水平井CO2缝间驱替产能影响因素

致密油藏衰竭式开发产量递减快,能量亏损严重。为探索更有效的开发方式,采用CMG-GEM软件建立水平井CO₂缝间驱替模型,模拟CO₂注入量、注入压力、储集层温度、裂缝间距以及裂缝长度对水平井产能的影响。结果表明：水平井CO₂缝间驱替能够较大程度地增加CO₂波及面积,充分挖掘剩余油,提高开发效果;注入压力为25 MPa时,CO₂注入量应接近且不超过10×10⁴ m³;日产量峰值随注入压力、裂缝间距和裂缝半长的增大而增大;储集层温度为80 ℃时,日产量峰值相对于其他温度较高,储集层温度越高,日产量达到峰值所需的时间越短。     

老区直井重复体积压裂改造效果评价

借鉴于水平井体积压裂的理念,中国石油各大油田实施了直井重复体积压裂改造现场试验。老区直井地应力场较为复杂,且无法大规模运用微地震等监测技术评价压裂效果。基于试井数据、返排数据和生产数据,建立了压裂效果评价方法。评价模型考虑了地层真实非线性渗流,并用非线性因子与绝对渗透率的乘积表示地层的视渗透率,将储集层改造区域划分为不同复杂程度的次级裂缝区域,分析了次级裂缝区域分区在双对数曲线上的差异。算例敏感性分析可得出主裂缝缝长对生产阶段的后期影响较小,试井所得的主裂缝缝长可作为基本参数用于生产阶段拟合。以长庆油田老区直井为例,认为过早的关井测压会使测试结果不准确;老区直井重复体积压裂改造存在见水的风险;在返排和生产阶段,重复体积压裂改造效果逐渐变差,尤其核心区域变差的幅度更大,在生产阶段(150~246 d),核心区域渗透率仅为返排阶段的13.3%,其改造区域面积仅为返排阶段的30.0%.