纵向组合边界储层合采井压力响应特征及应用

针对目前多层合采试井模型m主要为单一边界类型的现状,以双层合采储层为例,建立了纵向组合边界储层渗流模型,依次利用Laplace变换、Bessel函数、Stehfest数值反演得到了压力响应半解析解,绘制了三类纵向组合边界储层的压力响应特征曲线,并划分了流动阶段,系统地分析了边界组合、边界占比对压力响应的影响.结果表明:...     

利用压力资料识别储层非均质性

储层非均质性是指油气储层在空间上分布的各向异性和各种内部属性的不均匀性.影响储层非均质性的因素有很多,如构造因素、沉积因素、成岩因素等.储层非均质性描述的准确率直接决定了油藏开发水平的高低,因此利用压力资料识别储层非均质性具有重要的意义.从渗流力学基本理论出发建立了非均质油藏直井渗流微分方程,采用积分方法求解出非均质油藏边界元基本解,建立直井井底压力响应边界元解模型,通过编制计算机程序并进行理论计算得到了无因次压力和压力导数与无因次时间双对数理论图版,并详细分析了影响井底压力动态响应的多种因素.     

多层压裂改造气井椭圆渗流压力动态特征

椭圆流理论在垂直压裂井渗流方面应用广泛,但在多层压裂气井渗流方面缺乏研究。文中基于压裂改造SRV概念,建立了多层椭圆复合渗流模型,利用拉氏变换、马蒂厄方程和数值反演方法得到了解析解,绘制了压力典型曲线并划分了流动阶段。以双层储层为例,分析了分层边界组合、分层改造特征、层间储层差异特征对压力动态特征的影响规律。结果表明:双层压裂改造气井存在6个流动阶段,层间物性差异较小的双层压裂改造模型可用单层改造模型等效表征;各层改造程度相同时,改造范围差异增加,内外区过渡流阶段压力导数出现新的水平段;层间储层差异增大,过渡流阶段出现时间越早,压力导数上升越缓慢;原始地层压力差异主要影响表皮效应控制的早期过渡流阶段。     

浅层超稠油水平井微压裂扩容技术及应用

针对新疆油田F油田齐古组非均质油藏驱泄复合井网加密水平井与老井不均匀连通的问题,从改善水平段井筒周围渗流条件出发,提出水平井微压裂扩容改造技术。通过室内岩心实验、地质力学有限元模拟及热采数值模拟技术,分析了微压裂扩容技术的可行性及扩容后储层变化特征。结果表明:储层石英含量高,黏土矿物含量低且孔隙结构发育,有利于注水扩容改造;稳定提压过程中扩大挤注液的波及范围,进而降低周围储层有效围压,可大幅提升扩容改造程度;扩容后储层纵向位移量和孔隙度增大幅度明显优于横向,有助于上下注采井连通。微压裂扩容后经过5周期吞吐预热,油井间可快速建立热连通,预热期间周期产油、油汽比明显提升,且水平段动用程度大幅改善。研究结果可为提高驱泄复合井网的注采井间连通性提供借鉴。     

多层合采的油气同采井测试压力异常分析

海上油气田由于开发成本高,为提高经济效益,很多小、薄油气层进行多层合采、油气混采。多层合采井存在层间矛盾,油气同采井在井筒中易形成积液。通过对A井的测试分析,表明该井下部储层贡献较小,上部储层油环油的产出,使井底积液不断增加,造成井底压力测试曲线出现异常。当油嘴逐渐放大,产量增加,下部储层贡献加大,井筒中大部分积液带出,使关井恢复压力计测试值低于产能测试压力。测试压力异常的原因分析,可以判断储层的贡献,为分层开采建议提供可靠的依据。     

裂缝性砂岩污染储层井底压力响应特征

通过双孔介质裂缝性砂岩污染储层的研究,建立了以污染区储层渗透率呈指教变化的数学模型。采用不均匀网格的差分方法,由高斯消元法对模型求解,绘制出双孔裂缝性砂岩污染储层井底压力响应特征曲线,并分析了影响井底压力的主要因素。结果表明：井底压力响应特征曲线各阶段特征明显;污染半径越大,污染区内窜流现象越明显,外区响应越晚,压力导数曲线下凹越深;窜流系数越小,压力导数曲线下凹越深.     

衰竭储层极限井底压力变化规律研究

极限井底压力是保障油气安全快速生产的关键参数,但极限井底压力随储层压力衰竭的变化规律目前认识尚不够充分。基于此,本文根据多孔介质弹性力学理论,建立了衰竭储层极限井底压力计算模型,研究了极限井底压力的变化规律。结果表明:衰竭储层极限井底压力的变化规律与初始地应力场和井斜角等因素密切相关,极限井底压力随储层压力衰竭表现为降低、升高和先降低后升高三种模式,井斜角较小时,极限井底压力随储层压力衰竭的变化幅度较小。油田现场应根据压力衰竭程度及时动态调整井底压力,保证油气安全快速生产。研究结果对于油气井在整个生命周期内的安全生产及井底压力的动态调整具有一定的指导意义。     

分段压裂水平井各段压力及供液能力研究

低渗透油田水平井水平段长,改造段数多,受储层非均质性、微裂缝发育和注水开发影响,各段压力系统和产量贡献率是值得思考的问题。现场对水平井压力、产量、含水实测表明,水平段压力系统并不一致,过早见水井段压力高,采出程度低。根据油井流入动态方程,类比得出计算产量贡献率公式,定量分析水平井各段在不同地层压力、不同井底流压、不同采液指数比下对产液贡献率的影响。得出各段地层压力相同时,各段产量贡献率与井底流压无关,仅与采液指数比有关;各段地层压力不同时,产量贡献率不仅与井底流压有关,而且与采液指数比有关。     

什邡蓬莱镇组气藏特征及压裂对策研究

什邡蓬莱镇组气藏埋深差别大,储层非均质性强,地质特征和应力特征变化大,单一的压裂技术无法满足气藏开发需要,因此,有必要针对气藏地质特征和应力特征进行研究,从而提出具有针对性的压裂技术措施。研究发现蓬莱镇组纵向气层多,可选用分层压裂技术,尤其蓬二气藏各气层破裂压力基本一致,可以采用分层限流法工艺,同时改造多个层段,多层合采,提高压裂和生产的经济效益。蓬一储层部分井最小水平主应力低于20 MPa,可选用石英砂作为支撑剂,降低成本,针对大于20 MPa的储层选用陶粒作为支撑剂。蓬一、蓬二储层特性好、压力低、返排难、滤失量大,建议选用泡沫压裂液。蓬一气藏含水饱和度高,可减小入地液量;蓬二、蓬四储层发育,砂体宽,厚度大,可增大施工规模;蓬三砂体窄、厚度小,可减小施工规模。     

双孔介质复合储层中井底压力的求解分析

针对无穷大双孔介质复合油气储层,建立了两种内边界（井底）条件（是否考虑井筒储存和表皮效应）下的变（常）流率问题的数学模型,经过无因次化处理和使用Laplace变换,在借用数值反演方法下得到了无因次井底压力的Laplace空间解,该解完全满足进行试井分析工作的需要;并在深入剖析了解的结构和相互联系的基础上,找出了它与常见的复合、双孔、均质储层井底压力间的相互关系,并简要地引导了相应的应用。此项研究,无疑是对试井分析理论的一种完善,对相应的试井分析软件的研制更具有深远的应用价值,对油藏工程中的数值模拟方法也具有指导意义。     

川西潮坪相裂缝型碳酸盐岩分层酸压井压力动态分析

为全面反映储层分层酸压后复杂的流动特征,针对潮坪相类碳酸盐岩储层,建立了考虑层间窜流的裂缝型碳酸盐岩分层酸压改造井不稳定压力模型,并利用拉氏变换和数值反演得到井底压力动态响应。根据典型曲线划分了流动阶段,分析了层间物性差异、层间窜流、分层改造差异对压力响应的影响规律。结果表明：潮坪相裂缝型碳酸盐岩分层酸压改造储层存在7个流动阶段,同时具有复合储层和多层窜流储层的流动特征;层间物性差异越大,层间窜流及压力导数曲线“凹子”越明显;分层酸压改造程度及改造范围均影响过渡流出现的时间和程度;高渗层流度比越大,过渡流阶段压力导数上升越明显,最终压力导数值为高渗层流度比的一半。本次研究建立的模型提供了一种快速识别储层高渗层改造程度的方法,对多层裂缝型碳酸盐岩的酸压效果评价、分层酸压改造程度的确定具有理论支撑作用。     

致密气藏不对称裂缝偏心直井半解析模型及其渗流特征

针对致密气藏不对称裂缝偏心直井渗流问题,根据质量守恒方程建立了不对称裂缝偏心直井数学模型。采用拉普拉斯变换和数值离散方法,得到拉普拉斯空间偏心直井的井底拟压力;利用Stehfest数值反演方法,获得压力和产量分布,并讨论了裂缝角度、裂缝无因次导流能力和偏心距对井底拟压力和产量的影响。借助Saphir试井分析软件,建立了气井的数值模型并进行数值离散计算,将计算结果与半解析解进行对比,验证了数学模型的正确性。同时,根据无因次井底拟压力变化特征,将偏心直井流体流动划分为储集层与裂缝双线性流阶段、储集层线性流阶段、裂缝椭圆流阶段、平面径向流阶段、距离裂缝较近边界控制流阶段和圆形封闭边界控制流阶段。     

压裂水平井不稳定渗流分析

对三维油藏中压裂水平井流动进行了合理的假设和简化,建立了压裂水平井物理模型,在此基础上建立了三维油藏有限导流压裂水平井非稳态渗流系统模型,用半解析的方法耦合求解出有限导流压裂水平井井底压力及流量分布,并对井底压力特征曲线进行了流动阶段分析.流体在压裂水平井系统中的流动呈现4个流动段特征:裂缝内的径向流、裂缝-油藏双线性流、油藏内的线性流和油藏球形流.裂缝内流量分布受流动时间和裂缝导流能力的影响,流动时间越长,裂缝导流能力越大,裂缝内的流量分布越均匀.压力特征曲线受油藏上下边界条件的影响,对于上下封闭边界的无限大油藏,拟稳态压力导数为一常数,对于上下定压边界的无限大油藏,拟稳态压力导数曲线较无限大油藏提前下掉.图5参16     

川西致密砂岩气藏开发实践与认识

基于气藏开发地质特征,利用核磁共振、恒速压汞、薄片鉴定、相渗实验及岩心衰竭式开采物理模拟实验等手段,将川西地区致密砂岩气藏的开发可划分为3种主要类型：①多层叠置毯状致密砂岩气藏以砂体横向展布稳定,纵向叠置程度高,原始束缚水饱和度较高为地质特征,形成了以直井分层压裂多层合采、提高储量动用程度,水平井加砂压裂、提高单井产能及泡沫排水采气为主的开发模式;②多层叠置条带状致密砂岩气藏以砂体规模小、厚度薄为地质特征,形成了多层合采与层间上返挖潜、提高单井可采储量,开发后期增压开采与高低压分输为主的开发模式;③砂泥薄互层毯状致密砂岩气藏以多个薄砂体交互叠置状或透镜状分布为地质特征,形成了滚动开发评价、降低开发风险,多层合采、转层挖潜、增压开采与泡沫排水采气为主的开发模式。     

考虑垂向裂缝发育的火山岩气藏部分打开井试井分析方法

针对准噶尔盆地克拉美丽火山岩气藏物性差、非均质性强、裂缝类型以垂向的斜交缝和高角度缝为主等因素导致压力动态变化难以准确描述等问题,建立了一种考虑垂向裂缝发育的部分打开井模型,运用点源法、分离变量法和拉普拉斯变换法等方法,求解得到拉普拉斯空间下的解,通过Stehfest数值反演法得到实空间的数值解,绘制典型曲线图版,典型曲线分为6个主要流动段：井储段、过渡段、球形流段、早期径向流段、不稳定窜流段和晚期径向流段。将研究成果应用于克拉美丽气田滴西18区块的某井,对该井的3次试井测试进行了分析和解释,结果表明：该井呈现部分打开特征,垂向渗透率较大,随着生产进行,打开程度逐渐减小,水平渗透率变化较小且不稳定窜流段无明显变化,与生产资料基本一致。该模型不仅可以用于垂向裂缝发育的部分打开井的压力动态变化研究,还可以进行实测试井资料的试井分析和解释,研究结果可为火山岩气藏有效开发提供一定的理论依据。     

倾斜裂缝水平井非稳态压力模型

由于地层各向异性以及地应力分布不均匀等因素影响,导致水力压裂裂缝与水平井筒之间并不是垂直关系,但目前压裂水平井非稳态压力模型大部分都是在垂直裂缝前提下建立的。为解决现场实际问题,基于Gringarten源函数应用坐标旋转以及坐标平移原理,建立了任意裂缝与水平井筒夹角的分段压裂水平井压力模型。经计算可知分段压裂水平井油藏渗流过程可分为4个流动阶段,即线性流、第一径向流、双径向流以及拟径向流。计算结果表明,裂缝与水平井筒之间的夹角越小,第一径向流持续时间越短,进入拟径向流时间则越早。裂缝穿透比主要影响压裂水平井早期渗流,当裂缝穿透比小于特定值时会出现纵向径向流,裂缝穿透比越低,则纵向径向渗流持续时间越长。裂缝均匀分布且垂直井筒的压裂水平井,开发后期裂缝之间的产量两两相等。但在含有倾斜裂缝的分段压裂水平井中,由于与水平井筒夹角的影响,开发后期每条裂缝的产量互不相等。     

空间变导流能力压裂井CO2驱试井分析

目前利用压裂井进行CO₂驱已成为低渗透油藏开发的主要技术之一，水力裂缝导流能力是决定开发效果的关键因素，而试井研究多采用与实际不符的恒定缝宽假设对水力裂缝进行描述。基于三区复合理论，建立考虑空间变导流能力压裂直井的CO₂驱试井模型，通过Laplace变换进行求解，进行数值反演，绘制典型试井曲线。典型曲线可分为井筒储集段、井筒储集后过渡段、双线性流段、地层线性流段、第一径向流段、第一过渡流段、第二径向流段、第二过渡流段、第三径向流段共9个阶段。对模型影响因素进行分析，裂缝导流能力越大，双线性流段阶段压差越小，CO₂越容易注入；考虑裂缝导流能力变化后，早期压差增大，压力及压力导数曲线都呈现一定的上升，表现出类似表皮系数增大的现象；CO₂及过渡区半径主要对径向流的持续时间及过渡流出现时间产生影响，半径越大，对应过渡流出现的时间越晚；一区与二区流度比越大，过渡区及最外区流动阶段所消耗的压差越大；二区与三区流度比，最外区流动阶段所消耗的压差越大。     

复合凝析气藏三区流动模型的井底压力动态分析

针对传统凝析气藏油气分布模型存在的问题,建立了一种新的三区复合凝析气藏试井模型,该模型考虑了外边界为无穷大、封闭和定压3 种情况,导出了不同外边界条件下的井底压力的表达式,绘出了相应的典型样板曲线,并对三区复合凝析气藏的井底压力动态变化及影响因素展开分析和讨论。该方法采用的新模型更符合凝析气藏的开采过程中的真实情况,对凝析气藏开采分析研究具有切实的指导意义。     

复合油藏内外区同时压裂试井模型研究

针对内外区同时压裂的复合油藏,建立并求解了多区复合油藏点源模型,求得了内外区同时压裂两区复合油藏的无因次井底压力的表达式,最后分析了试井曲线特征和裂缝、地层参数对典型曲线形态影响。研究表明,内外区压裂井和内区压裂井的试井曲线形态有差别。当裂缝半长超出内区半径时,应采用新建立的内外区同时压裂模型来解释裂缝及地层参数。