低渗气藏水平井产能影响因素敏感性分析

为了提高吉林油田水平井开发深层天然气的产能和经济效益,研究了低渗透率气藏水平井产能影响因素。所考虑的影响因素包括储层渗透率、储层厚度、水平段长度、纵向位置、表皮系数、压裂裂缝条数。研究表明:在相同渗透率下,随着水平井段长度、气层厚度和压裂缝条数的增加,水平井采气指数增加,而且三者对水平井采气指数的影响显著;水平井采气指数随表皮系数的增加而降低幅度逐渐减缓;纵向位置影响甚微;水平井采气指数随着储层渗透率的增大而逐渐增大。     

低渗气藏压裂水平气井产能影响因素分析

结合低渗气藏水平井压裂后裂缝形态特征,应用节点分析理论和压降叠加原理,建立了气藏压裂水平井产能预测模型。运用产能模型分析了裂缝形态因素、裂缝间距、裂缝条数、导流能力以及储层渗透率等因素对产能的影响。结果表明:气藏压裂水平井产量随裂缝条数、裂缝长度、裂缝间距和裂缝导流能力的增加而增加,但这些参数达到一定值后,产量增加幅度减小;裂缝的非均匀分布会增加压裂水平气井整体的干扰作用,应尽量保持裂缝间距相等;由于"屏蔽"效应作用,应适当减小中间裂缝的长度,增加两侧裂缝的长度。     

压裂水平井生产动态数值模拟研究

针对压裂水平井的渗流特征,建立了低渗透气藏压裂水平井定产开发数学模型,模型考虑了应力敏感效应和含水饱和度的影响。通过数值模拟,研究了渗透率、含水饱和度、裂缝条数、裂缝半长、水平段长度等因素对压裂水平井产能的影响规律,得到了不同参数下的产气量及采出程度动态变化曲线,并分析了不同参数对动态变化曲线的影响程度。研究表明:渗透率越小,含水饱和度对采出程度影响越大;渗透率小于0.1×10-3μm2时,稳产时间和采出程度显著下降,所以渗透率小于0.1×10-3μm2的储层是压裂水平井参数优化的重点;对于裂缝条数已知,渗透率越低,合理水平井长度越短,对于水平井长度已知,渗透率越低,合理裂缝条数越多、合理裂缝半长越大;对于具体气藏来说,在储层基本参数给定的情况下,裂缝条数、裂缝长度、水平段长度都不是越大越好,应该存在一个最优的匹配关系。     

致密砂岩气藏压裂水平井裂缝参数的优化

为了解决压裂水平井的多参数综合优化问题,基于不稳定渗流原理,应用复位势理论、叠加原理和数值求解方法,建立了考虑裂缝干扰的压裂气藏水平井产量预测模型,研究了影响压裂水平井产量的单因素变化规律;结合正交试验设计方法和灰色关联理论,确定了影响压裂水平井产能的敏感因素排序,并实现了考虑多参数综合作用的压裂水平井参数优化设计。计算结果表明：算例中影响产量的重要性排序依次为地层渗透率、储层厚度、孔隙度、水平段长度、裂缝条数、裂缝长度和导流能力;优选区块水平井组合参数为水平段长度1 000 m、裂缝条数10条、裂缝长度60 m、导流能力10 μm²·cm,按照优化参数施工后,无阻流量显著增加。     

低渗透率油藏压裂水平井产能影响因素

通过科学的抽象,建立了大量的非均质地质模型,以油藏数值模拟为手段,系统地研究了压裂水平井在低渗透率油藏中的开发动态,建立了压裂水平井累积产量增产倍数图版.所考虑的影响因素包括人工裂缝的方向、K_v/K_h、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、储层渗透率、裂缝间距和非均匀裂缝长度等.研究表明：压裂水平井裂缝条数以3条相对较优;最佳裂缝长度与裂缝导流能力和储层渗透率有关;对于特定的油藏,存在相对较优的裂缝导流能力值;两条最外边裂缝的间距对压裂水平井产能有一定的影响;由于压裂水平井段上不同位置裂缝的产量贡献值有差别,建议加大中间裂缝的长度或导流能力,以达到裂缝间产量贡献值的均衡.在对裂缝条数、长度和导流能力研究的基础上,建立了增产倍数图版.     

致密气藏中压裂水平井的动态分析

将水平井与无限导流裂缝的物理模型相结合 ,获得了预测压裂水平井产能的简单方法 ;系统地分析了影响水平井产能的主要因素 ,其中包括水平段长度、气层厚度、地层渗透率的各向异性以及人工裂缝的裂缝半长等。研究表明 ,在渗透率低于 0 .1× 10 - 3μm2 的致密气藏中 ,压裂裂缝表现为无限导流裂缝的假设是合理的 ;对于给定的气藏 ,存在最佳的水平段长度 ;裂缝半长对产能具有较大影响 ;水平井压裂适用于气层分布稳定、厚度较小、具有一定垂向渗透率的气藏。     

特低渗透油藏压裂水平井产能影响因素研究

压裂水平井的产能受到地层参数和压裂参数的双重影响,在开发过程中需要确定各个参数对压裂水平井产能的影响规律和主次关系,本文基于特低渗透油藏参数进行了压裂水平井产能影响因素的数值模拟研究。研究结果表明:压裂水平井的增产倍数随着地层渗透率和油层厚度的降低而增加,而垂向渗透率大小对压裂水平井产能的影响并不大;对于裂缝参数,压裂水平井的产量和裂缝产量比重随着裂缝导流能力、裂缝半长以及裂缝条数的增加而增加;由于裂缝间的干扰和泄油面积的不同,水平井两端的裂缝产量要大于中间裂缝的产量;地层的储集能力仍然是决定压裂水平井绝对产能的主控因素。而从裂缝参数角度考虑,裂缝半长对压裂水平井绝对产能的影响最大,其次是裂缝导流能力,而裂缝条数的影响并不大。     

致密油水平井压裂数值模拟及裂缝参数优化

水平井压裂是致密油藏开发的必要技术手段。为了给出致密油水平井压裂的合理裂缝参数,以大庆油田致密油储层为例,使用油藏数值模拟软件Radial-X建立模型,模拟了致密油水平井压裂生产过程。结果表明,致密油仅在井、缝附近发生渗流,水平井开发的控制范围由水平段长度和压裂改造的缝长、缝密决定。通过水力压裂的裂缝参数敏感性分析得出:裂缝导流能力增加到一定程度即可达到增加水平井产能的目的;增加裂缝数量能提高水平井产能,但是水平井多条裂缝会互相干扰,大庆油田致密油高台子储层2 km井长模型5 a的最优裂缝条数约为20条,扶杨储层5 a的最优裂缝条数约为15条;增加裂缝长度对压后生产有利,但随着裂缝长度增加,产量增加幅度会减小。     

低渗透油藏不同类型油井产能对比

利用势的叠加原理分别建立了直井、水平井、分支水平井、压裂直井、压裂水平井的产能预测模型,针对低渗透油藏不同油层厚度、油层渗透率、水平井长度、分支长度(裂缝半长)和分支数目(裂缝条数)对上述5种井型产能变化规律进行了研究,分析了不同类型油井在低渗透油藏中适应性。研究结果表明:低渗透油藏中,所有井型产量随油层厚度和渗透率的增加而增加。但压裂水平井产量增幅逐渐减缓,其他4种井型的产量近似线性增加。水平井长度是决定水平井产量的重要因素,增加分支长度和裂缝条数分别是低渗透油藏提高分支水平井、压裂水平井产量的重要途径。     

苏东南区水平井产能敏感性分析

苏东南区水平井产能影响因素众多,主要表现为初始递减率和动态储量。为了具体描述各因素对气井产能的影响,利用气藏工程和数值模拟方法,从水平段长度、供气面积、渗透率、储层厚度、含水饱和度以及井底流压等几个方面定量分析了各因素对苏东南区3个生产区块单井初始递减率和动态储量的影响程度。为了对敏感程度进行定量的分析,引入分析参数敏感度,定量分析了各个参数对生产井初始递减率和动态储量的影响。研究表明,虽然区块不同,但是各区块水平井递减因素敏感性基本一致。对初始递减率而言,敏感程度由大到小依次为:水平段长度含气饱和度储层渗透率储层厚度井底流压;对动态储量而言,敏感程度由大到小依次为:含气饱和度井底流压储层渗透率水平段长度储层厚度。     

洛带气田遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术应用研究

洛带气田遂宁组气藏埋藏较浅，属典型的特低渗致密气藏。储层为砂泥岩互层或泥岩夹层，单层砂体很薄，微裂缝较发育和非均质性强，长期以来一直被视为“非储层”。文章进行了储层敏感性评价和低伤害压裂液优选研究，提出了以“多层合压或分层压裂、中砂量、中前置液量、中排量、中砂比、强化返排措施”为特色的水力压裂改造技术，取得极为明显的增产效果，平均单井增加无阻流量4.62×104m3/d。遂宁组特低渗致密砂岩气藏压裂改造技术的重大突破，为难动用储量的升级和增储上产做出了关键性贡献，使以前一直被认为是“非储层”的致密气藏成功转化为工业性气藏，并成为川西地区增产效果最好的气藏之一。     

靖边气田气井定产试验和压力递减规律分析

靖边气田进入稳产阶段以来，由于地层压力的逐渐衰竭，部分气井产能已显著降低，目前正面临产量递减。为了进一步加深对气田储层特性、气井产能特征、气藏稳产能力的认识，研究下古生界马五₁₊₂气藏的稳产能力，预测气田增压时机，为合理确定气田开发规模、高效开发气田提供有力技术保障，2004年初选择典型井块开展了气井定产试验和分析。依托现场试验，通过气藏工程、地质建模、数值模拟等方面的研究，基本掌握了气井定产状态下的井口压力递减规律，加深了区块开发动态认识，达到了试验预期目的。     

从地球化学角度看高科1井的天然气勘探前景

在四川南部凹陷高石梯构造钻探的高科1井在目的层没有找到工业气流。运用气藏地球化学研究方法,对高科1井的天然气特征、储层沥青的生物标志化合物特征进行了研究。结合区域构造发展史和岩石薄片研究综合分析后认为:高科1井的失败主要在于没有找到好的储层,井正好打在了沥青封堵带上;但是,高科1井所在的高石梯构造区具有较好的天然气勘探前景,主要产层应为震旦系灯影组四段;在该区,要找到具有工业价值的天然气,关键在于寻找好的储层,避开沥青封堵带打井。     

特低渗透油藏合理注气能力和开发效果分析

针对国内外特低渗透砂岩油藏及大庆外围芳48断块地质特点，在开展室内油水和油气相渗透实验的基础上，应用油水及油气渗流理论和油藏工程及气藏工程方法，分析了特低渗透砂岩油藏油水和油气渗流特征、采油指数与吸水指数、采油指数与吸气指数、油层破裂压力和注气能力的关系，研究出了特低渗透油藏注气能力设计方法，并在芳48断块注气方案设计中得到有效应用。研究表明：芳48断块特低渗透扶余油层具有常规特低渗透砂岩油藏的渗流特征，采油能力和吸水能力低，吸气能力较高，在合理注入压力下具有一定的注气能力，注气比注水开发效果好。矿场试验结果证实，芳48断块注入产能设计指标与矿场实际开采结果相近，注气压力较低，油层吸气能力强，油井产量明显高于类似的水驱油藏的产量，说明注气开发是提高特低渗透油藏动用程度的有效途径，为类似油藏注气开发提供了有效的方法。     

扎那若尔气顶油藏流体相态研究

气顶油藏是表述上方有天然共存的气相烃类蕴藏的油藏，它与下方的油藏和水体处于一个统一的水动力学体系中。在漫长的地质演化与赋存进程中，它们相互之间已处于水动力学平衡、热力学平衡及多组分相态平衡状态。随着我国油气田勘探开发的发展，越来越多的气顶油藏或带油环的凝析气藏相继发现，判断气顶油藏的流体类型对开发方式的选择有直接的指导意义。国内外有一些气顶油藏相态方面的报道，但系统的论述气顶油藏的类型及判断方法还较少。位于哈萨克斯坦境内的扎那若尔气顶油藏是一个比较典型特殊的未饱和油藏，在国内外目前研究这种类型的油藏还比较少，在1999年对扎那若尔油藏研究的基础上，通过目前的资料，利用相态恢复理论，对该油藏的相态进行再认识，从而为该油藏的开发方式提供可靠的依据，并且对类似气顶油藏的开发有借鉴作用。     

大港油田地下储气库可行性研究

通过对大港油田已枯竭的板８２０气藏的更加深入的地质研究，重新评价了该气藏的储集层和盖层，论证了作为地下储气库的地质可行性；通过对开发史分析研究，论证了作为地下储气库的开发可行性，并计算了气藏开发动态储量。根据多年来对天津市供气规律，确定了储气库调峰周期和基本参数。设计了注采井生产能力和注采方案。根据经济评价，认为利用废弃气藏作为地下储气库经济效益显著。图２表１（郭海莉摘）     

任11井潜山油藏改建地下储气库关键技术研究

利用油藏改建地下储气库在国内还没有先例,利用潜山油藏改建地下储气库在国外也很少见。借鉴华北雁翎油田注气矿场试验经验,结合国外油藏改建地下储气库主要理论基础,对双重介质潜山油藏注气驱动机理、库容及损失量、建库过程控制和建库周期等进行了评价研究,解决了潜山油藏改建地下储气库的多项技术难点,初步建立了一套双重介质潜山油藏改建地下储气库评价理论体系和方法。     

N2、CO2和天然气在岩心孔隙内表面的吸附量的测定

利用高精度孔隙度测定仪和气相色谱分析仪,采用恒体积法,测定了室温(283~292K)、低压(0.167~0.3MPa)下N₂、CO₂和天然气在8个不同的岩心孔隙内表面的吸附量,对于天然气,还测定了吸附前后自由气体的摩尔组成,被吸附气体(吸附相)的摩尔组成和天然气各组分的相对吸附量。实验结果表明:用N₂测得的吸附气量在原始气中所占的比例为0.4%~4%不等, CO₂的为1%~5%不等,天然气的为3%~6%不等;吸附前后自由天然气的摩尔组成有显著的差异,表明岩心对天然气有明显的吸附;天然气各组分间存在竞争吸附,重质组分的相对吸附量大于轻质组分。     

莺歌海盆地底辟构造带低电阻率气层测井解释方法研究

莺歌海盆地底辟构造带浅层已相继发现了东方 1 1和乐东 2 2 1等一批具有商业价值的天然气田。在这些已发现气田的含气层中 ,既有产能较高的高电阻率中—细砂岩气层 ,也存在产能较低的低电阻率粉砂岩气层。低电阻率气层的电阻率与邻近水层或泥岩层极为接近 ,造成了气层识别和含水饱和度计算的困难。低电阻率气层的地质储量约占总地质储量的 2 0 %～ 30 % ,地层测试结果表明 ,低电阻率气层具有一定的产能 ,因此 ,开展低电阻率气层测井解释方法研究具有重要的现实意义和极大的实用价值。文中对莺歌海盆地底辟构造带低电阻率气层的形成机理及识别方法进行了探讨     

榆林气田陕141井区气井生产动态特征分析

分析了陕141井区气井压力、产量的变化，研究了储层对生产动态的影响，把16口生产井分成了实际生产能力超过设计方案的井、达不到设计要求的井和与设计相符的井等３类。研究得出：气井产能的大小与气井所处的砂体位置及砂体的厚度有关，位于主砂带内部或有效厚度大的气井，生产能力和生产稳定性较好；位于主砂带边部或有效厚度小、渗透性较差的气井生产能力和生产稳定性差。根据井区实际生产情况和储层特征，利用生产指示曲线确定出该井区生产压差应取静地层压力的16%左右，合理产量取无阻流量的1/3～1/4。此外，还建议采取一些提高地层能量的增产措施，更多地应用提高气层渗流面积、气层保护的相关技术以及气层的相关改造方法，增加气井的产能。