四川盆地威远区块页岩气单井产量预测方法及应用

针对四川盆地威远区块页岩气单井产量主控因素不明的问题,基于该区132口投产1 a以上气井的地质与工程数据及生产数据,使用灰色关联法对影响页岩气单井产量的主控因素进行分析研究。研究表明:影响页岩气单井首年累计产量的主控因素为支撑剂量、压裂改造段数、水平井垂深的中值、压裂段长度、压裂液量、孔隙度、压力系数和加砂强度。通过机器学习方法与传统经验公式法对比预测首年累计产量及初期产量,明确了机器学习法精度更高。同时,基于主控因素分析的基础上,优选出适用于研究区的机器学习法为支持向量机法,其预测精度高于90%。研究结果对同类页岩气区块产能评价具有重要意义。     

穿层压裂水平井产能计算方法

穿层压裂水平井是低品位难动用油藏的有效开发方式,为了对穿层压裂水平井各层、各缝的产量进行定量评价,对裂缝的位置进行优化设计,基于穿层压裂水平井的开采机理,运用复势叠加方法,充分考虑薄互层油藏穿层压裂时井筒和缝间干扰,推导出分段、多簇、穿层压裂水平井产能公式,定量计算出主力层和非主力层各段、各簇的产量,并分析了缝间距和簇间距对产能的影响。研究认为簇间距的影响要大于段间距的影响,从理论上阐明了水平井穿层压裂是提高低渗透、薄互层油藏经济效益的有效开发方式。该方法可用于多层分段多簇压裂水平井的产能计算及压裂参数优化设计。     

整体水力压裂油藏裂缝—油藏耦合数值模拟研究

目前多采用等效法对整体水力压裂油藏进行数值模拟,该方法存在理论上的缺陷,即将油藏基质和裂缝看成同一渗流系统而忽略了两者的渗流特征差异,由此,采用裂缝-油藏耦合法,分别建立裂缝和油藏基质的渗流方程,通过联立求解克服了该缺陷,可真实地反映整体水力压裂油藏的渗流特征。以长庆绥靖油田塞39井区为例,采用裂缝-油藏耦合法进行油藏数值模拟,提出了合理的开发技术政策界限,认为其底水发育区合理采油速度应控制在2％以下,合理生产压差控制在3MPa以下,合理射孔部位为油层上部1／4,以此为理论依据对油田开发进行相应调整,含水率降低了14．3％,预计可提高最终采收率1．2％以上。     

低渗透油藏二氧化碳混相驱油机理数值模拟

二氧化碳混相驱是大幅提高油藏采收率的重要增产措施,但目前对二氧化碳驱油机理的研究多停留于室内实验阶段,对其混相驱油机理和影响因素缺乏全面系统的认识,因此,采用油藏数值模拟研究方法,以大情字油田黑59井区低渗透油藏为例,对二氧化碳混相驱油机理和影响因素进行了系统研究,对比了注水和注二氧化碳开发的效果。结果表明,注二氧化碳提高采收率的驱油机理是,二氧化碳溶于油相中增加了油藏流度,其与油相组分交换达混相,从而达到提高驱油效率的目的。注二氧化碳开发单井产油量可达注水开发的2倍以上,最终采收率提高14%以上,为研究区及同类低渗透油藏注二氧化碳混相驱开发提供了理论指导,为现场方案的实施提供了重要依据。在吉林大情字油田黑59井区实施混相驱方案后,初期平均单井产油量达10.2 t/d,是注水开发最高产油量的2.4倍,含水率下降了23.2%,与理论研究结果一致。     

低渗透砂砾岩油藏渗流特征研究——以海拉尔油田贝301区块为例

根据曲线形态和特征值,将贝301区块相渗曲线分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3类,分析了其影响因素、特征值的变化规律以及生产特征。结果表明:Ⅰ型表现出孔隙型储层的渗流特征,水相相渗呈上凸形态;Ⅱ型表现出视裂缝型储层的渗流特征,水相相渗呈折线形态;Ⅲ型表现出孔隙型和视裂缝型兼有的复杂渗流特征,水相相渗形态多样;相渗曲线特征值与渗透率之间不存在明显的单调性递增或递减规律。区块生产特征也可相应分为Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型3类,Ⅰ型产量递减慢、无水采油期长、含水上升呈下凸形态;Ⅱ型产量递减快、无水采油期短、含水上升呈上凸形态;Ⅲ型初产低、含水上升快、含水上升呈上凸形态;三种类型开发效果依次变差。     

基于非达西渗流和压力敏感性的页岩油压裂水平井产能计算方法

为了对页岩油压裂水平井产能进行定量评价，考虑非达西渗流和压力敏感性对页岩油产能的影响，运用保角变换方法和复势叠加理论，推导出存在启动压力梯度和压力敏感性的压裂水平井产能公式。运用该公式定量地计算出各个裂缝的产能，此外还分析了启动压力梯度、压力敏感系数、裂缝半长、裂缝条数等因素对产能的影响。结果表明，水平井的产能随着启动压力梯度、压力敏感系数的增大而减小；随裂缝半长和裂缝条数的增加而增大，但增大幅度逐渐减小。研究成果为页岩油压裂水平井的产能预测提供了依据。     

整体水力压裂油藏压裂缝地质模型

由于整体水力压裂油藏经措施改造后压裂缝特征的复杂性和不确定性,如何定量化建立该类油藏的压裂缝地质模型一直是制约整体水力压裂油藏数值模拟研究的重要问题.借鉴前人研究成果提出了水力压裂缝的基本假设,考虑压裂缝物性的非均质性,采用油藏工程方法推导了裂缝的导流能力、渗透率和孔隙度数学模型,以单井为例定量化建立了整体水力压裂油藏压裂缝地质模型,为该类油藏的裂缝-油藏耦合数值模拟研究奠定了基础,能更好地解决整体水力压裂油藏的开发方案设计及方案调整问题.     

海拉尔油田砂砾岩储集层孔隙结构特征分析

基于岩心物性和压汞曲线等实验资料,研究了海拉尔油田砂砾岩储集层的孔隙结构特征。研究表明:砂砾岩储集层物性差异大,孔渗相关性差;孔喉半径分布以双峰态为主;渗透率与平均孔隙半径具有较好的幂函数关系,渗透率的对数与分选系数、特征结构参数的对数具有较好的线性关系;排驱压力与渗透率具有双对数线性关系,与分选系数具有线性关系;退汞效率与渗透率具有幂函数关系,与分选系数具有线性关系。     

体积改造油藏注水吞吐有效补充地层能量开发的新方式

体积改造技术能够提高超低渗透和致密油油藏的初期产油量,但衰竭开采期的产油量递减快、累积产油量低、经济效益差,且注水开发会导致油井快速水淹,需探索有效补充地层能量的开发方式。体积改造油藏注水吞吐开发是有效补充地层能量的一种新方式,首先建立体积改造油藏注水吞吐的3个阶段模型,研究渗吸产油和不稳定驱替双重开发机理,并推导相应的产能公式,理论研究注水吞吐的开发效果,进一步通过油藏工程方法和室内实验研究注水吞吐的主控因素,并结合现场开发实践论证了注水吞吐的可行性。研究结果表明,体积改造油藏产生的裂缝网络系统使得裂缝与基质之间的流体交换速度和数量均发生质变,注水吞吐已经从注水开发中的辅助作用上升为一种新的有效开发方式,从而为超低渗透和致密油油藏的有效开发提供新的开发思路,由于其附加开发成本低、投资效益高,有望成为超低渗透和致密油油藏有潜力的补充能量开发方式。