低渗透砂岩储层压力敏感性对开采速度的影响

采用一套系统的模拟地层上覆压力、模拟油藏原始状态的加压方式及加压后物性平衡时间确定的实验方法,进行低渗透砂岩压力敏感性对开采速度的影响实验研究。通过模拟油田实际开采中压力变化过程,对比研究急速改变有效应力与慢速改变有效压力对储层岩石物性的影响,分析低渗透储层物性参数孔隙度、渗透率随有效应力变化规律及压力敏感性特征,进而研究储层压力敏感性对低渗透油藏开采速度的影响。研究表明:即使低渗透储层孔隙度只发生微小损失,将引起岩石的渗透率显著降低,且其受加压方式影响较大,有效压力增加速度越快,岩心渗透率降低幅度越大,不可逆的渗透率损失越大;反之,有效压力增加速度越慢,岩心渗透率降低幅度越小,不可逆渗透率损失越小。建议在开发低渗透油田时采取多次逐级降低井底流压、保持合理的开采速度,以提高最终采收率。     

油藏降压过程中套管受力与安全排液速率研究

利用蒸汽驱对水驱稠油油藏进行开采是提高油气采收率和保持单井稳产的重要技术措施,能否将油藏压力降低到5 MPa以下是决定蒸汽驱成功实施的关键。鉴于此,建立了油藏压力降低过程中压力分布计算模型,结合胜利油田某水驱稠油区块实际地质力学参数研究了油藏压力变化规律。以获得的油藏压力、井底流压和油藏基岩应力作为边界条件,建立了油藏降压过程中套管受力计算的三维地质力学模型,对降压过程中套管受力进行了分析,研究了排液速率、排液时间和油藏渗透率对套管安全的影响规律。计算结果表明:在油藏压力降低过程中,套管应力不断增加;排液速率越大、地层渗透率越小,井底流压越低,套管应力越大。给出了胜利油田某试验区块排液降压施工参数,成功指导了该区块的排液降压施工。该区块成功将油藏压力从9.7 MPa降低到5.0 MPa,未出现任何套管损坏事故。这表明建立的模型具有较好的计算精度和可靠性,可以为胜利油田水驱稠油油藏转热采时的排液降压提供参考和借鉴。     

流固耦合油藏数值模拟中物性参数动态模型研究

根据流固耦合的基本思想，将渗流力学与岩土力学相结合，阐述了流固耦合油藏数值模拟的基本原理及其实现过程；将油藏开采过程中的物性参数视为应力与温度的函数，并根据体积应变的概念，导出了流固耦合藏数值模拟求解所需的孔隙度孔隙压缩系数及涌透率等物性参数动态变化的理论计算模型，为实现流固耦合油藏数值提供了有效的途径。     

气井的流固耦合渗流场分析

针对气井生产过程中存在的流固耦合作用,在充分考虑真实天然气的偏差因子、密度以及黏度随压力变化的基础上,建立数学模型,利用COMSOL Multiphysics软件对应力场、渗流场进行耦合计算,得到流固耦合作用下的渗流场分布。从中提取井底上方20 m处切线上的地层压力、孔隙度、渗透率、渗流速度、气体密度、气体黏度等数据,进一步分析耦合渗流场的分布特点。研究得出:气井耦合渗流场中压力分布与常规数值分析得到的"压力漏斗"趋势相似,但压力数值偏小;由于应力场的作用,耦合渗流场中地层的孔隙度和渗透率是变化的,尤其在井底附近的减小程度显著,进而导致耦合渗流速度小于常规渗流场,最终影响气藏的开发动态;受压力变化的影响,天然气的黏度、密度分布也近似为"漏斗"趋势。结果表明,考虑流固耦合作用下的渗流场才是地下渗流的真实反映。     

分支井流固耦合原理渗流场分析

以流固耦合原理为基础,考虑渗流过程中的渗透率变化,在Comsol Multiphysics软件中将渗流场与应力场进行耦合计算,得到了耦合渗流场的压力、渗透率在垂直于主井眼方向的分布曲线,用以分析渗流规律。研究结果表明,渗透率在井底附近区域变化明显,耦合渗流场的整体压力分布大于单纯渗流场,计算产量小于单纯渗流场产量。由此可知,流固耦合原理作用下的渗流场才是地下渗流的真实反映。通过对各种地层参数采取体积加权平均处理,对比了3种不同类型分支井对地层参数的影响,为油藏开发提供分支井技术依据。     

天然气水合物藏开采物性变化的流固耦合研究

将水合物分解效应融合到渗流场与岩土变形场的耦合作用中,建立了天然气水合物藏气、水两相非等温流固耦合数学模型,并开发了有限元程序。对墨西哥湾某水合物藏进行了实例研究,分析了储层应力状态、物性参数分布及动态变化规律。结果表明,水合物分解效应、流固耦合作用以及井眼效应是影响储层应力状态和物性参数的3个主要因素,其作用机理不同,影响程度和范围各异。其中,水合物分解效应是主要控制因素,会导致分解区储层有效孔隙度和渗透率显著升高,弹性模量和内聚力等力学性能大幅度降低;流固耦合作用对分解效应引起的物性及力学参数的变化趋势具有明显的抑制作用,同样不可忽视。     

流固耦合作用下注水井井壁稳定性研究

注水开发油田在生产过程中，渗流场会对油藏地应力场产生影响，在井壁附近产生应力集中。研究了注水过程中流固耦合作用下套管损坏的力学机理，在传统的Biot 方程的基础上，考虑介质渗透性能随应力的变化，建立了注采过程中流体渗流与固体弹塑性变形的非线性耦合数学模型，采用全耦合的有限元法对所建立的模型进行求解。通过对大庆油田南二区某注水井注水开发过程的数值模拟，分析了注水对储层孔隙压力、井壁围岩应力场和变形场的影响，并对比了不同注采情况下储层孔隙压力和井壁应力随时间的变化关系。研究表明，油藏注水开采过程中，油藏流固耦合作用对地层特别是井壁附近围岩的应力和变形影响很大。研究结果为合理建立油藏注水开发的流固耦合计算模型，合理控制注采压差，预防和减少该地区地层变形、套管损坏等提供了依据。     

疏松砂岩应力损害分析评价

疏松砂岩为应力敏感介质,完井、开采过程中储集层易产生膨胀/压实变形,造成应力损害,影响油井产能。以疏松砂岩介质的力学性能及其在孔隙流体作用下的动态应力演化过程为基础,综合考虑流体渗流、储层变形和破坏等因素,建立了流固耦合形式的疏松砂岩应力损害定量评价模型,并采用有限元数值模拟方法求解。采用该模型对胜利油田某裸眼油井疏松砂岩油藏进行了应力损害定量评价,结果表明:近井壁储集层沿最大主应力方向剪切膨胀,孔隙度、渗透率相应提高,而沿最小主应力方向区域塑性压实,孔隙度、渗透率均下降;开采过程中油藏压力衰竭导致储集层骨架有效应力增加,储层孔隙度和渗透率下降,随生产压差增大,储层渗透性能将进一步降低,生产过程中应采取必要措施以消除应力损害。     

有效压力对低渗透变形介质油藏物性的影响

为了确定开采压差对低渗透变形介质油藏开采的影响,通过文东地区实际岩心在有效压力作用下的岩石力学、变形和渗流模拟实验,对该油藏岩石变形特征和渗流特性进行了系统的研究.采用克氏渗透率来表征油藏渗流特征,确定变形稳定状态的平衡时间,结合岩石力学参数和物性参数结果进行综合分析.结果表明有效压力高低、施加压速度快慢和加压方式等对该油藏渗流和变形产生显著影响.常规 "渗透率"在此油藏中不是一个常量,而是一个与有效压力和驱动压差相关的变量.压力初始变化大小和幅度严重影响储层变形程度,也对渗流特性产生影响,因此开采初期合理控制压差对油藏最终采收率的提高至关重要.     

低渗透油藏CO_2吞吐压力响应曲线分析

CO_2吞吐是低渗透油藏提高采收率的一种重要方式,但是目前对吞吐过程中的压力响应认识不足。低渗透油藏注入CO_2后,黏度等流体性质随CO_2浓度分布变化而产生平面非均质现象。为了表征低渗透条件下的压力动态,基于Fick定律求解CO_2浓度分布来反映流体的性质差异,在达西渗流方程中引入渗透率模数和启动压力梯度来反映油藏的低渗透特性,通过黏度耦合浓度方程和渗流方程,建立了低渗透油藏CO_2吞吐压力响应模型,采用数值方法对模型进行求解,并通过解析方法和数值模拟对模型可靠性进行了验证,最后分析了低渗透特性参数以及CO_2浓度相关参数对压力响应曲线的影响。研究结果表明:启动压力梯度越大,CO_2注入压力越大,压力及压力导数曲线斜率也越大;渗透率模数越大,压力及压力导数曲线末期斜率越小;CO_2注入速度越快,其注入压力越大,浓度扩散越快,波及区与未波及区的界限越明显;CO_2扩散系数越大,储层流体性质的非均质性越小,波及区与未波及区界限越不明显。该模型可应用于低渗透油藏CO_2吞吐注入过程试井分析、地层参数预测以及CO_2浓度分布动态分析。