异常高压气藏应力敏感性测试及合理配产

常规的应力敏感测试方法采用常温、低内压,通过增加上覆岩层压力来改变有效应力,不能很好地模拟地层应力的变化情况。保持岩心围压不变,改变岩心内流体压力,与气藏实际生产过程地层应力变化规律一致,测试结果更具有代表性。结合数值模拟与节点分析方法,得到考虑应力敏感的气藏合理配产。研究表明:岩心渗透率及孔隙度伤害程度均不可逆;渗透率、孔隙度及岩心压缩系数与岩心所承受的应力均呈较好的幂函数关系;同一块岩心,压缩系数受应力伤害程度最大,其次为渗透率,孔隙度受伤害程度最小。矿物成分含量是影响应力敏感的内因。图8表4参20     

注采井网对裂缝形态及压裂规模的影响

水平井压裂开发技术在低渗薄层油藏开发中已取得了较好效果,注采井网的不同导致水平井的裂缝形态及压裂规模不同,由此导致初期产能及最终采出程度差别较大。为了实现水平井压裂开发的产能和经济效益最大化,应用数值模拟方法设计了三种直平混采七点井网。以增加采出程度、缩短见水时间为目标,优化裂缝形态:对称、三角形和四边形注采井网的水平井裂缝形态分别呈哑铃形、纺锤形和橄榄球形。以经济效益最大化为宗旨,优化压裂规模:对称注采井网,整体压裂采出程度最高;三角形和四边形注采井网,压裂采油井经济效益最好。     

基于卡层门限的纵向均衡驱替研究

由于单层厚度、储量丰度和经济条件的制约,很多油藏不满足分单砂体开发的条件,为了获得较高的产能,往往采用大段合采的开发方式,导致高含水阶段层间干扰严重。针对这一问题,引入压差、含水率及渗透率影响下的多层油藏干扰系数的计算公式,修正Vandervlis定向井产能公式,求得卡掉干扰层前后油井产能的变化。根据地层流动系数与干扰系数对产能的影响绘制均衡驱替图版;同时定义并绘制卡层门限曲线,指导油井的合理开关层与提液措施。提出了4种应用于矿产实际生产的定量化卡提组合模式,指导油井的合理开关层与提液,矿场实际应用效果较好,有效缓解了层间矛盾,实现产能接替,年增油达23×104m3。该研究对于缓解多层合采油田的层间干扰具有参考作用。     

海上稠油油藏半衰竭水驱开发压力恢复速度研究

渤海窄河道稠油油田在恢复地层能量的同时，还要防止注入水水窜，针对该问题利用petrol模拟器建立反映窄河道特点的精细地质模型，应用该模型研究不同河道模式的压力恢复策略，推导出压力恢复速度与含水率之间的关系，得到不同宽厚比河道的合理压力恢复速度及合理注采比。研究结果表明，为抑制油井含水上升，压力恢复速度不宜过快，应保持在0.2～0.3MPa/季度为宜。将研究成果应用于BZ油田，指导了125个注水段的增注措施，地层压力回升明显，油田日增油863m³/d，取得了很好的开发效果。研究成果对类似半衰竭水驱开发油田有一定的借鉴意义。     

考虑径向流的多层油藏开发指标计算方法

海上多层非均质油藏初期多采用五点井网合注合采的方式开发,高含水期层间矛盾突出,开发指标预测难度大.针对这一问题,基于Buckley—Leverett水驱油理论,建立了考虑平面径向流的多层油藏水驱油模型,通过该模型可对各开发指标进行计算.研究结果表明:通过数值模型验证,该模型可近似反映五点井网下各油层的水驱开发动态,且与...     

窄条带状普通稠油油藏平面波及系数计算方法

为解决窄条带状普通稠油油藏的油藏工程设计和评价问题,基于流管法和油水两相非活塞式水驱油理论,建立了一套平面波及系数的计算方法。以渤海某窄条带状普通稠油油藏为例,利用该方法分析了稠油启动压力梯度、注采压差和采液强度对平面波及系数的影响。结果表明,原油黏度较大时,窄条带油藏边部存在无法动用的死油区,导致平面波及程度低,可通过提液、增大注采压差等方式提高注入水的波及程度。同时考虑到海上平台液处理能力的限制,计算得到了不同河道宽度油藏的采液强度界限,优化了生产井的合理产液量,指导油田生产井提液,平均单井日增油达15m³/d,取得了较好的开发效果。研究成果对同类油藏的开发有借鉴意义。     

低渗凝析气藏注干气吞吐模拟研究

应用数值模拟技术,在当前井底压力基础上对比分析不同初始含水饱和度及裂缝参数下的单井吞吐实施效果。研究表明:储层初始含水饱和度越高,越能增大凝析油采出程度;裂缝的存在会降低凝析油和天然气的采出程度;发育有裂缝的储层,随着裂缝半长增加,凝析油和天然气的采出程度都是先增加后减小;在相同的裂缝长度下,共轭缝的吞吐效果逐渐变差;随着裂缝宽度的增加,凝析油和天然气的采出程度先减小后增加。提出以衰竭生产相同时间作为评价注气吞吐效果的基础,以注气前产量作为吞吐结束的标准。     

反九点井网非活塞式水驱面积波及系数计算方法

为解决普通稠油油田反九点井网的油藏工程设计和评价问题,基于流管法和油水两相非活塞式水驱油理论,建立了一套考虑稠油启动压力梯度下反九点井网面积波及系数的计算方法。以渤海某稠油油藏为例,利用该方法分析了启动压力梯度、注采压差和注采井距对普通稠油油藏面积波及系数的影响。结果表明,当原油粘度较大时,反九点井网中存在无法动用的死油区,导致平面波及程度低,可通过提液、增大注采压差或井网加密的方式提高注入水的波及程度。     

安岳低渗凝析气藏单井干气吞吐参数优化

利用单井吞吐注气技术,解决衰竭式开发低渗气藏反凝析污染问题。以安岳气藏岳101井为研究对象,运用数值模拟方法,以吞吐注气前后开采效果为评价标准,优选该井吞吐注气最优参数。研究表明注入气体对油相“抽提”作用及“气驱油”效应是解除低渗凝析气藏反凝析污染的重要机理;以最优参数注气,可使天然气采出程度增加2.794%、凝析油采出程度增加0.468%。研究成果对高效开发此类凝析气藏有重要的借鉴意义。     

低渗薄层油藏压裂开发技术经济界限

低渗薄层油藏开发难度大,实施压裂改造投资高、风险大。因此,在进行压裂开发之前要评估压裂的经济可行性,同时为方案优选提供依据。采用油藏数值模拟方法和经济学中的盈亏平衡分析原理,确定低渗薄层油藏合理压裂开发的渗透率经济界限和有效厚度经济界限;并应用正交分析方法,对油价、井距、开采年限等进行敏感性分析,确定各因素对经济界限的影响程度。只有确定了各项开发指标的经济极限点,才能有的放矢地对低渗薄层油田开发实施合理的管理。得到以下结论：对渗透率经济界限影响最大的是生产年限,其次依次为有效厚度,油价和井距;对有效厚度经济界限影响最大的是渗透率,其次依次为井距、生产年限和油价;各影响因素与经济界限呈反相关,随影响因素值增大,经济界限值减小。