页岩气井压后返排动态模拟研究

压裂液返排动态是影响页岩气井水力压裂后产能效果的重要因素。从页岩气井压后压裂液流动机理出发,讨论了压裂液分布区域和特征,利用数值模拟手段描述了压裂液在裂缝系统中的流动,并深入分析了压裂液滞留在裂缝和地层中的机理。根据页岩气水力压裂可能产生的裂缝形态,压裂液分布在高导流主缝、分支缝及压裂液侵入裂缝面周围的页岩基质,在返排过程中,裂缝与基质之间的渗流能力级差、重力分异造成在高导流裂缝的压裂液滞留,气水两相相对渗透率差异为影响分支缝压裂液返排的主要因素,而基质毛管压力则是阻碍基质侵入带压裂液流动的主要原因。开展对页岩气井压后返排动态研究,对于认识页岩气井压后返排率与裂缝系统形态特征的关系极为重要,同时,也为制定合理的返排制度提供了相应的理论指导。     

塔河奥陶系6000m~3超大规模酸压实践

针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏常规酸压存在酸蚀裂缝距离短,导流能力有限,难以沟通远处有效储集体的问题,在TH12312井探索并实践大幅增加酸压液体用量及施工排量的6000m3超大规模酸压工艺技术。优选方案为滑溜水4000m3,施工排量≥7.0m3/min;变黏酸600m3,施工排量≥7.5m3/min;胶凝酸400m3,施工排量≥7.5m3/min;顶替液:滑溜水1000m3,施工排量≥7.0m3/min。动态缝长可达到289.9m,动态缝高可达到77m,酸蚀缝长可达到227m,导流能力可达到426mD·m。整个施工过程交替注入滑溜水和酸液,累计注入总液量6008m3,同时加入粉陶70t,最高泵压达到94.3MPa,最高排量8.5m3/min,酸压施工获得成功。酸压时的裂缝监测及后期生产效果评价表明,该工艺取得了提高造缝长度、改善储层导流能力、沟通远处储集体的效果,刷新了酸压规模的世界纪录。     

低渗气井压裂液返排模型研究

低渗气井压裂液返排动态研究对合理制定返排制度、优化压后产能有着实际意义。压后返排是影响产能的重要因素之一。从低渗气井压裂液返排所涉及到的流动出发,建立包括气藏渗流、侵入区滤失压裂液渗流、压裂液裂缝内返排流动和井筒气液两相流动等4个过程的压裂液返排数值模型,考虑储层物性、滤失区物性、裂缝特征及井筒在返排过程中对流动动态特征的影响,并系统研究返排数值模型耦合求解计算方法,实现低渗气井压裂液返排过程的动态模拟。利用返排数值模型对实际井例进行计算,研究缝长、裂缝导流能力、储层渗透率及流度、液氮助排等因素对压裂液返排动态特征、返排效果和产能的影响程度。研究表明,滤液侵入区相渗变化导致永久性产能损失不会发生,而裂缝内紊流将损耗裂缝有效长度,降低气相有效渗透率,制约气井产能,返排控制时应当予以重视。     

裂缝性潜山油藏储集层识别与预测

埕北30太古宇为裂缝性潜山油藏,裂缝是其主要的储集空间和流体运移通道。裂缝性储集层识别与预测是这类油藏描述的核心和关键。为此,岩心、录井、测井、试井结合建立了储集层划分和分类标准,识别描述了井点储集层的分布;以井点储集层为约束条件,应用三维地震反演技术,预测了埕北30潜山太古宇油藏的储集层三维空间展布。     

塔河油田深抽效果分析及其优化决策技术

塔河采油一厂管理的油藏类型包含底水砂岩油藏、弱能量河道砂油藏、缝洞型碳酸盐油藏及凝析气藏,深抽井主要集中在弱能量河道砂油藏和底水砂岩油藏。随着开发的深入,深抽井数逐年上升,但深抽有效率偏低,仅为63.1%,亟需完善深抽优化决策技术。通过对178口深抽措施见效井回归统计分析,研究了深抽与不同油藏类型的提液、降液面、增油等因素之间的见效规律,进行了投入产出效益分析。综合地层能量、储层物性、提液幅度对深抽效果的影响,提出以质量效益为中心的深抽优化决策技术,在经验对比法和节点分析法基础上,研究了供排关系平衡点的确定方法 ,形成了气体影响、冲程损失等因素在内的效益优化决策技术,为深抽工艺的进一步发展奠定了基础。分析认为,塔河油田弱能量砂岩油藏泵挂深度超过3500m,深抽效益较低,不宜采用深抽工艺,可采用间开生产工艺;建议对于底水砂岩油藏部分物性差或储层污染井,开展相应储层沟通改造工作,尽可能改善此类深抽井的供液状况。     

塔河油田10区奥陶系油藏滚动开发技术

介绍了塔河油田10区奥陶系油藏的地质特征,即以该油藏属于弹性驱及弹性水压驱动为主,以缝洞系统为单元的碳酸盐岩岩溶缝洞型轻-重质低饱和非均质油藏。介绍了在油藏开发实践中形成的一套适合缝洞型碳酸盐岩油气藏的高效滚动开发技术系列：缝洞系统划分技术、开发储量计算技术、开发井井位部署技术、侧钻技术、注水替油技术等。     

重复暂堵转向压裂工艺在三塘湖盆地牛圈湖地区的应用

吐哈油田三塘湖盆地牛圈湖区砂岩油藏特征主要表现为低渗、低压、低流度,岩石致密、储层物性差,常规重复压裂产生的老缝内油气采出程度已经很高,但泄油控制区外仍有大量油气未能采出,在该区实施重复暂堵转向压裂工艺,可以在储层中打开新的油气流动通道,更大范围沟通新老裂缝中未动用的油气层。地应力剖面计算结果表明,该区地层具有转向压裂的条件;在此基础上,优化暂堵剂形状粒径的组合形式、加注时机、加注方式及加注浓度,可提高裂缝封堵效率,并减少对储层的污染。温控水介质降解型复合暂堵剂适用温度广,能及时恢复老缝的导流能力,实现老缝、新缝对产量都有所贡献,特别适合吐哈油田中高含水老井重复暂堵转向压裂改造。现场井施工案例分析表明,重复暂堵转向压裂工艺在牛圈湖地区具有很高的可行性。这项研究为未来该区的压裂工艺提供了新方向。     

致密油压后产能预测图版及应用

由于大庆致密油藏类型复杂、非均质性强,体积压裂产生的裂缝系统非常复杂,目前还没有发现适合大庆致密油储层特点的体积压裂压后产能预测技术,必须采用数理统计方法进行规律研究。本文以2011年来大庆致密油直井缝网压裂、水平井体积压裂试验井为基础,围绕产能动态,结合地质特性和工程参数,通过数理统计,分析研究影响致密油压后产能的地质和工程因素及规律特征。在分析大庆致密油裂缝延伸模型和引入有效施工规模概念的基础上,建立储层物性与压后产能关系图版和有效施工规模和压后产能关系图版,并于2017年和2018年应用直井缝网压裂、水平井体积压裂产能预测图版预测了15口试验井,产能预测符合率为71.4%,较之前有大幅提高。该图版有助于指导致密油压裂方案设计优化及经济效益评价,为今后大庆致密油经济有效开发奠定了基础,具有广泛的应用前景。     

低渗透油藏压裂井复合介质渗流规律研究

低渗透油藏地下裂缝分布形态复杂,影响油藏产能计算的因素较多,情况复杂,常规计算方法很难满足工程需要。故此,考虑启动压力梯度和介质变形系数的影响,建立了低渗透油藏压裂井复合介质径向流渗流模型。并根据此模型推导出不同地层及裂缝参数条件下油井产能变化关系。计算结果表明:在不同的裂缝半长和不同的启动压力梯度条件下,油井定压生产的产量都将随着变形系数的增大而减小;在不同的裂缝半长和不同的介质变形系数条件下,油井定压生产的产量都将随着启动压力梯度的增大而减小;在不同的启动压力梯度和不同的介质变形系数条件下,油井定压生产的产量都将随着裂缝半长的增大而增大。根据本文所建立的复合介质径向流渗流数学模型,能够计算低渗透变形介质地层压裂井的产量压力变化规律,该模型具有一定的工程实用价值。     

多股流板翅式换热器温度交叉的数值分析

以平行多股流板翅式换热器为研究对象,给出了考虑翅片旁通作用的多股流板翅式换热器流体和翅片的能量方程。在改变多股流板翅式换热器各通道的流体参数、流动方式及换热器的结构参数等情况下,对能量方程进行数值求解,获得了各通道的流体温度分布情况及相邻通道的流体温度差,并分析了流体参数、流动方式和结构参数的变化对相邻通道流体温度交叉的影响。     

利用干扰试井判断特低孔渗裂缝-孔隙型砂砾岩油藏连通性——以准噶尔盆地红153井区为例

砂砾岩油藏储层变化快、非均质性强,油藏连通性的判断一直是国内外研究的难点。红153井区块二叠系夏子街组油藏属于特低孔渗的裂缝-孔隙双重介质油藏,且纵向上隔夹层不发育,油层跨度平均347m。为了判断油藏平面上及纵向上连通性,以寻求合理的开发方式及井距,在该区进行了干扰试井。利用红153井的开井和关井以及新投产井的压裂作为激动信号,在相邻生产井下入高精度存储式压力计,通过测得的井底连续流压的变化情况,来判断各井之间的连通性。此次打破常规将干扰试井应用于砂砾岩油藏开发中,取得了较好的效果。观测结果证实当激动井进行关井作业或者压裂时,监测井的地层压力明显上升;当激动井开井时,监测井的地层压力明显下降。其中平面上最远监测距离达1.5km,纵向上最大监测跨度达176m,大大超过一般的测试井距500m,也用实际数据证明了该特低孔渗油藏在平面上及纵向上连通性好,为油藏的开发部署提供了有利依据,表明该油藏适宜采用较大生产井距、一套井网进行开发。     

地层应力敏感性对脱砂压裂油井产能动态预测的影响分析

压裂工艺已经成为油井增产的主要措施,对油井压裂效果的评价也日益重要。作为压裂效果评价的组成部分,生产动态预测研究受到越来越多的重视。端部脱砂压裂是疏松砂岩油气藏开发的一项新技术,对该类油藏进行压后产能模拟预测具有重要作用。在传统渗流理论的基础上,除考虑重力、毛管力、井壁污染等因素外,通过引入疏松砂岩油藏渗透率、孔隙度,建立新的脱砂压裂井三维两相生产动态预测模型。利用该模型,研究疏松砂岩油藏应力敏感性对压裂油井产能动态预测的影响,可知:油藏应力敏感性显著影响油井压后生产动态;地层渗透率和孔隙度越大,其应力敏感性对油井生产动态的影响也越大;但孔隙度变化对压后产能的影响小于渗透率变化的影响。渗透率是油藏应力敏感性因素的主要影响参数。通过与压裂井实际生产曲线对比,显示该模型符合率较高,能够比较真实、准确的预测油井压后生产动态。     

双重介质条件下的地质建模技术研究与应用——以哥伦比亚Capella油田为例

双重孔隙介质是具有双重孔隙度、双重渗透率,形成两个平行水动力学场,流体相互之间按一定规律和方式窜流交换等特性的孔隙介质系统。哥伦比亚Capella油田Cong层储层以砾岩为主,岩性致密,属低孔低渗储层,具有双重介质的特征。在Cong层地质建模过程中,在构造模型基础上,采用井震结合的方法约束油藏属性模型;在裂缝建模过程中,应用面密度计算裂缝密度曲线并得到裂缝密度体模型,并采用基于目标算法模拟裂缝三维模型。在模拟裂缝模型过程中将小尺度缝进行分组,减少了倾向、倾角、长度的统计方差,提高了模拟精度。以达西定律和物质平衡方程为基础,按照模拟单元把复杂的裂缝实际模型转化为由三组相互正交的裂缝组组成的裂缝块模型,得到Cong裂缝渗透率模型,模型渗透率与试井解释的油藏动态渗透率相一致。该模型可应用于油藏数值模拟并指导油藏开发调整。     

塔河油田碳酸盐岩储层放空漏失现象的研究与应用

通过塔河油田碳酸盐岩储层在钻完井、修井作业过程中发现大的放空漏失这一现象,进一步加深了对塔河油田缝洞型油藏的认识。从地震、地质、油藏、工程及开采等多方面综合研究分析认为,对于钻遇严重放空漏失的油井应提前完钻,以及放空漏失井不宜进行酸化增产、进行上返酸压时需采用控缝高技术、进行注水替油效果不好、进行污水回灌效果较好等。并且根据上述认识,为油田开发提出了合理建议。     

变质岩潜山油藏开发特征研究

辽河油田兴古7块属于裂缝型块状底水变质岩潜山油藏。油藏多发育中高角度裂缝,具有地层古老、潜山内幕构造复杂、岩性多样、含油幅度大、油层巨厚等地质特征,开发特点为平面上满块含油,纵向分段见油;非均质性强,产能差异大;油藏天然能量不充足,注水难受效;水平井开发效果好;纵叠平错三维井网设计合理,有效发挥重力驱油作用,适用于注气立体开发。运用数值模拟方法,分析该块油藏外在开发指标特征与内在渗流机理的联系,预测各项技术指标后,发现各阶段产量递减率、地层压力、气油比、含水等技术指标变化存在明显节点。依据指标变化节点,将立体开发划分为弹性驱阶段、重力驱阶段、气驱见效阶段、注气突破阶段、注气突破后期五个开发阶段,解决了变质岩潜山油藏立体开发阶段划分的瓶颈问题。该研究对变质岩潜山油藏的立体开发具有理论指导意义。     

大庆油田M油藏提高新投产井产能压裂技术试验

大庆油田M油藏进入开发中后期,高含水井及重复压裂井逐年增多,具有改造潜力且开采效果较好的储层不断减少,由于受储层物性及自身条件的限制,新投产的加密井采用常规压裂改造工艺增油上产并不理想。针对目前新投产能加密区块产能井存在的井距小、压后含水高、储层物性差、单井产能低、达不到方案设计要求、影响油田经济有效开发等问题,开展提高新投产井产能技术试验。依据M油藏内各区块的特征,优选了同层多裂缝压裂、大砂量压裂、热造缝结合压裂和短宽缝压裂等4种工艺,并依据区块特征进行压裂工艺和施工参数优选,对现场28口试验井有针对性地实行压裂。结果表明,现场试验的28口井与同区块常规压裂投产井相比,投产初期平均单井日产液提高0.8t,日产油增加0.4t,产能提高15.3%,达到了"新区提液,加密区控水"的要求。     

小容积流量工况对排汽缸的影响分析

汽轮机末级排汽是影响排汽缸运行的关键因素。对汽轮机末级与排汽缸流场进行了数值模拟,得到当末级处于不同容积流量工况时,排汽缸内流动特性及气动性能。结果表明:随着容积流量的减小,排汽缸内流线分布恶化,扩压通道内靠近外导流环区域出现漩涡,其范围及强度随容积流量减小而增加,扩压性能下降;排汽通道流线紊乱度增加,出现复杂涡系,出口截面流动稳定性下降;大尺度漩涡的存在增加了排汽缸能量损失,静压恢复系数下降,总压损失系数增大。     

低渗砂岩酸压增注技术研究与应用

辽河油田ZQ区块储层物性差,平均孔隙度为12%,渗透率分布在0~1mD之间,属于典型的中孔-低渗透油藏。长期以来,该区块约有30%的注水井存在注水压力上升快、长期注水高压、注不进等现象,采用常规酸化增注措施后,平均有效期只有61d,注水状况无法彻底改变。借鉴国内类似储层的注水井增注经验,提出了ZQ区块酸压增注措施。通过建立油藏和压裂裂缝的二维渗流模型,对比了酸压增注与常规注水的压力扩散和增注量,证实酸压增注的理论可行性;通过室内岩心柱刻蚀实验,证实砂岩岩面酸蚀后能够形成导流裂缝;同时对酸液进行优化,采用有机酸体系减缓酸岩反应时间,增大酸蚀处理半径。在现场应用了5井次酸压增注施工,措施后平均日注量24.3m~3/d,同时邻近油井平均动液面上升120m。酸压增注为低渗透砂岩油藏改善注水效果提供了一项有效技术手段。     

致密气藏试井

由于技术的进步，较高的能源价格和常规气藏中储量下降，油气公司开始考虑开发致密（低渗透）气藏中大储量圈闭的可行性。对这些低渗透气层进行常规试井，通常导致过差估计重要的油藏参数，例如，原始油藏压力、渗透率、有效裂缝长度、裂缝导流能力和产能．本文的目的是评价应用于不同类型致密气层的特殊测试方法，讨论为什么传统的测试方法很少成功，井找到适合于致密气藏的测试和分析方法。我们将考虑短时测试，主要目的是获得原始气藏压力，次要目的是确定渗透率和表皮系数。流入动态测试，裂缝校正测试和地层流测试将会被考虑，这些测试的应用性通过人造的和现场实例进行展示．     

塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏的储层连通性及其油(气)水分布关系

岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏特有的复杂地质特征,在一定程度上制约了人们对油、水体的赋存与分布状况及分布规律的认识,制约了预测和控制油井见水技术措施的实施。因此,充分利用岩溶缝洞单元的研究成果,结合开发井的油水资料,不断归纳总结不同岩溶地貌单元油井的开发动态特征,研究和探讨油水的组合规律、组合类型,分析油水分布变化状况,对油水体系进行划分,这对碳酸盐岩油藏开发具有重要的理论与实际意义。