鱼骨状分支井数值模拟井指数计算方法研究

随着钻完井技术的不断提高,鱼骨状分支井得到了越来越广泛的应用,但是在对鱼骨状分支井进行数值模拟时,常规的井指数计算方法难以适应模拟复杂井形的需求。针对鱼骨状分支井井筒间严重的干扰影响和复杂的渗流关系,在井指数定义式的基础上,结合鱼骨状分支井解析模型与数值模拟稳态模型,充分考虑油藏各向异性的影响,提出了新的鱼骨状分支井井指数计算方法。在新的井指数计算方法的基础上,对鱼骨状分支井进行了井形参数优化研究。结果表明,分支数目较少时,可以选取较大的分支长度,反之,分支长度则不应过长;分支数目应不小于4个,当分支长度小于50m时,增大分支数目的增产效果不明显;分支角度应不小于45°。     

气藏开发全生命周期不同储量计算方法研究进展

储量评价贯穿气藏开发始终,系统梳理气藏不同储量计算方法,对认识和开发气藏具有重要意义。前期评价阶段,分气藏类型选择容积法或体积法计算探明地质储量,指导开发概念设计和开发方案编制;方案实施阶段,落实可动用储量,指导井位部署;规模开发后,采用物质平衡与现代递减方法计算单井或气藏动态储量和可采储量,指导井网、井距、生产制度等开发技术政策优化;开发中后期,采用精细气藏描述和数值模拟方法落实剩余储量,指导挖潜部署。综合来看,储集空间结构、流体赋存状态和气藏边界是优选不同储量计算方法的重要依据,也是开发全生命周期不断认识气藏的关键参数。     

鄂尔多斯盆地苏里格气田西区气水层识别及产水井排查

苏里格气田西区含水层大面积分布,储层气水关系复杂,气水层识别困难,生产井多数产水,严重影响气井正常生产及区块整体产能评价部署。以气藏储层基本地质特征为基础,分析储层四性关系,分别建立盒8段、山1段孔隙度、渗透率及含水饱和度参数解释模型并进行模型可靠性验证。进而采用试气交会图方法确定声波、电阻率等主要曲线下限及孔隙度、渗透率、含水饱和度等物性下限,形成苏里格气田西区盒8段和山1段主力储层气水层识别标准,其中气层下限为孔隙度≥5%,渗透率≥0.1×10^-3μm²,含水饱和度≤50%,声波时差≥213μs/m,电阻率≥60Ω·m,密度≤2.56g/cm³,泥质含量≤20%。将标准应用于后续开发井气水层识别并与试气成果对比分析,证实标准可靠。同时,针对不同生产阶段、不同生产特征气井提出了试气、试采、探液面测试、气液两相计量试验及生产特征分析5种气井产水、积液的排查方法,明确产水对气井生产的影响,形成产水井排查标准并对受不同程度影响的气井提出措施建议,为气井及区块开发评价提供参考。     

高含硫气井关井后井口压力异常影响因素研究

高含硫气井关井后常呈现关井后井口压力上升和井口压力下降两种截然不同变化趋势。为了深入揭示高含硫气井关井后井口压力恢复异常变化的本质,通过建立开关井过程中气液两相非稳态变化模型,计算求解生产压差、水击压力、温度效应、重组分沉降和续流效应对气井关井后井口压力变化规律的影响。通过研究,揭示了高含硫气井关井后井口压力变化是受到多个因素的综合影响。关井后井口压力异常通常在小压差大产量气井发生,且井口压力异常在不同关井时期受到的影响因素略有不同。在关井初期,井口压力受到水击压力和重组分沉降的综合影响; 在关井中期,主要是重组分沉降影响; 在关井后期,则主要受到温度的影响。研究结论对于认识和指导高含硫气井实现井口测压代替井底测压开展动态监测工作提供了重要依据。     

天然气开发对标管理探索

开展天然气开发对标管理探索,是提升天然气开发水平的有效途径。天然气开发对标管理的关键是建立对标指标体系,而对于对国内石油公司的开发水平、不同类型气藏的开发指标,目前尚未开展系统性、有针对性的研究。为了进一步提升天然气开发水平,运用对标原理,选取中国石油天然气股份有限公司、其下属的6个天然气产量规模较大的地区公司、26个不同类型典型气田(藏)三个层面作为对标对象,优选出24项天然气开发指标,并首次建立了天然气开发对标指标体系,进而开展了股份公司级、地区公司级及重点气田(藏)级三个层面的对标分析。研究结果表明:①所建立的天然气开发对标指标体系能够直观地反映出天然气开发效果、开发质量,基于该指标体系进行对标能够较准确地评估天然气开发水平;②同类型气藏由于受到储层条件、开发方式及所处开发阶段存在差异的影响,应尽可能在同盆地、同区域、同开发阶段等条件的限制下开展对标,其结果才更有价值;③国内石油公司应建立对标管理长效机制,不断完善对标指标体系,通过学习先进、查找差距、补齐短板来促进天然气开发水平的提升;④不断完善天然气开发基础数据,确保其准确性,以避免因基础数据不准确而导致对标结果产生错误;⑤应尽快建立天然气开发水平分级标准,明确不同类型气藏开发水平分级的指标界限,建立高效开发对应的关键指标标准,进而指导天然气开发对标工作的深入开展。     

高温高压致密砂岩储集层气水相渗曲线测试方法

致密气气水相渗曲线一般在常温常压下应用非稳态气水相渗测试方法通过实验测得,所得结果与高温高压下气水相渗曲线相差很大。采用常规标准方法,用氮气和地层水测试3块岩心在常温常压下的气驱水相渗曲线,之后将3块岩心按照实验流程处理,采用自研全直径渗流装置(200℃,200 MPa)对这3块岩心在地层条件下(温度160℃,116 MPa)进行气驱水相渗曲线测试。结果表明,高温高压相渗曲线具有更大的两相共渗区,且束缚水饱和度更低;在相同含气饱和度下,高温高压气相相对渗透率比常温常压的高,说明地层条件下致密气气水两相的渗流能力更强,实际束缚水含量更低。高温高压下,气水黏度比、密度比以及界面张力更低,气驱水波及效率更高。图2表2参10     

关于深井不同壁厚组合生产管柱优化设计的研究与应用

随着天然气开发在我国取得的突破性迅猛发展,气井生产管柱的优化设计在采气工程和现代完井中的作用显得越来越重要.针对为满足深井油管强度要求,常采用带液能力差的不同油管直径组合生产管柱、严重影响气井稳定生产的突出矛盾,开展了深井不同壁厚组合生产管柱优化设计与应用的研究.文中研究成果的应用表明,为了有利排液,对于小于6000m的深井,生产管柱完全可采用既满足油管强度要求、又满足下入深度要求的组合壁厚油管柱优化设计,以取代组合直径油管柱设计.文中推导的不同壁厚组合生产管柱最大安全下入深度设计数学模型、当最大安全下入深度为已知时,求解组合壁厚油管柱实时安全系数数学模型,为不同壁厚组合生产管柱取代不同油管直径组合的生产管柱优化设计,提供了可供借鉴的技术支撑和有效工具.