利用采油速度干扰系数评价油藏层间干扰

多层油藏合采时,层间地层压力将自动平衡,会导致注水开采阶段合采各层水淹程度及水驱动态特征具有较大的层间差异,降低了注水油藏的整体采收率。因此,需实时评价层间干扰,并制定合理的井网加密及层系细分调整方案,以提高储量动用的均衡程度。针对多层油藏注水开发中后期的层间矛盾,以开发过程中层间压力及水淹程度的变化差异为基础,利用油藏工程及数值模拟方法建立评价储量动用层间均衡程度的影响因素图,以油藏整体均衡动用为目标,分析注采过程中水淹及压力的层间变化差异对整体开发效果的影响规律。采油速度能够同时体现产能大小及储量动用程度,借鉴产量层间干扰系数的定义,建立了采油速度层间干扰系数的计算方法。结果表明,利用采油速度层间干扰系数能够更加合理地评价合采各层的均衡动用程度,并为制定层系细分界限提供定量依据。     

多层合采气藏动用储量计算方法

针对多层气藏气井合采开发,动用储量难以确定的问题,本文以物质平衡法为出发点发展了三种实用的计算方法,重点提出了一种多层合采气藏分层动用储量的计算方法,分析了各方法的优缺点及适用情况,并应用于海上某凝析气藏的动态分析。应用实例表示,该方法实用高效,为气藏的开发状况分析、剩余气挖潜提供了新的思路和技术手段。     

低渗气藏产水气井一点法产能试井研究

推导了低渗气藏考虑启动压力梯度的产水气井产能方程,并在此基础上推导了适合低渗气藏产水气井的一点法产能预测公式。与常规低渗气藏气井一点法公式相比,该公式中的经验数α和δ不仅与启动压力梯度有关还与生产气水质量比有关,并且系数α随气水质量比的增大而减小,系数δ随着气水质量比的增大而增大。并且根据单相渗流与两相渗流的关系,建立产水气井一点法经验数与常规单相气井一点法经验数的关系式。最后,通过某井的实例发现,考虑产水影响的无阻流量比常规低渗一点法产能试井得到无阻流量偏小,所以在气井产水时,常规低渗气藏一点法产能评价方法会高估气井的产能。同时,该实例证明了该方法是切实可行的。     

四川新场气田蓬莱镇组气藏层间干扰分析

】文章明确提出了四川新场气田蓬莱镇组浅层气藏中、上部气藏之间存在层间干扰现象，并从产层压差、试井终压、压力恢复曲线特征及井间干扰等多个角度证实了这一现象的存在。随后，运用层间干扰现象合理地解释了气藏西部两口高产气井长时间关井后产能丧失殆尽的原因，并指出中部气藏在西区的潜力远比预想的差。最后，在层间干扰分析的基础上得出，中、上部气藏不能归为同一开发层系，必须用不同井网分层开采     

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。     

合采井层间干扰现象数学模拟研究

海上油田多为大段合采,层间干扰现象较为严重,为了正确评价这一现象,基于渗流力学理论,建立了考虑层数、厚度、渗透率、孔隙度、黏度、地层压力、供给半径和相渗数据等因素的层间干扰评价数学模型,模型考虑了层间非均质性、启动压力梯度、井筒连通、以及液量转移4个方面的层间干扰机理。利用数学模型,计算了实际井合采时的各层产能和全井产能、分采时的各层产能和全井产能以及层间干扰系数,对合采和分采条件下的产能进行分析。研究结果表明,渗透率级差、测试工作制度、所处含水阶段、静压及其他,对层间干扰的贡献比例分别为50%、25%、15%、10%。层间干扰主要受层间非均质性的控制,在进行层系组合时,若渗透率级差小于4,则可保证层间干扰系数小于0.6;若渗透率级差小于10,则可保证层间干扰系数小于0.6。     

基于干扰系数的分层开采优选新方法

油井多层合采是一种常见的油藏开发生产方式,但是多层合采常会产生层间干扰现象,降低原油采收率。针对这一问题,提出了基于干扰系数进行分注分采的调整方法。以SZ油田多层合采层间矛盾突出从而进行分采调整为实例,针对实际生产矛盾与小层地质特征,结合五个不同的干扰系数,提出了三十种分层开采的调整方案。定含水率对比不同方案的预测结果,考虑到海上油田平台寿命有限,同时采用了定年限的对比优选方法。研究结果表明:分层开采方式使生产得以改善,定年限和定含水率方法各自最优的调整方案采出程度分别提高了7.79%与2.63%。为非均质多层系油层的分层开采提供了理论依据。     

多层合采油藏层间干扰规律及应用：以渤海南部中轻质油藏为例

针对渤海南部中轻质油藏多层合采层间干扰规律研究的问题，建立了多层合采的填砂管物理模型，模拟了不同渗透率级差和不同原油黏度的多层合采过程，基于物理模拟实验结果提出了产液量级差和层间干扰系数的概念，确定了分采界限和分采时机，指导了油田实际开发。结果表明：中轻质油藏分采界限的渗透率级差为4，分采的时机为含水80%左右，随着地层原油黏度的增加，提液时机应适当提前。渤海A油田的实际应用表明，预测结果与实际测试结果接近，平均误差为8.75%，现场应用效果明显，对后续油田的矿场实践具有一定的指导意义。     

严重层间非均质油藏水驱效果及影响因素研究

目的 研究层间严重非均质条件下各类储层的水驱条件及效果.方法 通过岩心多层水驱油室内实验,研究多层组合下,不同渗透率层的水驱效果(包括水驱动用、产量贡献及采出程度等)及其主要影响因素;应用数学统计方法,建立综合影响因子代表各个影响因素,并分析水驱效果与综合影响因子之间的关系.结果 合理的驱替压差是合注合采储层动用的关键;渗透率级差是影响多层合注合采开发效果最主要的因素,其次为组合层数和平均渗透率;多层水驱油组合情况下.低渗层若要达到较好的水驱效果,其多层组合渗透率级差应小于8,多层组合综合影响因子要小于6.结论 严重层间非均质油藏注水开必须保持合理的驱动压差,其注采层系划分应综合考虑组合层数、平均渗透率及渗透率级差等因素的共同影响.     

层间非均质性致密气藏多层合采产量变化规律研究

随着优质天然气资源的开发,我国未来天然气产量的增长点将主要依赖致密气藏的开发。靖边气田作为一个典型的低孔、低渗、低丰度致密岩性构造气藏,层间非均质性强,难动用地质储量所占比例大。目前气田低产低效井数增多、稳产能力弱,层间储量动用程度差异大,整个区块开发效率低。在分析靖边气田层间非均质性及气藏产状的基础上,进一步建立了不考虑层间窜流和考虑层间窜流的多层致密气藏渗流模型,对比分析了两种模式下分层产量变化规律。研究了地层系数、储容系数及层间半透壁率对产气量的影响。研究结果可为整个气田经济、高效、合理开发提供理论依据;并对同类气田的增产研究具有一定指导意义。     

考虑启动压力的层状油藏开发指标计算方法

目前大多数开发指标预测方法适用于中高渗油田,并没有考虑启动压力的影响。在多层非活塞式水驱油藏模
型的基础上,考虑启动压力的影响,推导出了一套定液量生产时的开发指标计算方法。该方法可以反映多层合采时不
同渗透率层的有效生产压差不同;低渗层因启动压力大,供液能力低甚至不供液的问题。通过油田实例进行了验证,
结果表明：多层合采时,由于油水渗流阻力的变化,随着生产的进行,生产压差逐渐减小,高渗透层的产液比例越来越
大,层间干扰加剧。该方法准确反映了实际油藏的生产特征,可以用于提液等措施的效果预测。     

考虑压力敏感效应和启动压力梯度的低渗透气藏水平井产能研究

低渗透气藏由于普遍具有低孔、低渗的特征,导致其气水渗流具有非线性特征和流态的多变形,进而储层流体的渗流不再遵循经典的达西定律。结合岩石本体有效应力相关理论,在前人的基础上,推导了低渗透气藏水平井产能公式,该公式综合考虑了压力敏感效应和启动压力梯度的影响,更加接近于实际气藏,更能准确的对低渗透气藏水平井产能进行评价。实例计算表明:在低渗透气藏水平井产能分析中,必须考虑压力敏感效应和启动压力梯度;且随着压力敏感系数和启动压力梯度的增大,水平井产量降低。水平井产能随着生产压差的增大而增大,但气井产能指数却是先快速上升,然后再缓慢降低。因此对于低渗透气井而言,存在一个生产压差的最优值。     

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.     

水平井产能计算新方法

研究表明,低渗透油藏中存在启动压力梯度及应力敏感效应,且在钻完井及试油过程中,由于钻井液滤失,易导致储层污染。推导了同时考虑启动压力梯度,应力敏感效应及表皮因子的低渗透油藏水平井压力分布及产能公式,运用质量守恒原理及二分迭代法得到水平井产量精确解。并以某油田为例,进一步分析了启动压力梯度,应力敏感效应,表皮因子等因素对水平井产能的影响。最后,对比了几种经典水平井产能计算方法,结果表明运用本文公式计算水平井产量是合理可靠的。     

低渗油藏CO2驱井网优化调整及开发效果影响因素

CO2驱、水平井开发技术对于低渗油藏有着较好提高采收率的作用,但是对于非均质性较强的低渗油藏,水驱开发后存在动用程度低的问题,因此有必要研究低渗油藏后期注采方式及注采井网的调整优化和开发效果的影响因素。首先依据目标油藏建立非均质概念地质模型,建立了一个上下分别为低渗和高渗储层油藏模型,采用油藏数值模拟方法对油藏进行了模拟计算。在油藏模型进行一段时间水驱后,加密调整井网采用水平井注CO2进行二次水气同驱的开发模式。对比不同加密井网模式的采出程度和地层压力,得到最优的加密井网模式进行二次优化开发。然后基于以上得到的最优井网优化调整模型,研究了井排距、储层渗透率和注CO2压力对该调整井网模式开发效果的影响。油藏数值模拟计算表明：加密水平井采油优于加密直井采油;加密水平井注气可以适当缩短排距,使CO2的驱替更充分,当井距/排距为0.4时,采出程度最大;在不同储层渗透率条件下,在其他生产条件一致的情况下,加密水平井井网时,可以将水平井沿水平渗透率较小方向安置;适当增大注气井注入压力可以有效地提高采收率恢复地层能量。本文研究成果对该类非均质低渗油藏的开发具有较好的借鉴意义。     

大段合采油井层间干扰主控因素研究

针对大段合采油井储层层间非均质性严重的问题,开展了层间干扰研究,确定层间干扰的主控因素。结合现 场试油实践,以层间干扰系数作为定量评价层间干扰程度的指标,对部分井的产能测试结果进行了分析,发现流压、生 产压差、含水率等因素均可对层间干扰程度造成影响。收集油田数据资料,计算了渗透率级差、厚度级差、层数、地层 压力系数级差、生产压差级差、平均黏度、孔隙度级差、流压级差等因素。采用复相关系数法对影响因素进行了初筛 选,根据基于熵权的灰色关联分析法计算了筛选后因素与层间干扰系数间的关联度,确定出层间干扰的主控因素,分 别为渗透率级差、层数、静压系数级差、合测含水率、生产压差级差和流压级差。     

回归分析确定递减期气藏参数方法

确定气藏参数的方法常常是关井测压。然而,我国有许多气藏渗透率特别低,压力恢复所需的时间特别长,有时长达几个月。因此,有必要研究根据气井生产史确定气藏参数的方法,避免关井给生产带来的损失。在Fraim提出的适合低渗气藏图版拟合方法基础上,用回归分析,提出了根据生产史确定低渗气藏地层参数计算公式。应用它们无需进行人为图版拟合,就可以确定气藏的储量与气层其它参数。该方法编程容易,参数确定快速准确,且实际操作无需关井,特别适合关井压力恢复需很长时间的低渗气藏。     

断块型深层低渗油藏天然气驱最小混相压力及相态特征

本文以大港油田深层低渗油藏X断块为研究对象,采用细管实验和PVT测试仪器,测定了大港油田X断块地层原油和Y气藏天然气的最小混相压力,地层原油的基本物性参数,以及注入天然气对原油高压物性参数的影响。实验结果表明：大港油田X断块地层原油属于轻质原油,能够与Y气藏天然气实现混相,且最小混相压力为45 MPa,低于地层压力(49.8 MPa)和国内常用高压天然气压缩机的压力等级(50 MPa),因此,在X断块实施天然气混相驱具有理论可行性;地层原油的气油比、泡点压力、体积系数、压缩性、气体平均溶解系数均较高,多次接触实验结果表明,注入天然气与原油在最小混相压力条件下能够实现多次接触混相。为了实现大港油田深层低渗油藏X断块的高效开发,建议在X断块实施天然气混相驱。