页岩气井采气时率影响因素灰色关联分析

涪陵页岩气田大部分气井已进入低压开采阶段,采取间歇生产模式,采气时率低。从"储层特征、人员管理、测试与设备、采气工艺"四方面着手,采用灰色关联方法对"气井产气能力低"多影响因素相对重要性进行了研究,发现间歇生产日均产气量与采气时率的关联度最高,其次为增压开采日均产气量。分析气井间歇生产和增压开采特征,优化间歇生产及增压开采制度,气井产量贡献率上升。     

低渗透油藏压力传播特征分析

基于鸭儿峡低渗透油藏注水开发的基本生产特征,即注水压力不断升高、注水量不断降低、油井供液不足、产量递减快、采油速度低,对具体井组进行试注效果分析,发现油井主要依靠弹性介质传递能量,最终实现增油目的。针对低渗透储集层存在启动压力,且注水能量主要消耗在井筒附近,压力具有先累积后缓慢释放的传播特征,考虑到低渗透储集层压力传播特征,建议对地层进行压裂和周期注水以调整储集层压力的重新分布,降低注水井注入压力。通过对比分析周期注水与常规注水效果,发现周期注水采出程度高,开发效果好。     

应力敏感实验评价结果与开发特征矛盾分析

由于储层具有较强的压力敏感性,很多深层复杂低渗透油藏的生产过程中,存在产量递减速度快、注不进采不出等问题。许多油田通过储层压力敏感性评价实验,评价结果为弱压力敏感或无压力敏感,但在实际开发过程中体现出强压力敏感性特征,实验室压力敏感性评价结果偏离实际油藏真实情况。导致实验室所测压力敏感性比处于高压下的储层压力敏感性弱的主要原因:一是异常高压油藏储层渗透率压力敏感的时滞效应,另一点是开采过程中孔隙度和渗透率损失的不可逆性。为了准确评价储层应力的敏感性,实验室需使每个围压点保持相应的时间以保证测试的渗透率已稳定;实验所用岩心必须是在储层原始状况下取出的岩心;针对异常高压低渗透油藏,如果使用的是地层压力下降后的储层岩心,建议在使用相同裂缝密度且渗透率大20%~40%的岩心进行实验。     

低渗透油藏CO_2驱油效果评价

针对低渗透油藏水驱采收率低,注水困难的特征,通过分析具体油藏的地质、储层及原油物性和最小混相压力等条件,确定了该油藏满足进行CO_2混相驱的要求。使用数值模拟软件Eclipse对该油藏进行模拟,对比连续注水、连续注气和周期注气三种开发方式,发现周期注气开发效果最好。当注停时间比为2:1时采出程度最高,分析其原因为注停时间比为2:1时,低渗透油藏能量的传播使地层压力重新均匀分布。对比不同CO_2驱替压力,发现当驱替压力在CO_2最小混相压力附近时采出程度最高,驱替压力大于最小混相压力,随着压力增大,采出程度越低,分析原因为储层发生堵塞现象。