分段压裂水平井压力动态影响因素分析

建立了分段压裂水平井不稳定渗流数学模型,利用有限元方法求得井底压力,绘制出压力动态曲线,对压力动态的影响因素进行了分析。研究结果表明:该模型的压力动态曲线分为井筒储集阶段、双线性流、裂缝附近径向流、地层线性流、拟径向流和拟稳态流等6个阶段。裂缝导流能力越强,双线性流持续的时间越短,裂缝附近径向流出现的时间越早;压裂裂缝半长越长,压裂裂缝附近的径向流出现的越早且持续时间越长;随着裂缝间距的增大,裂缝附近径向流越明显,且持续时间越长。该研究成果可为分段压裂水平井的压力动态分析和试井解释提供依据。     

裂缝性储层压裂水平井压力动态分析

利用点源函数和叠加原理,建立并求解裂缝性储层压裂水平井数学模型,绘制并分析压力动态曲线。结果表明:裂缝性储层压裂水平井的流动形态可分为井筒储存、第一线性流、第一径向流、第二线性流、拟稳态窜流和第二径向流等6个主要阶段;裂缝半长一定下,裂缝间距越大,第一线性流持续时间越短,第一径向流持续时间越长;储能比决定窜流过渡段的凹槽宽度和凹陷深度;窜流系数决定窜流过渡段的凹槽位置。该研究成果可为裂缝性储层压裂水平井的动态分析及试井解释提供依据。     

低渗气藏压裂水平井产能公式推导与分析

低渗透气藏开发是目前油气藏开发的难点,往往采用水平井水力压裂的方法以增加产能,而许多低渗气藏的产能模型没有考虑气体滑脱及裂缝间干扰所带来的影响。运用以叠加原理及等值渗流阻力原则等方法,将低渗气藏压裂水平井完井后流体的渗流区划分为三个区域:裂缝内气体的达西线性流动,气体在基质中的径向渗流区以及水力压裂裂缝泄流引起的非达西椭圆渗流区。建立考虑气体滑脱、裂缝间干扰影响的压裂水平井产能计算模型,分析了不同滑脱效应下各流入动态曲线,结果表明:随滑脱系数增加,气井产量相应增大;井底流压越低,随滑脱系数的增加气井产量变化越明显。因此低渗气藏开发中气体滑脱效应不可忽视。     

水平井开发低渗透油藏压力特征及影响因素分析

针对水平井开发低渗透油藏情况,考虑低渗透油藏遍存在启动压力梯度,简化建立盒状油藏水平井不稳定渗流数学模型,通过有限元方法进行数值求解,确定水平井井底压力数值解,并对影响水平井井底压力的因素进行了研究。研究表明启动压力梯度存在使水平井压力及压力导数曲线上翘,且启动压力梯度越大,特征曲线上翘越明显;地层各向异性或水平井在地层中垂向上的位置不同时,水平井早期径向流持续时间和压力导数不同。     

分段压裂水平井产能影响因素分析

建立了分段压裂水平井不稳渗流数学模型。模型采用有限元非结构化网格进行剖分,基于离散裂缝模型的思想对水力裂缝进行降维处理,使用伽辽金有限元方法进行求解,最后通过编程计算绘制了产能动态曲线,并对影响曲线的因素进行分析。研究结果表明,裂缝的导流能力在分段压裂水平井生产前期对产能有明显影响。导流能力越大,压裂水平井的日产量就越高。随着裂缝导流能的增大,井的增产幅度不断降低。裂缝条数越大,压裂水平井的产量越大。随着裂缝间距减小,缝间干扰增强,反而产量降低。这对深入认识分段压裂水平井的生产动态具有重要意义。     

缝洞型碳酸盐岩水平井酸压改造效果分析

缝洞型碳酸盐岩储层采用水平井分段酸化压裂改造形成的人工裂缝与天然缝洞系统沟通,从而增加了水平段控制储集体个数,大幅度提高了单井油气产量。运用酸压施工曲线和井底压力变化分析该区块水平井酸压改造效果,研究了分段酸压过程中不同曲线对应的碳酸盐岩储层缝洞发育情况和分布规律,分析了人工裂缝在各段分别沟通天然缝洞系统的情况。研究对水平井水平段控制储集体类型特征有进一步的认识,并结合单井动态特征,对水平井综合分析、评价和管理以及后期开发有指导作用。     

低渗气藏水平井分段压裂完井产能评价研究

水平井分段压裂完井是低渗气藏水平井长期高效开发的重要手段。目前国内学者在研究裂缝参数对压裂水平井产能影响时没有考虑不同气藏控制面积、不同气藏基质渗透率的情况,对压裂水平井裂缝间干扰作用也缺乏深入研究。为此采用数值模拟方法,建立数值模拟机理模型,在考虑不同气藏控制面积、基质渗透率的情况下,主要研究裂缝条数、裂缝长度、裂缝间距对低渗气藏水平井产能的影响,并提出了裂缝半长/裂缝间距的评价指标,同时参考模拟出的各条裂缝累积产气量及压力等值线图,对压裂水平井裂缝干扰情况进行分析。研究结果表明,在压裂水平井生产初期,各控制面积下累积产气量相同,但随生产时间的延续,气藏控制面积越大,累积产气量越大;基质渗透率越低,采出程度越小,需要压开更多的裂缝,裂缝半长/裂缝间距越大;裂缝条数越多,裂缝间产生的相互干扰也越严重,使每条裂缝的产量减小;裂缝间距越小,压力下降越快,裂缝间干扰作用越强。这为低渗气藏分段压裂水平井裂缝参数优化设计提供了理论依据。     

低渗透油藏酸化压裂解堵技术研究

为提高低渗透储层水平井分多段压裂工艺技术效果,分析了研究区主力层位山西组和石盒子组储层地质特征,明确了地层天然气、地层水、地层温度和压力特征,利用测井资料计算动态岩石力学参数,然后寻找动态岩石力学参数和静态岩石力学参数以及压裂施工压力之间的关系,评价地层可压性,通过综合考虑含油气性建立地层分段分簇模型,并利用该模型为研究区水平井分段定簇。微地震地面监测表明,裂缝长度在271～683 m范围,人工缝网的几何尺寸复杂,压裂效果明显。     

涪陵区块湖相页岩储层新型体积压裂工艺研究及现场应用

涪陵区块湖相页岩储层厚度大、分布面积广、资源量大。但湖相页岩气储层非均质性强，页岩泥质含量高，页岩闭合压力高，破裂压力高、延伸压力高、施工压力高，压裂难度大，传统压裂技术难以形成复杂裂缝。通过以涪陵区块湖相页岩气井TY1-HF井的岩石力学、矿物成分及地应力特征为基础，研究形成了“超密切割+均衡延伸+穿层扩体+暂堵转向+高强加砂”的湖相页岩储层体积压裂新工艺，现场试验取得了较好的效果。TY1-HF井储层的改造成功为以后国内湖相页岩水平井实施大型分段压裂改造积累了技术及现场施工经验。     

特低渗透油田水平井压裂产能参数优化研究

根据特低渗透油田储层特点,首先研究了流体在压裂水平井中的渗流特征,流体流动划分为早期拟径向流阶段、裂缝内的线性渗流及椭圆流动。在此基础之上,给出了修正的产能预测解析模型,该模型同时考虑了流体流向裂缝的压降损失、流体在裂缝中流动汇入水平井筒损失的能量以及流体在裂缝内流向井筒的线性流动,在油田试井资料较完善情况下,该方法较简单。当测试资料较少时,本文提供了一种新方法,利用油藏数值模拟软件对压裂水平井的裂缝参数进行优化模拟,包括裂缝条数、裂缝长度、裂缝间距、裂缝的导流能力、裂缝位置以及裂缝的排布方式,该方法对于评价特低渗透油田压裂水平井产能影响因素具有指导意义。     

塔河地区凝析气藏水平井不稳定试井期间多相流动的特征

塔河油田油藏类型多,油气水分布复杂,储层非均质性较强。该文以塔河油田为例讲述了凝析气藏水平井不稳定试井期间多相流动的特征,详细的论述了压力降落测试期间和关井恢复期间的多相流动的特点。     

油井产能预测评价新方法

评价油井产能对生产开发具有重要指导意义,而针对于非均质性极强缝洞型碳酸盐岩储层,常规产能评价方法有着诸多的不适应性。表现在井底流压测试困难,地层压力衰减较快,求取的采油指数也仅反映测试时产能特征。为更有效的对油井产能动态特征进行分析评价,通过油压及日产量构建产能分析图版,分析油井产能递减率,根据油藏驱动能量特征,将油藏区分为水压驱动油藏和弹性驱动油藏。并利用油压与日产量回归得到直线投影到横坐标得到的产能面积,与单井自喷期实际的日产油能力进行统计回归,得到产能面积与实际日产油能力的相关经验公式,即产能评价预测经验公式。依据此公式只需要判别油藏驱动类型,利用油压及日产量数据计算产能面积,即可求得自喷期单井日产油能力。该方法简单实用,可有效的对本区块油井自喷期日产能力进行评价预测。无需任何测试费用,同时也为类似油田油井产能评价分析提供一种技术思路。     

纯油区薄差油层和表外储层试井解释方法分析与认识

X区纯油区二、三次井主要开采有效厚度小于0．5m的表内薄差储层和表外储层,岩芯资料统计结果表明,平均有效孔隙度18．12％,平均有效渗透率74．0×10^3μm2从试井解释统计结果看,关井时间72h内出现径向流的井仅占11。05％。根据X区纯油区二、三次井开发现状,应用目前采用的试井解释方法,对出径向流直线段的井应用水驱平均压力进行地层压力水平分析,受解释参数的影响,地层压力偏低0．61MPa,采用合理参数计算的地层压力值与注采比的关系符合油田开发规律。建议今后应用产液剖面综合分析出液厚度,并考虑砂体发育情况编制软件精确计算单井的实际供油面积,提高地层压力的解释精度;不出径向流直线段井采用关井末点压力分析地层压力水平,在关井时间短的条件下,该压力不能真实反映实际的地层压力水平。由于受产量任务影响,不能无限延长关井时间,因此有必要针对薄差油层和表外储层试井资料出径向流直线段井数比例低的现状,探索压力恢复有效测试时间,并研究应用试井早期资料进行试井解释的方法,以更好地进行储层评价和指导生产。     

以产量为目标的水平井最优井筒长度

目前在研究水平井水平段长度优化时,大多采用Dikken优化原则,即当摩擦损失减少了20%产能时的长度为最优水平井长度。考虑水平井筒内的摩擦压降的同时,建立了油藏内流动模型、水平井井筒内流动模型、耦合水平井与油藏渗流,利用井筒内流体质量守恒定律,以产量为目标推导了油藏水平井水平段最优长度公式。对其敏感性参数作了分析并讨论摩擦压降对产能的影响。该模型既可以确定合理的水平井筒段长度,同时对水平井长度的优化设计具有指导意义。     

压力保持系统中一口井的压力恢复分析

The development and application of a new solution is demonstrated for the type-curve analysis and interpretation of well test data from a multiwell reservoir system of both production and injection wells with two-phase flow. The buildup type curves or buildup behavior could be obtained through the solution by using superposition. But a new outer boundary condition for variable pressure boundary must be introduced to obtain the correct pressure buildup solutions by superposition. A technique is shown to determine the deviation time from the infinite-acting semilog radial flow stabilization in the derivatives of pressure, which is calculated with respect to and plotted vs. shut-in time.
Field examples are given to illustrate the use of the proposed method for analyzing transient pressure data from a well located in a multi-well water-injection reservoir. An adaptive genetic algorithm-based method is used to match the pressure and pressure derivative data to estimate reservoir parameters. The validity and applicability of the proposed method are also demonstrated through the examples.     

Maximum Effective Hole Mathematical Modei and Exact Solution for Commingled Reservoir

The maximum effective hole-diameter mathematical modei describing the flow of slightly compressible fluid through a commingled reservoir was solved rigorously with consideration of wellbore storage and different skin factors. The exact solutions for wellbore pressure and the production rate obtained from layer j for a well production at a constant rate from a radial drainage area with infinite and constant pressure and no flow outer boundary condition were expressed in terms of ordinary Bessel functions. These solutions were computed numerically by the Crump's numerical inversion method and the behavior of systems was studied as a function of various reservoir parameters. The modei was compared with the real wellbore radii modei. The new modei is numerically stable when the skin factor is positive and negative, but the real wellbore radii modei is numerically stable only when the skin factor is positive.     

底水油藏水平井中心管控水完井优化研究

对于底水油藏,采取常规水平井开发时,由于地层非均质性和流动摩阻的影响,底水锥进问题比较突出,含水率上升过快,对开发效果产生较大影响。采用中心管完井技术可以延缓底水锥进,平衡跟端生产压差,改变跟端液体流向,增加无水采油量,延长生产井寿命。以A油田某井为例,根据中心管完井压降耦合计算模型以及底水稳定机理推导出中心管见水时间计算公式。在给定套管内径尺寸和中心管外径尺寸的条件下分析了不同长度水平段的中心管见水时间的长短以及在给定中心管长度为300 m的条件下分析了不同管径尺寸的中心管见水时间的长短。     

考虑启动压力梯度计算直井-水平井联合布井时注采极限井距

由于低渗透储层具有低孔、低渗特征,其孔隙结构异常复杂,表现出非达西渗流,存在启动压力梯度。水平井技术作为开发低渗透储层的有效技术之一,具有泄油面积大、单井产量高、穿透度大、储量动用程度高等优点。本文采用拟三维思想,利用积分法推导了水平井在水平面上的流函数和势函数。并针对低渗透储层存在启动压力梯度,计算直井-水平井联合布井时的极限井距,结合等产量-源-汇典型解,对比联合布井与纯直井布井时极限井距的差异。并得到不同水平井段长度下,极限井距与启动压力梯度之间的关系。经实例验证,此方法对直井-水平井联合布井确定合理井距开发低渗透储层具有一定的指导意义。