三重介质压裂气藏椭圆流非稳态产能模型

天然气藏经水力压裂后产生藏改造体积(SRV),SRV内的气藏性质与原始储层存在很大的差异,水力压裂每一阶段的SRV可简化为水力裂缝附近的一个椭圆形区域。由于三重介质气藏为各向异性储层,与经典的径向流模型相比,椭圆流模型对于三重介质气藏的优化开发至关重要。通过建立一个新的压裂井复合椭圆流模型来分析考虑SRV的三重介质气藏产能变化,模型内外椭圆区均为三重介质,高流动能力的内区用来表征SRV,基质和裂缝间的窜流视为非稳态。使用Mathieu函数、拉普拉斯变换和Stehfest数值反演算法等求解数学模型,之后绘制无因次典型曲线,并对模型进行验证。典型曲线的特征显示模型存在13个流动阶段,将基质与裂缝间非稳态与拟稳态窜流进行比较,并分析了井筒半径、SRV半径、流度比和储容比等相关敏感参数对产能的影响。     

低渗透油藏考虑非线性渗流的必要性论证

针对目前对低渗透油藏非线性渗流规律研究仍不深入的问题,根据毛细管模型及边界层理论,从力学角度推导出了一个非线性渗流新模型,找到了导致非线性渗流出现的力学原因;16块岩心室内渗流实验结果验证了非线性渗流的客观存在及非线性渗流新模型的准确性和合理性;利用研制的非线性渗流数值模拟软件进行数值模拟计算,其结果表明,即使拟启动压...     

压裂改造复合页岩气藏不稳定压力与产量分析方法

为了给页岩气现场开发提供理论依据,考虑页岩气扩散、黏性流、解吸等多种传质机理,建立了复合页岩气藏的综合流动数学模型。基质中考虑浓度差引起的非稳态流动,内外区裂缝中考虑达西流动,水力压裂主裂缝考虑为无限导流;引入了新的无因次量,在椭圆坐标系下综合运用拉氏变换、Mathieu函数、Stehfest数值反演等方法对数学模型进行了解析求解;分析了定产量条件下不稳定压力和定井底压力条件下产量的变化特征,基于不稳定压力曲线将页岩气流动划分为7个流动阶段,即井筒储集阶段、过渡流阶段、早期线性流阶段、基质向裂缝窜流阶段、早期径向流动阶段、第一径向流与第二径向流的过渡阶段、第二径向流动阶段,为复合页岩气藏生产动态分析提供了理论基础。研究结果表明:增大改造区域半径和渗透率可以提高页岩气产量;扩散系数越大、兰格缪尔体积和兰格缪尔压力越大,页岩气产量越大,气藏初始压力高对页岩气的开发具有积极的影响。结论认为,所建立的综合流动数学模型丰富了页岩气多级压裂水平井开发分析方法。     

低渗气藏特殊渗流机理及稳定产能预测方法

不同于常规气藏,低渗气藏由于其储层物性差、含水饱和度高的特点,其渗流机理更为复杂。以低渗储层为基础,对低渗气藏特殊渗流机理进行详细阐述;同时针对目前低渗气藏产能预测考虑因素不全、产能评价结果不够准确的问题,在拟启动压力梯度模型的基础上,依据稳态渗流条件下的气藏产能方程,综合考虑气体滑脱效应、低速非达西、高速非达西、压敏效应等多重非线性效应,结合渗流力学基本原理,推导了通用气体稳定产能预测方程,并进行参数敏感性分析。结果表明:低渗气藏的低速非达西效应、高速非达西效应、压敏效应都会使气藏产能变小;如果忽略其影响,将会造成对产能的乐观评价;其中启动压力梯度和压敏系数(尤其是异常高压储层)对气井产能影响显著,滑脱因子次之,高速非达西效应影响较小。通过实例验证了产能模型的正确性,可以用于指导现场实际开发。     

考虑应力敏感和复杂运移的页岩气藏压力动态分析

页岩气藏渗透率极低,储层存在很强的应力敏感性,所以需对其进行水力压裂。通过分析吸附解吸、Knudsen扩散、非稳态窜流和渗流等多种气体运移机制来建立页岩气藏复合模型,采用Mathieu函数、Pedrosa变量代换、正则摄动理论、拉普拉斯变换和Stehfest数值反演等方法来求解数学模型,并绘制出无因次拟压力曲线,同时对渗透率模量、SRV半径、外区裂缝渗透率、扩散系数和解吸压缩系数等相关参数进行敏感性分析。结果显示：气体流动阶段可划分为9段,渗透率模量的增加导致气井定产量生产时所需压差增大,而SRV半径和解吸压缩系数的增大使得压差减小;较大的外区裂缝渗透率与较小的流度比相对应,扩散系数越大,页岩基质表观渗透率越大,窜流发生的越早。提出的试井模型可提高页岩气藏压力动态分析的准确性,对压裂开发页岩气藏具有一定的理论指导意义。     

特低渗透油藏非线性渗流数值模拟

提出了一个非线性渗流新模型,并建立了非线性渗流数学模型,构造了相应的有限差分离散化格式,确定了考虑非线性渗流的井 网格流动方程,编制了三维三相非线性渗流数值模拟软件。该模型同样具备模拟达西渗流模型和拟启动压力梯度模型的能力,为低渗透油藏数值模拟软件的工程化应用奠定了基础。利用该数值模拟软件分析了低渗透油藏非线性渗流区域以及非线性渗流对生产规律的影响,认为低渗透油藏流动区域绝大部分处于非线性渗流范围,利用拟启动压力梯度模型及达西模型进行计算均会产生较大误差,同时水相非线性渗流同样不可忽略。     

原油/表面活性剂体系界面扩张流变性影响因素研究

使用德国KR(U|¨)SS公司生产的DSA100界面扩张流变仪,采用小幅周期振荡法考察了55℃时ORS-41表面活性剂溶液与桩西原油接触界面的界面扩张流变性。通过测量界面扩张模量、弹性模量和黏性模量等参数,研究了实验条件和表面活性剂对界面性质的影响。结果表明:油滴大小和振幅对实验结果的影响较小;界面上发生的主要弛豫过程为扩散弛豫,扩张模量、弹性模量和黏性模量均随着振荡频率的增大而增大。适宜的实验条件为:ORS-41表面活性剂溶液质量分数0.01%,油滴振幅1.0μL,振荡周期10 s,表面活性剂平衡时间300 s。未加表面活性剂时,界面膜可以看作是弹性模,弹性模量和扩张模量分别为2.8409mN/m和2.8490mN/m,黏性模量近似为0。加入表面活性剂后,界面膜的弹性模量和扩张模量迅速降至0.1503 mN/m和0.1786 mN/m:而黏性模量则先增大后减小。     

指标综合筛选方法在高含水油田开发效果评价中的应用——以埕东油田为例

高含水油田开发效果评价涉及指标很多,为了能用较少的指标映射原来许多个指标才能包含的信息,依据逻辑分析、系统聚类和复相关分析等现代统计理论,借助SPSS统计软件和MATLAB数学软件等工具,通过逻辑分析方法构建了高含水油田开发效果评价指标体系.应用聚类分析对指标进行聚类,并以复相关分析求得的复相关系数为依据,确定了以剩余采油速度、含水上升率、综合递减率和含水率作为高含水期开发效果评价的典型指标.实践表明,评价效果较好.     

低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系探讨

以长庆安塞油田和吉林两井油田的实际资料为依据，利用谢尔卡夫公式、前苏联经验公式以及国内经验公式，对低渗透油藏压裂井网的水驱采收率与井网密度关系进行了探讨。结果表明，对于常规方式注水开发井网，在利用经验公式计算不同井网密度下水驱采收率时，前苏联经验公式计算结果明显偏大，而谢氏公式偏小，国内经验公式相对比较可靠；对于压裂注采井网，特别是对实施大规模压裂的低渗透油藏注采井网，利用已有经验公式计算水驱采收率或进行经济评价时有一定偏差。因此，有必要建立低渗透油藏压裂注采井网的水驱采收率与井网密度的经验公式。