压裂水平井裂缝与井筒成任意角度时的产能预测模型

通常采用裂缝与水平井垂直时的产能公式预测低渗透油田压裂水平井产量,而对于裂缝与水平井成任意角度时的产量预测并没有针对性的计算公式,若采用垂直裂缝压裂水平井产能预测公式则使计算结果与实际生产结果偏差较大.为了使压裂水平井产量的预测更加符合实际,综合考虑水平井压裂时的有效缝长及裂缝与水平井所成角度两方面的因素,引用了缝长因子,应用位势理论和叠加原理基本渗流理论,建立了压裂水平井产能预测模型.对S油田某一口水力压裂水平井的产量进行了预测,该井在2008年6月的产液量为4.2t/d,根据该模型预测的产液量为4.5t/d,相对误差为7.1%,验证了该模型的可行性和实用性.     

低渗透性储集层评价方法及初产液量预测研究

低渗透性油气藏储集层孔隙极其微小,层内流体被毛细管力和黏滞力等束缚而难以流动,故其储集层评价和有效开发成为重要研究课题。可动流体是评价低渗透油气田开发潜力的重要岩石物性参数,通过核磁共振分析技术获取的可动流体与采油测试参数初产液量间的关系研究,建立了核磁共振可动流体储集层评价方法,将储集层划分为4类,相关系数为0.6027。为进一步定量评价储集层,引入评价参数P,进行初产液量预测,把可动流体、孔隙度评价数据直接与初产液量拟合,提出了计算模型与校正方法以及相关系数求取方法。通过在镇泾油田延长组储集层评价的应用实例表明,该方法能够现场随钻预测储集层初产液量,对油气层进行有效评价,提高解释精度,为完井方案的确定、测试选层、制定早期开发方案提供技术支持。     

低渗透油藏单井产能预测新方法

准确预测低渗透油藏的单井产能是合理开发低渗透油藏的重要决策依据。根据长庆油田低渗透油藏的孔渗特征,利用数值模拟方法对影响产能的储集层因素进行了敏感性计算,通过正交分析确定出单井产能与油层厚度、渗透率以及含油饱和度的关系,提出多因素的单井产能预测公式。经实际验证,方法简便、可靠。     

低渗透油藏流体渗流再认识

为了正确认识低渗透储集层渗流规律,针对目前低渗透油藏流体渗流理论中具有代表性的低渗透油藏流体非线性渗流模型,从模型建立所采用的假设条件、推导过程及使用实验数据的合理性等方面进行深入研究与分析,厘清低渗透油藏开发中长期存在的一些模糊认识。该模型建立过程中存在3方面问题:一是假设条件本身不能被科学所证实,所得结果不能被测量;二是公式推导过程中基本方程及导出过程均存在错误,导致其最终表达式错误;三是低渗透储集层岩石渗流实验中得到的压力梯度实验数值过高,不具有合理性。首次指出,不是所有低渗致密储集层流体渗流都具有启动压力梯度,只有当储集层压力系数低于1,渗流才需要启动压力梯度;低渗透油田开发中,储集层已建立了较高的驱动压力体系,低渗透油藏数值模拟、产能预测和试井都不应再考虑启动压力梯度。揭示低渗透储集层流体渗流规律、创建中国低渗透油田开发理论,需要发展数字岩心技术、创新现代油层物理实验技术等。     

油田最大产液量预测方法

本文所介绍的油田最大产液量预测方法,是把油田开发系统作为一个整体,应用物质平衡原理,建立的一种比较系统的开发指标预测方法。利用确定的压力界限,可以预测出油田的最大产液量。通过对预测结果的精度分析和数位模拟技术的检验,该方法的预测结果是可靠的。     

考虑应力敏感性的产能与压差非线性关系

将岩石应力敏感性代入裘比公式得到新的单井产能计算式,采用同类项消除法,将计算式变形为可由提液前后的压力数据得到提液前后产能比的计算式。将产能比的计算值与实际值代入平方误差函数作为衡量二者接近程度的手段,若改变应力敏感系数对二者接近程度影响很大,则说明应力敏感为该油田产能与压差非线性关系的主要影响因素,同时还能够得到使平方误差函数达到最小的应力敏感系数。采用该方法对埕北油田提液井的产能变化进行了分析,结果表明:高渗透油藏产能同样受制于岩石应力敏感性,得到最优化应力敏感系数后能进一步得到该油田岩心的应力敏感性曲线。     

东濮凹陷北部低渗透性储集层录井产能预测方法研究

针对某一口井某一油气层进行精确产能预测是一个难题,钻井过程中以录井手段进行真正意义上的产能预测,目前在国内外尚属新的领域。针对这一现状,利用中原油田东濮凹陷北部低渗透性储集层的岩石物性化验分析,结合地层测试、岩石可钻性分析以及区域地质资料的综合分析数据,以达西定律的平面径向流流量计算公式为依据,在分别阐述该公式中各参数与相应参数的相关性并得出各自经验公式的基础上,尝试进行了钻井过程中的录井产能预测。该凹陷北部7口井低渗透性储集层的初步应用表明,录井产能预测方法对于单纯为油层的试油井段而言效果较好,而对于单纯为气层以及油、气层都有的试油井段而言效果较差。虽然目前录井产能预测整体效果并不明显,但其方法的研究为钻井过程中的产能预测提供了一种新的思路。     

神经网络预测油气储层产能的方法研究

储层产能预测是油藏工程研究中一项非常重要的工作和任务,它是编制油田开发规划部署、进行开发方案设计、开发动态分析、油井配产及开发方案调整的重要内容。文章以平面径向流产量公式为理论依据,以塔里木油田解放渠东区块实际生产资料为基础,研究了产能与影响产能的诸多主控因素之间的关系,以神经网络理论为基础,建立了以神经网络法进行储层产能预测的基本模型,通过对塔里木油田数口井的实际预测,表明这种方法实用、有效和可靠。     

低渗透油藏水平井流入动态分析及举升方式优选

流入动态及举升方式是低渗透油藏水平井开发的关键。基于Giger水平井产能公式,采用水电相似原理和保角变换法,推导了低渗透油藏非达西渗流条件下水平井产能预测模型及流入动态方程。现场实例验证结果表明,所建模型计算所得产液量与实际平均产液量的相对误差为2%。低渗透油藏水平井产能影响因素敏感性分析结果表明：水平井流入动态变化规律基本不受启动压力梯度影响;保持地层压力是提高低渗透油藏水平井开发效率的关键,启动压力梯度、渗透率和流体粘度变化系数与产液量成反比,且压力越低影响越明显;当水平井段长度小于400 m时,极限产液量随水平井段长度的增加呈线性增加,当水平井段长度大于400 m时,增幅变缓并最终趋于稳定;结合等级加权法与层次分析法,优选滨348块平1井的最佳举升方式为电潜泵举升。     

一种新型预测产液量模型的改进及应用

针对传统的产量递减分析方法大多是一些经验公式,不具备完善的理论基础,而数值模拟方法所需时间较长,为了快速地预测油藏区块的总产液量,在物质平衡和信号处理的理论基础上,介绍了一种新型预测产液量的模型。新型产液量模型建立在油藏区块是完全封闭的理想情况下,认为其区块的连通系数fij为1,其预测产液量高于实际产液量。针对上述情况,考虑到实际油田区块的非均质性以及其他一些地质和注水方案因素,或者油藏是不封闭的,有流体流出油藏区块,都有可能导致fij不为1。因此,有必要对原新型模型进行改进,并用实际油田数据验证改进模型。结果表明,原新型模型高估了实际产液量数据;而改进的产液量模型能够更好地进行历史拟合,其连通系数是介于0和1之间的一个参数。     

基于流固耦合的油井极限产液量预测新方法

油井提液是油田进入高含水期后的一项重要稳产措施,常规极限产液水平研究的关键点仅局限于能量供给水平、极限生产压差的判断,对极限提液水平主要以达西线性方法预测,其中均假定油藏中流体流过的多孔介质是刚性的,储层渗透率恒定不变.渤海湾的海上油田广泛分布高孔隙度、高渗透率、胶结程度差的疏松砂岩油藏,储层的特点和提液方式造成了流体...     

基于超低渗透砂岩储层试油产能预测分析方法

针对HQ地区滑塌浊积扇储层受多期沉积、成岩及构造等因素影响,形成了该区广为发育相对高孔低渗、中孔低渗和低孔低渗并存复杂孔隙结构超低渗透储层流动层带,影响储层渗流和产能因素很多。利用超低渗透储层质量及其渗流结构的孔渗关系,提出储层合理产能参数、储层质量指标、流动层带指标、储能参数、油层有效厚度、渗透率、单渗砂层能量厚度、含油饱和度及其泥质含量综合评价储层试油产能。依据灰色理论油气试油产能预测分析方法及评价准则,利用不同角度计算的试油产能评价参数及其分类参数指标准确率、分辨率权衡提取超低渗透储层质量、渗流及产能信息,对该区44口井51个试油层段进行了试油产能预测检验,38口井45个试油产能评价预测结果与试油产能结果相吻合,试油产能预测符合率达到88.2%。克服了渗流机理不符合达西产能预测方法和流动层带局部参数不能准确表征复杂渗流特征造成产能评价失误,提升了超低渗透储层试油产能预测的定量评价能力,为该类特低—超低渗透储层产能预测提供出有效的信息和分析方法。     

大庆外围油田精细油藏描述技术研究

依据大庆外围油田地质特点,确定了精细油藏描述的思路,选取开采中、低渗透葡萄花油层的宋芳屯油田芳6区块和开采低、特低渗透的榆树林油田东16区块等作为典型研究区块,在区域沉积背景和构造环境分析的基础上,开展了沉积微相、精细构造、裂缝与地应力、地质建模以及剩余油分布的系统研究,深化了对油藏特征的认识,形成了大庆外围油田不同类型油藏独具特色的分级控制、多学科联合的精细油藏描述配套技术。其研究成果已部分应用和推广到大庆外围油田,取得了良好的经济效益。     

多层水驱开发油田采收率快速预测方法

为了快速准确预测水驱开发油田的采收率,在考虑储层特征、流体性质等影响原油采收率因素的基础上,建立了基于反向传播神经网络优化算法的采收率快速预测方法。首先,以蓬莱19-3油田地质特征和流体性质为依据,建立了油藏数值模拟地质模型,选取渗透率变异系数、原油黏度、油层净毛比和生产压差等4个关键因素,每个因素选取5个水平,采用油藏数值模拟方法对625组数据进行了模拟,建立了625组采收率及其影响因素关系数据库;然后,基于BP网络及优化理论,建立了快速预测采收率的人工神经网络方法。选取500组数据作为算法训练集,125组数据进行测试,测试结果表明,125组测试数据的预测采收率相对误差范围为?2.91%～5.07%,平均相对误差为0.16%,满足工程精度要求。多层水驱开发油田采收率快速预测方法为蓬莱19-3油田及其他同类油田采收率快速预测提供了新的技术手段。      

低渗油藏注气发展潜力与问题

我国低渗透储量大，动用难度大，动用程度低，注气对这类油藏有独到优势，尤其是目前全世界对环保越来越重视，降低温室气体排放已成为共识，CO2驱开发油藏已越来越多，注气已逐渐形成一种主流的低渗透油藏开发技术。本文分析了国外现执行的低渗透油藏注气项目情况，总结了其渗透率及流体粘度、密度和油藏深度等特点，说明了国外注气的主要对象是低渗透油藏；分析了我国低渗透油藏特点，总结了目前国内外低渗透油藏注气的实施情况，分析讨论了低渗透油藏注气过程中应当考虑的技术问题，根据我国部分油田的实施与研究情况说明了注气在低渗透油藏开发中的巨大潜力，对指导我国低渗透油藏注气开发有直接的指导意义。     

海上稠油油田蒸汽吞吐产量确定新方法

针对目前蒸汽吞吐产量预测模型假设条件简单、普适性差等问题,一般采用测试法和类比法综合确定海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量。由于目前海上油田通常只开展常规测试,无法直接获得热采开发初期产量。笔者提出海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量确定新方法,建立蒸汽吞吐相对于常规开发的初期产量倍数预测模型,通过蒸汽吞吐产量倍数,将常规测试确定的产量转化为蒸汽吞吐产量。研究表明,蒸汽吞吐初期产量倍数主要受储集层渗透率、原油黏度、注入强度、蒸汽干度等因素影响,利用正交试验设计和多元回归等方法,建立海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量倍数与油藏地质参数及注入参数之间的非线性预测模型,该模型经实际生产数据验证,预测误差小于5%,可靠性高,能够为海上稠油油田蒸汽吞吐初期产量的确定提供依据。     

中原油田云3块油藏数值模拟研究

中原油田云3块油藏为低孔、低渗透、油水关系复杂的复杂断块油藏。为了改善开发效果，应用数值模拟结果，紧密结合油藏精细描述和油藏工程结果，研究了该油藏合理的开发技术政策。在历史拟合修正地质模型的基础上，对目前的油田的水淹状况作了分析，并且制定了相应的调整方案。研究结果表明，该油藏目前主力油层的动用程度较低，剩余地质储量丰富，应加大采油速度生产，并提出了改善注水产液结构的调整方案。     

流动单元约束的油藏数值模拟研究

油藏数值模拟在油田开发方案的编制和确定、油田开采中生产措施的调整和优化、剩余油形成与分布以及提高油藏采收率方面,已逐渐成为一种不可欠缺的研究手段。油藏数值模拟的精度主要受油藏地质模型的精细程度和模拟模型的求解精度的影响。从提高油藏地质模型精度入手,将流动单元与油藏数值模拟相结合,通过利用流动单元细分模拟层系和针对不同的流动单元选取相应的相对渗透率曲线,提高油藏数值模拟的精度。模拟结果表明,流动单元约束的油藏数值模拟模型具有初始拟合程度高、模型修改程度低、能够更精确的反映层内和平面剩余油分布的特点。     

考虑高速非达西效应的油水相对渗透率计算模型

油水相对渗透率是描述储层多孔介质油水渗流的重要参数,高产的高孔高渗油藏在近井地带可能会发生单相或两相的非达西渗流,以致于在常规条件下得出的相渗曲线并不能准确地表达该类油藏的渗流特征,导致产能评价及预测不合理。通过考虑高孔高渗储层多孔介质的油水渗流特征,建立了考虑高速非达西效应的高孔高渗油藏非稳态油水相对渗透率计算模型,进行了非稳态油水相对渗透率实验,计算了不同油相或水相非达西系数对油水相对渗透率曲线的影响,最后数模分析了高速非达西效应对高孔高渗油藏的影响。研究表明,水相对油水相对渗透率曲线的影响较为显著,非达西效应的影响在油水相渗曲线的两端更为明显。两相高速非达西效应虽然降低了油藏的总体产液量,但是抑制了产水,增加了产油量,与单相高速非达西效应相比,两相高速非达西效应对油田生产并不一定具有负面作用。     

考虑启动压力梯度的低渗压敏底水油藏产能及水锥预测方法研究

控制底水锥进和确定油井合理产能是底水油藏开发面临的核心问题,前人预测产能时未考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的影响,导致油井产能、见水时间的预测结果与实际情况相差较大,不利于油井的高效开发。基于流体在低渗透多孔介质中的渗流特征,建立了一种低渗透底水油藏考虑启动压力梯度、压力敏感效应等因素的油井水锥及产能预测方法。矿场试验表明,该方法预测结果更接近于油井实际情况,可以用来预测低渗透底水油藏油井初期产能、确定合理生产压差和预测底水突破时间,对于低渗透底水油藏开发方案的设计具有重要指导意义。