水力压裂支撑裂缝导流能力计算与分析

水力压裂已广泛用于油气藏开发,而裂缝导流能力是压裂优化设计的重要指标.目前很少有研究涉及到楔形裂缝的导流能力,而水力压裂后裂缝多呈现为近井筒处开口大,远井筒处开口小的楔形.在考虑支撑剂嵌入、裂缝形态(楔形)的基础上,建立了支撑裂缝导流能力计算模型,通过与文献中的数据对比验证了模型的准确性,并分析了关键参数对裂缝导流能力的影响.结果表明:沿着裂缝远离井筒,导流能力降低,降低趋势为裂缝跟端附近降低快、趾端附近降低慢;支撑剂嵌入导致有效流动空间减小、裂缝导流能力降低;裂缝宽度一定时,支撑剂越小,裂缝有效流动空间越小,导流能力越低.该文提出的支撑裂缝导流能力计算模型很容易嵌入到压裂数值模拟软件中,具有广泛的应用前景.     

缝洞型碳酸盐岩油藏压裂直井非稳态复合产能模型

产能预测对油藏开发方案优化具有重要意义。根据缝洞型碳酸盐岩油藏的地质特征,结合直井压裂开发特点,建立缝洞型碳酸盐岩油藏非稳态复合产能模型,通过Laplace变换求得Laplace空间解,再运用stehfest数值反演得到实空间产量。实例验证结果表明,新建模型计算结果与实际生产数据趋势基本一致,验证了模型的正确性。由无因次产量曲线变化趋势可知,流体流动阶段共分为7个阶段,分别为人工裂缝线性流动阶段、过渡阶段A、天然裂缝线性流动阶段、裂缝耦合双线性流动阶段、过渡阶段B、基质线性流动阶段和边界控制流动阶段。影响因素分析结果表明:储容比影响前期和后期产能,天然裂缝与人工裂缝之间的相对储容比越大,前期产能越小;基质与溶孔之间的相对储容比越大,后期产能越小;而中期产能受窜流系数的影响,窜流系数越大,中期产能降低速度越小。     

特高含水期油藏平面分区调控方法

针对特高含水期平面剩余油分布复杂,不同区域开发对策不同的特点,提出了基于油藏数值模拟计算结果的油藏分区调控方法。首先通过极限含水率对应的含水饱和度值作为水淹区与潜力区的划分依据;其次以建立的考虑经济因素的剩余可采储量丰度界限和渗流速度界限,将潜力区进一步划分为低速新井调控区、低速注采调控区、高速新井调控区、高速注采调控区4类。综合考虑各分区分布特征,采用连通区域标记算法统计各分区连片区域网格数,计算连片区域的面积和剩余可采储量,确定不同连片区域开发政策。实际油藏的应用结果表明,调控后低速新井调控区和低速注采调控区面积大幅度减小,调控5年油藏采出程度增加3.1%。     

高含水期五点法压裂井网的动态产能预测方法

高含水期井网压裂产能研究对高含水期井网压裂优化及开发调整意义重大。由于储层物性的非均质性,导致高含水期剩余油分布不均。依据五点法压裂井网及其流线分布特征,将五点法注采单元划分为4个注采区域,每个注采区域再细分为多个计算单元;在考虑剩余油分布不均的基础上,运用流线积分法、物质平衡原理及稳定状态逐次替换法,推导出各计算单元的产能计算方法,合并各计算单元产能,获得高含水期五点法压裂井网产能。新建方法的计算结果与实际动态生产数据的对比结果表明,相对误差小于5%,可满足现场需求。通过分析储层系数、储层非均质性、裂缝无因次导流能力、裂缝穿透比和压裂初期剩余油饱和度对产能的影响可知:储层系数越大,压裂初期剩余油饱和度越高,产能越高,裂缝直接控制区域的储层系数和剩余油饱和度对压裂初期产能影响较大;产能随裂缝无因次导流能力和穿透比的增大而增大,但裂缝无因次导流能力对产能的影响随其增大而减小。     

高含水期大孔道渗流特征及定量描述方法

受注入水长期冲刷作用影响,疏松砂岩油藏在特高含水期易发育大孔道,大孔道的存在造成无效水循环,影响水驱开发效果,故大孔道识别与定量描述对高含水期提高采收率措施有重要意义。文章分析了大孔道中的高速非达西渗流特征,依据高速非达西渗流的识别标准,建立了大孔道识别标准,并在考虑注水开发过程中渗透率随冲刷孔隙体积倍数变化的基础上,建立了油藏模拟系统,并给出了大孔道定量描述方法。最后选取孤东油田七区西馆上段Ng6³⁺⁴开发单元作为典型油藏,进行了大孔道识别与定量描述研究。结果表明,在典型油藏的模拟区域储层内大孔道所占的比例较小,主要分布在注水井周围或注采井间。考虑了注采井距、注采压差、渗透率等指标所建立的大孔道识别标准能够有效的在油藏模拟系统中应用,并能准确、定量的描述大孔道。     

基于动态数据反演的相渗曲线及应用效果

在油藏注水开发过程中,油藏储层物性、开发方式等动态数据发生变化都会综合反映在生产数据中,因此基于油藏动态数据反演的相对渗透率曲线更具有代表性。从相对渗透率曲线的表征出发,结合油藏工程方法,建立了基于动态数据反演的相对渗透率曲线,并将其运用于实际油藏,最后采用数值模拟技术对比分析了岩心驱替和动态数据反演获得的相对渗透率曲线对剩余油分布的影响。结果表明,与岩心驱替所得相渗曲线相比,基于动态数据反演的相渗曲线的相对渗透率高,对应的残余油饱和度低;基于动态数据反演的相对渗透率能更加真实的反映油水流动能力,在数值模拟中有较好的应用效果。该研究为水驱开发油藏后期开发优化提供理论支撑。     

低渗透油藏CO2混相驱注采耦合波及特征及气窜阶段定量划分方法

针对CO₂混相驱注采耦合波及特征认识不清,气窜阶段无法定量识别的问题,运用数值模拟方法,分析CO₂混相驱注采耦合波及特征,明确气窜程度表征指标和划分标准。结果表明:与CO₂连续气驱相比,注采耦合开发通过增压储能、放压释能过程,地下渗流场不断变化,扩大气驱波及面积,延迟气窜时间,提高油藏最终采出程度;新方法计算的气窜阶段划分结果与矿场监测数据吻合,可作为矿场气窜阶段识别的依据;储层孔隙度越大,注采耦合开发无气采油阶段变长,气窜发育阶段推迟;生产井离注气井越近,气体突破时间越早,反九点法井网、排状井网、五点法井网进入完全气窜时间分别为3 148、4 120、5 610 d。研究成果可为低渗透油藏CO₂混相驱注采耦合开发提高采收率提供理论指导。     

蒸汽吞吐后转降黏化学驱加密井井位优化方法

稠油油藏在高轮次蒸汽吞吐后转入降黏化学驱是实现稳产的有效接替生产方式,根据稠油油藏蒸汽吞吐后转降黏化学驱井网加密的需要,以各注入井到生产井的拟见水时间趋于一致为目标,建立了加密井井位优化方法。针对蒸汽吞吐后地层中的含水饱和度分布不均匀问题,在Buckley-Leverett方程的右端项引入了注降黏剂开始时含水饱和度的等效注入量,并考虑降黏化学驱过程中原油黏度时变特征,建立了拟见水时间计算模型,采用时间迭代求解得到拟见水时间;以各注入井到生产井的拟见水时间的方差为目标函数,建立了加密井井位优化模型,采用粒子群算法对加密井井位优化模型进行求解。通过数值模拟验证了加密井井位优化方法的准确性,该研究成果对稠油油藏转降黏化学驱合理部署井网提供了技术支撑。     

蒸汽吞吐后转降黏化学驱加密井井位优化方法

稠油油藏在高轮次蒸汽吞吐后转入降黏化学驱是实现稳产的有效接替生产方式,根据稠油油藏蒸汽吞吐后转降黏化学驱井网加密的需要,以各注入井到生产井的拟见水时间趋于一致为目标,建立了加密井井位优化方法。针对蒸汽吞吐后地层中的含水饱和度分布不均匀问题,在Buckley-Leverett方程的右端项引入了注降黏剂开始时含水饱和度的等效注入量,并考虑降黏化学驱过程中原油黏度时变特征,建立了拟见水时间计算模型,采用时间迭代求解得到拟见水时间;以各注入井到生产井的拟见水时间的方差为目标函数,建立了加密井井位优化模型,采用粒子群算法对加密井井位优化模型进行求解。通过数值模拟验证了加密井井位优化方法的准确性,该研究成果对稠油油藏转降黏化学驱合理部署井网提供了技术支撑。     

水驱油藏高含水期耗水条带表征指标及分级方法

水驱油藏易发育不同程度的耗水条带,从而降低油藏开发效果,因此研究耗水条带表征、定量分级及其分布特征对进一步挖潜水驱油藏具有重要意义.为此,建立考虑储层渗透率、原油黏度及含水饱和度的耗水条带定量表征指标,再从技术(渗流能力)、经济等角度,建立耗水条带分级方法,并将其运用于某油田实际区块.研究发现,随着原油黏度降低,高耗水...