裂缝性油藏水平井稳态解产能公式研究

本文首先推导出矩形油藏中垂直裂缝稳态解公式，在此公式的基础上，推导出裂缝性油藏水平井稳态解公式，在推导过程中，考虑了油藏顶、底边界、两侧边界，完井方式，油藏基质各向异性以及垂直裂缝部分穿透油层等因素对水平井产能的影响。     

高饱和压力,高油气比油藏注采比的计算方法

利用物质平衡方法和容积法,提出了计算高饱和压力、高油气比油藏注采比的计算方法,并对有关参数的确定进行了理论推导论证和经验总结。结合文东油田的开发实例进行了实际有效的和实际应用,计算结果更加准确合理地反映了文东油田目前开发的实际注采状况,实际应用效果明显,这咱方法对油田开发政策的确定具有一定的指导意义 。     

裂缝性油藏压裂井产能数值模拟模型研究与应用

研究的裂缝性油藏渗流介质包括人工压裂裂缝和天然微裂缝、大裂缝及基质，将大裂缝与基质的物质交换在微裂缝系统中加以描述，建立了含大裂缝的多重介质渗流数学模型，研制了裂缝性油藏压裂后生产动态模拟器，结合塔里木盆地塔河奥陶系裂缝性油藏参数，综合研究了天然裂缝、人工裂缝对压裂后产能的影响。研究表明：天然裂缝渗透率是影响压裂后产能的重要因素之一；人工裂缝的导流能力随生产时间递减对压裂后产量有重大影响。压裂可能导致天然裂缝污染，应采用低伤害压裂液体系。最大限度地减小对天然裂缝的伤害；增加人工裂缝长度可以改善流体沿裂缝向井底的流动性能，但随着压裂液滤失量的增大对天然裂缝的污染会加重、加深，应确定合理的压裂施工规模以获得合理的裂缝长度，避免导致裂缝长度增加而产量下降。裂缝系统连通差、渗透率较低的油藏，实施压裂也难以获得理想的增产效果；含有大裂缝的井压后产量明显高于不含大裂缝的井，但易形成水窜，可导致油井压裂后含水上升较快。图3表1参9     

裂缝性油藏动态的特殊元素模拟

本文用一种特殊的元素代码，分析了一个间隔化的北海油 流体压力降期间的机制动态。文中着重分析了间隔区压力下降对现有断层的活化影响，完整岩块裂缝造成的断层封闭性质的变化。着重研究了根据剪切位移和断层／裂缝传导性的变化来确定流体压力降期间的现有断层动态。模拟表明压降区附近的现有断层好几个部分都可活化。     

裂缝性油藏非稳态产能预测应用研究

应用裂缝性油藏非稳态产能预测软件分析了多口生产井,基于油藏与井筒耦合作用的非稳态产能预测新方法对于单井产能预测具有优越性、长远性和实用性。该方法不仅可以直接利用不稳定压力测试成果进行预测,还可以通过生产动态资料拟合来确定地层参数和预测,也可以用来研究不同工作制度、完井方式,以及增产措施改善情况下的产能变化。该项技术对于衰竭式开采的油藏工程研究提供了先进的手段。     

裂缝性油藏水平井压力不稳态特征分析

根据双重介质的特征和水平井三维渗流的特征，通过连续点源方法建立了双重介质三维渗流模型，经Laplace空间数值反演得到实空间的压力响应。讨论了储容比、窜流系数、水平井空间位置、边界类型对裂缝性油藏水平井不稳态压力动态的影响。     

裂缝性油藏压裂井产能数值模拟模型究与应用

研究的裂缝性油藏渗流介质包括人工压裂裂缝和天然微裂缝、大裂缝及基质,将大裂缝与基质的物质交换在微裂缝系统中加以描述,建立了含大裂缝的多重介质渗流数学模型,研制了裂缝性油藏压裂后生产动态模拟器,结合塔里木盆地塔河奥陶系裂缝性油藏参数,综合研究了天然裂缝、人工裂缝对压裂后产能的影响.研究表明天然裂缝渗透率是影响压裂后产能的重要因素之一;人工裂缝的导流能力随生产时间递减对压裂后产量有重大影响.压裂可能导致天然裂缝污染,应采用低伤害压裂液体系,最大限度地减小对天然裂缝的伤害;增加人工裂缝长度可以改善流体沿裂缝向井底的流动性能,但随着压裂液滤失量的增大对天然裂缝的污染会加重、加深,应确定合理的压裂施工规模以获得合理的裂缝长度,避免导致裂缝长度增加而产量下降.裂缝系统连通差、渗透率较低的油藏,实施压裂也难以获得理想的增产效果;含有大裂缝的井压后产量明显高于不含大裂缝的井,但易形成水窜,可导致油井压裂后含水上升较快.图3表1参9     

准噶尔盆地稠油油藏产能预测新方法

对克拉玛依油田西北缘21个稠油层块的原油粘度、有效厚度、孔隙度、渗透率、含油饱和度、油藏埋深和注汽量等7 项参数与产能之间的灰色关联度进行了分析, 指出各参数与产能具有较好的关联度。它们之间存在着复杂的非线性关系。在此基础上, 应用柯布-道格拉斯方程成功拟合了二者关系, 建立了基于油藏地质参数直接预测稠油产能的产能方程, 应用该方程对克拉玛依油田3个稠油层块进行了产能预测, 取得效果良好。     

宾汉流体型稠油油藏水平井产能预测新方法

为了研究非牛顿流体特性对稠油产能的影响，特别是对稠油冷采时产能预测准确性的影响，将稠油视为宾汉流体，并在考虑启动压力的基础上，利用Simpson积分方法求出了水平井两端的平均势函数。根据速度势理论，推导出了三维空间定压边界条件下水平井的产能预测公式，并与没有考虑启动压力的公式相比较。计算结果表明，所推导出的公式准确性更高。     

裂缝型凝析气藏数值模拟研究新方法

为了正确模拟裂缝型凝析气藏的开发动态,提出一种适合于裂缝型凝析气藏双重介质组分模型的数值模拟方法,即首先进行拟组分数的合理划分,然后建立单个岩块的单重介质精细模型和双重介质模型,调整双重介质模型的毛管力曲线拟合单重介质精细模型的计算结果,建立拟毛管力曲线,在此基础上开展双重介质组分数值模拟研究。研究表明,直接利用双重介质组分模型可以正确模拟裂缝型无水凝析气藏的生产动态;但对于裂缝型有水凝析气藏,模拟结果与实际生产动态偏差较大,而采用拟毛管力曲线后模型则可以获得正确的模拟结果。用该法对塔里木盆地塔中Ⅰ号气田某裂缝型凝析气藏的生产动态进行了模拟。结果表明,该方法可用于裂缝型凝析气藏的数值模拟,对实际气田开发动态拟合较好,指标拟合误差小于5%。图6表1参18     

高压异常压力敏感性油藏IPR曲线计算方法研究

该文根据高压异常压力敏感弹性油藏的渗流特点和油井的流入动态规律,结合其与常规油藏的差异,对影响该类油藏油井流入动态的主要因素进行了分析研究,研究了油藏压力、井底流压的变化对油藏渗透率的影响规律,以及含水率、油藏压力的变化对采液指数的影响规律。推导并建立了一套高压异常压力敏感弹性油藏ＩＰＲ曲线计算模型,最后应用该模型对新疆石西油田石炭系油藏油井产能进行了预测,做出了不同油藏压力、采液指数、含水率下的综合ＩＰＲ曲线,并同现场实测数据进行了比较验证。结果表明本模型准确性较高,可用来预测高压异常压力敏感性油藏不同开发阶段油井的产能,对于更好地完成该类油藏油井动态分析以及举升工艺设计具有重要意义。     

低渗透裂缝性油藏调剖选井无因次压力指数决策方法

从低渗透裂缝性油藏的特点出发,分析了将压力指数(PI)决策方法用于低渗透裂缝性油藏调剖选井时遇到的问题,并在PI值的基础上提出了一种新的组合参数--无因次PI值。在考虑启动压力梯度和裂缝影响的条件下利用分形几何方法推导了无因次PI值的物理意义,其与储层原始地层系数和当前地层系数的比值成正比,且无因次PI值越小,储层渗流能力增大得越多,存在优势通道的可能性越大,就越需进行调剖。最后在此基础上建立了低渗透裂缝性油藏调剖选井无因次压力指数决策方法,通过将该方法应用于长庆油田五里湾一区,证明了其有效性。     

异常高压气藏应力敏感性及其对产能的影响

针对异常高压气藏开发实践,利用气体稳定渗流理论,推导得到考虑异常高压气藏应力敏感性的产能方程,并对某异常高压气藏实例井的产能进行了预测,预测效果较好.本次研究提出的产能方程符合异常高压气藏的开发实际,具有重要的指导意义.     

异常高压气藏地质储量计算新方法

由于压力的下降,导致异常高压在气藏开发过程中储层岩石呈现再压实特征,致使岩石的有效压缩系数发生变化,从而使物质平衡方程式中Ce发生改变,导致气藏地质储量计算不够准确。因此,从物质平衡方程式出发,建立以G和Ce为未知变量的新方程,通过非线性回归方法求出最佳解。由于该方法所需参数较少且方法简单,精度较高,在气藏开发中具有较强的实用性。     

页岩气储层孔隙压力测井预测新方法

页岩气储层中常出现明显的异常高压现象,其孔隙压力会在短距离内大幅上升。若不能及时准确预测这些异常高压值,可能导致井涌、井喷等钻井事故,不仅会给钻井施工造成重大损失,还严重影响储层评价工作。然而,现有的方法却很难准确预测页岩气储层中的异常孔隙压力值。结合页岩气岩心实验数据,在充分考虑孔隙度、有机质含量和有效应力对声波速度影响的基础上,提出了一套基于声波速度模型的页岩气储层孔隙压力预测新方法。该方法通过使用不含气层段的纵波、横波速度关系对储层纵波速度进行含气性校正,消除了气体对异常高压现象在声波测井信息表征上的影响。此外,该方法还能预测因不平衡压实和生烃作用等多种机理引发的页岩气储层异常孔隙压力,弥补了现有传统方法只能预测由不平衡压实引起异常高压的不足。以昭通地区页岩地层S井为例进行储层孔隙压力预测,形成了基于声波速度模型的储层孔隙压力预测方法技术流程。     

考虑变渗透率模量的异常高压气藏产能计算新方法

在异常高压气藏开发过程中,储层岩石常常表现出应力敏感特征。由于压敏储层在有效应力变化范围较大时,渗透率模量将随着有效应力的变化而变化,这样基于常渗透率模量的产能方程很难准确评价异常高压气藏的产能特征。为此,针对异常高压气藏的渗流规律,建立了考虑变渗透率模量和高速非达西效应的产能计算模型,并用Newton Raphson方法对模型进行求解。研究及实例分析结果表明：应力敏感作用会使异常高压气藏气井的产量降低,尤其是在井底流压较低时,其产量降低得更为严重;在井底流压较小时,用传统的常渗透率模量计算的产量可能会错误评价应力敏感作用对气井产量的影响;而高速非达西效应将会使异常高压气藏气井的产量降低,随着井底流压的减小,高速非达西效应使气井产量降低的程度更为严重。结论认为：在开发异常高压气藏的过程中应考虑变渗透率模量和高速非达西效应对气井产能的影响。     

深层高压低渗透储层应力敏感性研究

为了深入研究深层高压低渗透储层的应力敏感性,文中采用了回压应力敏感评价测试方法对储层进行评价,并分析了应力敏感性对产能的影响。研究表明:随着回压降低,渗透率先是急剧降低而后降低幅度越来越缓;应力敏感曲线分为2个阶段,第1阶段渗透率下降幅度较大,超过了45.00%,以微裂缝受压闭合和大孔隙被压缩的拟塑性变形为主,第2阶段渗透率下降幅度低于15.00%,以岩石骨架颗粒本体被压缩的弹性形变为主;应用整个应力敏感曲线来评价储层会夸大储层敏感性,应用第2阶段来评价储层的应力敏感性更符合实际情况。应力敏感性对产能的影响较大,研究区日产量下降率达到了4.57%,因此,油田现场要适时地采取措施防止应力敏感的发生。     

具有最大产量点的新型流入动态方程及其应用

国内外越来越多的注水开发油田生产资料呈现出一种新的流入动态曲线——曲线凹向压力轴，有一个最大产量点。将油相拟稳态流动方程与油相和液相相对流动能力方程相结合，建立了描述具有最大产量点的流入动态曲线的新型流入动态方程，可用来有效分析和预测某些注水开发油田油井的生产动态。根据新型流入动态方程导出提液稳油允许的最小流压界限方程，可确定油井提液稳油的合理工作制度。用实例计算说明新型流入动态方程的应用步骤和结果，计算值与实测值的比较证实该方程可以满足油藏工程精度要求，能确定具体油井允许的最小流压界限，为提液稳油提供技术支持。     

基于幂函数形式物质平衡方法的高压、超高压气藏储量评价

高压、超高压气藏的储层岩石有效压缩系数、含水层体积及水侵量难以确定,常规视储层压力与累计产气量曲线外推法或其改进方法计算的该类气藏储量的准确度较低。为了提高储量评估的准确性和可靠性,在Gonzalez方法的基础上,建立幂函数形式的高压、超高压气藏物质平衡方程,并结合20个国外已开发高压、超高压气藏实例,确定幂指数经验值,分析了视储层压力衰竭程度和采出程度对储量计算可靠性的影响,确定影响储量评价可靠性的关键参数(视储层压力衰竭程度)的临界值,并与两段式临界值进行了对比和实例计算。研究结果表明:①幂函数形式物质平衡方法的幂指数经验值为1.028 47,其上限值为1.115 67;②经典二段式拐点对应的视储层压力衰竭程度介于0.14~0.38,平均值为0.23,第二直线段外推点对应的视储层压力衰竭程度介于0.23~0.50,平均值为0.33,对应的采出程度介于33%~65%,平均值为45%;③采用上述方法计算了高压、超高压气藏的储量,当视储层压力衰竭程度大于0.33时,计算结果误差小于10%。结论认为,针对高压、超高压及裂缝性应力敏感气藏,所提出的幂函数形式物质平衡方法避开了储层岩石有效压缩系数、含水层体积及水侵量等不确定性参数,具有计算过程简单、实用性较好、误差较小的优点。