气井产量递减分析方法应用

确定气藏参数的方法常常是关井测压。然而,我国有许多气藏渗透率特别低,压力恢复所需的时间特别长,有时长达几个月。因此,有必要研究根据气井生产史确定气藏参数的方法,避免关井给生产带来的损失。本文对具有生产记录的气井,采用现代产量递减分析方法反求地层参数,并用标准化时间和标准化压力半对数图,作为检验计算结果正确与否的标准。实例对比表明,对于没有关井测压的气井,可以用该方法反求气藏参数。     

低渗透气藏低速非线性渗流数值模拟研究

大量实验表明,低渗气藏流体在低速渗流时不仅要克服启动压力梯度,而且还受到气体滑脱效应的影响.基于低渗气藏的这一渗流特征,建立了考虑启动压力梯度和气体滑脱效应的低渗低速非线性渗流数学模型及其有限差分方程,并编制数值模拟软件,对比研究了四种情况:(1)不考虑启动压力梯度和气体滑脱效应;(2)仅考虑启动压力梯度;(3)仅考虑气体滑脱效应;(4)考虑启动压力梯度和气体滑脱效应.数值模拟结果表明:情形(3)的累计产量最高,情形(4)次之,情形(1)第三,情形(2)最低.这一结果说明启动压力梯度和气体滑脱效应对低渗气藏的生产影响很大,由此证明了模型的正确性和适用性.     

海上油田极限井网密度评价方法研究

井网形式及井距大小是油田形成有效注采井网的基础,也是直接影响油田采收率、投资规模和经济效益的关键。因此,井网的合理性论证是油田开发规划设计中极为重要的一环,特别是对于稀井网、大井距开发的海上油田,显得尤为重要。基于中石油勘探开发研究院经验公式,引入实际油田的驱油效率,同时提出以水平井与直井间的产能比来表征替换比确定井网密度的方法,并通过井网系数的反演计算对公式进行改进,建立了新的采收率与井网密度的关系式;在此基础上结合海上油田井网经济评价模型,对油田井网的合理性进行研究。实例研究表明,该方法适用性强,能很好地反映采收率与井网密度的关系,可为油田加密调整提供理论依据。     

南海西部W油田水平井中心管控水技术应用

研究表明,水平井普遍存在见水后含水快速上升这一生产特征,控水措施为水平井高含水治理主要手段,选择水平井开发油田有必要尽早考虑高含水期控水治理方案。在参考大量文献基础上,对水平井完井方式,水淹模式及中心管控水原理进行了阐述,总结了南海西部W油田两次水平井中心管控水成功经验,认为对于选择筛管简易防砂完井水平井,通过完井阶段预置管外封隔器,高含水期下入中心管配合钢丝井下作业控水方式可操作性强、过程可逆、对储层无伤害,可降低海上油田开发成本。同时基于具体实例总结提出了水平井控水方案分析编制思路。这一贯穿水平井"完井+开发生产"全生命周期的控水思路及W油田控水实践对海上油田水平井治理具有一定借鉴意义。     

定量表征提液对油水两相渗流规律影响的方法探讨

提液是油藏进入中高含水阶段控水稳油的一项有效措施,从油井提液后生产压差发生改变角度出发,建立了驱油效率、残余油饱和度下水相渗透率、水相指数、油相指数与压力梯度的关系表达式,并介绍了处理流程;数据模拟研究表明,提液对油水两相渗流规律有较大影响,能够更好地提高采收率。     

文昌低渗疏松砂岩油井出砂预测及生产策略技术研究

为解决海上低渗疏松砂岩油井出砂及携砂问题,防止油井砂埋,延长油井生产寿命,本文将油井出砂预测模型、携砂能力模型及产能模型进行耦合研究,建立油井出砂预测及携砂判断的综合诊断图版,形成综合判断油井携砂生产的方法。以文昌油田某低渗疏松砂岩油组生产井为例,采用该诊断图版进行生产预测,取得较好的应用效果。该方法对其他出砂油井的生产控制同样具有指导意义。     

珠江口盆地文昌区珠江组"双低"油组电阻率下限调整

珠江口盆地文昌区珠江组一段低阻、低渗油组现阶段电阻率下限认识和开发生产动态存在矛盾,制约着后续开发调整.为解决该问题,利用钻、测井、分析化验及生产动态资料,分析文昌B油田ZJ1-2U油组电阻率下限的可靠性,通过对比开发生产动态、基础资料、油藏模式、油田油柱高度等,认为现阶段电阻率下限从1.1Ω·m降至1.0Ω·m后可准确反映"双低"油组的开发现状及油藏模式.电阻率下限降至1.0Ω·m后,ZJ1-2U油组将为统一的油藏系统,目前生产现状和油藏模式吻合度较高,解决油柱高度矛盾、基础资料对比矛盾等,同时电阻率下限降低后下部"含油水层"存在较大储量及开发潜力.依据该认识,提出3项对策落实1.0Ω·m电阻率下限,落实后将释放大规模低阻低渗油层的储量潜力,为文昌油田的储量接替作出一定的贡献.     

南海西部海域莺歌海盆地东方1-1气田开发认识及增产措施研究

东方1-1气田是国内海上最早自主勘探开发的气田,从投产至今已经10余年,目前依然能够保持年产超过20×108m3的产量规模。随着开发的深入,在生产过程中遇到储量丰度低、储层非均质性强、组分分布复杂、气田开发不均匀、剩余大量低品位储量未动用等一系列问题。针对这些开发难点,从气田的实际情况出发,提出了储层精细描述、长水平井"找甜点"、开发评价井、滚动开发等多种有效的增产措施,降低了气田的开发风险,提高了气田的开发效果。图10参6     

低渗透气藏产水压裂水平井产能评价

低渗气藏自然产能低,通常需要水力压裂等有效的储层改造手段才能正常见产,同时地层水的产出对气井产量的影响也不容忽视。基于对压裂水平井影响下流体的渗流规律分析,充分考虑流体渗流时产生的达西效应和非达西效应,划分流体的流动为地层内椭圆流以及裂缝到井筒间的线性流和径向流。引入椭圆坐标系下的标度因子和两相拟压力函数,对椭圆坐标系和直角坐标系进行换算,并利用当量井径理论和势的叠加原理,推导出地层内和裂缝内流动的综合产能方程。实例计算表明,该方程能较为准确地计算气井的无阻流量,具有较强的矿场实用性。从敏感性分析可知,裂缝的应力敏感和裂缝的技术参数对产能影响较大,其中裂缝参数存在一个最优设计值,在发挥气井产能同时也能带来最优的经济性;气井产水会严重影响气井产能,需要做好防水及治水措施。     

文昌A油田主力油组潮坪相划分及优势储层预测

文昌A油田ZJ1Ⅳ油组为潮坪相沉积,利用各种动静态资料、水平井信息及三维地震数据开展了基于沉积微相再认识的储层精细研究,识别出潮上带、潮间带、潮下带三种亚相类型,并对亚相内部各微相及砂体展布形态进行刻画;同时结合钙质层分布并采用地震分频解释技术,分相带预测优势储层展布范围。结果表明,潮道微相中钙质层不发育的主体位置为优势储层区,砂坪、混合坪相带中I类优势储层为有利储层。最终解决了制约油田开发效果的地质因素,并为油田后续剩余油挖潜及提高采收率提供地质依据。