溶解气驱油藏水平井IPR的数值模拟

目前,根据数值模拟计算,研究溶解气驱油藏水平井向井流动态关系时,都是沿用Vogel研究方法即制作一定采出程度下水平井IPR曲线,然后无因次化得到无因次IPR曲线。经研究发现溶解气驱油藏动态受生产过程的影响较大,即用不同的流压生产,当达到相同的采出程度时,油藏平均压力并不相等。故前人用数模制作无因次IPR曲线的方法存在较大的局限性,对此提出了用数模研究溶解气驱油藏水平井无因次IPR曲线时,应先制作油藏平均压力为定值时的IPR曲线, 然后再无因次化的新方法。按此方法对一系列溶解气驱油藏模型进行了三维流动模拟计算,总结出了无因次IPR曲线的曲度随油藏平均压力变化的规律,提出了描述溶解气驱油藏水平井无因次IPR曲线的新的统一方程。     

无因次IPR曲线在水平气井产能预测中的应用

将预测垂直水力压裂气井产能的无因次IPR模型改进后，对水平气井产能进行预测。将由传统修正等时试井分析得到的IPR曲线和由无因次IPR曲线模型得到的IPR曲线进行对比，其绝对无阻流量相差在2．1％以内，且这两条IPR曲线的误差仅约为4％。由此说明，无因次IPR曲线模型是一种经济实用的预测水平气井产能的方法。     

确定气井无因次IPR曲线的新方法

无因次IPR曲线是进行油气井一点法产能试井与预测流入动态的理论依据。在前人的方法基础之上,从气井二项式产能方程出发,将其整理成无因次形式,通过类比与假设,最后结合实际测试资料并采用Excel拟合得到类似于无因次Vogel方程的气井无因次IPR曲线新方程。新的无因次IPR曲线包含许多地层和流体参数,这些参数发生变化将直接反映在拟合曲线上,这对气藏气井动态分析及现场生产有一定指导意义。     

利用无因次IPR曲线预测水平气井的产能

Chase和Alkandari提出了一种用于预测水力压裂垂直气井产能的无因次向井流动动态(IPR) 模型, 模型与Vogel方法类似, 改进后可以用来预测水平气井的产能。给定Xe/Xf值的方程可以通过Joshi以及Russel和Truitt提供的联合方程推导出来。用系统分析模型模拟了20口井, 相应的IPR曲线与那些利用改进的无因次IPR模型所得的曲线进行了对比。利用新模型产生的IPR曲线与利用模拟器产生的IPR曲线的平均误差为11 1%。当只对绝对无阻流量进行比较时, 两者的平均误差仅为3 34%。无因次IPR曲线模型为水平气井的产能预测提供了一种更为有效的方法。     

水平油井无因次IPR方程在JUNIN油田4区的应用

在水平油气井完井投产时,需要及时进行多点或单点产能测试,确定水平井绝对无阻流量和产量与井底流压的IPR关系曲线。考虑到产量的需求和成本的节省,在水平井投产时,往往只进行一个工作制度的单点测试。委内瑞拉JUNIN油田4区是一个浅层层状重质油藏,目前投产的7口水平油井均进行了单点产能测试。采用陈氏于2015年提出的水平油井无因次IPR方程,对7口井的绝对无阻流量和IPR曲线进行了评价,取得较好效果,为该油田水平油井的挖潜提供了依据。     

考虑井筒变质量流动的溶解气驱油藏水平井流入动态特性研究

目前,国内外研究学者应用数值模拟方法研究溶解气驱油藏水平井流入动态时未考虑井筒流动的影响,对于高产、小井径水平井会产生较大的计算误差.针对存在的问题,使用Eclipse油藏数值模拟软件中考虑井筒变质量流与油层中渗流耦合的多段井模型,研究了井筒变质量流动对溶解气驱油藏水平井流入动态的影响.模拟结果表明:当油藏压力较高时,不同油藏衰竭程度时水平井无因次IPR曲线基本重合;但当油藏压力较低时,溶解气析出,油相饱和度减少,油相相对渗透率降低,油藏内两相渗流阻力和水平井筒内两相流动阻力增大,水平井无因次IPR曲线上凸趋势迅速增大.     

考虑储层伤害下的低速非达西斜井拟稳态产能分析

通过对低渗透油藏渗流特征的研究,建立了拟稳定渗流条件下,同时考虑启动压力梯度和储层伤害等因素的斜井低速非达西渗流无因次流入动态方程通式。以海拉尔盆地某低渗透油田的一口斜井为例,分析了启动压力梯度、拟表皮系数和真表皮系数等因素对斜井低速非达西渗流无因次IPR曲线的影响。结果表明,真表皮系数对IPR曲线的影响较大,在同一无因次压力下,随着真表皮系数的增大,无因次产量越低,并且无因次产量减小的幅度越来越小;拟表皮系数是由于井斜引起的,与井斜角有着密切关系,在启动压力较小时,随着井斜角的增大,拟表皮系数减小,对IPR曲线影响较小,在同一无因次压力下,无因次产量减小的幅度越来越大;只有在启动压力梯度较高时,启动压力梯度、泄油半径、平均地层压力对IPR曲线影响较大。     

特低渗气藏水平井一点法产能测试理论分析

应用水平井技术开采低渗透气藏是经济有效的开发方案.但对这类气藏进行产能测试时,欲达到稳定渗流历时过长,无法采用常规回压法进行产能测试;而采用修正等时试井往往会出现二项式产能方程紊流项系数为负的异常情况.为此,深入研究和发展一点法产能测试技术,对于低渗及特低渗气藏水平井的应用意义重大.基于Joshi、Borisov、Giger等油藏水平井产能方程,考虑气体紊流效应,导出了气藏水平井产能二项式方程及无因次产能IPR方程.以典型的大牛地特低渗气藏水平井为例,对无因次产能方程中的特征参数α在较宽范围内对表皮系数、渗透率进行了敏感性分析,其α值在0.95～0.98之间,将其值取为1,由此导出特低渗气藏无因次产能方程,并给出了一点法所需稳定产量及相应井底流压的确定方法.此项研究成果完善了特低渗气藏水平井一点法产能测试理论和应用方法.     

注采井网对裂缝形态及压裂规模的影响

水平井压裂开发技术在低渗薄层油藏开发中已取得了较好效果,注采井网的不同导致水平井的裂缝形态及压裂规模不同,由此导致初期产能及最终采出程度差别较大。为了实现水平井压裂开发的产能和经济效益最大化,应用数值模拟方法设计了三种直平混采七点井网。以增加采出程度、缩短见水时间为目标,优化裂缝形态:对称、三角形和四边形注采井网的水平井裂缝形态分别呈哑铃形、纺锤形和橄榄球形。以经济效益最大化为宗旨,优化压裂规模:对称注采井网,整体压裂采出程度最高;三角形和四边形注采井网,压裂采油井经济效益最好。     

致密油藏体积压裂水平井开发效果

基于致密油藏储层特征和体积压裂微地震监测资料,通过水电模拟实验研究了不同井型的渗流场特征,利用油藏数值模拟方法从井间压力梯度分布、单井产能及采出程度等方面对不同井型的开发效果进行了评价,论证了体积压裂水平井开发致密油藏的可行性,并首次分析了压裂改造体积大小和储层综合改造因子对体积压裂水平井产能的影响,在此基础上开展了合理井网形式优选。研究表明:体积压裂可以大幅度减小近井区域渗流阻力,体积压裂水平井产能明显高于水平井及常规压裂水平井,动用范围大、采出程度高;水平井井网油水井间驱替压力梯度大,开发效果优于直井—水平井联合井网,但含水上升相对较快;储层压裂改造体积大小和储层综合改造因子与体积压裂水平井产能呈正相关关系,储层压裂改造体积越大,储层综合改造因子越大,产能越高。     

低渗透水平气井流入动态研究

借助数值模拟方法,结合我国最大的长庆低渗透气田实际,对低渗透气田水平气井的流入动态进行了研究,系统地分析了气藏流体、储层物性以及水平井性质参数对水平气井流入动态(IPR曲线)的影响,总结出相应规律。并将二项式IPR曲线与指数式IPR曲线相结合,提出了一种新型的水平气井IPR曲线拟合方式和预测模型。在长庆低渗透气田的应用结果表明,用该曲线形式和预测模型对水平气井流入动态的拟合结果明显好于二项式拟合方式,预测结果令人满意。     

不同井斜角油井修正IPR曲线研究

分析１９８９年Ｃｈｅｎｇ提出的溶解气驱油藏不含水时不同井斜角的斜井（水平井）的ＩＰＲ方程,发现在两端存在问题：当无因次压力为０时,无因次产量不等于１;当无因次压力为１时,无因次产量不等于０。用Ｗｉｇｇｉｎｓ提出的多相流方程的泰勒级数解形式,重新回归了Ｃｈｅｎｇ提供的油藏数值模拟数据,得到不含水时不同井斜角的斜井（水平井）修正ＩＰＲ方程,不仅修正了Ｃｈｅｎｇ方程的不合理之处,而且具有较高的拟合精度。利用该修正ＩＰＲ方程,推导了含水油井综合ＩＰＲ曲线的计算公式,可用于不同井斜角油井含水后的产能预测和举升工艺设计。图１表１参５（陈志宏摘）     

红河油田37井区IPR曲线研究及合理生产参数确定

低渗透油藏压裂水平井开发的显著特点是存在启动压力梯度、应力敏感以及裂缝参数影响等现象,这种特有的现象使该类油藏与常规油藏的生产特征存在较大差异,且目前无针对低渗油藏压裂水平井生产参数的优化设计模型,使得合理生产参数确定困难。本文将IPR曲线理论应用于水平井开采的动态分析中,通过实际生产数据进行分析得到的结果可靠,说明应用IPR曲线理论能有效评价预测油井产能和确定油井允许的最小流压界限及合理生产制度,为充分发挥油井生产能力、合理高效开发红河油田低渗透油藏提供了理论依据。     

双重介质复合数值试井技术在裂缝性礁灰岩底水油藏中的应用

针对流花11-1油田解析试井结果与地质和动态特征吻合程度差的问题,综合考虑地质模型、生产历史、重力毛管力、相对渗透率曲线,运用多层裂缝性底水油藏的水平井数值试井解释方法,形成裂缝性底水油藏水平井双重介质复合数值试井技术。在整体压力恢复测试资料中筛选出40口井用于压力恢复数据,进行双重介质复合数值试井解释,该方法既考虑了底水能量,又考虑了多层之间渗透率的差异。结合现有地质认识,该数值模型解释结果表明,油田压力恢复试井曲线主要存在线性流、双线性流和双孔渗流3种流动特征。针对不同类型井建议减小生产压差或者采取稳油控水方式进行改造,对实际生产具有指导意义。     

特低渗透油藏压裂水平井流入动态研究

研究了特低渗透油藏油井的流入动态,认为储层应力敏感性和溶解气是导致特低渗透油藏压裂水平井流入动态曲线存在"拐点"的主要原因。在此基础上,利用油藏数值模拟软件,建立了考虑应力敏感性和溶解气影响的特低渗透油藏压裂水平井模型,计算了不同裂缝条数、裂缝半长的压裂水平井流入动态,分析了不同裂缝参数对压裂水平井合理井底流压的影响,为特低渗透油藏压裂水平井合理工作制度的确定提供了理论基础。     

非常规气藏压裂水平井缝网—井网自动优化方法

非常规气藏已经成为中国油气增储上产的主要阵地,压裂水平井缝网—井网自动优化技术是实现非常规气藏高效开发的关键技术。基于油气藏数值模拟方法,采用同步扰动随机逼近算法建立了压裂水平井单井自动优化模型,对水平井位置、水平井长度、水平井倾角、裂缝与水平井夹角、裂缝条数和裂缝导流能力等关键参数进行自动连续性同步优化,并在典型非均质气藏中对压裂水平井单井参数进行了优化应用。采用该优化方法可以自动优化初始开发方案,得到经济净现值最佳的开发方案。在此基础上,对压裂水平井和裂缝的位置进行约束,建立了压裂水平井缝网—井网自动优化模型。并将该方法应用于典型非均质气藏,优化后的最佳开发方案经济净现值比初始开发方案增加了2 699.688万元。研究表明该压裂水平井缝网—井网自动优化方法能够自动同步优化井网形式、布井数目、水平井倾角和长度、射孔位置及裂缝属性等参数,并得到与地质情况相匹配的最优压裂水平井井网分布。     

A Comparison of Horizontal Well Productivity and Drainage Area with a Numerically Solved Transient Pressure Model of a Vertical Fractured Well in the Ilam Formation

Nowadays, there exists a great interest in horizontal and hydraulically fractured wells, as they are much more productive than vertical ones. The authors propose a comparison of productivity index and drainage area for a horizontal well and a vertically fractured one. The comparison is done on the basis of well test analysis of a horizontally drilled well in Ilam formation. The study is oriented toward the numerical methods to solve complex equations describing the pressure behavior of hydraulically fractured wells. The authors show that the numerical solution is much more accurate than the analytical one which is based on the pseudo skin function concept. The drainage area and productivity index for both cases is compared. The results state that in similar conditions, hydraulic fracturing would be much more effective than a horizontal well in discussed case.