页岩气藏压裂水平井产能特征研究

页岩气具有独特的储层特性与流动特征,其数值模拟方法与常规油气藏有很大差异。基于多重介质模型建立及基质离散模拟吸附气和游离气的瞬变流动方法,对储层进行体积压裂改造,实现了体积压裂模型的构建;在此基础上结合X井的生产数据对吸附类型、基质离散程度、裂缝-基质耦合系数、基质渗透率以及裂缝渗透率等因素对产能的影响进行了分析。结果表明,吸附类型、裂缝-基质传导率、油藏具有天然裂缝和基质裂缝渗透率以及压裂增产区域裂缝渗透率可以影响页岩气的生产年限、递减率以及裂缝导流能力,这对页岩气藏水平井进行压裂优化设计具有一定的指导作用。     

体积压裂致密油藏注水吞吐产能影响因素

致密油藏储层致密,地层压力系数一般较低,开发非常困难,而注水吞吐对补充油层压力和实现稳产具有明显优势.针对体积压裂致密油藏,采用嵌入式离散裂缝模型描述复杂体积压裂缝网,建立考虑应力敏感和启动压力梯度的致密油藏油水两相渗流模型,并采用有限体积法建立相应的数值求解方法.通过数值模拟方法模拟了12个吞吐轮次下单个压裂段致密油藏的开采过程,分析了基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发产能的影响.研究结果表明:当基质渗透率、微裂缝渗透率和微裂缝密度升高时,基质中含水饱和度波及范围变大,累积采油量显著升高;水力裂缝渗透率升高对基质含水饱和度分布影响不大,但累积采油量明显上升,而当水力裂缝上升到一定程度时,累积采油量上升幅度变小.可见基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发效果均有显著的影响.     

致密油藏动态渗吸实验及主控因素

渗吸作用对于致密油藏的注水开发有着重要作用,目前国内外学者在动态渗吸方面开展大量的室内研究,但由于实验模型设计过于理想,不能真实而全面的反映注水驱替过程中储层特征、裂缝及注水参数对动态渗吸的影响规律。针对以上问题,设计制作了二维平板双重介质模型,定量评价了基质渗透率、储层非均质性、层内天然裂缝、人工裂缝、层间非均质性、隔层发育程度及注水速度对渗吸贡献的大小,明确了影响渗吸贡献的主控因素。结果表明,层内天然裂缝和注水速度是影响基质渗吸贡献的主要因素,基质渗透率和人工裂缝影响次之,隔夹层发育程度影响最小,同时建立了一种适用于双重介质储层的基质-裂缝采出程度贡献估算方法,实现了定量计算并区分基质与裂缝对采收率的贡献率。     

基于双重介质嵌入式离散裂缝模型的致密油藏产能影响因素

致密油藏具有显著的超低孔超低渗特征,天然微裂缝和水力压裂缝对油藏有效动用至关重要,相关数值模拟研究工作备受关注。研究者们广泛采用嵌入式离散裂缝模型研究致密油藏流动规律,通过修改基质网格渗透率表征天然微裂缝,无法精细刻画微裂缝与基质间流体交换对流动产生的影响。为克服以上不足,考虑基质、复杂天然微裂缝和人工压裂缝间传质机理,建立了致密油藏双重介质嵌入式离散裂缝模型；进一步,对模型进行数值离散处理,编制了相应的模拟器；最后,基于所建立模型研究了天然微裂缝、水平段长度、裂缝间距等多因素对致密油藏产能影响规律。研究结果表明,本文所建立模型产能高于传统EDFM模型；水平段长度越长,产能越大；裂缝间距越小,产能越大；应力敏感对致密油藏生产动态有一定影响,并且随着时间推迟,影响逐渐增强；本文所建模型实现了对基质、复杂天然微裂缝和人工压裂缝间复杂传质机理的精细刻画,相关研究结论可为致密油藏经济高效开发提供借鉴。     

裂缝性致密砂岩气藏剩余气分布预测及开发优化建议： 以川西坳陷新场地区须家河组二段为例

裂缝性致密砂岩气藏具有储层基质致密低渗、裂缝非均质发育、气水界面不统一等特点，导致天然气资源动用程度低，气井产能差异大，开发形势整体不乐观。为明确气藏的剩余气分布规律及动用对策，本文以新场地区须家河组二段气藏为例，根据产能主控因素分析，形成了一套适用于裂缝性致密砂岩气藏的数值模拟技术流程，定量表征了剩余气分布特征，提出了开发优化建议。结果表明：综合考虑构造裂缝和基质砂体岩性对产能的控制作用，对动态模型采用“分井区、分砂组、分介质、分岩性”的方式精细划分流动单元，保证了数值模拟的高效和精度。剩余气分布整体在构造起伏约束下，受基质岩性、断裂裂缝和井控程度影响。建议布井潜力区应具备构造高部位、基质砂体连续、断裂裂缝发育、剩余气富集等条件，进一步根据井间干扰程度和地层能量利用率优化布井位置。     

考虑裂缝变形的低渗透双重介质油藏数值模拟研究

针对玉门青西低渗透裂缝性油藏地质条件的复杂性,通过实验研究了该类油藏开采过程中裂缝的变形特征及其对渗透率和油井产能的影响;研究了水驱过程中的渗吸采油机理.在此基础上,建立了将裂缝变形与基质渗吸作用集为一体的变形双重介质油藏数值模拟模型,利用该模型开展了裂缝变形、渗吸采油、周期注水对开发效果影响的模拟研究.采用变形双重介质油藏数值模拟技术对青西低渗透裂缝性油藏多方案开发指标进行了预测,给出了该油藏优化的开发方案.     

裂缝型碳酸盐岩储层酸压数值模拟

酸压是碳酸盐岩储层重要的大型增产改造措施,酸压中,准确预测酸液作用距离对酸压设计至关重要,其决定酸压改造范围、影响酸压目标缝长设定及酸压效果预测。裂缝型碳酸盐岩储层非均质性极强,基质较致密,天然裂缝所在区域渗透率很高,酸液滤失严重。目前各种酸压模型假设裂缝面上渗透率均匀分布,也不能考虑天然裂缝对滤失的影响,这些模型预测的酸液作用距离较长,酸压设计缺乏可靠的模拟模型。针对该问题,本文进行了裂缝型碳酸盐岩储层酸压数值模拟研究,首先基于地质统计规律建立人工裂缝面上渗透率分布模型、天然裂缝分布模型,并基于地质统计参数生成裂缝面上渗透率及天然裂缝分布;然后建立酸液流动、酸液滤失、酸岩反应数学、粗糙酸蚀裂缝表面形成过程模拟模型;再将以上模型耦合求解,形成酸压模拟模型。基于该模型,进行了广泛的数值模拟研究,分析了天然裂缝参数对酸液作用距离、酸蚀裂缝表面的影响。研究发现,天然裂缝对活酸作用距离和酸蚀裂缝表面影响显著,考虑天然裂缝时,其作用距离显著低于常规模型预测的距离,酸蚀裂缝表面更粗糙;裂缝型储层酸压设计中,天然裂缝是不可忽略的因素,新模型预测的酸液作用更合理。该研究为裂缝型碳酸盐岩储层酸压设计提供了更可靠模拟工具。     

田菁胶残渣及其对压裂井产能的影响

油层水力压裂施工中常用的水基冻胶压裂液在破胶后一般都有一定量的残渣.这种残渣一方面可堵塞地层和支撑裂缝孔隙,另一方面可形成滤饼,降低滤液侵入地层深度,减轻地层伤害.本文用田菁压裂液研究了其残渣含量对不同渗透率人造岩心伤害程度的影响,并在模拟压裂液滤失条件下测定不同残渣含量的压裂液对填砂裂缝的伤害程度.用数值模拟方法研究了地层及裂缝的伤害程度及压裂液侵入地层的深度对压裂井产能的综合影响.结果表明.当综合考虑压裂井地层和裂缝伤害程度预测出的产能.较接近实际产能.并提出了根据地层渗透率选择压裂液残渣含量的参考方法.     

致密油藏润湿返转提高采收率技术

针对致密油藏目前开采方式存在产量递减快、可采储量低的问题,通过构建基于离散裂缝网络的致密油藏润湿返转提高采收率数学模型,并编制相应全隐式数值求解算法,进一步研究了亲油储层周期注入表面活性剂方式的驱油效果及影响因素。结果表明:周期注入表面活性剂能够使储层产生润湿性返转,诱导自发渗吸,进而有效动用基质内剩余油,较目前开采方式可进一步提高采收率幅度10%;周期注表活剂的驱油效果随着原油黏度的降低、基质渗透率的增大或者压裂密度的提高而变好,当地层原油黏度低于7 m Pa·s、基质渗透率不低于0. 01 mD、裂缝间距不高于150 m时,周期注表活剂可取得明显的增油效果。     

陵二西区三间房组油藏储层动用状况分析

目的 研究丘陵油田陵二西区三间房组油藏储层动用状况的影响因素.方法 利用油田的动静态资料、测井资料、录井资料等进行综合分析.结果 一般注采比越高,储层动用程度也越高;平面上砂体分布面积广、连片性好、钻遇率高的小层动用较好,反之则较差;辫状河道沉积的砂体动用程度好于溢岸沉积的砂体;剖面上的动用程度与沉积的旋回性及韵律性有关,一般正韵律的储层动用程度较差,复合韵律的储层动用程度较好,并且随着时间的推移动用好的小层会越来越好,动用差的小层会越来越差;渗透率大小较其非均质程度对储层动用控制作用更为明显,但当渗透率接近时,渗透率的非均质程度对流体渗流才会起到明显的影响;但也有相反的情况,还有待于进一步研究.结论 研究例区储层动用程度的好坏与多种因素有关.     

多因素影响下煤层气井生产初期合理排水量确定

生产初期排水量合理与否影响煤层气井整个生产过程中的排水采气效果,无因次含气率为0.25时,认为排水初期阶段结束。为确定新投产煤层气井生产初期合理排水量,建立考虑压敏效应、基质收缩和煤粉剥离、堵塞效应对煤储层物性的影响模型,研究生产初期不同排水量对煤储层物性的影响;并编制了新投产煤层气井合理排水量确定软件。研究结果表明:生产初期结束时的煤储层孔隙度和渗透率随着排水量的加大先增大后减小,峰值处对应的排水量确定为合理排水量。利用该软件确定了某煤层气井排采初期的合理排水量,结合数值模拟结果分析在该排水量控制下该煤层气井的排采效果较好,该模型对新投产井生产初期合理排水量的确定提供理论依据。     

页岩气藏运移机制及数值模拟

基于双重连续介质,采用尘气模型(DGM)建立基岩和裂缝运动方程,基岩中考虑气体在基岩孔隙中黏性流、Knudsen扩散、分子扩散以及气体在基岩孔隙表面的吸附解吸,吸附采用Langmuir等温吸附方程;裂缝中考虑黏性流、Knudesen扩散和分子扩散机制,在此基础上建立基岩-裂缝双重介质数值模型并采用有限元方法对模型进行求解.根据数值模拟结果对影响页岩气藏产能的因素进行分析.结果表明:页岩气产出气是游离气和吸附气解吸共同采出的结果,在给定的页岩气藏条件下,游离气影响更大,吸附对页岩气产能有较大影响,忽略吸附会导致预测产能偏低;Knudsen扩散(或Klinkenberg效应)对基岩视渗透率影响较大,越靠近生产井,Knudsen扩散和Klinkenberg效应的影响越大,基岩视渗透率随生产时间延长变大;裂缝渗透率越大,页岩气产量越大,基岩渗透率对页岩气产能影响不大.     

稠油油藏注聚主要影响因素实验研究

针对渤海典型稠油油藏的非均质特征,建立内置微电极二维纵向非均质物理模型。通过含油饱和度测量技术进行了稠油油藏注聚主要影响因素实验研究,考察了油藏纵向非均质性、注入速度、注入黏度对聚驱剩余油分布规律及开采效果的影响。实验结果表明:对于纵向非均质稠油油藏,随着渗透率级差增加,注聚效果变差,剩余油主要富集在中、低渗透层。提高注入速度等同提高了注采压差。当压力梯度大于中、低渗透层启动压力梯度以后,才能动用中、低渗透层油。为了增加中、低渗透油层的动用程度,可以考虑适当缩小井距或者通过封堵高渗层,提高中、低渗层注采压差。对于非均质严重的稠油油藏,考虑到油层的实际条件,单纯靠增加体系黏度不能满足流度控制需要,必须通过调、堵等措施才能达到流度控制的目的。     

裂缝性低渗透油层渗吸作用的数学模型

为深入认识毛管力渗吸作用 ,根据油水两相 Darcy定律 ,研究了油层中含水饱和度、渗透率和润湿角余弦对毛管力作用产生窜流的影响 ,认识到在水湿裂缝性储层中 ,毛管力产生的窜流 ,起到了水从裂缝渗入到基质并把其中原油置换出来的作用 ,有利于该类油层的开采。推导出裂缝性储层中毛管力作用下基质和裂缝间油水交换的偏微分方程 ,通过有限差分方法求解计算加深了渗吸法采油适用的地质条件和开发指标变化特征的认识 :渗透率越低 ,水湿性越强 ,裂缝越发育 ,渗吸作用采油效果越好     

库车裂缝性砂岩气藏渗透率模型研究与应用

裂缝性气藏中孔隙介质包括压裂裂缝、天然裂缝及基质孔隙。考虑裂缝与基质间的物质交换,建立了考虑压裂裂缝的多重孔隙介质渗流数学模型,研制了裂缝性气藏压裂后生产动态模拟器。根据库车天然裂缝发育程度综合量化分类,天然裂缝发育程度是影响压裂后产能的重要因素之一;裂缝系统连通差、发育差的气藏,压裂后也难以获得理想的增产效果。统计分析了裂缝参数与渗透率的关系,裂缝密度与测试渗透率相关性好,给出了裂缝密度与渗透率的关系,建立了渗透率地质模型。结合裂缝性砂岩气藏压裂井生产动态模拟器,通过拟合试采压力校正渗透率,打破了关井测试计算地层渗透率的传统做法。通过实例计算表明,所建立的多重介质渗流数学模型和渗透率地质模型是合理的,试采压力拟合精度高,校正渗透率准确且误差较小,为油田开发提供了一种新思路。     

砂岩储层射孔压实伤害评价

基于应变率对砂岩孔隙度演化的敏感性分析,建立砂岩储层射孔压实伤害评价力学模型。对射孔冲击载荷作用下近孔道砂岩的动力学响应进行数值分析,获得模型中关键力学参数,量化分析砂岩径向孔隙度与渗透率分布,评价射孔压实伤害程度。研究结果表明:数值分析数据与试验数据能够较好地吻合,验证了射孔压实伤害评价方法的有效性;由于破碎带与网状微裂缝的产生,射孔后孔道内壁表层砂岩孔隙度要高于初始值;压实带内砂岩的渗透率明显降低,严重影响孔道流动性能;距孔道入口端轴向距离越远,砂岩的压实带厚度、孔隙度与渗透率伤害程度越小;随冲击载荷强度的增加或岩石强度的降低,射孔压实伤害程度将增大。     

应用人工神经网络预测油井产量和产水量

论述了应用人工神经网络技术预测油井产油量和产水量的方法．利用油井过去实际每个月的日平均产油量和产水量做为网络的训练样本，经网络学习后，输入油井待预测的时间，可预测出相应时间的日平均产油量和产水量．同时，编制的通用软件经胜利油田２１口井实际产油量和产水量检验，结果表明：网络是一种可行性的预测油田单井产量的方法     

低渗透油藏井间储量动用状况分析新方法

油藏启动压力梯度对油藏的储层动用有着很大的影响,启动压力梯度越大储层越难动用。从低渗透油藏流体
渗流机理上出发,采用现场早期束缚水条件下单相渗流的生产动态数据及试井解释资料,利用试井方法求得研究区的
启动压力梯度,并建立启动压力梯度与渗透率的关系。分析典型反九点井组内注水井与采油井井间的驱动压力梯度
变化特点,据此确定井间储层物性与储量动用关系。通过对比实际储层的渗透率值与所得到的储层流体启动所需渗
透率值的大小,从而判断储层内流体是否流动。该方法采用定量分析低渗透油藏井间储量动用状况,为同类油藏确定
井间剩余油分布提供了参考。