低渗透油藏CO2驱试井解释方法

针对低渗透油藏CO2驱试井解释方法不明晰的问题,基于多区复合模型渗流理论,考虑低渗透油藏存在启动压力梯度与压力敏感以及CO2驱替过程中流体性质变化的特点,建立低渗透油藏CO2驱试井解释改进模型,并运用数值差分方法进行求解。同时,综合SPSA优化搜索算法对压力曲线和压力导数曲线同时进行拟合,最终形成一套低渗透油藏CO2驱试井曲线自动拟合与参数解释方法。对矿场实际试井曲线解释参数变化规律进行分析,结果表明:考虑低渗透油藏特性对储层渗透率解释值有较大影响,优化后渗透率解释值比初始解释值增加了37.97%;而导压系数、压缩系数变化指数等相关参数解释值受流体分布非均质性影响程度较强,分别较初始解释值降低了16.94%和21.97%。矿场实际数据的应用效果显示,提出的试井解释方法可操作性强,适用性较好。     

低渗透油藏CO_2驱微观波及特征

基于两相驱油机理,文中建立了考虑扩散的微观两相渗流数学方程,采用二维从简单到复杂的孔隙喉道模型,分析了均匀、非均匀孔隙喉道不考虑对流扩散和非均匀孔隙喉道考虑对流扩散条件下的微观波及特征,总结了微观剩余油模式以及润湿性对微观波及效率的影响,进一步认识了CO2在低渗透油藏中的微观渗流规律。研究结果表明:对流扩散提高了CO2驱微观波及体积;孔隙喉道内部剩余油分布模式主要为柱状、楔形和膜状;随着润湿角的增加,微观波及体积明显降低,因而可以通过改变储层润湿性来提高低渗透储层微观波及体积。     

低渗透油藏CO_2驱技术界限研究

为了确定低渗透油藏CO2驱技术界限,在室内进行了多组长岩心驱替实验。结果表明:在驱替压力较低时高渗岩心采收率较高,驱替压力较高时低渗岩心采收率较高;在低渗与特低渗范围内岩心气水交替驱效果好于连续气驱,超低渗范围内连续气驱效果好于气水交替驱;高渗岩心选择气水交替驱时要注意防止气段塞过大加快气窜,低渗岩心选择气水交替驱时要适当增加气段塞比例大小。     

应力敏感性低渗透油藏CO2混相驱试井模型

对于低渗透油藏,通过分析CO_2注入井的井底压力双对数曲线特征,可以有效评价CO_2混相驱的开发效果,但低渗透油藏存在强应力敏感效应,将会影响解释结果的可靠性,目前考虑应力敏感的CO_2混相驱试井模型较少。基于三区复合油藏渗流理论,设计考虑应力敏感效应的CO_2混相驱物理模型,并建立试井模型,从而获得井底压力的双对数曲线特征。结果表明:CO_2混相驱试井模型曲线分为5个渗流阶段;应力敏感效应使得整个CO_2混相驱试井曲线特征不再遵循0.5M规则,试井曲线后期出现较明显的上翘;CO_2注入井井筒储集系数过高,纯CO_2径向流阶段逐渐消失;流度比、各区驱替前缘半径将对整个CO_2混相驱的渗流过程产生较大影响。试井模型应用于CO_2注入井,能够准确确定纯CO_2区和过渡区驱替前缘半径及其他相关参数,提高低渗透油藏CO_2混相驱相关参数的解释精度。     

低渗透油藏试井模型的优化选择

低渗透油藏由于储层岩石致密、孔喉狭小、比表面积大,具有启动压力梯度效应,试井解释较困难。针对低渗透油藏特殊的渗流机理,提出三种适合低渗透油藏试井分析的试井模型,并用实例分析比较这三种模型的解释效果,说明在低渗透油藏试井分析中试井模型可以根据油田实际条件进行优化选择,而不一定要强求唯一的试井模型或解释。     

双重介质低渗透油藏水平井试井模型

针对低渗透油藏中非线性渗流对试井压力动态特征产生较大影响的问题,建立了考虑非线性系数的双重介质低渗透油藏水平井试井新模型,用有限元方法（FEM）进行求解,绘制试井典型曲线,对数值解的正确性进行验证,并对非线性系数、渗透率模数、窜流系数、顶底边界等相关参数进行影响分析。结果表明,从基质到裂缝的非线性流动主要影响压力导数曲线“凹子”的深度和位置,当非线性系数增大时,“凹子”变浅,并向右移动。在考虑应力敏感性时,压力及导数曲线上移,压力导数曲线偏离达西模型下的中期和晚期径向流的0.5水平值,随着渗透率模数的增加,曲线后期上翘更加严重,“凹子”的深度和位置不变。采用该模型对实际区块的压力测试数据进行拟合分析,得到良好的拟合效果。研究结果为水平井开发低渗透油藏提供了一定的理论支持。     

低渗透油藏CO_2驱井网模式数值模拟

文中介绍了几种CO2驱常用井网模式的特点及适用范围,根据大庆油田外围某低渗区块地质与流体物性参数建立地质模型,在相态拟合的基础上对CO2驱不同井网模式进行了数值模拟研究。结果表明：该区五点井网的采出程度和地层压力保持程度要高于正方形反九点井网;五点井网中,排距与井距之比处于0.20~0.33和0.90~1.12范围内时采出程度较高,正方形井网的采出程度最低;储层中渗透率的各向异性、层内非均质性及天然裂缝的发育,使得同一井网密度下不同井排距方案的采出程度差异变大,并且会造成CO2的不均匀推进,影响采出程度。     

低渗透油藏试井技术应用

依据长庆低渗透油藏储层特点及渗流特征,介绍了试井测试工艺技术的适用性。通过实际试井成果在油田开发中的应用及效果分析,进一步阐述了试井技术在油田开发中的指导意义。     

低渗透油藏试井技术应用

长庆低渗透油藏储层特点为例,简单的对低渗透油藏储层特点、渗流特征以及试井资料的应用进行简单的介绍。     

低渗透油藏周期注CO_2驱油室内实验

针对靖边油田乔家洼区块203井区的特点,开展室内CO2驱油实验研究,对周期注气的驱油潜力进行评价,并对注气段塞尺寸和注气速度进行优化。实验结果表明:周期注CO2在目标井区具有较大的驱油潜力,可在连续气驱的基础上将采收率提高15.29百分点,并且比连续注气多注入0.8 PV时才发生气窜,延缓气窜效果明显;经优化的最佳注气段塞尺寸和最佳注气速度分别为0.05 PV和1.2 m L/min。研究成果为目标区块开展CO2注气试验提供理论支持和技术参考。     

CO_2驱提高低渗透油藏采收率的应用现状

国外注CO2混相和非混相驱油技术已在低渗透油藏中得到了广泛的应用。本文在阐述CO2混相和非混相驱提高采收率原理基础上,系统整理和归纳了实施CO2驱油藏的适应性和混相驱、非混相驱筛选标准。通过国内外低渗透油藏注CO2驱提高采收率应用情况分析,指出CO2驱能起到明显的增油降水和提高采收率的效果,提出应积极开展注CO2驱油技术的研究和现场试验的建议。     

低渗透油藏变渗透率非达西试井模型

为建立与实际非线性渗流一致的试井解释模型,在考虑低渗透油藏变渗透率渗流效应的基础上,建立了二维低渗透油藏变渗透率非达西试井模型,给出了差分方程组数值求解方法,绘制了考虑不渗透边界影响的试井典型曲线,进行了不渗透边界与低速非达西对低渗透油藏试井曲线的敏感性分析.研究结果表明,对于非达西流动情形,压力导数曲线在径向流动阶段...     

低渗透油藏CO_2驱开发效果影响因素分析

通过引入存气率、混相体积和混相效果等评判指标,采用实际动态和数值模拟相结合(动静结合)的手段,应用多元线性回归算法,建立了多因素筛选(序列)方法,完善了CO2驱混相程度评价方法,得到了影响开发效果的主控因素,为现场CO2驱方案的制定提供了一定的借鉴意义。结果表明,引入的存气率、混相体积和混相效果等参数,可以有效的评价混相开发效果;非均质程度对采出程度影响最为明显,其次是注入流体,影响较不明显的是原始地层压力;注入流体对混相效果影响最为明显,其次是原始地层压力,影响较不明显的是储层非均质程度。     

利用试井技术确定低渗透油藏CO2驱替前缘的方法

为了认识CO2驱替过程中压力响应特征,确定驱替前缘位置,进行了CO2驱替前缘试井解释方法研究。考虑CO2驱油机理、低渗透油藏启动压力梯度、储层非均质性等因素的影响,建立了低渗透油藏多组分CO2驱试井模型。采用非结构化网格进行网格剖分,基于有限体积方法,利用牛顿迭代进行全隐式求解。根据流动形态特征,将试井曲线划分为井筒存储段、过渡段、CO2区平面径向流动段、CO2波及区流动段和CO2未波及区流动段等5个主要阶段。通过追踪流体性质变化对试井曲线的影响,进一步研究了CO2浓度变化对压力的影响,建立了驱替前缘确定方法。矿场应用实践表明,该方法可分析CO2驱替前缘位置,预测前缘推进状况,为认识低渗透油藏CO2驱开发规律和优化开发方案提供了有效手段。     

考虑流体非均质性的低渗透油藏CO2驱试井分析

CO₂ 驱是提高低渗透油藏采收率的一种重要方式,但目前对驱替过程中压力响应动态的认识不足。CO₂ 的注入使地层流体性质发生改变,形成CO₂ 区、CO₂ -原油过渡区和未波及原油区。基于复合油藏渗流理论,引入幂律型公式和牛顿插值公式来描述CO₂ -原油过渡区内流体非均质性的变化特征,建立了低渗透油藏CO₂ 驱试井模型,并采用数值方法进行求解。对CO₂ -原油过渡区内2 种流体非均质性变化形式下的试井曲线特征进行了分析。结果表明：当CO₂ -原油过渡区内流体黏度与综合压缩系数均呈幂律型变化时,其变化指数均增大,CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区流度比和导压系数比均增加,压力导数曲线斜率增大;当CO₂ -原油过渡区综合压缩系数呈非连续性变化时,压力导数曲线因CO₂ 区与CO₂ -原油过渡区导压系数比的增加而呈现下凹趋势。最后,通过实例应用提出了CO₂ 驱试井解释方法。     

低渗透油藏CO_2驱最小混相压力预测研究

注CO2提高低渗透油藏采收率研究中,最小混相压力是CO2驱过程中的重要参数。以国内某低渗透油藏流体为研究对象,在室内相态实验研究基础上,综合运用多级接触和多因素回归分析方法,考虑原油组分和温度,建立适合目标油藏实际的CO2最小混相压力预测公式。与传统经验公式相比,该公式提高了典型区块最小混相压力的预测精度,为现场确定最小混相压力提供了简单、可靠的计算方法,为低渗透油藏CO2驱最小混相压力的预测提供了新的思路。     

低渗透油藏非线性渗流新模型及试井分析

基于毛细管模型,结合边界层理论,通过引入描述低渗透储层渗流的特征参数c₁ 和 c₂,建立了低渗透油藏渗流新模型,解释了启动压力梯度和非线性渗流产生的根本原因。根据新模型给出了考虑动边界影响的试井模型,并采用数值方法求解,分析了无因次特征参数c_1D和c_2D 对试井曲线的影响。结果表明：新模型的压力和压力导数曲线上翘,上翘幅度比拟启动压力梯度模型要小。考虑动边界影响的试井曲线上翘幅度比不考虑时要小。c_1D 和 c_2D 是决定曲线形态的特征参数。当c_1D 与 c_2D 之和不为常数时,随着 c_1D 或 c_2D 增大,上翘幅度增大;当 c_1D 与 c_2D 之和为常数时,随着 c_1D 增大,c_2D 减小,上翘幅度增大。对于封闭边界和定压边界在试井曲线上的压力响应,新模型与达西模型一致。     

低渗透油藏的压裂水平井三线性流试井模型

针对低渗透存在启动压力梯度的特点,建立了压裂水平井的三线性不稳定渗流数学模型,得到其在Laplace空间的解析解;通过Stehfest数值反演和Duhamel原理,得到了考虑井筒储存和表皮效应影响的压裂水平井井底压力值,对影响因素进行了研究。结果表明,启动压力梯度存在时,压裂水平井井底压力及压力导数曲线呈上翘趋势,且启动压力梯度越大,曲线越高,上翘的时间也越早;人工裂缝导流能力主要影响裂缝和双线性流出现时间的早晚;当裂缝间距达到一定值时,裂缝径向流才会出现,且裂缝间距越大,裂缝径向流持续时间越长;储容比影响压力导数曲线"凹子"的宽度和深度,储容比越小,"凹子"越宽越深;窜流系数决定"凹子"的位置,窜流系数越小,"凹子"就越靠右;井筒储集系数主要影响曲线的早期续流段。     

低渗透油藏采油技术

我国低渗透油藏资源较为丰富,勘探开发潜力较大。如何研究好低渗透油藏采油技术,对于这类油田来讲具有极其重要意义。本文详细分析了低渗油气藏的特点,指出低渗透油藏开发存在的问题,系统地总结了浅层低渗透油藏的采油工艺技术,从而指导这类油田的开发。     

低渗透油藏压裂井采油指数影响因素研究

针对低渗透地层垂直裂缝井的渗流过程,考虑了启动压力梯度和介质变形系数的影响,建立了复合介质平面径向流模型。根据此模型可得到不同地层及裂缝参数条件下油井产能。计算结果表明：采油指数峰值随着变形系数及启动压力梯度的增大而减小,随着裂缝半长及裂缝渗透率的增大而增大。