低渗透油藏压裂水平井产能的预测研究

一个可靠可行的方法来预测和优化压裂水平井产能,对于油藏开发方案设计来说至关重要。然而,现有的数学模型和评价方法不考虑启动压力梯度和压敏效应对压裂水平井产能的影响,在低渗透油藏中是不合理的。本文的目的是提供一个考虑启动压力梯度和压敏效应的方法,更加精确的预测低渗透油藏中压裂水平井的产能,并研究分析启动压力梯度、压缩系数和裂缝参数等对产能的影响。本文为油藏工程师,提供了一种可靠实用的预测和优化低渗透油藏中的压裂水平井产能的方法。     

低渗透油藏产能评价的非线性方法

胜利盐家油田的盐22块属于深层低渗透砂砾岩油藏.它产能评价难度大的主要原因是储层存在启动压力梯度和压敏效应,同时油井还采取了压裂措施.为此,通过处理启动压力梯度和应力敏感性实验数据,得到二者随渗透率的变化规律.综合考虑启动压力梯度、压敏效应和压裂裂缝的影响,得出了符合本区块的油井产能评价公式.在此基础上给出了油井产能的...     

致密低渗油藏压裂水平井合理生产压差优化设计

为了建立有效的数值模拟方法来计算储层压裂投产水平井合理生产压差,以HH油田延长组为例,对致密储层存在明显的启动压力梯度和裂缝存在压敏效应等问题进行了研究,并将动态渗透率与压敏效应共同引入数值模拟计算中,对渗透率进行了修正。动态渗透率理论能较好地模拟低渗储层非线性渗流特征,因此建立了低渗油藏压裂水平井产能数值模拟新方法,该方法综合考虑了低渗油藏启动压力梯度和压敏效应对水平井产能的影响。结果表明,新的数值模拟计算方法更符合低渗油藏压裂投产水平井的生产特征,启动压力梯度与压敏效应对水平井产能影响明显,并优化出HH油田压裂水平井合理生产压差范围。     

低渗透油藏压裂井生产动态分析

基于低渗透油藏非达西渗流理论,考虑基质拟启动压力梯度、压敏效应和裂缝变导流能力,并认为水力压裂裂缝为有限导流能力裂缝,建立了低渗透油藏压裂井的不稳定渗流模型。通过COMSOL有限元软件模拟压裂井的生产动态分析发现,启动压力梯度和压敏效应存在,会明显降低压力井产能。裂缝的变导流能力在时间越长时,对产能和近井压力分布影响越大。该研究对认识低渗透油藏有限导流垂直压裂井的生产动态有积极意义。     

基于压敏效应的变启动压力梯度渗流模型

特低渗透油藏受压敏效应作用,渗透率随着地层压力的变化而变化,从而导致启动压力梯度变化,而目前已有特低渗透油藏渗流模型中仅体现静态启动压力梯度,未同时考虑压敏效应和变启动压力梯度,计算结果与矿场实际情况往往偏差较大.利用非达西渗流理论及压敏效应公式等,以长垣外围扶余油层特低渗透油藏为研究对象,建立考虑压敏效应和变启动压力...     

滩坝砂特低渗透油藏经济动用技术研究与实践

针对滩坝砂特低渗透薄互层油藏埋藏深、层多且薄、物性差、改造难度大、注水难,常规开采难以经济动用的矛盾,以经济动用为出发点,突出压裂技术的改进与优化,通过应用降滤失和控制缝高2项主导技术,实现了压裂规模及产能的突破。通过单井经济极限产油量的研究、单井控制地质储量的确定,结合压裂裂缝研究,优化部署了弹性开发井网。2004年以来运用大型压裂弹性开发模式在梁112块等6个区块实施了产能建设,动用石油地质储量达1781×10^4t,建成产能达21．8×10^4t,实现了滩坝砂特低渗透薄互层油藏的经济有效动用。     

基于压敏效应的变启动压力梯度面积井网产量计算模型

特低渗透油藏流体呈非线性流动,受压敏效应影响显著,渗透率随地层压力的变化而变化,从而导致启动压力梯度变化,严重制约油田生产。目前已有的特低渗透油藏面积井网产量计算模型未同时考虑压敏效应和变启动压力梯度问题,导致计算结果与实际情况偏差较大,适用性较差。针对这一问题,文中基于特低渗透油藏渗流理论及压敏效应公式,分析了压敏效应对渗透率和启动压力梯度的影响,建立了变启动压力梯度模型,推导了考虑压敏效应和变启动压力梯度的五点法、四点法和反九点法井网产量计算模型以及启动系数计算模型。实例结果表明,模型计算结果更接近实际情况,可用于评价不同井网条件下储层动用状况,为特低渗透油藏开发调整方案编制提供理论依据。     

考虑压敏效应的变启动压力梯度试验研究

低渗透变形介质油藏中流体渗流不服从达西定律,存在启动压力以及较强的压敏效应,压敏效应会对启动压力梯度产生影响。采用模拟地层水驱替存在较强压敏效应的天然岩心,测得了有效应力变化对孔隙度和渗透率的影响和单相水驱时的启动压力梯度,获得了不同有效应力作用下的孔隙度和渗透率及不同渗透率岩心所对应的启动压力梯度。采用最小二乘法对试验数据进行回归,得到了孔隙度和渗透率随有效应力变化的模型、启动压力梯度随渗透率变化的模型及考虑压敏效应的启动压力梯度数学模型,提出了变启动压力梯度的概念。研究表明,低渗透变形介质油藏的启动压力梯度随有效应力的增大而增大;在生产过程中应选择合理的生产压差和注水时机,保持合理的地层压力,防止启动压力梯度增大对产量造成影响。      

滩坝砂特低渗透油藏小井距注水提高采收率技术研究

采用大型压裂弹性开发的模式开发滩坝砂特低渗透油藏,突破了产能关,但由于滩坝砂特低渗透油藏物性差,产量递减快,弹性采收率低。因此,为了提高滩坝砂特低渗透油藏的采收率,改善开发效果,在对滩坝砂油藏注水开发可行性研究的基础上,合理优化井网井距,提出在大型压裂弹性开发井网的基础上进行加密转注水开发,取得了显著的效果,研究区采收率由弹性开发的8.9%提高到20%,对同类油藏的开发具有指导意义。     

致密低渗透气藏压裂水平井产能计算与分析

为准确预测致密低渗透气藏压裂水平井产能,利用保角变换对渗流场变换,建立考虑压敏效应和启动压力梯度的渗流方程,积分得到压力函数降,并利用叠加原理建立压裂水平井产能模型。结果表明：产能模型与试采产能的误差为8.26%,产能模型准确可靠;压敏效应对产能的影响大于启动压力梯度对产能的影响;裂缝多于3条时,产能增加幅度变缓;增加裂缝长度和中间裂缝间距有利于提高产能。该模型为致密低渗透气藏压裂水平井产能预测和压裂参数优化提供了借鉴。     

非线性流下变形介质油藏压裂井产能评价

针对变形介质低渗油藏特征,根据压裂后流体渗流变化规律,基于稳定渗流理论,建立了考虑启动压力梯度、应力敏感共同影响下的低渗油藏垂直裂缝井产能方程。在建立模型基础上,分析了启动压力梯度、渗透率变形系数、地层污染等对产能、采油指数的影响关系。研究表明:启动压力梯度和应力敏感效应使油井产能下降,随着启动压力梯度增大,油井产能下降的幅度随压差增大而减小,而随着渗透率变化系数增大,油井产能下降幅度随压差增大而增大;地层污染导致油井产能下降幅度随压差增大而增大;当生产压差较小时,启动压力梯度的影响显著,而生产压差较大时,应力敏感效应影响明显增强;在变形介质油藏实际开发中应考虑选择合理生产压差。     

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新场气田蓬莱镇组气藏属于低渗透致密砂岩气藏，具有一定的储量规模，但低孔、低渗、高含水饱和度的特征使其开采困难，因此实施增压开采工艺技术是保证该类气藏增储稳产的重要手段。文章运用气藏数值模拟方法对该气藏建立了三维地质模型，在气藏储量拟合及气井生产历史拟合的基础上，设计了9套增压开采对比方案。选用三维二相黑油模拟器进行模拟计算，其结果显示实施增压开采方案的采气速度和采出程度均比不实施增压开采的高，而且延长了气井生产时间。同时还评价了经过增压开采后，气藏、增压井组以及单井的可采储量增加量，确定了增压开采后单井合理的井口压力控制程序和降产方式。方案结果对比表明，以目前单井产量敞输，控制最小井口压力在压缩机吸气压力0.2　MPa的开发方案，能使整个气藏在实施增压开采后提高可采储量7.28％。     

川西致密砂岩气藏开发实践与认识

基于气藏开发地质特征,利用核磁共振、恒速压汞、薄片鉴定、相渗实验及岩心衰竭式开采物理模拟实验等手段,将川西地区致密砂岩气藏的开发可划分为3种主要类型：①多层叠置毯状致密砂岩气藏以砂体横向展布稳定,纵向叠置程度高,原始束缚水饱和度较高为地质特征,形成了以直井分层压裂多层合采、提高储量动用程度,水平井加砂压裂、提高单井产能及泡沫排水采气为主的开发模式;②多层叠置条带状致密砂岩气藏以砂体规模小、厚度薄为地质特征,形成了多层合采与层间上返挖潜、提高单井可采储量,开发后期增压开采与高低压分输为主的开发模式;③砂泥薄互层毯状致密砂岩气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征,形成了滚动开发评价、降低开发风险,多层合采、转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气为主的开发模式。     

特低渗透油藏压裂水平井产能影响因素分析

低渗透、特低渗透油藏具有启动压力梯度,且非均质性较为严重,裂缝参数对产能的影响与常规油藏显著不同。利用油藏数值模拟方法,分别研究了不同渗透率非均质性和不同启动压力梯度条件下,裂缝参数对压裂水平井产能的影响。结果表明,在低渗透、特低渗透油藏中,非均质性较弱的情况下,压裂水平井生产状况与均质油藏类似,在非均质性较强的情况下,应选择比均质油藏更多的裂缝条数和更大的裂缝半长进行生产;在启动压力梯度较大的情况下,应选择较多裂缝条数进行生产。     

致密油藏可采储量概率快速评估方法 ——以红河油田长8油藏为例

致密油藏储层致密、大面积含油、局部"甜点"富集、油水分布复杂以及后期工程改造带来的储层复杂性,决定了其单井开发动态与可采储量分布具有较大的差异性和较强的不确定性,很难用常规的储量评估方法得出合理的确定性认识.通过引入北美对非常规页岩油气藏储量的评估方法,采用已开发井确定单井储量,再用已开发井储量的概率分布特征来表征区块...     

致密油生产动态特征及可采储量评估方法

致密油生产动态特征分析和可采储量评估是当前储量评价工作的难点之一。与常规油藏不同,致密油井产量受储层品质和大型压裂工程技术双重因素影响,压裂工程强度越大,致密油层的产量越高;相同压裂工程技术条件下致密油层品质越好,产油量越大。因此,储量评估中致密油层段仍需划分有效层与非有效层。致密油单井生产动态具有"两段式"特征,初期产量高、递减率大,中后期产量低、递减率减缓,在生产早期阶段,常规产量递减曲线法评估可采储量具有较大不确定性。基于致密油生产动态特征分析,针对早期生产阶段提出了两种可采储量评估方法,一是物质平衡时间法,主要用于评估试采阶段出现边界流动特征的单井可采储量,评估结果较为客观;二是产量类比法,主要用评估短期测试井的可采储量。从而为致密油单井可采储量评估提供了一套客观简便的方法。     

非线性渗流下低渗气藏压裂井产能评价

气体渗流受启动压力梯度、滑脱效应和应力敏感等多个因素影响,以前的研究没有综合考虑以上因素。针对低渗气藏渗流特征,根据气井压裂后气体渗流规律的变化,基于稳定渗流理论,建立了综合考虑启动压力梯度、滑脱效应和应力敏感等因素的低渗气藏有限导流垂直裂缝井产能预测模型,并利用该模型分析了启动压力梯度、滑脱效应、渗透率变形系数、地层污染等对低渗气藏压裂井产能的影响。研究表明:随着启动压力梯度和应力敏感的增大,气井产能呈近线性下降趋势,其中应力敏感的影响程度更大;随滑脱效应的增大,气井产能呈近线性上升趋势;在低渗气藏压裂参数设计中,增加裂缝长度比增加裂缝导流能力更重要,一定裂缝长度下存在一个最佳的裂缝导流能力;污染带半径增大和污染带渗透率降低都可使气井产能下降,下降幅度随着污染带半径增大和污染带渗透率降低而增大。      

页岩气藏可采储量计算新方法

前人计算页岩气可采储量诸多方法中,压降法未考虑页岩气藏的特殊性,产量递减曲线方法仅适用于已经发生产量递减的井,利用地层静压来获取控制储量然后进一步得到可采储量的方法也不适用于低孔低渗的页岩气藏。提出了利用生产数据求取控制储量来获取页岩气藏生产指示曲线的方法,再利用考虑吸附气的物质平衡方程计算废弃压力下的可采储量。研究表明废弃压力每降低1MPa,采收率大约会提高3.4%。新方法既可以应用于产量开始递减的生产井,也可以应用于气体流动达到拟稳态期的定产生产井,具有一定的应用价值。     

水平井多级多缝加砂压裂技术研究与应用

川西低渗透气藏存在异常高压、储层品质差、气井控制半径小、产量递减快、气藏整体采收率低等问题,难动用储量占有较大的比例.直井开发效益差,无法实现效益开发.水平井分段压裂开发是低渗透气藏实现提高单井产能的重要手段.文章在水平井分段压裂适应性分析及人工裂缝参数优化的基础上,针对川西低渗透气藏工程地质特征,通过对工具改进和工艺的优化,创造性的将常规水平井分段压裂与限流压裂技术相结合,形成水平井多级多缝加砂压裂工艺.XS21-4H和XS21-11H井等14口井的现场试验对比结果分析表明,多级多缝压裂工艺在节约施工成本的同时,大大提高了加砂压裂改造效果,单井最高增产倍比达到6.7倍,经济效益显著,具有较好的现场推广价值.     

对白马庙蓬莱镇组气藏加砂压裂工艺技术的认识

白马庙蓬莱镇组气藏是目前四川气田的热点也是难点之一.目前该气藏共进行了26口井29井次的加砂压裂,加砂压裂已经成为气藏增储上产的重要手段之一.从技术上对白马庙气藏加砂压裂概况进行了大致总结,并且针对目前气藏加砂压裂的发展方向提出了建议.