利用试井技术确定低渗透油藏CO2驱替前缘的方法

为了认识CO2驱替过程中压力响应特征,确定驱替前缘位置,进行了CO2驱替前缘试井解释方法研究。考虑CO2驱油机理、低渗透油藏启动压力梯度、储层非均质性等因素的影响,建立了低渗透油藏多组分CO2驱试井模型。采用非结构化网格进行网格剖分,基于有限体积方法,利用牛顿迭代进行全隐式求解。根据流动形态特征,将试井曲线划分为井筒存储段、过渡段、CO2区平面径向流动段、CO2波及区流动段和CO2未波及区流动段等5个主要阶段。通过追踪流体性质变化对试井曲线的影响,进一步研究了CO2浓度变化对压力的影响,建立了驱替前缘确定方法。矿场应用实践表明,该方法可分析CO2驱替前缘位置,预测前缘推进状况,为认识低渗透油藏CO2驱开发规律和优化开发方案提供了有效手段。     

低渗透油藏变渗透率非达西试井模型

为建立与实际非线性渗流一致的试井解释模型,在考虑低渗透油藏变渗透率渗流效应的基础上,建立了二维低渗透油藏变渗透率非达西试井模型,给出了差分方程组数值求解方法,绘制了考虑不渗透边界影响的试井典型曲线,进行了不渗透边界与低速非达西对低渗透油藏试井曲线的敏感性分析.研究结果表明,对于非达西流动情形,压力导数曲线在径向流动阶段...     

考虑启动压力梯度低渗透油藏应力敏感模型研究

在运动方程中加入启动压力梯度,考虑地层渗透率随压力的变化而变化,建立了应力敏感带启动压力梯度均质低渗透油藏试井解释模型.应用预估校正法对所形成的非线性抛物型方程进行线性化,采用追赶法进行求解.参数敏感性分析表明,启动压力梯度和渗透率变化模数对压力及压力导数存在较大影响,导致径向流段消失,表现为压力及压力导数曲线后期上翘.在试井解释中考虑启动压力梯度和渗透率变化模数的影响可使低渗透油藏试井解释结果更接近生产实际,为油藏开发提供理论依据.     

聚合物驱大孔道油藏试井解释方法

目前大量试井模型仅仅适用于注水油藏大孔道的识别,对注聚油藏并没有研究,导致许多注聚油田实际数据无法解释。通过考虑聚合物剪切、扩散和对流的特征,建立了聚合物驱大孔道油藏试井解释模型,采用有限差分算法对模型进行数值求解,绘制压力和压力导数双对数典型曲线图版。典型曲线的压力和压力导数曲线都呈上扬的趋势,但聚驱比水驱压力降落更大,压力导数上翘的斜率更小。分析了聚合物浓度、渗透率比值、大孔道宽度等参数对典型曲线的影响。实例应用表明该模型能有效解释大孔道的相关参数,为大孔道的封堵提供数据支持,具有较强的矿场应用价值。     

应力敏感性低渗透油藏CO2混相驱试井模型

对于低渗透油藏,通过分析CO_2注入井的井底压力双对数曲线特征,可以有效评价CO_2混相驱的开发效果,但低渗透油藏存在强应力敏感效应,将会影响解释结果的可靠性,目前考虑应力敏感的CO_2混相驱试井模型较少。基于三区复合油藏渗流理论,设计考虑应力敏感效应的CO_2混相驱物理模型,并建立试井模型,从而获得井底压力的双对数曲线特征。结果表明:CO_2混相驱试井模型曲线分为5个渗流阶段;应力敏感效应使得整个CO_2混相驱试井曲线特征不再遵循0.5M规则,试井曲线后期出现较明显的上翘;CO_2注入井井筒储集系数过高,纯CO_2径向流阶段逐渐消失;流度比、各区驱替前缘半径将对整个CO_2混相驱的渗流过程产生较大影响。试井模型应用于CO_2注入井,能够准确确定纯CO_2区和过渡区驱替前缘半径及其他相关参数,提高低渗透油藏CO_2混相驱相关参数的解释精度。     

双重介质低渗透油藏水平井试井模型

针对低渗透油藏中非线性渗流对试井压力动态特征产生较大影响的问题,建立了考虑非线性系数的双重介质低渗透油藏水平井试井新模型,用有限元方法（FEM）进行求解,绘制试井典型曲线,对数值解的正确性进行验证,并对非线性系数、渗透率模数、窜流系数、顶底边界等相关参数进行影响分析。结果表明,从基质到裂缝的非线性流动主要影响压力导数曲线“凹子”的深度和位置,当非线性系数增大时,“凹子”变浅,并向右移动。在考虑应力敏感性时,压力及导数曲线上移,压力导数曲线偏离达西模型下的中期和晚期径向流的0.5水平值,随着渗透率模数的增加,曲线后期上翘更加严重,“凹子”的深度和位置不变。采用该模型对实际区块的压力测试数据进行拟合分析,得到良好的拟合效果。研究结果为水平井开发低渗透油藏提供了一定的理论支持。     

基于动态渗透率效应的低渗透油藏试井解释模型

对于低渗透油藏,驱替压力梯度较小时,渗透率和启动压力梯度随着驱替压力梯度的增加而增加;当驱替压力梯度大于某临界值时,渗透率和启动压力梯度不再发生变化,保持为常数。基于这种动态渗透率效应,建立了低渗透油藏的试井解释模型,并采用数值方法进行了求解。计算结果表明,在相同最小和最大渗透率条件下,动态渗透率效应持续时间越短,对应的启动压力梯度越大,则压力响应及其导数曲线抬升越大;比基于启动压力梯度的试井解释模型的压力响应及其导数曲线抬升幅度要平缓很多,计算结果更加符合实际情况;比封闭边界效应使导数曲线抬升的幅度要小且时间要早,分辨点明显。     

聚合物驱双层窜流油藏模型与试井曲线

针对多层聚合驱井模型实际压力导数测试曲线呈现明显"凹子"而目前无法解释的情况。通过考虑聚合物渗透率下降及不可及孔隙体积的影响,运用数学物理方法、渗流力学理论,基于严格的数学推导,建立了聚合物驱双层窜流油藏试井解释模型,绘制压力和压力导数双对数典型曲线图版。分析表明:典型曲线存在5个流动阶段,低渗透层向高渗透层的窜流作用段出现明显的"凹子",径向流阶段的曲线末端由于聚合物非牛顿流体的影响,有小幅度上翘;窜流系数决定"凹子"出现的早晚,地层流动系数比决定"凹子"的深浅,弹性储容比影响"凹子"的深度和宽度,聚合物的初始浓度影响窜流时间的早晚及径向流阶段曲线末端上翘幅度。实例应用证明该模型符合实测曲线规律,能够准确解释各层参数,判断聚合物驱效果。     

低渗透油藏CO_2驱采油井试井模型

低渗透油藏CO_2驱油过程中,采油井的实测压力-压力导数双对数曲线往往后期上翘,采油井的试井压力响应同时受储层渗流能力和流体流动能力改变的影响,但人工压裂形成的物性分区和CO_2溶解导致的黏度分区特征在其中的影响程度尚不明确。文中采用剖面均化方法建立了低渗透油藏CO_2驱采油井试井数学模型,利用Laplace积分变换,求得无因次井底压力解,并通过数值反演获得双对数试井特征曲线。结果显示,低渗透油藏近井渗流介质改造作用是压力双对数曲线出现复合油藏特征的直接原因,而CO_2窜流导致的混合流体流动能力改善并不是导致复合油藏特征的主要原因。在此基础上,采用混合流体黏度修正方法能够快速、准确地量化CO_2驱过程中采油井近井渗流能力的变化。     

溶解气驱油藏双流量试井分析

本文给出了溶解气驱油藏双流量试井分析的计算公式。本文证明,对于用压力平方法和直接求解法公式计算的有效渗透率曲线,在无限径向流作用段内重合,重合段为正确的有效渗透率曲线。在此基础上,本文给出了溶解气驱油藏双流量试井的完整分析步骤。最后利用作者开发的解释软件,对矿场实例进行了分析。     

考虑流体非均质性的低渗透油藏CO2驱试井分析

CO₂ 驱是提高低渗透油藏采收率的一种重要方式,但目前对驱替过程中压力响应动态的认识不足。CO₂ 的注入使地层流体性质发生改变,形成CO₂ 区、CO₂ -原油过渡区和未波及原油区。基于复合油藏渗流理论,引入幂律型公式和牛顿插值公式来描述CO₂ -原油过渡区内流体非均质性的变化特征,建立了低渗透油藏CO₂ 驱试井模型,并采用数值方法进行求解。对CO₂ -原油过渡区内2 种流体非均质性变化形式下的试井曲线特征进行了分析。结果表明：当CO₂ -原油过渡区内流体黏度与综合压缩系数均呈幂律型变化时,其变化指数均增大,CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区流度比和导压系数比均增加,压力导数曲线斜率增大;当CO₂ -原油过渡区综合压缩系数呈非连续性变化时,压力导数曲线因CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区导压系数比的增加而呈现下凹趋势。最后,通过实例应用提出了CO₂ 驱试井解释方法。     

基于支持向量机的二氧化碳非混相驱效果预测

目前国内缺乏一种快速、准确预测CO2非混相驱油效果的方法,为了解决这一问题,选取剩余地层压力与混相压力之比、孔隙度、渗透率、油藏中深、地层平均有效厚度、地层温度、原油相对密度、含油饱和度、原油黏度、渗透率变异系数、注采比、注入速度和水气交替注入比等13个地质及工程参数作为输入参数,平均单井日增油量作为输出参数构建了预测CO2非混相驱效果的支持向量机预测模型.以国内6个CO2非混相驱项目和1个CO2混相驱项目为学习样本,2个CO2非混相驱项目和1个CO2混相驱项目为检测样本检测了支持向量机预测模型的准确度,结果表明,3个检测样本的预测值与实际值的平均相对误差为5.57%,满足工程要求.利用该模型预测了腰英台油田CO2非混相驱井组的增产效果,与实际增产效果相比,相对误差仅为1.30%.这表明,采用支持向量机方法对CO2非混相驱油效果进行预测可行且有效.      

交联聚合物封堵平面非均质油藏物理模拟

利用平面非均质填砂模型进行了有机交联聚合物封堵的油藏物理模拟实验,对比研究了水驱、聚合物驱和交联聚合物封堵对开采效果的影响.通过布置49个高精度的压差传感器测量交联聚合物封堵过程中油藏压力场的动态变化,用数码相机照相定性地观察了油藏流体变化情况.实验中发现,交联聚合物封堵最终采收率比水驱提高33%,比聚合物驱提高14%.交联聚合物能有效地封堵高渗条区,形成"段塞",改变了油藏内流体流动方向,扩大了波及范围,驱替出低渗区的油,提高了采收率.     

胜利油田特低渗透油藏CO2驱技术研究与实践

胜利油田适合CO2驱的特低渗透油藏资源量丰富,但这类资源具有埋藏深、丰度低、非均质性强、混相压力高的特点,特低渗透油藏CO2驱面临混相难、波及系数低等技术难题。综合运用地质学、渗流力学和油藏工程等理论和方法,采用物理模拟和数值模拟相结合的手段,形成了CO2驱提高采收率油藏适应性评价体系、室内实验技术、油藏工程方案设计优化技术系列,配套了CO2驱注采工艺等技术。矿场试验表明,CO2具有较好的注入能力,增油效果明显:高89-1块CO2驱先导试验区CO2累积注入量为30.7×104t,累积增油量为6.9×104t,中心井区采出程度为18.6%,已提高采收率9.7%。樊142-7-X4井组超前CO2注入量为1.9×104t,地层压力由17 MPa恢复至33.7 MPa,实现混相,对应油井自喷生产,单井日产油量稳定在5~6 t/d,远高于注气前的1 t/d。     

卫42块特低渗透油藏氮气驱研究

在研究中原油田卫42块油藏构造,储层物性特,流体性质及开发特点的基础上,探讨了深层特低渗透油藏提高收率,提高开发水平和经济效益的有效途径。利用室内实验结果,分析了氮气驱油和水驱油的特征以及对其采收率的影响,研究分析氮气驱技术和经济上的可行性,认为卫42块低渗油藏完全满足氮气驱的条件,在卫42块进行单井注氮矿场试验,结果周围对应的2口井产量增幅达53．0％,数值模拟预测,采收率可提高8．0％。     

可动凝胶纵向非均质物理模拟研究

由于注入水的长期冲刷,储集层的孔隙结构及物理性质发生了变化,层间和层内的非均质性加剧,影响后期开发效果。可动凝胶能调整地层的非均质性,在纵向非均质摸型上进行可动凝胶油藏物理模拟实验,通过布置高精度的压差传感器,了解可动凝胶体系调整非均质地层渗透率和压力场动态分布的能力,对比水驱、聚合物驱和可动凝胶封堵对采收率的影响。结果表明,可动凝胶封堵比水驱提高采收率8.7％,比聚合物驱提高采收率1.6％。由压力场变化分析可知:聚合物驱确实能改变油藏内流体流动方向,提高波及范围,驱替出水驱不能波及到的低渗透油藏内的油;可动凝胶成胶后,封堵高渗区,可改变油藏内流体流动方向,进一步提高采收率。图9表1参5     

可动凝胶纵向非均质物理模拟研究

由于注入水的长期冲刷,储集层的孔隙结构及物理性质发生了变化,层间和层内的非均质性加剧,影响后期开发效果.可动凝胶能调整地层的非均质性,在纵向非均质模型上进行可动凝胶油藏物理模拟实验,通过布置高精度的压差传感器,了解可动凝胶体系调整非均质地层渗透率和压力场动态分布的能力,对比水驱、聚合物驱和可动凝胶封堵对采收率的影响.结果表明,可动凝胶封堵比水驱提高采收率8.7%,比聚合物驱提高采收率1.6%.由压力场变化分析可知聚合物驱确实能改变油藏内流体流动方向,提高波及范围,驱替出水驱不能波及到的低渗透油藏内的油;可动凝胶成胶后,封堵高渗区,可改变油藏内流体流动方向,进一步提高采收率.图9表1参5     

油水两相低速非达西渗流数值模拟

低渗透油藏存在低速非达西渗流现象，使其开发动态不同于常规油田。建立了油水两相低速非达西渗流数学模型，采用数值模拟方法研究这类油田低速非达西渗流规律。用非达西渗流和达西渗流数学模型同时模拟某低渗透油田九点法注水开发井组生产动态，非达西渗流模型模拟结果与该油田实际生产动态相吻合，而达西渗流模型模拟结果相差很大。分析模拟结果，认为：较高视启动压力梯度将降低水驱采收率，降低该压力梯度有利于改善其注水开发效果；通过压裂等措施改善油井附近地层渗透性，降低表皮系数，能减轻或消除非达西渗流的不利影响，提高油井产能，抑制含水上升速度；低渗透油田油井见水快，不完全是地层微裂缝的作用，可能是非达西渗流现象所致，在制定开发方案时应全面考虑。图５参３（陈志宏摘）     

低渗油藏试井分析及产能评价方法探讨

通过低渗透油田试井技术的研究可以为低渗透油田开发提供大量有用信息，对优化调整低渗透油田开发方案具有指导意义。在详细研究前人对低渗油藏渗流特征认识的基础上，提出了困扰低渗油田试井解释的三大难题：交接面存在附加阻力、存在启动压力梯度及指数型压力梯度的试井模型及其解析解，并给出了试井理论曲线特征，为低渗透油田试井资料的解释及产能评价提供了技术手段。并用实例进行了验证，证实了该技术的实用性。