气井多层合采渗流特征及接替生产物理模拟

对于低孔、低渗气藏,为了提高单井产能和改善气田开发效益,许多生产井都采用了多层合采方式进行生产。为了更真实地认识低渗气藏多层合采的渗流特征以及确定最佳合采接替时机,通过设计室内物理模拟实验,模拟气藏多层合采开发过程,研究了地层压力、渗透率及主控因素共同作用下的气藏渗流特征对开发效果的影响以及合采接替生产时机,认为多层合采时,高压、高渗层产量贡献率始终高于低压、低渗层;而对于低压、高渗层,实验初始阶段低压、高渗层的产量贡献率高于高压、低渗层,实验后期从主产气层变为次产气层;在不同的接替时机下,随着接替点压力的降低,采出程度呈现出降低的趋势;低渗层接替生产要比高渗层接替生产效果要好。采用物理模拟实验研究多层合采产气渗流特征尚属新的尝试,其研究成果对制定类似气藏的合理开发技术策略提供了参考依据。     

低渗气藏多层合采可行性分析及产量预测研究

针对气藏多层开采的特点,利用压力平衡原理计算和绘制各个气层和气井的流入动态曲线,建立一套以时间为变量的气藏多层节点分析方法,形成多节点协调分析的多层合采可行性分析与产量预测研究方法,利用该方法可对气井生产全过程和气层产能及压力变化进行准确的描述与预测.研究分析表明:气层间压力差异是影响合采可行与否的主要因素,气层物性变差和提高气井产量可降低倒灌气量,而增加单层控制储量会延长倒灌发生的时间.当倒灌气量相当大时,合适的井下节流器能够大大降低层间倒灌气量,从而实现多层正常合采.多层合采预测方法经现场实例分析.证实其计算结果与实际生产情况吻合,可靠性较高,适宜指导现场生产.     

低孔低渗气藏多层合采开发模式下的产出特征研究

低孔低渗气藏产能低,以单一层位开采时稳产基础差,不能保证平稳供气。大牛地气田合采井区生产规律表现复杂,摸清层间产出特征是气田合采模式规模化面临的重要问题。基于试验区丰富的地质及动态监测资料,应用数值模拟、室内实验及现场实施方法,分析多层合采气井产量压力变化规律及产量贡献率等。研究结果表明,影响合采井单层产量贡献的主要因素有压差、有效渗透率、有效厚度、含气饱和度;试验初期低压高渗层的产量贡献率高于高压低渗层,试验后期高压低渗层由次产气层变为主产气层,高压高渗层产量贡献率始终较高;低渗层接替生产优于高渗层接替,可较好地回避层间干扰。     

大牛地气田低孔低渗气藏合采时机分析

低孔低渗气藏多采用合采的方式开采,但合采会降低气藏采收率.为了确定最佳合采时机,提高合采时的采收率,针对大牛地气田各气层原始地层压力接近、低孔、低渗的特点,进行了长岩心并联试验,模拟气藏合层开采时的产气特征,通过绘制流压与采收率的关系曲线,对比了在不同合采时机下层间压力差和物性差异对最终采收率造成的影响.研究表明,具有...     

高低压双气层合采产气特征

多层合采问题已经做过大量的研究工作,但采用的方法通常是数值模拟、试井分析等,为了更真实地认识“一井多层”低渗气藏（气层物性特征相近,初始压力不同）多层合采时的产气特征,引入了物理模拟技术,结合气藏实际,采用气藏天然岩心,建立了高低压双气层无窜流物理模型（简称“并联”模型）,实验模拟气藏定容衰竭开采方式,研究了不同初始压力双气层合采时单层产气、压力变化规律,单层产量贡献特征,气层采收率,配产、高低压气层初始压差对生产的影响等方面,取得了一定的认识。采用物理模拟技术研究多层合采产气特征尚属新的尝试,拓展了该领域的研究方法和思路,研究成果对制定类似气藏的合理开发技术策略提供参考依据。     

多层叠置含煤层气系统递进排采的压力控制及流体效应

为了研究多煤层发育地区各含气系统排采次序及压力控制下的流体效应,以指导煤层气井排采制度设计,从贵州省织纳煤田选择了1口煤层气参数+试验井,在划分多层叠置含气系统的基础上,分析了各含气系统静止液面压力、储层压力、临界解吸压力特征,设计了各含气系统递进排采次序及排采压力控制方案;模拟了单含气系统分排、多含气系统合排及多含气系统递进排采各阶段的流体效应。模拟结果表明：①单独排采各含气系统时,产气量低,排采时间短,成本高;②多含气系统递进排采平均气产能和累计产能高、稳产期时间长,但多含气系统在合层排采时,由于各系统压力不同,系统间存在相互干扰,并非所有含气系统都有产能贡献;③多层叠置独立含煤层气系统可根据各系统内煤储层压力、临界解吸压力和产气压力来设计递进排采次序,先排采临界解吸压力和产气压力高的含气系统,当压力降到另一含气系统的临界解吸压力和产气压力时,再进行两个含气系统合排,依此递进排采所有含煤层气系统。     

致密砂岩气藏多层合采气水交互越流模拟实验

鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气是中国石油长庆油田公司天然气开发的核心对象,由于有效砂体规模小、储层非均质性强、物性致密,长期以来被誉为"磨刀石上闹革命"。为了解决苏里格致密砂岩气藏直井多层合采时普遍产水的复杂渗流问题,基于苏里格致密砂岩气藏砂体纵向叠置类型分析,突破常规多层合采实验方法,设计了复杂气藏双层流动多点测压衰竭开发实验流程,建立不同开发方式下气、水层间可交互越流的双层开发动态物理模拟实验。研究结果表明:(1)致密砂岩气水层交替叠置型气藏在多层合采过程中,普遍存在层间气水交互越流现象;(2)储集层纵向非均质性、含水饱和度以及开发方式是影响层间两相交互越流最主要的因素,直接影响气藏采收率;(3)多层合采的高含水层(60%w<100%)与气层渗透率比值越大,生产中后期层间干扰对气藏生产的抑制作用越强,需采取相应的调整措施;(4)低渗气层与致密水层(渗透率小于0.1mD)合采时,未见严重的水窜越流现象,对气藏整体采收率影响较小,易实现气藏高效开发。结论认为,模拟实验研究成果为苏里格致密气高效开发提供了新思路和新技术,对提高致密气藏采收率具有重要现实...     

缝洞型碳酸盐岩气藏多层合采供气能力实验

在孔隙型、孔洞型和缝洞型岩心CT扫描、压汞资料分析储集层微观孔隙结构特征的基础上,建立多层合采物理模拟实验模型,研究了层间非均质性、生产压差、含水饱和度和水侵等因素对供气能力的影响,并采用Eclipse软件建立多层合采径向流模型对实验结果进行了验证。研究表明:缝洞型储集层渗流能力强,前期产气贡献大,孔洞型和孔隙型储集层渗流能力较弱,产气贡献主要体现在中后期;储集层渗透率的绝对大小影响自身的产能贡献率,相对大小影响多层合采总采收率;合理的生产压差下各类储集层之间可以达到"动态补给平衡"供气状态;缝洞型储集层产气能力受边底水影响较小,但会优先见水并封堵其他储集层,大幅降低合采供气能力与采收率。     

分采工艺在火烧山油田的应用

火烧山油田属特低渗、裂缝发育的多层砂岩油藏,在纵向上由4个主力生产层位(H1、H2、H3、H41、H42)组成,多套小层叠合开采,均受到注水影响。对于不同层系,各层物性与压力保持程度差异较大,层间干扰矛盾突出,各小层动用不均匀,油层抑制低压油层出液。为减少油层层间干扰,充分挖潜油层潜力,在火烧山油田开展分采工艺试验,有效的动用了小层的生产潜力,提高单井采收率。     

考虑有效应力与含水饱和度的致密砂岩气层供气能力

致密砂岩天然气资源丰富,但渗透率低,纵向上气层多,采用多层合采时,各层供气能力存在差异。气藏开采过程中气层压力下降快,含水饱和度也会发生变化,影响各气层供气能力。选取鄂尔多斯盆地上古生界典型致密砂岩岩样,开展含水饱和度对致密砂岩岩样供气能力的影响实验,对比分析了有效应力与含水饱和度对不同渗透率级别岩样供气能力的影响。结果表明,有效应力增加,渗透率相对较低岩样产气贡献率明显下降,相对高渗岩样增加,有效应力增加加剧了岩样间供气能力差异;在原地有效应力条件下,随着含水饱和度升高,岩样供气能力显著下降,渗透率越低,供气能力下降也就越显著;渗透率级差越大,渗透率相对较低岩样产气贡献率就越低。     

基于格子Boltzmann法的碳酸盐岩气藏多层合采模拟

多层合采是纵向发育多个层系储层的常用开发手段,碳酸盐岩气藏孔-缝-洞发育复杂,导致其合采机理不明确、常规手段评价合采效果难度大。因此,采用新方法评价其多层合采机理及潜在干扰因素具有重要的理论与现实意义。文中基于多松弛格子玻尔兹曼方法（MRT-LBM）,通过追踪合采过程的流线分布,量化评价了不同孔-缝-洞配置储层的合采效果。研究结果表明：裂缝-孔洞合采的层间非均质性最大,裂缝层对产量贡献很小,裂缝-缝洞合采与缝洞-孔洞合采的层间非均质性相对更小,两层基本可以实现均衡开发;增加生产压差,合采气层的产量比降低,一定程度有助于低渗产层的气体产出,且生产压差对非均质性强的合采组合敏感性更强;当合采层间的压力梯度差值为0.02 MPa/m时,低压层的稳定倒灌量可能达到高压层的1/8;如果层间非均质大且低渗层初始压力更低时,发生倒灌的可能性更大。研究成果可以为不同孔-缝-洞发育的碳酸盐岩气藏多层合采提供理论支撑。     

Φ83/56型分抽混出泵及配套管柱

<正> 胜利油田是一个多层系、非均质、注水开发的油田。由于层系多,各层的生产能力不尽相同。在多层合采时,势必会产生油层与油层之间的干扰。由于非均质且强化注水,造成各层的压力产生很大差异,合采时高压层很可能向低压层倒灌,从而影响各层的正常生产,降低油井产油量。在油田开发过程中尽管采用了针对性的分层注水,但由于地质情况复杂且非     

一种新的多层合采气井分层产量计算方法

多层合采是多产层气藏常用的开发方式,其关键之处在于分析判断各小层产出量。采用系统节点分析方法,以上部气层顶部为分析节点,建立了气井流入、流出动态数学模型,并将层间井筒段的垂直管流引入流入动态模型,确定了多层合采气井分层产量分配及分层井底压力。以某气田S井为例,节点分析结果表明,在合采初期,井口产量较小时,低压层的产能严重受到抑制;各小层间压差越大时,井底流压相差也越大,分层流入动态分析时,不能忽略井底压差的影响。     

多层合采气藏渗流机理及开发模拟——以柴达木盆地涩北气田为例

涩北气田是柴达木盆地典型的多层疏松砂岩气藏,具有岩性疏松、层多且薄等特征,气藏储集层从浅至深多达近百个。气田在生产过程中为了提高储量动用程度,实现经济高效开发,采用多层合采方式生产。针对多层合采可能产生的层间干扰、储量动用不均衡等问题,提出多层合采的物理模拟实验方法,并结合数值模拟研究探讨了多层合采时气藏储量动用程度的主要影响因素,系统分析了不同物性和地层压力条件下多层合采开发动态特征。在此基础上,研究多层合采有利条件,以渗透率倍比和压力倍比为评价参数建立判断图版,可对不同气层物性和地层压力条件进行初步判断,评价合采干扰程度,为多层气藏优化射孔组合提供依据。     

非均质油藏层间干扰室内实验优化

多层非均质油藏在合注合采开发时,受储集层岩性、物性、地层压力、流体性质等因素影响,层与层之间相互干扰。早期开展的并联驱替室内实验,无法有效地模拟油藏多层合采时各层间的流体交换,且所定义的干扰系数的物理内涵与注水开发渗流过程不符。为此,建立串并联组合驱替实验模型,模拟储集层层内岩性的变化。通过研究串并联驱替实验下不同渗透率岩心的产油量、含水率以及采收率,对干扰系数进行验证和再认识。研究结果表明：层间干扰的实质是不同储集层渗流阻力随着时间的变化,导致储集层流量分配发生改变;储集层非均质性是多层合采过程中形成优势渗流通道的主要因素。研究结果为后续开展层间干扰相关实验设计和非均质油藏合理高效开发提供了参考依据。     

常规油藏多层合采层间干扰系数确定新方法

多层合采层间干扰系数是确定多层合采组合界限以及评价产能一项重要的参数,然而在实际油田编制开发方案过程中,很难获得求取层间干扰系数所需各项参数,从而很难获得较准确的层间干扰系数,取而代之的是采用经验值,这给多层合采界限的确定与产能评价带来一定的不确定性。提出利用单层DST测试数据、油田生产动态数据、生产井压力恢复试井解释结果、实验室原油高压物性及岩心分析结果等资料,对多层合采层间干扰系数进行计算,并介绍了计算方法。经实际资料验证,该方法具有较好的实用性,且简单易行。     

鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏多层合采干扰指数模型及应用

多层合采是鄂尔多斯盆地苏里格致密砂岩气藏目前开发的主要方式,致密气、水层层间是否存在干扰、如何表征是气藏能否有效开发需要关注的重要问题。通过设计裂缝沟通的层间合采物理模拟实验流程和方案,开展了不同层间组合模式的开发模拟实验。结果表明：致密气、水层多层合采过程中,无论是只射开气层,还是同时射开气、水层,都普遍存在层间气、水交互越流的现象,从而产生层间干扰,降低气藏采出程度。基于此提出致密砂岩气藏多层合采层间干扰指数概念,并运用多元线性回归方法拟合得到干扰指数模型。干扰指数决定于储层物性的好和差,含水饱和度越高、水层与气层渗透率比值越大（大于临界值1）,层间干扰出现得越早,干扰指数越大。最后基于干扰指数模型,建立致密气藏气井产能评价新方法,气井实例计算结果表明,干扰指数曲线可以有效描述气井的层间干扰动态,基于干扰指数模型的产能评价方法计算的气井产能和生产动态与生产历史基本一致,证明了干扰指数模型的有效性与准确性。因此,干扰指数模型可以有效预测苏里格致密砂岩气藏气井的产能和生产动态。研究成果对于苏里格致密砂岩气藏的高效开发具有重要的理论指导和实践意义。     

一种考虑层间干扰的多层合采油藏水驱采收率预测方法

考虑层间干扰研究多层合采油藏各层水驱采收率变化规律,对制定油田开发调整政策具有重要意义。联合BuckleyLeverett水驱理论和Welge水驱方程,推导了考虑层间渗流阻力干扰的多层合采油藏水驱采收率计算方法。该方法通过各层渗流阻力差异体现层间干扰程度即注入端各层吸水量系数值,针对各层的注入量采用水驱油理论和物质平衡原理建立水驱采收率计算式,循环迭代计算各小层的渗流阻力、吸水量和水驱指标（含水饱和度、含水率、水驱波及系数及采收率）,可以预测各小层水驱采收率与累积注入量关系。该方法应用于渤海QHD油田高含水期开发调整,首次在海上采取大规模水平井联合定向井分层系开发模式,通过实施开发调整,各主力层采油速度由0.5%～0.8%提高至1.9%～2.2%,采收率由10.4%～22.4%提高至26.5%～37.9%,极大改善了油田开发效果。应用实例表明,该方法计算简便且具有较高的准确性和实用性,可真实反映多层合采油藏水驱过程中高、中、低渗层（低、中、高黏层）之间的干扰程度及其对水驱采收率的影响。     

高压气层气体钻井井壁稳定性分析

在利用气体钻井技术揭开高压气层的初期,由于低密度气体在井底产生的压力很小,远远低于气层的孔隙压力,高压气层的气体在压力势差作用下由地层向井眼高速流动,导致高压产气层段井壁稳定性下降,易引起井下复杂事故。通过分析高压气层高速产气影响气体钻井井壁稳定性的作用机理,建立了一套高压产气层气体钻井井壁稳定性的评价方法。结果发现：高压气层高速产气过程中,一方面导致产气层近井壁地带的孔隙压力降低,形成一个压降漏斗,作用在井壁表面岩石上的有效应力增加,有利于气层的井壁稳定;另一方面由于产层孔道迂回曲折,高压气体在快速流出地层时,在近井壁地带会产生一个附加径向应力,降低了井底气体对井壁岩石的有效支撑作用,不利于气层的井壁稳定。综合分析正、反两方面的影响因素后发现：高压产气层被气体钻井揭开瞬间,气层井壁表面岩石稳定性最差;随后,井壁表面岩石孔隙压力降低,井壁稳定性变好;随着产气层暴露时间的增加,气层深部位置点高压气体开始流动,井壁稳定性先变差后变好。     

油井多层开采自动换层器设计分析

为了克服油井多层合采时由于层间渗透率和压力差异而导致的层间相互制约与干扰问题,设计了油井多层开采自动换层器。该换层器设有2组独立的油流通道,根据相邻油层作用在活塞杆上的压力差异自动建立高压层产液通道并封闭低压层产液通道,实现高压层单层生产。换层器设定了换层压差阈值,根据活塞杆受力平衡原理,对换层压差阈值进行了设计分析与试验验证,设计值与试验值的误差小于0.10 MPa。设计分析与试验均指出:换层器能自动变换油流通道,可以实现高压层单层生产与多层轮换开采功能;换层压差阈值理论计算模型具有一定的合理性与正确性。该换层器可为解决油层合采时各层产液及含水率无法区分与计量的难题,以及不同油层间产能规律不同导致的油层间相互干扰问题提供技术手段。