低渗透气藏介质变形-渗流耦合有限元数值模拟

低渗透气藏开发过程中介质变形对储层孔隙度、渗透率及产能的影响不可忽视.综合考虑储层变形、地应力、流体渗流等因素,建立了低渗透气藏介质变形-渗流耦合模型;采用有限元数值模拟技术并开发相应程序对耦合模型进行求解,定量研究开发过程中储层变形及其对储层物性和气藏产能的影响.数值模拟结果表明:非均匀水平地应力造成近井壁区域储层变形及渗透率变化各向异性,产能评价中应综合考虑介质变形的影响.     

低渗透变形介质气藏数值模拟

气田开发实践 和室内实验表明,低渗透气藏岩石孔隙喉道狭窄、连通性差、渗透率较低,加之气液固相间表面吸附力的作用等原因,在低渗透气藏中存在启动压力梯度;随着气藏的开发,储集层岩石的变形对渗透率的影响很大。常规气藏数值模拟技术基于线性的达西定律,无法对启动压力梯度和介质变形的情况予以准确描述。基于前人的研究成果,建立了一个考虑启动压力梯度和介质变形的气藏非线性渗流的数学模型,最后给出了计算实例。结果表明,启动压力梯度和介质变形对气藏开发动态有重要影响。     

考虑介质变形的低渗透气藏数值模拟研究

在室内实验得到的孔隙度变化率和渗透率变化率随有效压力变化规律的基础上，建立了考虑介质变形的低渗透气藏数值模拟模型，并采用IMPES方法进行了求解。研究结果表明，无论是否考虑介质变形，随着稳产期产能的增加，稳产期缩短，稳产期采出程度降低；但考虑介质变形与否对模拟结果有较大影响，当考虑介质变形时，井底流压下降较快，稳产期相对更短，稳产结束时的采出程度也更低。因此，对于变形介质气藏，气井的配产不能太大，否则将严重影响稳产期采出程度。     

天然气水合物分解引起多孔介质变形流固耦合研究

水合物地层变形是天然气水合物开采安全性评价的关键参数。提出了考虑传热、水合物分解相变、多相渗流和地层变形4个物理效应的一维多孔介质中水合物降压分解数学模型,在验证该模型适用性之后进行了粉细砂多孔介质变形敏感性分析。基于基本假设可以得到以下结论：出口压强是影响多孔介质变形的主要因素,出口压强越小,多孔介质最终变形越大,且完成变形所需时间越长。环境温度和多孔介质绝对渗透率对多孔介质最终变形没有影响,但会改变多孔介质完成变形所需时间的长度。     

变形双重介质油藏井筒耦合模型及数值模拟研究

针对双重介质地质特征和油气实际流动过程,同时考虑了双重介质的应力敏感特性以及油藏-井筒耦合流动的影响,将变形双重介质油藏渗流与井筒管流作为整体进行研究,建立了变形双重介质径向油藏与井筒耦合单相流动模型;针对模型方程的强非线性,采用无条件稳定的全隐式方法对模型进行离散,应用Newton迭代方法求解,得到模型数值解;并探讨了依赖产量和形状因子的裂缝压力动态变化规律,给出了压力图版。     

三重介质凝析气藏等效数值模拟方法

为了正确模拟复杂孔、洞、缝三重介质碳酸盐岩凝析气藏的开发动态,在前人研究的基础上,提出了一种适合于该类凝析气藏的等效数值模拟方法.通过单个岩块概念模型,以含孔、洞、缝三重介质的等效单重介质精细模型计算结果为正确结果,以孔、洞所属的岩块系统气采出程度为主要对比指标,建立拟相渗和拟毛管力曲线,对比分析了气藏有水和无水两种情况下不同模型计算结果.结果表明,对于三重介质无水凝析气藏,直接采用双重介质模型可正确等效模拟;对于有水情况,需首先通过单个岩块概念模型模拟建立起拟相渗和毛管压力曲线,然后应用采用拟曲线的双重介质模型可正确等效模拟.     

变形介质地层低渗非达西渗流的油藏数值模拟

低渗油藏液体渗流存在一定启动压差,即只有当压力梯度超过某一阀值后液体才开始流动,其渗流规律不满足达西定律。通常存在着启动压力梯度阀值和地层绝对渗透率随地层压力动态变化的现象,为此建立了变形介质地层低渗非达西渗流的数学模型与数值模型;研制出了变形介质低渗非达西渗流的油藏数值模拟软件,它能模拟其他油藏数值模拟软件不能有效模拟的地层绝对渗透率动态变化和渗流规律不满足达西定律的油水两相三维渗流问题。     

双重各向异性介质的数值模拟方法研究

双重各向异性是多孔介质的一个基本性质,它对油藏流体的流动以及油气藏开发都有一定的影响,中首先建立了双重向向异性介质的渗流数学模型,然后给出了它的数值模拟差分方法,并编制了双重各向异性介质的两相三维油藏数值模拟软件（ daSIM),最后给出的5点井网计算实例显示了岩石双重各向异性对油气渗流规律的影响。     

影响变形介质气藏储层渗透率变化的主要因素

在变形介质气藏开采过程中,由于流体的产出,使储层岩石受力发生改变并使储层岩石发生弹塑性变形;而弹塑性变形反过来又影响到储层的渗透率。一般来说,影响变形介质气藏储层岩石渗透率变化的主要因素有内部因素和外部因素两种。内部因素主要包括岩石的弹性模量、泊松比和含水饱和度;外部因素包括上覆岩层压力、水平应力和孔隙流体压力。根据对变形介质气藏储层岩石受各种因素影响的分析,说明了各种因素对渗透率的影响是非常大的,并最终影响到气井的产能。为了给变形介质气藏的合理开采提供理论依据,认为开采前后应充分考虑这些因素对渗透率的影响和对这些因素进行研究。     

异常高压气藏流固耦合的数值模拟

异常高压气藏具有比常规气藏更强的流固耦合效应,因而研究异常高压气藏流固耦合效应对于模拟气藏开采,指导气田生产具有十分重要的现实意义。为此,在气藏储层岩石应力、应变分析的基础上,结合修正的Terzaghi有效应力原理和岩石骨架本构关系,建立了异常高压气藏储层岩石骨架变形的数学模型;将固相平衡方程和流体流动方程组合,建立了异常高压气藏流固耦合模型。采用空间8节点等参元对圆柱形封闭地层进行了网格划分,基于Galerkin有限元法对流固耦合变形场、渗流场方程进行了空间域离散,并利用全隐式数值格式对半离散微分方程进行了时间域上的离散,建立了以位移和流体压力为未知变量的流固耦合有限元数值模型,并采用两场交替迭代的方法得到了控制方程在几何域上的耦合解。实例分析的结果表明,所建立的流固耦合模型比传统非耦合模型更能精确地描述异常高压气藏流体渗流与岩石变形的特征,与工程实际相符合,计算程序的精度高、可靠性强。     

千米桥潜山凝析气藏数值模拟开采机理研究

1998年底大港油田发现了千米桥潜山凝析气藏。该气藏投产后,初期产量较高,但随着生产的继续进行,产量和压力不断下降,气油比和含水量上升很快:这些情况反映了千米桥潜山凝析气藏的复杂性。该项研究在流体相态评价的基础上,首先建立了单井模型。然后针对气藏开发过程中出现的问题,运用单井模型和油藏数值模拟技术对气藏产量的递减规律、气油比和水气比的变化规律、基质和裂缝间的渗流关系进行了分析。根据分析结果认为,裂缝系统在整个开发过程中起主要作用。建议对带有边底水的这类气藏的开采速度不宜过高,同时必须控制底水锥进的速度。     

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温八块油气藏位于新疆吐鲁番地区鄯善县七克台镇附近，与温吉桑、米登油田邻近，属于温吉桑构造带。该油气藏是一个带油环的凝析气藏，自1993年8月W8－45井投产试采以业，堆止1996年12月止，有近4年的油环开发历史。随着鄯乌输气工程即将投运，温八块凝析气的开发成为研究的难点。文章在充分研究吐哈油田温八油气藏地质及开发特征的基础上，应用全组分模型，模拟计算了开采方式，开发层系、井网、井口压力、采气速度及规划配等因素对开发效果的影响，通过技术指标对比分析，优选出实施方案 ，配合丘东凝析气田，为吐哈凝析气地面轻烃回收和地面开发工程提供了依据。     

准噶尔盆地风城油田油藏数值模拟

采用ＳＩＭＢＥＳＴⅡ黑油模型对风城油藏进行了数值模拟。对油藏的产油量、产水量、储量和压力进行了拟合并对水锥进行了定量描述，模拟结果认为，风城油藏由于受裂缝的影响，油藏底水锥进十分严重，但锥体一般不大；可采剩余储量主要分布在风３０５、风３井区的基质中，而裂隙中剩余储量甚少。这一研究成果为拟定二次开发方案提供了科学依据。     

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气藏驱动类型的确定是气藏储量计算和开发方案编制的基础。我国目前常用的方法———视地层压力法和水侵体积系数法对水驱作用的敏感性较差,往往造成对驱动类型的误判,故利用早期生产动态资料准确判断气藏驱动类型一直是油藏工程师的一个难题。文章提出了一种可用于气藏开发初期,在较小采出程度条件下,识别气藏驱动类型的新方法———视地质储量法,它不仅适用于正常的压力系统气藏,而且还适用于异常高压系统气藏。通过大量的应用实例证明：该方法对气藏的水驱作用十分敏感,其判别准确率明显高于传统的方法。     

多尺度油藏数值模拟的渗滤方法

指出油藏渗流中不同尺度的渗滤现象形成机制,从渗滤理论角度揭示驱替前缘的生长规律.根据宏观与微观渗流的动力学方程,以隐式计算的压力场确定渗滤准则,分别建立了微观与宏观油藏数值模拟的渗滤模型.该模型中指进的发育、剩余油的圈闭不仅受介质非均质性的影响,而且与驱替历史(压力场变化)相关,是对Stenby(1990)及Barefet(1994)的渗滤模拟模型理论上的修正与完善,更能体现渗流的动力学统一性及不规则性.此外,建立了排液道见水后与排液道相临节点的压力降计算模型,使油藏渗滤模型不仅可模拟见水前的水驱油过程,还可对见水后的动态进行预测,突破了网络模拟向油藏动态模拟应用转化的一个难题.通过实际岩心驱替实验及平面填砂模型实验的验证,所建立的多尺度油藏数值渗滤模拟模型是可靠的.微观渗滤模拟可以评价孔隙结构对采收率、指进发育、剩余油分布的影响.宏观渗滤网络模拟方法,可对渗透率、孔隙度非均质分布的油藏在不同驱替条件下的渗流进行渗滤模拟,使指进、剩余油分布的预测更为客观.宏观与微观渗滤模拟特征曲线可与物理模拟及经典数值模拟方法的结果进行对比研究,使油藏数值模拟的深度与广度都得以延伸.     

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水气交替注入（ＷＡＧ）是两种传统采油方法的综合,是二次采油和三次采油中颇具潜力的一种方法。由于高粘度的水趋向于在高渗层形成屏蔽,而使气体进入油气藏基岩层或低渗层,提高了气体的驱扫效率。通过层状二维剖面模型的模拟研究,证明了在层状凝析气藏中水气交替注入的采收率比循环注气的采收率高,根据全组分模拟器模拟结果可知：水气比、不同的注入采塞、渗透率和残余气饱和度对凝析渍打收率的影响非常明显;崦注入次序、注入     

枯竭气藏型地下储气库的注采动态数值模拟

建立地下储气库是缓解国内天然气供需矛盾的一种较为安全、有效、持久的方法。以天然气的连续性方程为基础,采用隐式有限差分方法,研究枯竭气藏地下储气库的运行情况,用追赶法求出定产量生产方式下天然气流动方程的数值解,给出改建为储气库气藏的优选方法,以此确定循环注采的设计思路。     

部分打开的多层气藏不稳定试井的半透壁模型及数值模拟研究

由于沉积的原因,很多油气藏都由多层构成。这类油气藏可分为两种类型,一种是各层之间被不渗透的隔层分割开来,没有层间越流存在;另一种是层间有连通现象,具有层间越流。文章在前人工作的基础上,特别是研究有关分层油藏半透壁模型及其在试井中的各项应用成果的基础之上,建立了多层气藏的半透壁模型及其微分方程组,并且对部分打开气层进行合采的试井过程,利用有限差分方法编制了模拟试井程序。通过对模拟计算结果的分析,阐明了井底压力曲线的特点,并说明了气藏层间越流的特点及性状。     

煤层气储层数值模拟研究的应用

储层数值模拟是确定煤层气开发方案和评价采收率的有效方法,其遵循常规油气藏数值模拟步骤,通常包括选择模型、资料输入、灵敏度试验、历史拟合和动态预测5个环节。煤层气属于非常规天然气,其储层数值模拟基于解吸―扩散―渗流的地质模型,在具体模拟过程中具有自身的特点。结合在新集煤层气试验区开展的储层数值模拟研究工作,重点阐述了模拟研究中的两个重要环节:模拟模型的建立(资料输入)和历史拟合。模拟模型的建立是进行储层数值模拟工作的基础,试验区模拟模型的具体内容包括:确定模拟区域及边界条件,剖分网格、确定流体的PVT性质参数、处理储层描述数据和处理动态数据等。历史拟合是运用已有生产井的动态资料校正模拟模型的逆过程。通过历史拟合,获得了更能够真实反映试验区储层特征的参数,分析了5煤层和6煤层附近的大段砂岩层对煤层气产量的贡献,提出了排采作业建议,并采用历史拟合的储层参数进行了动态预测。     

含水层储气库建库注气驱动机理数值模拟研究

含水层储气库建库注气与驱动机理数值模拟设计和模拟思路都有其特殊性和复杂性,目前国内对此研究很少。通过采用国外成熟的商业化数值模拟软件,对不同构造特点的含水层在建库过程中的气驱多相渗流特征、气水前缘运动规律和对库容的影响进行了研究;结果表明,在选择适宜的浅层含水构造改建地下储气库时,应优先考虑地层倾角较大的含水构造,以发挥气体垂直重力驱替的良好作用,同时注气驱替时应保持较低的注气渗滤速度,以改善气体的波及效果。