高含水期产生上翘,使得运用常规水驱特征曲线对实际油田生产进行预测会产生较大的偏差。基于实际油田的数据资料,通过对不同油田区块多条相对渗透率比值与含水饱和度关系曲线上翘后的部分进行拟合分析,给出了新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式;同时,根据新的相对渗透率比值与含水饱和度关系表达式推导出新型水驱特征曲线,并将其运用于实际油田的生产。结果表明,新型水驱特征曲线能够很好地预测常规水驱特征曲线产生上翘后的油田生产动态,对特高含水阶段的预测具有较好的适用性。     

对特高含水期水驱特征曲线上翘问题的新认识

室内实验和矿场实践表明,水驱特征曲线在特高含水期会出现偏离直线段上翘的现象从而会影响其使用范围。首先将渗透率曲线处理成油水两相相对渗透率比值的对数与含水饱和度始终为直线关系之后的形式,再利用正交试验的方法分析不同类型相对渗透率曲线、储层韵律性、油水黏度比以及储层纵向渗透率等因素对于水驱特征曲线上翘时机的影响。通过正交试验分析后发现相对渗透率曲线在高含水饱和度阶段的异常状况对于水驱特征曲线上翘的影响有限,由注入水无效循环形成的生产井的产出结构变化才是水驱特征曲线上翘的重要原因。最后通过物模实验与实际生产资料对所得出结论进行了验证。     

克拉玛依油田三元复合驱相渗曲线研究

在用稳定法测定三元复合驱油体系与油的相渗曲线时,用聚合物分子滞留条件下的碱、表面活性剂体系(AS)与油的相渗曲线来代替ASP驱油过程中的相渗曲线。研究了聚合物分子在孔隙介质中的滞留程度、体系的界面张力对相渗曲线的影响,将聚合物的作用归结为对不可动水相饱和度、油水相的相渗曲线高低的影响;将碱和表面活性剂的作用归结为通过降低界面张力来影响残余油饱和度及水相相渗曲线的高低,得出了聚合物的滞留程度与不可动水相饱和度、油水相端点相对渗透率值之间的关系曲线和界面张力与残余油饱和度、界面张力与水相端点相对渗透率之间的关系曲线。     

利用分形模型计算气水相对渗透率

相对渗透率曲线是有水气藏开发计算、动态分析、气水分布关系研究的基础资料，而气水相对渗透率曲线一般通过气水两相渗流实验得到，但实验周期较长，往往不能满足科研生产需要。为了快速获得气水两相相对渗透率曲线，通过岩石毛细管压力曲线测定，建立孔隙结构分形模型，并利用分形模型计算气水相对渗透率。实践证明，利用分形模型计算的气水相对渗透率曲线与岩心的实测气水相对渗透率曲线吻合较好，可以较好地用于有水气藏的开发实践中。