致密油藏多元回归产能预测方法研究与应用

有关致密油藏产能预测的问题,大多是以非达西渗流为基础建立产能预测模型来进行产能预测,但对于利用测井资料来预测致密油藏产能的成熟方法还比较少见。简单介绍了多元回归分析方法,以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷致密油藏为例,分析了四种测井参数(测井渗透率、孔隙度、含油饱和度,以及有效厚度)对该区油藏产能的影响,建立了上述四种测井参数与采油指数的关系模型。提出了针对该区块的致密油藏产能回归分析预测模型,分析了该预测模型的可信度。结果表明,该预测模型精度较高,误差合理,对该区块的油藏实际开发具有指导意义。     

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。     

基于多元回归分析的致密油可采资源评价方法

由于非常规油气的特殊聚集特征,常规资源评价方法已很难获得较为可靠的致密油可采资源。以北美二叠盆地狼营组B₁₂段成熟致密油区为基础,提出一种基于多元回归分析评价致密油可采资源的新方法。该方法通过致密油井产层地质参数与实际产量数据的关系,建立评价致密油可采资源的评价模型,利用相关性分析和多元回归方法确定各地质参数及对应的影响系数,获得研究区致密油可采资源丰度的计算模型,进而计算出研究区内的致密油可采资源量。实例解剖结果表明,SJ区地质因素对狼营组B₁₂段致密油可采资源的影响从大到小依次为：脆性矿物含量、成熟度、孔隙度、含油饱和度;建立的模型预测的产量与实际产量的相关系数可达0.788 5,区内致密油可采资源总量为4 615×10⁴ t。由于多元回归的致密油评价模型与产量直接对应,增加对产量的约束,即可获得区内致密油可采资源Ⅰ类为44×10⁴ t,Ⅱ类为2 483×10⁴ t,Ⅲ类为1 869×10⁴ t。基于多元回归分析的致密油评价结果更为有效,应用范围更为广阔。     

致密油藏体积压裂水平井分区复合产能模型

水平井体积压裂是实现致密油藏有效开发的关键工程技术手段,对致密油藏体积压裂水平井产能的准确模拟计算为体积压裂参数优化设计和压后生产动态预测提供了参考。基于致密油藏体积压裂水平井生产过程中油藏的实际流动形态特征,将水平井划分三线性流区域,结合Warren-Root模型,考虑储集层启动压力梯度和天然裂缝的影响,建立了致密油藏体积压裂水平井分区复合产能模型。结合现场生产数据验证了模型可靠性,并对产能影响因素进行了分析。结果表明:压后总体产量受到延伸主裂缝的条数、半长和导流能力的影响;启动压力梯度及改造区的弹性储容比和窜流系数对压后中后期产量影响大;未改造区窜流系数和弹性储容比影响后期产量的递减速度。该研究对深化认识致密油藏体积压裂水平井流动规律,完善致密油藏体积压裂渗流理论,提升致密油体积压裂优化设计都具有重要理论意义和实际价值。     

陆相断陷盆地特殊岩性致密油藏地质特征与勘探实践——以束鹿凹陷沙河街组致密油藏为例

随着非常规油气勘探进入快速发展阶段,中国致密油气勘探取得了丰硕成果。基于多年非常规油气勘探实践,结合陆相断陷盆地致密油藏特征,初步将中国陆相盆地致密油藏分为致密砂岩油藏和特殊岩性致密油藏。特殊岩性致密油藏包括泥灰岩型致密油藏、碳酸盐砾岩型致密油藏、凝灰岩型致密油藏等。与常规致密砂岩油藏相比,特殊岩性致密油藏储层成因特殊,储集空间类型多样,常规地球物理方法预测困难。通过对冀中坳陷束鹿凹陷沙河街组三段下亚段泥灰岩-砾岩致密油藏的解剖,建立了束鹿地区特殊岩性致密油藏的成藏模式。对于特殊岩性致密油藏的勘探,需要多因素综合分析,总结致密油成藏控制因素,建立适合探区的油气成藏模式,以此指导后续勘探开发。     

基于模糊集合理论的体积压裂水平井产量预测方法

传统的统计分析方法存在散点乱、数据量大、难以分析总结出规律等问题,无法准确判定致密油水平井体积压裂主控因素。提出了一套的基于模糊集合理论水平井体积压裂效果评价方法:首先根据模糊集合理论建立了水平井产量分类方法,以鄂尔多斯盆地55口致密油水平井为例,根据产量对55口水平井进行分类;其次,通过分类数据的归一化处理得到每个因素变化区间的斜率,并据此绘制产量影响因素暴风图;最后,结合各影响因素的权重,通过多元回归方法建立了考虑多因素的水平井体积压裂产量预测模型。研究结果表明,该方法能够清晰准确地反映出各因素对体积压裂水平井开发效果的影响,并给出不同因素对体积压裂水平井产量影响程度。结合油田生产实例进行了分析,预测产量的平均相对误差仅为7.6%,为油田现场的压裂方案优化和产量预测提供了理论依据。     

巴肯致密油藏开发对我国开发超低渗透油藏的启示

对低渗透、特低渗透和超低渗透油藏进行了重新划分,对超低渗透油藏和致密油藏在概念上进行了区分,对致密油藏成藏、开发特点进行了讨论,指出了巴肯致密油藏和我国普通意义上的低渗透油藏之间的差异。同时,给出巴肯致密油藏开发所采用的关键技术及其在开发致密油藏方面的理论认识,以期对我国开发超低渗透油藏或致密油藏从理论认识及技术等方面都具有一定的参考价值。     

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。     

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。     

基于支持向量机的致密油藏水平井体积压裂初期产能预测

水平井产能预测和评价是致密油藏合理有效开发的关键环节.由于体积压裂后,缝网分布复杂且相互干扰,传统经验公式法和数学解析法在低渗-致密油藏的产能预测普遍误差较大.本文基于大庆油田M2区块20口水平井体积压裂的钻遇、压裂和试油数据,首先采用皮尔森系数、斯皮尔曼系数和肯德尔系数进行了主控因素分析,筛选和评价了7个主要参数.在...     

致密气藏压裂水平井温度剖面影响因素分析

由于缺少水平井温度剖面预测模型,且影响温度剖面的主导因素不明确,导致根据分布式光纤温度测试数据反演解释致密气藏压裂水平井产出剖面十分困难。为此,建立了考虑多种微量热效应和裂缝系统传热的致密气藏压裂水平井温度剖面耦合预测模型,模拟分析致密气藏压裂水平井储层温度分布和井筒温度剖面特征,并采用正交实验分析和定量实验分析方法评价不同影响因素对温度剖面的影响程度。研究表明:各因素对致密气藏压裂水平井温度剖面的影响程度由大至小依次为裂缝半长、单井日产气量、储层渗透率、井筒直径、裂缝导流能力、水平段井筒倾角、储层总导热系数;主导因素为裂缝半长、单井日产气量和储层渗透率。温度模型的建立和温度剖面主导因素的确定为致密气藏压裂水平井产出剖面、裂缝参数等定量解释奠定了理论基础。     

塔河油田缝洞型油藏含水变化预测模型研究

塔河油田具有大规模缝洞发育的油藏,缝洞规模大,油藏内部油水流动已远远超出渗流范畴,油水流动分配不易出现规律性变化,因此其油井产出油水关系变化复杂,其极易受到外界因素的影响,利用聚类分析法对受多因素影响的水驱特征曲线进行分类;影响含水变化的因素很多,采用因次分析方法对多个因素提取主因子,然后利用主因子对累计产水进行回归分析,得出预测模型。预测结果表明该方法建立的预测模型能较好地对生产数据进行预测分析。     

体积压裂水平井三线性流模型与布缝策略

低渗透致密储层进行大规模压裂改造在地层中形成多条裂缝及复杂裂缝网络是获得经济产能的主要手段,通过有效的方法对压裂水平井裂缝分布评价、压裂改造体积及压裂后产能预测对压裂施工效果分析具有重要意义。为此,在充分结合致密油储层特点和压裂改造设计思路的基础上,针对压裂措施后形成的分级多簇的裂缝排布及裂缝有限导流渗流特征,建立了水平井体积压裂三线性流数学模型,应用Laplace变换,求得定产条件下封闭边界单条裂缝的拉氏空间解;通过Stehfest数值反演及多裂缝叠加原理,得到了体积压裂水平井井底压力和产量的表达式;同时,结合美国巴肯致密油储层生产特征参数对模型的正确性进行了验证。对产能影响因素研究结果表明,裂缝排布方式对储层改造体积影响较大,级簇比越大累积产油量越高;增加裂缝条数可以有效提高储层动用效率,在进行水平井体积压裂措施设计时应充分考虑裂缝级数或簇数增加导致产量下降问题。研究结果对致密油储层水平井体积压裂设计及产能评价具有重要意义。     

基于缝网扩展模拟的致密储层体积压裂水平井产能贡献分析

针对致密储层体积压裂缝网扩展预测和多重孔隙介质耦合流动模拟难度大的问题,开展了基于体积压裂裂缝扩展机理的致密储层流体流动规律研究,建立了多重介质不稳定渗流数学模型和多裂缝互相干扰条件下的压裂裂缝网络扩展模型,并采用有限单元法求解。以鄂尔多斯盆地致密油为例进行生产模拟,分析致密油藏体积压裂水平井不同孔隙介质产量贡献程度。研究表明:体积压裂水平井簇间距减小,则水力裂缝延伸长度变短,平均带长减小,改造面积先减小后趋于平缓,平均带宽和裂缝宽度先增大后趋于平缓;体积压裂水平井产能贡献以天然裂缝和水力裂缝为主,基质对产能贡献较小。研究结果为致密储层压裂水平井裂缝扩展模拟和产能预测提供了一定的理论基础。     

火山岩油藏水平井体积压裂产能预测研究

针对影响ND火山岩油藏水平井产能的主要因素不确定,以及常规的水平井产能计算公式预测产能偏高、误差大等问题,依据ND火山岩油藏水平井体积压裂地质、工程及动态数据,采用灰色关联分析法对体积压裂后初期产能的影响因素进行分析,并在此基础上,对单井产能进行归一化处理后,再应用灰色理论累加生成,进而采用多元线性回归法预测油井压裂后的初期产能。结果表明：影响体积压裂后初期产能的前4个因素依次为入井砂量、钻遇油层厚度、入井液量、压裂段数;经归一化处理后累加生成并结合多元线性回归预测体积压裂后的初期产能,比传统的直接多元线性回归法预测精度更高。此项研究为类似油藏的水平井产能预测提供了一种有效方法。     

基于井间连通性的碳酸盐岩油藏注采关系优化

碳酸盐岩油藏储集层非均质性强,注水开发时注入水易沿高渗通道窜进,导致生产井发生水窜或水淹、含水率上升速度加快、开发效率低。基于井间连通性原理,根据缝洞型碳酸盐岩油藏的地质特征、开发动态等,可定量表征井间的连通性参数传导率和连通体积,构建碳酸盐岩纵向多层油藏井间连通性模型,进而获取油藏各层注水井平面注水劈分系数、注水利用率等。结合自动历史拟合方法和生产优化算法,实现对油水井生产动态的实时优化和预测。现场应用表明,该方法年增油1.1×10⁴ m³,具有较好的增油效果,对同类型油藏的高效开发有重要指导意义。