页岩气井产量递减分析经验法优化应用研究

页岩气井产量递减规律的分析方法,特别是准确预测页岩气单井产量及估算最终可采储量(Expected Ultimate Recovery,缩写为EUR)是页岩气开发十分重要的技术工作。预测方法主要有数值模拟法、解析法和经验法三大类,其中经验法因为只需生产数据、操作简单且有效而被广泛使用。目前主要有SEPD模型、Duong模型和YM-SEPD模型等单一模型,鉴于页岩气藏压裂水平井复杂的流动机理和渗流规律,单一递减模型难以适应现场需要。在详细分析了目前适用于页岩气藏单井产量预测最常用的两种经验方法-SEPD和Duong模型的基础上,提出了以此为基础的产量递减经验法分析新组合模型,并以四川盆地页岩气井生产数据为例,分析对比了新方法与SEPD法和Duong法的预测结果,印证了新方法更具优势、预测更为准确。     

预测页岩气产量递减组合模型的研究

页岩气由于微-纳米尺度流动机理和多尺度渗流规律的复杂性,给其产能评价和递减规律的预测带来很大挑战。针对Arps模型在页岩气产量递减预测中存在的局限性,学者们先后提出了SEPD模型、Duong模型和YM-SEPD模型,对页岩气产量预测起到了一定的指导作用。文中通过数值模拟对比了这3种模型的适用性,结果表明,在生产后期SEPD模型和YM-SEPD模型预测一般较生产数据偏低,Duong模型预测一般偏高。综合考虑这些模型的优缺点,提出了优化组合模型。根据组合模型的思路,生产20 a末的预测误差可控制在10%左右,较之前单一模型预测50%左右的误差,准确度大幅提高,并由实例应用进行了验证。     

非常规气井产量递减与EUR预测方法评述

针对非常规气井产量递减与EUR(预测最终采收率)结果差别大、准确率不高的问题,对Wattenbarger线性流法、PLE幂指数递减模型法、SEPD扩展指数递减模型法等各种方法的理论基础和优缺点进行对比分析,评价各种方法的使用对象、所需数据和适用条件。同时,通过对PLE、SEPD、Duong、LGM 4种模型在线性流阶段和拟边界流阶段的预测结果与数值模拟井的预测结果进行对比,并进行实际应用。结果表明:各种常用的非常规气井产量递减方法均适用于不同的地层流态;Wattenbarger线性流、拟恒定流动压力、水平井多级压裂模型3种方法更适用于变产量、变井底流压的流动状况;PLE和Duong模型在生产时间为2 a内预测比较准确。该研究为非常规气井产量预测提供了借鉴。     

页岩储层产量曲线分析

产量递减曲线分析在预测产量和提高储层采收率方面具有重要作用,其目的是确立产量与时间之间的关系,从而预测产能走势。Arps方程法和Arps方程改良后的产量曲线分析法目前在常规储层方面得到了广泛应用,但这些传统的方法并不适用于页岩储层之类的非常规储层。着重介绍了双曲线方法、Gentry方法、经验延伸法和Duong方法等非常规油气层产量曲线的分析方法。基于对几种产量曲线分析法进行概述的同时,借助Duong方法易比较和产量曲线易拟合的优势,论证了该方法对页岩储层生产预测的适用性;通过对瞬变流体和边界控制流体2种流态下产量曲线的分析计算,建立了经验方程式。最后,利用实际数据验证了Duong产量曲线分析方法的可行性。     

齐家—古龙地区高台子致密油层物性下限确定方法

致密油层物性下限的确定对于发现致密油藏、提交储量具有重要意义。齐家—古龙地区高台子扶余油层储层致密,取心资料少,采用大型体积压裂后没有单层试油资料,因此无法应用常规油藏中的试油、经验统计和含油产状等方法确定储层物性下限。应用地层条件下的岩电实验数据并对比不同物性条件下驱替程度确定的渗透率下限为0.05×10~(-3)μm~2;应用核磁数据并对比饱和谱、离心谱确定的渗透率下限为0.04×10~(-3)μm~2;应用研究区黏度资料并根据黏度、流度及渗透率的关系确定的渗透率下限为0.05×10~(-3)μm~2。综合3种方法确定的渗透率下限为0.05×10~(-3)μm~2,对应的有效孔隙度为7%。实际井资料的试油结果表明,该区致密油层物性下限的确定结果可靠。     

3种常用页岩气井经验递减方法——以四川盆地威远区块为例

页岩气井的递减规律与常规气井有一定的区别,分析页岩气井递减规律对准确评价页岩气井储量至关重要。经验递减法因为操作简单、有效而被广泛使用,但每种方法都有自身的缺陷及适用性,笼统的使用难免会造成很大的误差。分析了页岩气井的递减规律及SEPD法、Duong法及WK法这3种最为常用方法的特点,发现SEPD法是Arps指数递减的延伸,WK法是Duong法的延伸;并详细地给出了这些方法的应用步骤,结合四川威远区块的大量页岩气井得到了这3种方法的适用条件：①SEPD法不适用于页岩气井;②只有当气井进入边界流后,才可使用Duong法或WK法准确预测估算最终储量(EUR);③数据波动对传统Duong法、WK法影响非常大。最后改进了Duong法中参数q1的获取途径,消除了数据波动对Duong法的影响,避免了Duong法多解性的问题;与WK法的对比,改进Duong法要优于WK法。     

合水地区长7致密油储层物性特征研究

通过铸体薄片和常规物性分析方法,对鄂尔多斯盆地长7致密油储层物性特征进行研究。研究结果表明,长7致密砂岩平均孔隙度为8.98%,平均渗透率值为0.134×10~(-3)μm~2,"高孔低渗"为其典型特征。     

致密油藏活性水采油机理

注活性水相较于注水有诸多优势,在特低渗、超低渗油藏的实际开发中效果较好,因此可以借鉴到致密油藏的开发上。针对鄂尔多斯盆地X区块致密油储层,选取不同渗透率的岩心进行注水和注活性水驱油物理模拟实验,结合核磁共振技术,分析致密油岩心的微观孔隙结构、可动流体饱和度以及不同渗透率等级岩心的采出程度、残余油分布等。研究表明:大部分致密油油藏的孔隙为亚微米、微纳米孔,可动流体主要赋存于大于1μm的孔隙中;注活性水效果好于常规水驱,注活性水能够有效地动用微纳米孔中的原油;渗透率越低注活性水的驱油效果越明显,对于渗透率低于0.6×10~(-3)μm的致密油藏,建议采用注活性水开发。     

致密油储层渗透率界定指标探讨

近年来,由于美国致密油产量快速增长,引起了全球范围内的广泛关注,但是对于致密油的渗透率评价指标国内外尚不统一。基于油藏产能评价、实验室岩心相对渗透率、岩心排驱压力以及岩心孔隙度—渗透率关系等多个方面分析,结合现行标准及覆压渗透率—地面渗透率关系,提出了主要以地面渗透率1m D作为致密油储层与常规储层的分界点;并分析了致密油储层与常规特低渗透储层3个方面的差异,包括孔隙空间构成、孔隙度—渗透率关系以及束缚水饱和度等;最后提出了致密油储层两种辅助表征方法即渗流速率法和孔喉半径法等供参考使用。     

致密储层超前注气压力传导与开采特征研究

为及时补充致密油储层的地层能量,利用长岩心与回压阀装置模拟对某油田致密储层超前注气压力传导特征与开采特征进行研究。研究表明,同一注气压力下,渗透率越小,压力传导速率越慢,当渗透率小于某临界渗透率时,压力传导速率急剧降低,增大压力有助于降低临界渗透率影响;同一渗透率下,注气压力越高,压力传播越快。定压边界与封闭边界条件下产量初期下降速度均较快,但定压边界情况下产量迅速降低后稳定在相对较大值,而封闭边界情况下,产量持续降低。定压边界条件下,不同渗透率流量达到稳定的时间均相同,但稳定流量不同,渗透率越大稳定流量越大;在不同渗透率封闭条件下,起始流量与最终流量均一样,渗透率越低下降速度越快,流量下降到0的时间越短。致密油储层的渗透率对于产量存在一定的影响,超前注气有利于改善地层渗透性,不同边界条件下产量递减规律有较大差异。     

显微组分荧光机理及其应用

运用分子轨道理论并引入能带理论，从分子统计学角度，提出了显微组分的荧光机理。指出分子游离相内生荧团与生荧团之间的能量转换效率，及生荧团与大分子网络相之间能量传递效率决定了显微组分的荧光性质；显微组分荧光变异机理则受３个因素的制约，即温度效应，光氧化效应及“游离”效应。进而从显微组分荧光机理出发，对吐哈盆地煤成烃显微组分生油模式进行了分析，提出基质镜质体、木栓质体和角质体是吐哈盆地煤成烃主要贡献组分     

在WORD中页眉和页脚的设置技巧与实现

页眉和页脚在WORD中使用不少，很好地正确设置可以使文章增色，本文就如何设置页眉和页脚中的文字、图形、页码及其奇偶页页码进行了详细的阐述，以期对办公自动化水平提高有所帮助。     

合肥盆地重磁资料处理及重磁震联合反演

合肥盆地自1958年开始历经3次区域普查,近年来胜利油田又加大了对该盆地的投资力度,投入了大量资金开展地震、非地震勘探——覆盖全盆地的高精度重磁、化探及纵横贯穿全区的8km×8km二维地震测网与8条电法剖面。作者针对该盆地的勘探现状,利用丰富的重磁电资料,打破以往常规处理的模式,重点进行了重磁资料的目标处理,快速准确地提取了该区区域构造、局部构造及断裂的重磁异常信息和电性特征,并绘制了相关图件,为合肥盆地的油气综合评价提供了可靠而翔实的依据,并总结归纳了一套适合新区勘探的重磁处理新思路;同时,针对合肥盆地物性数据欠缺但物探资料丰富的特点,创立了不依赖物性参数的统计推断反演方法,综合全区31条地震测线资料和全区重磁数据建立起统计关系式,反演计算出其印支面埋藏深度,成功地绘制了重磁震联合反演印支面构造图,细致刻画了地震测网未涉及区域的构造分布形态;另外,应用LCT软件对HF-700、HF-340进行了重磁电震的联合解释,取得了较好的地质效果。     

莺歌海盆地北部斜坡带油气苗分布与油气勘探前景剖析

莺歌海盆地北部斜坡带具有多种油气勘探领域和广阔的油气勘探前景。百余年经久不衰的油气苗显示及海底广布的“麻坑”和地震剖面上的气烟囱模糊反射等,均充分地表明本区烃源丰富且油气至今尚处在生、运、聚、散的动平衡状态之中,具备了良好的油气运聚成藏条件。     

搅拌器的选择和设计

对搅拌器选择和设计方法进行了分析，提出了用于各种粘度的搅拌器叶轮在设计和放大时各参数的选择，为搅拌器的选型和设计提供了参考。     

白马松华地区岩石动静参数的变化规律及相互关系

岩石的力学参数中,弹性模量和泊松比为独立参数、岩石弹性模量、泊松比的测定方法有动态法和静态法两种。文中通过对四川白马、松华地区部分施工井动、静弹性参数的对比,探讨动、静态法在上述地区的实际运用。     

天然气成藏过程有效性的主控因素与评价方法

天然气的成藏过程是指天然气从源岩排出后的运移、聚集和散失过程,这一过程的有效性可以用气藏成藏保存阶段单位圈闭面积内的充注速率与散失速率的差值,即天然气净聚集速率定量表征。根据净聚集速率的高低,可将天然气成藏过程的有效性划分为高效、中效和低效3个级别。根据对典型气藏的解剖和大量气田的统计,天然气成藏过程的有效性主要受气藏成藏期源储剩余压力差、输导体系的类型和输导效率、盖层的厚度和排替压力3方面因素的控制。在我国含油气盆地的地质条件下,中、高效成藏过程的的主要地质条件是天然气成藏期的源储剩余压力差大于25MPa,具有汇聚型输导体系,气藏盖层厚度大于40m和排替压力大于15MPa。利用上述指标可以对盆地范围内天然气成藏过程的有效性进行定量或半定量评价和预测高效气藏的分布。     

渤海油气成藏特点及与断层关系

根据渤海近40年勘探成果,对已钻的一百余个构造的有关资料进行了综合分析,研究了渤海现有油田和含油构造的成藏特点,探讨了渤海油气藏与断层活动的关系。发现凸起与低凸起之上的披覆背斜与走滑扭压背斜是渤海最佳油气藏类型;上第三系馆陶、明化镇组是渤海主要含油气层系,其次是下第三系东营组和沙一、二段。渤海独特的盆地发育历史,尤其是晚第三纪中、后期郯-庐断裂的再次强烈走滑活动,对该区油气成藏有重要影响。     

油田地面集输管网管理系统的设计与应用

结合尕斯库勒油田地面集输系统标准化管理项目,介绍了油田地面集输管网采用GIS实现数字化管理系统的设计方法和技术,以及它在采油厂生产管理中所具有的多种应用功能。     

浙皖下扬子区小构造分区的宏观、显微构造特征与油气演化

本文在进行大量宏、微观构造观察的基础上,通过小构造的分区研究和变形温度的测定,结合区域有机地化和油气分布特征,将浙皖下扬子区从浅至深分为挠曲区、破-流劈理区和叶理-流动区三个构造区(变形温度主值分别为350℃、420℃、>500℃),它们形成于印支-早燕山期的强烈的陆内造山运动.各小构造区处在不同的油气演化阶段,即叶理-流动区为干气后阶段,破-流劈理区为过成熟阶段,挠曲区为成熟或高成熟阶段.