基于生产压差的深层气层出砂预测

随着油气开采程度的不断加大,地层出砂现象日益增多。深部储层压实作用较强,岩石致密且稳定性较好,只有生产压差过大时才会导致岩石发生剪切破坏或拉伸破坏,表现为地层出砂。准确把握和计算产层的合理生产压差显得尤为重要。为此,以大北气田埋藏较深的白垩系产气层段为研究对象,运用多种方法建立临界生产压差的计算模型,实现了利用测井资料快速准确地计算生产压差,用于出砂定量分析与确定最优完井方法,旨在为防砂增产提供决策依据。     

气井临界生产压差的确定

油气井出砂是油气开采过程中遇到的主要难题之一,在国内外各油气田生产中都广泛存在出砂问题。如何抑制气井出砂,保证气井的顺利生产,本文从生产压差方面介绍了气井临界生产压差确定的技术方法及工作流程,使用出砂预测软件对中海油某一气田4口气井每个小层临界生产压差进行了计算,计算结果与实际生产情况吻合很好,对该气田的实际生产具有一定的指导作用。     

压力衰竭下疏松砂岩出砂临界生产压差预测方法

海上油气藏多采取衰竭式开发,开发后期储层压力衰竭导致岩石应力状况变化,致使弱胶结疏松砂岩储层严重出砂可能性增加。为了有效做好出砂预测,针对衰竭式开采弱胶结疏松砂岩油气藏,同时考虑储层压力衰竭对地应力影响,基于井壁处岩石应力状态分析,引入岩石骨架破坏Mogi-Coulomb准则,建立出砂临界生产压差CDP模型,给出一种适用于海上储层压力衰竭开采生产井全生产周期出砂预测方法,并结合油田实例,计算并绘制出F-1井全生产周期出砂临界生产压差图版。研究表明,初期出砂临界生产压差较大,随着地层压力逐渐衰减,临界生产压差逐渐降低,至临界储层压力时,由于地层出砂不能生产,需要补充地层能量或者采取防砂措施,预测结果与现场出砂情况相符合,研究成果能为易出砂井配产提供指导意义。     

测井资料在南堡35-2油田出砂预测中的应用

分析了渤海南堡35–2油田主力储层明化镇组的出砂机理,应用测井资料(纵波时差、横波时差、伽马和密度等)建立了黏聚力、内摩擦角、弹性模量、泊松比和最大水平主应力等岩石力学参数的求取方法,并在此基础上应用出砂指数法、斯伦贝谢法进行出砂预测以及临界生产压差的计算。根据出砂预测方法和临界生产压差的计算模型绘制了储层出砂指数剖面和临界生产压差剖面。计算结果表明,明化镇组储层开采过程中出砂的可能性极大,开发时应采取防砂措施。研究结果为今后该区块及附近区块油井出砂界定提供了准确的量化依据,可为油井合理工作制度的制定提供指导。     

中等胶结储层气井出砂临界流量实验测试技术

中等胶结砂岩气藏储层出砂危害极大,气井的出砂临界流量确定尤为重要。克服了以往确定出砂临界流量的现场试验方法成本高及理论计算精度低等不足,研制了测定气井出砂临界流量的实验装置并制定了测定气井出砂临界流量的实验方法。进行了裸眼完井条件下的室内气井出砂临界流量模拟实验,测定了不同生产压差下的气体流量及出砂量,确定了气井出砂临界流量。并利用临界流量反推地层条件下的出砂临界生产压差及产能,形成中等胶结储层气井出砂临界流量的实验测试技术,在南海某气田进行了成功应用。结果表明:该实验测试技术具有先进性和可靠性。     

压力衰竭对临界生产压差的影响及油藏产能评价

许多油气田在开发中后期都会出现储层压力孔隙压力衰竭,孔隙压力的降低将导致有效水平地应力增加,使井壁周围某些方位地层发生剪切屈服而出砂。分析压力衰竭前后水平地应力变化规律,提出新的临界生产压差计算模型。结合某油田储层的物性参数进行实例计算;同时探讨了压力衰竭后,地层压实对储层渗透率的影响;并结合室内试验,对油藏产能进行了分析。结果表明:随着地层压力的逐渐衰减,临界生产压差逐渐变小;同时地层渗透率下降,油藏产能降低,这符合油田的实际情况。考虑应力路径系数研究压力衰竭对临界生产压差的影响,与过去未考虑该因素时得出的结论相比存在差异。研究结果可以为压力衰竭油气田的出砂预测及完井设计提供参考。     

孤东油田水平井合理生产压差研究

孤东油田属于底水疏松砂岩油藏,出砂严重,底水锥进速度快,本文从不出砂以及减缓底水上升两个方面进行合理生产压差研究,应用摩尔-库伦准则计算了孤东油田出砂临界生产压差为2.11 MPa;应用数值模拟方法综合考虑了不同生产压差下含水率以及累产油的变化,得到了减缓底水上升的合理压差为6 MPa,综合考虑得到孤东油田水平井合理生产压差为2.11 MPa,为水平井合理开采提供理论依据。     

疏松砂岩油藏出砂状况模拟技术研究

在系统研究影响油藏出砂因素的基础上,采用人工神经网络BP模型,首先从理论上研究了引起地层砂粒运移的最低地层流体流速———门限流速预测方法,并建立了实际日产量较大时的地层最大出砂半径计算模型;然后,结合岩石力学、渗流力学等知识,建立了引起岩石结构破坏的临界井底流压的计算模型,并推导了当实际井底流压小于临界井底流压,因岩石结构破坏而引起大量出砂时,出砂半径的计算公式,同时,给出了防砂工艺设计中抑砂剂用量和固体防砂剂用量的计算式,避免了防砂剂量设计的盲目性。现场应用表明,建立的计算模型可明显提高防砂措施的成功率和有效期。     

基于出砂特征半径的水平井出砂临界生产压差预测模型

在水平井近井地带地应力分布研究基础上,首次提出破坏特征半径的概念,以特征半径处作为地层破坏出砂的判断位置,分别使用Mohr-Coulomb准则、Drucker-Prager准则、Hoek-Brown准则建立相应的水平井出砂临界生产压差预测模型,并对水平井出砂临界生产压差计算结果进行敏感性分析。结果表明:水平井出砂临界生产压差与井斜角有关,其具体变化规律与原始主应力中垂向主应力与最大水平主应力的关系有关;在同一地区,水平井水平段方位的选取会明显影响其生产中的出砂程度;水平井出砂临界生产压差与特征位置半径的选取有直接关系。     

油井防砂后生产参数优化方法探讨

针对青龙台油田出砂特点,通过室内实验的方法确定了油井固砂后地层临界流速。以实验得出的地层临界流速为依据计算油井临界产量,同时结合地层砂粒径分布特点计算出携砂生产条件,进而制定出合理的生产参数。此防砂后生产参数优化方法的确立,对巩固油井防砂效果,延长防砂有效期具有重要意义。     

考虑天然气高压物性变化的气藏平均压力计算方法

地层平均压力是气藏分析的重要参数,虽然目前计算方法较多,但大多需要通过关井来实现。针对定容气驱气藏,在考虑天然气高压物性随压力变化的基础上,结合物质平衡原理及气藏渗流机理,建立了地层压力与生产数据的关系等式,提出了在不关井的前提下,利用生产数据计算地层平均压力的方法。同时依据该方法,给出了地层平均压力的计算图版,进一步提高了该方法的实用性。通过验证,利用该方法确定的地层平均压力误差在2%以内,具有较高的精度。     

低渗气藏多层合采层间干扰系数的确定

对低渗气藏,为达到工业气流,常采用多层合采的方法。气藏多层合采层间干扰系数的计算,目前还没有合理的方法。根据气井多层合采物理模型,利用气井二项式产能公式及井筒压力计算模型建立了气井层间干扰系数的计算方法。实例计算了低渗气藏Y的16口气井的层间干扰系数,并进行了线性回归,得到气井层间干扰系数与层间跨度、测井KH差、生产压差的一个经验公式。利用该经验公式得到了低渗气藏Y的不同层的层间干扰系数,并采用面积加权平均,得到了Y气藏的干扰系数,得出Y气藏可多层合采的结论。该方法为低渗气藏开发方案的合理制定提供了重要依据。     

致密气藏多级压裂水平井生产动态机理分析

为准确预测致密气藏多级压裂水平井在非线性渗流和复杂裂缝下的生产动态特征,通过双重连续介质-离散裂缝耦合模型对原始致密储层和水力压裂裂缝系统流动特征进行刻画并构建综合渗流数学模型,采用非结构三维四面体网格和控制体积-有限元方法建立全隐式数值模型,并通过修正Peaceman方法建立复杂压裂水平井数值井模型,从而获得准确的数值解。开展含水饱和度、应力敏感系数、压裂裂缝压开程度和空间非对称分布等关键参数对X致密气藏某区块压裂水平井生产动态的影响因素分析。研究表明,该模拟方法能准确预测致密气藏压裂水平井生产动态特征,为致密气藏的高效开发提供理论支撑和计算工具。     

考虑实际界面张力的凝析气井临界携液流量计算方法

 为提高凝析气井井筒积液状态判断的准确率,通过对凝析气藏气液界面张力和气井携液常规模型的分析,研究了考虑实际界面张力的气井临界携液流量计算方法。根据气井井筒的温度及压力计算出实际界面张力,通过引入实际界面张力对常规模型进行修正,得到考虑实际界面张力的气井临界携液流量计算模型;在实际计算时将产油气井和油水同产气井区分对待,产油气井以油气界面张力计算,油水同产气井以气水界面张力计算。应用修正的3 种常规模型分别对新疆某凝析气田20 口气井的临界携液流量进行计算比较,表明修正Turner 模型计算结果对井筒积液判断的准确率达到90%,可作为该区域气井积液的判断标准。     

苏25井区产水气井分析及泡沫排水技术应用

随着苏里格气田的开发,地层压力不断下降,气井普遍产水,且大部分井积液状况不明,影响了排水采气的效果。针对苏25井区的生产现状,从压力、产量的变化和气藏物性等方面分析了积液和未积液井的生产特征,未积液井一般物性较好,或处于主砂带内部,生产能力和生产稳定性较好;积液井一般物性较差或处于主砂带附近,生产能力和生产稳定性较差。利用常用的临界携液流量模型--圆球液滴模型和椭球液滴模型,结合井区气井实际生产动态特征,对比了两种模型的计算结果,椭球携液模型与实际情况符合程度较高。简要介绍了目前苏里格气田常用的泡沫排水采气工艺并结合典型井分析了该工艺的效果。     

S气田合理井距研究

S气田储层渗透率较低,断层发育,砂体横向上连续性差,气藏规模较小,存在单井点控制的断块气藏,且气藏储量丰度低,导致井控动态储量低,为低压、低产气田.结合气田实际情况,运用单井产能法、产能动态预测法以及井控动态储量公式法等,确定出S气田的合理井距范围,对气藏合理开发有一定的指导意义.     

降压幅度和出砂堵塞对天然气水合物开采产能的影响分析

为研究降压幅度和出砂堵塞对天然气水合物开采产能的影响,使用天然气水合物多相流数值模拟软件TOUGH＋HYDRATE进行水合物降压开采模拟,通过不同情况下的水合物分解速率、产气速率、产气量和产水量分析了降压幅度和出砂堵塞对天然气水合物开采产能的影响,并通过不同情况下的储层压力、储层温度和水合物饱和度分布分析了其影响机理。数值模拟结果表明：①随着降压幅度的增大,储层中压力降低范围逐渐增大,而且压力降低幅值逐渐增大,储层与开采井之间的压力梯度越大,导致相同时间时的水合物分解速率、产气速率、产气量和产水量都逐渐增大;降压幅度的增大对短期开采的累积产气量有明显提高,而对长期开采的产气量影响不大,而降压幅度的增大可能导致出砂堵塞以及水合物二次生成,因此实际开采时应设定一个合理的降压幅度并辅助升温等其它措施;②随着出砂堵塞的加剧,井周附近的渗透率逐渐降低,储层中压力降低范围逐渐减小,而且压力降低幅值逐渐减小,储层与开采井之间的压力梯度越小,另外井周渗透率的降低还会导致气体的流速的降低,从而导致相同时间时的水合物分解速率、产气速率、产气量和产水量逐渐减小;出砂堵塞会对产气量持续产生影响,导致产气量随时间成比例减少,因此实际开采时应进行储层改良减轻出砂问题或采取防砂措施避免出砂堵塞。     

层间干扰实质与再认识

受各储层段岩性、物性以及开采过程中各层段地层压力与流体物性差异等因素影响，多层油藏在采用合注合采开发时，始终存在层与层之间相互制约和干扰的问题。不恰当的注水开发模式会导致各层吸水能力、出油状况及水淹程度差异加剧，生产动态上表现出较大的层间矛盾，从而影响各层段和油藏整体的均衡动用及最终采收率。目前定义的多种层间干扰系数能定量表征层间干扰现象，但其物理内涵与实际注水开发渗流过程不符。针对前期层间干扰研究存在的不足，以海上某油田典型多层油藏X为例，结合室内实验方法、油藏工程方法和数值模拟方法，剖析了多层合采早期实验测试及理论研究中存在层间干扰的根源和实质，确定了分段测试与整体测试之间表现出的层间干扰实质是油藏压力场与渗流场的非均衡性所致，并基于层间干扰实质研究成果，建立了考虑层间干扰的油井产能计算新方法。实例应用结果表明，基于层间干扰实质的层间矛盾定量评价及油井产能计算新方法更符合油藏实际情况，为多层油藏合注合采产能的预测及降低层间干扰对实际生产效果影响的策略制定提供了理论依据。     

动态物质平衡在海上凝析气田中的应用

气藏储量的确定是安排采气速度、制定合理气藏开发方案的基础。静压法储量计算前提是需关井恢复并获取地层压力,对于凝析气井的关井会造成井底的积液,积液严重者开井后可能不会实现自喷。借助成熟的管流软件建立井筒管流模型,在优选流动相关式的基础上通过井口油压来求取井底流动压力。基于拟稳态条件下油气藏生产特性,应用动态物质平衡法来确定海上某凝析气藏动态储量。该方法不需关井即可获得地层压力,减小了气井产量损失,对于不便经常开展测试作业的海上气井具有十分重要的应用价值。