苏里格气田单井控制储量计算方法研究

气井单井控制储量的确定在气藏开发过程中占有重要地位,低渗透气藏具有孔喉细小、毛管阻力大的物性特征,气体在该类储层中渗流时,最显著的特点便是存在启动压力梯度,即存在气体发生渗流的门槛值（阈值）λ,只有在驱动压力梯度大于该值的时候,气体才能流动。从基本数学模型出发,推导出了相应的气井单井控制储量计算公式,利用该公式对苏里格气田气井进行了单井控制储量的计算.     

火山岩气藏井控动态储量变化规律及预测方法

火山岩气藏发育有不同尺度的孔洞缝多重介质,孔隙结构复杂,非均质性强,物性差异大,导致开发过程中单井井控动态储量差异较大。研究表明,火山岩气井井控动态储量会随气井的生产而发生变化,对于低渗低效储层及多重介质储层,气井井控动态储量随生产时间的延长而增加;低渗致密储层压裂产生的裂缝可以增大气井的控制面积,从而增大井控动态储量;同时,部分气井的井控动态储量受边底水的影响而减小。常规井控储量计算方法计算结果偏小,不适用于火山岩气藏。在分析不同类型储层气井的井控动态储量变化规律的基础上,建立了相应的井控动态储量预测方法。通过实际气井数据计算,结果表明,该方法可以在气井生产时间较短的情况下预测最终状态的井控动态储量,且结果较为可靠。     

应力敏感对低渗砂岩储层气井生产影响研究

低渗砂岩气藏通常气井产量低、压力下降快、稳产能力差，除砂体发育非均质性强、储量丰度低等因素影响外，储层应力敏感也是造成气井生产效果差的重要原因。储层物性动态监测证实，低渗砂岩储层渗透率随孔隙流体压力下降而变低；通过全直径岩心应力敏感实验，研究岩心渗透率随有效应力的变化规律，建立渗透率比值与有效应力之间的关系；在平面径向流假设条件的基础上，建立存在应力敏感条件下的产量公式与压力公式，定量分析应力敏感对气井产量和压力的影响，据此提出合理的生产措施。     

非均质低渗透气藏储层动用能力及影响因素研究

在我国已发现的低渗透气藏中, 类储层占有相当大的比例。苏里格气藏作为一个拥有5000多亿m3储量的特大型气藏, 类储层的储量在总储量中占到40%以上,这部分储量在气田开发中能否动用,动用的程度有多大,对气井产能的贡献有多少,是气田开发中急待解决的问题,而且对气田的产能规划和投资决策影响巨大。利用苏里格气田某气井实际资料,建立了单井地质模型,采用数值模拟技术,对低渗透气藏 类储层的动用能力及影响因素进行了全面的模拟研究,详细分析了不同开采阶段 类储层的动用能力及对产能的贡献。研究表明:低渗气藏 类储层的动用能力与其自身渗透率和含气饱和度以及储层应力敏感性、井附近渗透率、气井初期配产、是否间隙开井等多种因素有关。提出了提高储层储量动用程度的有效措施和相应的开发策略。     

低渗透产水气藏单井控制储量的计算及产水对储量的影响

低渗透气藏已成为目前我国天然气开发的重点对象,其渗流规律也不同于常规气藏,特别是气井产水以后,存在气、水两相流动,气藏的渗流规律将发生明显的变化,常规的单井控制储量计算方法已不再适合。为此,针对气藏低渗透、产水的特点,重新推导了气井的气、水两相产能方程,并结合物质平衡法,建立了一个改进的适合产水低渗气井控制储量计算的采气曲线法,并用实例进行了验证。结果表明：启动压力梯度及气井产水对控制储量的计算有明显影响;在储量计算公式推导中,水气体积比的引入,能更准确地求取产水气井的储量和表述产水对储量的影响;在考虑产水因素后,求得的天然气储量明显降低,且随产水量的增加,求得的气井控制储量也减少。该研究成果对于提高低渗透产水气藏单井控制储量的计算精度具有重要参考价值。     

产水气井单井控制储量计算新方法

气井单井控制储量是气藏工程中一项重要的内容,而气井产水对单井控制储量具有明显的影响,准确计算产水气井单井控制储量在整个气田开发中有着重要意义。基于产水气井渗流特征,利用产水气藏分流率与日产气量、日产水量的关系,结合气、水两相相对渗透率曲线,得到产水气井单井控制储量计算的理论图版。通过将实际产水直井和水平井生产动态资料与单井控制储量理论图版进行拟合,获得产水直井与产水水平井单井控制储量,且对比发现,利用图版拟合法与物质平衡法、产量不稳定分析法、弹性二相法以及数值模拟法计算单井控制储量结果相对误差较小,表明新方法具有较好的实用性和可靠性,可以推广运用到产水气藏动态储量的计算。     

基于含水率定量计算的低渗气藏流体性质判别方法

西湖凹陷低渗气藏在开发过程中普遍产水,影响到后续开发效果,为了有效开发低渗气藏,为下步开发方案设计提供参考依据,有必要弄清储层产液性质.文中基于低渗岩心稳态法相渗实验数据,通过多元非线性回归建立相对渗透率与含气饱和度之间的定量计算模型,结合测井资料计算的含水饱和度和束缚水饱和度可以准确计算储层的气相、水相相对渗透率及含水率,进而利用生产井的水气比标准来确定气藏不同流体的含水率分布区间.应用效果表明,该方法预测的产水率与测试结论吻合较好,能较准确地判断低渗气藏产液性质,为勘探开发方案的设计与实施提供了理论基础.     

物质平衡拟时间在低渗气藏动态分析中的应用

物质平衡拟时间能够处理天然气物性随压力的变化情况，从而使我们在分析气井生产数据时可以综合考虑其产量、压力变化的影响，这种新的生产数据分析方法已相继应用于国内外气田得以。文章把以物质平衡拟时间为基础的流动物质平衡曲线、重整拟压力曲线分析法用于低渗气藏生产数据分析中，求得储层渗透率、平均地层压力和单井控制储量。该方法与其他方法（试井、常规递减分析）得出的计算结果基本一致，不失为气藏开发动态分析的一种可靠手段．     

低渗透和特低渗透气藏提高采收率综述

低渗透气藏和特低渗透气藏在我国已发现和开发的气藏中占有相当大的比例。由于低渗透气藏和特低渗透气藏储层物性差、地质条件和渗流机理复杂，造成气井单井控制储量低、产量低、产量下降快、稳产状况差、采收率低。在查阅大量相关文献的基础上，通过分析低渗透气藏和特低渗透气藏低产和低采收率的原因，总结了在现有技术条件下如何提高低渗透气藏和特低渗透气藏的采收率和产量的措施和方法。     

低渗透气藏流固耦合综合数学模型

气藏的开发过程是一个流体渗流与地层岩石变形动态耦合的过程,尤其低渗透气田中,由于受到启动压力梯度、滑脱效应和储层应力敏感等因素的影响,气体渗流规律不再符合经典达西定律,耦合效应也较中-高渗透率气藏强.基于渗流力学、固体力学及Blot孔隙弹性理论,将岩石骨架变形引入固体连续性方程中,并综合考虑储层应力敏感、启动压力梯度及滑脱效应的影响对气体的渗流速度进行修正,建立了低渗透气藏流固耦合渗流数学模型.     

特低渗透岩心相对渗透率实验研究

室内实验结果表明,西部某油藏的特低渗透岩心油水相对渗透率曲线具有束缚水饱和度较高,残余油饱和度较低,油水两相流动区间范围宽的特点,且水相相对渗透率曲线形态分为直线型和上凹型2种形式,而且油水相对渗透率的比值与含水饱和度具有较好的指数关系模式,水驱曲线的驱替特征满足甲型水驱特征.     

低渗透油藏相对渗透率曲线计算方法研究

在对低渗透油藏渗流机理分析的基础上，通过分析启动压力梯度对渗流规律的影响，得到油藏平均含水率，从而拟合出油藏相对渗透率曲线。该方法是一种通过生产数据得到相对渗透率曲线的新方法，不仅可以得到相对渗透率值，还可以得到相对渗透率比值。从计算结果分析可知，该方法结果较为合理，具有很强的矿场实用性。     

低渗透油藏数值模拟中渗透率建模新方法

针对微裂缝低渗透砂岩油藏普遍存在的测井渗透率与油田开发实际渗透率差异较大的矛盾,提出以油田实际生产目的层段为单位,应用平面径向流产能公式,结合油田初产资料求取动态渗透率,引入校正系数,将测井渗透率校正到油田开发动态渗透率的方法.应用该方法对靖安油田白于山区微裂缝低渗透砂岩油藏进行测井渗透率校正,建立油藏数值模拟的渗透率模型.结果表明:应用该方法校正的测井渗透率所建立的渗透率模型拟合效果更加符合油田开发实际状况.     

浅论气水在低渗砂岩中的相对渗透率方程

低渗气藏的开发是我国气藏开发所面临的一个技术挑战.由于其自身低孔低渗的特点.所以渗流机理与普通气藏有很大不同.针对渗透率低于1×10-3μm2的天然低渗透砂岩,建立了一系列相对渗透率数学模型,并且对影响气水相对渗透率的一些机理进行了初步的探讨,最终得出新的气水相对渗透率方程,并在此基础上对临界水饱和度和"束缚"水饱和度之间的关系提出了不同的见解.本研究对类似气藏的开发具有重要的理论意义.     

低渗透和高渗透储层都存在应力敏感性

近几年,有人将岩石孔隙压缩系数与岩石压缩系数的概念混为一谈,导出了一个错误公式,并用其解释实验结果,得出了低渗透储层不存在强应力敏感性这一错误认识。为了澄清一些概念,阐述了有孔岩石在不同压力环境下的压缩系数的概念,并指出孔隙度与岩石孔隙有效压缩系数的关系和孔隙度与岩石压缩系数的关系不是一回事,从有孔岩石体积公式入手,导 出岩石孔隙有效压缩系数公式,通过该公式可看出,岩石孔隙有效压缩系数随孔隙度的增大而减小,而岩石压缩系数随孔隙度的增大而增大。其关系与油藏工程中表征孔隙度和岩石孔隙体积有效压缩系数的Hall 曲线一致,进而说明Hall 曲线是正确的。 强调指出:用错误的公式解释正确的试验,所得结论和认识同样是错误的。理论公式的结果需要实验验证,实验是科学研究中 一门基础科学,实验和理论一样都是在一定条件下成立。国内外研究者通过实验和理论研究,提出低渗透油气储层比中高渗透储层更具有较强的应力敏感性,诸多研究者的实验数据是可信的,不是实验的系统误差所致,这已经是事实,是毋庸置疑的。     

温度对特低渗油藏油水相对渗透率的响

针对目前有关特低渗油藏相对渗透率曲线研究较少的现状,通过岩心流动实验,得到不同温度条件下特低渗岩心的油水相对渗透率曲线,将其与中渗油藏的相渗曲线进行对比,并对其相渗曲线的特征值进行了定量描述。对比分析得出：相对中渗岩心,特低渗岩心的相渗曲线有整体向左移动的趋势,残余油饱和度较高,且该饱和度对应的水相相对渗透率很低,岩心的水驱最终采收率较低;随着温度的升高,特低渗岩心的束缚水饱和度逐渐升高,油水同流区变宽,等渗点饱和度右移．残余油饱和度相应减小．岩心的水驱最终采收率增大。     

用覆压岩心渗透率优化测井渗透率计算模型

渗透率是确定储层产能的关键指标之一,其准确性关系到储层产能评价的准确程度。测井数据相对试井资料更加丰富、成本低,可以有效获得井筒附近地带各小层的静态特征,为小层的产能评价提供参数支持。为了使测井渗透率的计算更为精确,以吉木萨尔致密油地区为例,在前人研究基础上,通过分析对比覆压孔渗实验数据,发现渗透率和有效覆压的无因次乘幂关系比一般认为的指数关系要好。用无因次乘幂关系模型预测地层真实岩心渗透率,进而来拟合测井参数与孔隙度、渗透率的关系,以达到优化测井渗透率计算模型的目的。该方法在吉木萨尔致密油地区的应用效果良好,比直接用地面岩心实验值的计算结果更为接近实际值。     

特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法

以华北油田特低渗透岩样为例,利用低磁场核磁共振仪,并依据低渗透物理模拟实验,建立了特低渗透油田相对渗透率曲线测试新方法。并对不同渗透率条件下T₂几何均值与驱油效率的关系研究表明,与常规相对渗透率曲线测试方法相比,特低渗透油田相对渗透率曲线新测试方法能比较准确地测试了束缚水饱和度和残余油饱和度。渗透率与T₂几何均值、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率的相关关系较差,T₂几何均值与可动流体百分数、渗吸效率、驱替效率和总的驱油效率有很好的相关性。     

基于分形理论的低渗透油藏油水相对渗透率模型

油水相对渗透率是研究低渗透油藏注水开发特征的重要参数之一,明确油水相对渗透率的影响因素对认识低渗透油藏的渗流规律有重要意义。在多孔介质分形理论的基础上,建立低渗透油藏油水相对渗透率模型和归一化的油水相对渗透率模型。新建立的油水相对渗透率模型是含水饱和度、驱替压力、毛细管力的函数,可以综合反映储层孔隙结构、非线性渗流和渗流干扰对油水相对渗透率的影响。理论分析结果表明:岩心孔隙结构越复杂,油水相对渗透率越低;驱替压力对油相相对渗透率有影响,表明在注水开发过程中相对渗透率存在动态变化特征;非线性渗流对油相相对渗透率的影响较大,而对水相的影响可忽略不计,随着油相非线性系数的增大油相相对渗透率减小;渗流干扰对油水相对渗透率均存在影响,油水相对渗透率随着干扰系数的增大而降低。为了验证模型的可靠性,将模型预测的油水相对渗透率与实验测试结果进行了对比,其结果表明吻合程度高。与经典相对渗透率理论模型预测结果的对比表明,新建模型对水相相对渗透率的预测结果优于经典理论模型的预测结果。     

FHT技术在改善低渗油渗透率中的作用

前　言ＦＨＴ即ｆｉｅｌｄｈｅａｔｔｒｅａｔｍｅｎｔ,称作地层热处理。因为该技术涉及水敏地层水阻塞及与粘土有关的地层伤害热处理 ,所以先在实验室进行了开发和实验。开始 ,实验台上的水敏砂岩水热实验表明 ,6 0 0℃的热处理能够使受损害岩心的空气渗透率提高初始渗透率的 1 5倍以上 ;加热到 80 0℃时 ,取自含气和含油地层的动态渗透率分别增加到初始渗透率的 7 5倍和 1 0倍。为证明ＦＨＴ可应用于油田 ,设计并建造了电子井下加热器。地面试验后 ,加热器下到了 1 5ｋｍ深的目的层 ,加热后从井筒回收。矿场试验结果证明 ,加热后注汽量…