致密气藏不稳定渗流的两段渗流模型研究

根据致密气藏的实际渗流特征,将致密气藏低速非达西渗流段和线性渗流段简化为两直线段,并用达西渗流方程描述低速非达西段的渗流特征,这样既简化了问题的处理,又考虑了临界流速、临界压力梯度和启动压力梯度对致密气藏压降动态的影响;然后,根据该渗流模型建立了致密气藏不稳定渗流的数学模型,并运用Laplace变换和Green函数方法求出了该数学模型的Laplace空间解.     

低渗透气藏垂直裂缝井产能计算

低渗透气藏储层往往存在着渗透率应力敏感性,且地层中气体流动时具有启动压力梯度。考虑以上因素对气井产能的影响,根据扰动椭圆的概念和等价的发展矩形的思想,推导出适合低渗透气藏的气井压裂后产能预测公式,绘制并分析了产能理论曲线。研究表明,渗透率模数、拟启动压力梯度以及裂缝的长度均对气井产能有较大影响。该研究结果对低渗气藏垂直裂缝井合理产能的求取具有较好的指导意义。     

DEVELOPMENT AND APPLICATION OF 3D THREE-PHASE NON-LINEAR FLOW NUMERICAL SIMULATOR FOR ULTRA-LOW PERMEABILITYOIL RESERVOIR

根据特低渗透油藏流体渗流特征,建立了非线性渗流油藏数学模型.在黑油模型基础上,开发了特低渗透油藏非线性渗流数值模拟器.以五点井网单元为例进行算例分析,将不同类型的非线性渗流曲线与达西渗流模拟结果进行对比分析.模拟结果表明:与达西渗流相比,考虑非线性渗流规律的油井产油量低,产量递减快,注水见效缓慢,油井见水时间滞后;水井吸水能力差,注水沿垂直裂缝方向上的推进速度变慢;相同注采压差条件下,水驱效果差;水井附近憋压面积大,流体在地层中的流动消耗更多的驱动能量,降低了水驱效率;特低渗透油藏在开发过程中,除井筒附近地层压力梯度较大外,地层中大部分区域压力梯度较低,非线性渗流占据了地层渗流的主导地位,以非线性渗流规律为基础的数值模拟软件能够更准确地预测特低渗透油藏开发的动态特征.     

一种新的稠油油藏双曲递减模型

依据幂律流体型稠油的渗流方程,推导出了一种考虑启动压力梯度及幂律特征的稠油油藏双曲递减模型。以渤海S油田为例,对新的稠油油藏双曲递减模型进行了验证和分析,结果表明,本文方法适用于稠油油田开发初期开发指标的预测,其结果更接近油田实际生产数据。     

利用启动压力梯度计算低渗油藏最大注采井距

低渗油藏油水渗流时启动压力现象的存在,使注采井距理论上存在一个最大值,通过不同渗透率岩样启动压力梯度的研究,结合单井产量公式,可以计算出给定注采压差条件下低渗油藏的最大注采井距,从而为合理注采井网的部署提供依据.     

用钻井地层异常压力参数标定逆断层的方法——以准噶尔盆地南部逆冲褶皱带为例

准噶尔盆地南部逆冲褶皱带地表条件复杂,复杂的构造变形导致地震成像差,地震资料解释难度大。在解释横穿玛纳斯背斜构造二维或三维地震资料中,首先依据地表地质标定浅部已出露的地层和断层,利用常规钻井玛纳1井和玛纳002井的垂直地震测深(VSP)资料和声波测井资料进行地震-地质层位标定,再根据地震剖面反射特征标定出深部可能的断层。利用地层倾角测井资料,可识别出探井钻遇的一部分断层点。由于横穿玛纳斯背斜二维地震剖面上、中浅层地震反射杂乱,尤其逆冲断层沿古近系安集海河组泥岩、页岩滑脱,导致地层倾角测井无法识别构造增厚的安集海河地层中发育的逆冲断层断点。地震剖面上地震反射异常和玛纳1井、玛纳002井的断层断点井深对比表明,逆冲断层发育与钻井压力变化有关,因此利用钻井监测的地层异常压力以及地层压力系数变化的特点标定出一系列断点井深,并得到钻井地层压力图及邻井断点资料的相互佐证。这两口井的模块式地层动态测试器(MDT)实测地层数据均表明,在紫泥泉子组地层存在两套压力系统,分割两套压力系统的仍然为逆冲断层。最终,地震剖面的构造解释结果表明霍玛吐逆冲断裂是由一系列叠瓦扇断层组成。     

流变特性对稠油油藏产能的影响

由于稠油的流变特性不同于常规稀油，稠油油藏的产能分析也有别于常规稀油油藏。通过分析研究垂直井产能计算、稠油流变特性分析及启动压力梯度计算，建立了稠油油藏垂直井产能分析方法，指出了稠油油藏产能计算必须结合稠油流变特性和试井解释资料。并通过实例说明了该方法的应用。     

启动压力梯度对特低渗油藏开发的影响

特低渗油藏渗流具有非达西特征，只有搞清非达西渗流的特征及规律，才能制定有效的开发技术政策。本文分析了启动压力梯度产生的机理，研究了启动压力梯度对特低渗透油藏主要开发指标——采出程度、采油速度、地层压力、井底流压和含水率与采出程度关系的影响。并且计算出了应用启动压力梯度计算合理井距、见水时间、产量递减规律的图版，对特低渗油藏的开发具有很好的指导意义和应用价值。     

低渗透油田合理井距确定方法研究——以N油田为例

针对低渗透油田合理井网密度问题,从开发技术条件与经济效益两个方面出发,考虑启动压力梯度影响,采用势的叠加原理,建立了油水两相稳定渗流时的技术极限井距模型,并推导出不同注采压差下技术极限井距与含水饱和度、含水率以及储层渗透率的关系。根据N油田采收率与水驱控制程度、井网密度的关系,考虑销售收入、开发投资的将来值、维修及管理费用等,运用曲线交会法计算出不同油价对应经济极限井网密度及经济合理井网密度。N油田目前开发阶段反九点井网210 m井距小于技术极限井距,仍有加密潜力。     

考虑储层伤害下的低速非达西斜井拟稳态产能分析

通过对低渗透油藏渗流特征的研究,建立了拟稳定渗流条件下,同时考虑启动压力梯度和储层伤害等因素的斜井低速非达西渗流无因次流入动态方程通式。以海拉尔盆地某低渗透油田的一口斜井为例,分析了启动压力梯度、拟表皮系数和真表皮系数等因素对斜井低速非达西渗流无因次IPR曲线的影响。结果表明,真表皮系数对IPR曲线的影响较大,在同一无因次压力下,随着真表皮系数的增大,无因次产量越低,并且无因次产量减小的幅度越来越小;拟表皮系数是由于井斜引起的,与井斜角有着密切关系,在启动压力较小时,随着井斜角的增大,拟表皮系数减小,对IPR曲线影响较小,在同一无因次压力下,无因次产量减小的幅度越来越大;只有在启动压力梯度较高时,启动压力梯度、泄油半径、平均地层压力对IPR曲线影响较大。