潘庄区块煤层气井层间干扰数值模拟研究

以沁水盆地南部潘庄区块W01井为研究对象,运用Comet3数值模拟软件拟合了3#、15#煤层的实际排采数据,反演了煤储层的渗透率、含气量等煤储层参数,引入干扰系数的概念,采用控制单一变量的方法,讨论了储层参数对层间干扰系数的敏感性,并通过模拟单采、合采条件下煤层气产量及储层压力的变化,探讨了煤层气井排采过程中层间干扰的形成机制。研究表明:合层排采时,层间干扰程度随着煤层气井开发呈现先减小后增大再减小的特点;渗透率、孔隙度、朗氏体积是层间干扰的主要影响因素,原始储层压力的影响较小。     

低渗透油藏两层合采油井层间干扰分析

多层系油藏高效开发的前提是开展层间干扰分析,确定层间干扰程度,在此基础上选择合理的开采方式。对于高渗透油藏多层合采油井层间干扰分析有人提出了正交因素分析方法,而对低渗透油藏多层合采层间干扰分析研究较少,鲜有文献报道。在多层合采油井层间干扰原因分析的基础上,提出了低渗透油藏两层合采层间干扰分析方法:基于低渗透油藏两层合采油井产能预测方程的建立,通过理论计算两层合采产量、单采产量的变化进行层间干扰分析,探索建立了低渗透油藏两层合采油井层间干扰分析方法,对于低渗透油藏多层开采具有一定的指导意义。     

储层非均质性描述及对注水开发的影响

注水开发油藏,储层非均质性会导致水线推进不均匀,致使残余油分布不均匀,或注入水突进使油井暴性水淹影响开发效果,因此有必要对储层非均质性进行深入分析及定量描述。根据沉积特征进行储层空间展布及物性特征研究,同时通过求取单层厚度、单层突进系数、渗透率级差、渗透率变异系数等评价参数,对储层的层间非均质性进行量化描述。可以看出,储层非均质性对区块的注水开发具有较大影响。实行分层注水及堵水调剖,对缓解层间矛盾及改善水驱开发效果十分必要。     

应用灰色模型的超低渗油藏产能评价

灰色模型是一种有较高预测精度、所需要的原始数据少、并且计算过程简单的方法,这种方法是对现有的数据进行生成、开发、并找出有价值的信息,达到对所研究系统的生产动态、规律等的正确评价和有效监控。超低渗油藏的渗流过程与一般油藏有很大的不同之处,低渗油藏在实际生产时的压差只有大于某一个数值的时候,流体在储层中才能流动,这说明低渗油层具有启动压力,其渗流过程是属于低速非线性渗流。通过对岩芯分析表明,这种现象与储层岩石的物性有关系。收集华庆地区元284井区长6储层基础数据进行初步分析,在全面认识储层的基础上,建立产能评价灰色模型。再应用Matlab和灰色模型相结合对特低渗储层进行产能评价计算,并对计算结果进行分析。     

不同层间压差条件下叠置含气系统的定产合采试验研究

为了研究滇东-黔西地区的多层叠置含气系统煤层气合采的产气特征,以4层合采方式为研究背景,利用大型多场耦合煤层气开采物理模拟试验系统展开3组不同层间压差条件下的定产煤层气合采物理模拟试验,研究了4个煤层在煤层气合采过程中的储层压力、瞬时产量、产能贡献率等参数动态演化规律。研究结果表明:在合采过程中,1号煤层的储层压力在11.5 min上升至1.1 MPa,出现明显的压力上升,这是由于煤层之间的储层压力差过大会形成层间干扰现象,使低气压煤层的储层压力上升,但该现象主要发生在合采初期,并随着合采时间的延长而减弱;在11.25 L/min的定产生产条件下,1-4号煤层的初始瞬时产量分别为-23.4、-1.6、9.3、18.3 L/min,因此当单层产气能力高于定产值时,高气压煤层的部分产气量通过井筒汇入低气压煤层,形成倒灌现象,且层间压差越大,倒灌的气量越大;在0.2、0.3和0.5 MPa的3种层间压差条件下,1号煤层在第10 min的产气贡献率分别为-3.2%、-10.4%、-16.9%,所以在合采初期,层间压差越大,对低气压煤层的产气的抑制作用越大;在稳产期内,不同储层压力的煤层产气呈现为一种"动态平衡"的产气特征,即当相对高气压煤层的产气能力不足时,相对低气压煤层的产气能力开始增加,从而维持稳定产气。     

考虑层间干扰的双层煤层气流动特性数值研究

层间干扰是影响多煤层联产效率的主要因素,通过多煤层联产模拟对各煤层产气的影响因素进行了敏感性分析。结论表明：开采条件相同时两均质煤层受到层间干扰的影响较小;当上下煤层渗透率比值达到2倍时,层间干扰系数最大能够达到0.35,产量被极大降低;当上下煤层半径比值达到2倍时,干扰系数最小能够达到-0.68,产量极大增加。层间干扰的影响随着产气时间增加而增大,适当提高下部煤层半径、初始压力有利于多煤层联产,但渗透率不一致的煤层不适合长期联合生产。     

低渗透油藏非线性渗流模式应用

采用分段函数模型描述低渗透油藏非线性渗流特征，推导了低渗透油藏稳定渗流的非线性渗流压力分布关系式及产量与生产压差的关系式。并进行了实例计算。结果表明，采用分段模型计算出的压力分布与拟线性的不同，并且在相同的产量下，采用分段模型计算出的生产压差要比拟线性渗流大。因此，对低渗透油藏，可适当加密井网，缩小井距，以减小非线性渗流区域，改善开发效果。     

考虑层间干扰的双层煤层气流动特性数值研究

层间干扰是影响多煤层联产效率的主要因素,对多煤层联产的深入研究是必要的。通过多煤层联产模拟对各煤层产气的影响因素进行了敏感性分析,结果表明,开采条件相同时两均质煤层受到层间干扰的影响较小;当上下煤层渗透率比值达到2倍时,层间干扰系数最大能够达到0.35,产量极大降低;当下上煤层半径比值达到2倍时,干扰系数最小能够达到-0.68,产量极大增高。层间干扰的影响随着产气时间增大而增加,适当提高下部煤层半径、初始压力有利于多煤层联产,但渗透率不一致,煤层不适于长期联合生产。     

煤层气-致密气合采层间干扰特征及选层建议

本文从层间干扰机制出发,分析了倒灌现象、物性差异以及开发方式对层间压力干扰的影响,并运用数值模拟手段进行合采生产特征和控制因素分析,研究表明:合采时出现短时的水倒灌现象,对开发效果影响不大,但倒灌后形成的水锁效应强弱是影响合采的关键;渗透率等物性差异不影响合采效率,但渗透率、解吸压力、工作制度等是影响两气合采经济性的重要参数。     

复杂断块普通稠油油藏制约注水开发效果因素分析

复杂断块普通稠油油藏，受断层发育、构造破碎、储层非均质性严重、原油粘度高等油藏地质特征的影响，注水开发层间、平面矛盾突出，严重制约了注水开发效果。精细油藏研究，调整完善注采井网，优化注采结构，进一步提高注水开发效果。     

储层非均质性和分层注水可行性研究

通过计算渗透率级差、突进系数、变异系数三项指标来研究储集层的层内非均质性,通过综合分析岩心物性资料及测井解释物性资料,计算平均砂地比、平均渗透率、平均孔隙度、油层钻遇率等指标,探讨层间非均质性。研究得到:研究区具有比较强的层内非均质性,中等略偏强的层间非均质性。结合对层间灰质泥岩隔层稳定性的研究,为层间矛盾的解决和分层注水方案的实施提供了可靠的理论依据。     

低渗油藏渗流特征及开发对策研究（增刊）

注入压力高、吸水能力下降快是低渗油藏注水开发面临的难题。通过分析深层低渗油藏压敏、水敏、油水粘度比、相渗等因素对渗流特征的影响,获得油藏开发过程中储层物性及流体渗流变化规律;利用油藏工程原理及数值模拟技术,研究了裂缝方位、注入量、渗透率及注水时机对裂缝扩张注水效果的影响,证明裂缝扩展注水技术能够大幅度提高低渗油藏采出程度。研究成果对 改善低渗油藏注水开发效果具有重要指导意义。     

沁南煤层气开发区块煤储层特征分析及意义

以沁水南部开发区块高煤级煤储层为例,结合统计图和等值线图分析了高煤级煤储层非均质性的特点,探讨了高煤级煤储层含气性、渗透率及流体压力非均质性产生的地质机理,研究了高煤级煤储层非均质性对煤层气开发的影响,提出了开发建议。分析指出高煤级煤热演化仅为煤层含气性、渗透性及流体压力的基础,后期构造改造才为导致沁水南部高煤级煤储层非均质性的根本原因。     

渗透率应力敏感性对煤层气井产能的影响

为了得到煤层气井产能方程,并对其敏感参数进行分析,基于煤层流体渗流规律,推导了在达西渗流和非达西渗流下考虑渗透率应力敏感性的产能方程,研究了韩城WLl井某煤层的煤层气井流入动态。结果表明：不管是达西渗流还是非达西渗流,考虑应力敏感性后煤层气井的产能明显减少,无阻流量最多可以减少12．4％;当改变渗透率应力敏感系数后,发现敏感系数越大,煤层气井的产能下降越多;如果生产压差较小,虽然应力敏感性影响不明显,但是产气量较低,生产压差过大又会浪费地层能量。因此,开发时制定合理生产压差是非常重要的。     

柴达木盆地H区路乐河组低渗透油藏油水互驱微观实验研究

为探讨低渗透油藏注水开发过程中油水互驱微观特征,以柴达木盆地H区路乐河组油藏为例,利用薄片观察、扫描电镜、物性分析及压汞实验等,开展油水互驱微观实验模拟综合研究。研究表明:该区储层物性较差,非均质性较强,岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石砂岩,储集空间以原生粒间孔隙为主,孔喉具有分布宽、分选较差、分布类型多且分散等特征。单相流体实验中原油在岩石内流动具有非达西渗流特征,启动压力梯度随渗透率的增加而降低,但相关性较差,增加压力梯度可使单相油渗流特征达到线性流。油驱水过程为非均匀驱替过程,油藏的微观非均质性强烈,原始含油饱和度较低;水驱油沿一两个通道快速突进,无水采油期短,水驱油效率低,增加压力可实现一定范围内增加水驱油效率,但效果并不明显;残余油主要有绕流形成的残余油、油膜残余油、边缘角隅的残余油等三种,其各自具有不同的形成机理。     

志丹油田延长组长4+5、长6储层均质性特征研究

应用钻井取芯资料、测井资料和注水开发资料,通过渗透率、压汞、剩余油等试验和统计分析储层韵律性变化、微裂缝发育特征、生产动态特征,开展志丹油田延长组长4+5、长6储层静态和动态非均质性特征研究。研究表明,志丹油田长4+5、长6特低渗超低渗储层静态评价为中等非均质,且纵向上长61至长4+51和长61至长64储层非均质性增强,平面上水下分流河道向河道侧翼、分流间湾非均质性逐渐增强;长4+5、长6特低渗超低渗储层不同微相区注水压力、水线推进速度、采液强度呈现中等非均质性,与静态评价结果一致;剩余油分布受储层静态非均质性和油藏开发动态非均质性的共同影响,以10种形式存在;储层渗透率低于0.3×10-3μm2时无法形成有效的注水驱动系统;注采比1.0时油藏地层能量和液量持续下降。静态和动态结合评价储层非均质性,更能揭示储层的本质特征,对于志丹油田开发及剩余油深度挖潜和稳产具有重要意义。     

致密储层应力敏感性与力学特性关系实验研究

致密储层极差的物性、特殊的微观孔隙结构特征及粘土矿物的赋存状态,造成储层极易受到应力损害,使渗透率降低,直接影响产能。利用三轴应力实验和智能岩芯流动实验,测定了致密储层力学特性,及煤油和KCl溶液驱替下的渗透率损害情况,并分析了应力条件下致密储层渗透率损害率与岩石力学特性的关系。研究结果表明:实验流体的选择对渗透率损害影响很大,KCl溶液渗透率损害程度远高于煤油测定结果;渗透率损害率,随着弹性模量增大呈对数函数减小,随着抗压强度升高呈幂函数减小。研究成果深化了对致密储层渗透率、岩石力学特性和有效应力关系的认识,对致密储层高效开发有一定指导意义。     

胜利油田盐家砂砾岩油藏注水开发试验

胜利油田砂砾岩油藏成层性差,层内层间非均质严重,砂体变化快,层界面电测响应不明显,层间对比难度大,砂体连通情况难以确定.在开发过程中,由于天然能量弱,油井产能下降快,递减大.若无人工能量补充,靠天然衰竭开采,油藏生产状况势必很快恶化.采用各种技术手段,研究砂砾岩油藏储层特征,弄清储层内幕,搞清砂体连通情况,尽快实施注水开发,对砂砾岩体油藏的稳定开发具有重要的指导意义.     

不同应力组合条件下煤岩渗透率的试验

利用自制含瓦斯煤热流固耦合三轴伺服渗流实验装置,对煤岩在不同轴压、围压和瓦斯压力组合下进行渗流试验,研究不同围压和瓦斯压力组合下的全应力-应变及在不同应力组合下煤岩渗透性的影响规律。结果表明：煤岩的渗透率随体积应力变化有三个阶段;在轴压和瓦斯压力一定的条件下,渗透率随着围压的增加而减小,且与围压呈二次曲线关系,围压对渗透率的影响比轴压大;在轴压和围压一定的条件下,渗透率随着瓦斯压力的增加先减小后增大,且与瓦斯压力呈三次曲线关系,渗透率减小阶段滑脱效应占主导地位;在一定瓦斯压力和相同体积应力下,渗透率随轴压的增加而增大,随围压的增加而减小,而且呈线性规律。     

压力波动法地浸采铀的数值模拟初步研究

目前国内外的地浸研究侧重地浸化学机制及工艺,不能很好地解决铀矿层非均质性引起溶浸流体非均质流动带来的非优势流动区域和溶浸死区等问题。基于流动传质理论、室内试验和注气现场试验,笔者提出了压力波动溶浸开采的方法,即采用高压缩性的气液混合溶浸流体进行压力波动条件下的地浸开采。基于分散相气液混合流体特性和流动-反应-传质理论,采用COMSOL-Multiphysics软件模拟了传统中性地浸和压力波动法地浸的采铀过程。数值模拟结果显示:压力波动过程中,溶浸流体在矿层中胀缩变形,可促进高渗透区域与低渗透区域的流体流动传质过程,特别是低渗区域的对流-弥散传质作用;铀回收率随压力波动次数变化而变化,回收率曲线明显区别于传统地浸回收率曲线,铀回收速率和回收率提高。初步结果表明,压力波动法地浸对提高非均质铀矿层的回收速率和回收率在技术上具有可行性。