夹层对低渗透油层开发效果的影响

本文建立了一个由高渗透油层、具有一定垂向渗透能力的夹层和低渗透油层组成的三层地质模型。计算并分析了在不同开采方式下夹层垂向渗透率、井距、低渗层厚度对低渗层开发效果的影响。计算结果表明：存在某一个夹层垂向渗透率的界限值，对通过夹层的流体窜流量影响明显；在大于此值后，窜流量占低渗层储量、生产井产量及低渗层产量的比例不可忽视。在注采比较大时，窜流方向因开采方式的不同而异。在采取同样的注采方式下，一般低渗透层厚度越小，窜流量对低渗层的影响越大。低渗层含油饱和度随井距变化的改变量相对较大，存在一个经济的注采井距。     

基于不同倾角的压裂水平井试井解释

基于源函数理论,采用镜像映射和叠加原理建立了压裂水平井中裂缝呈不同角度时地层中任一点的压力计算公式,并通过Laplace变换和Stehfest数值反演得到了考虑井筒存储和表皮系数影响的水平井井底压力解.对影响水平井井底压力的因素进行研究表明:裂缝倾角对各向同性地层中的压力影响主要表现在线性流到径向流的过渡阶段;而对各向异性地层中的压力影响主要表现在早期,裂缝的倾角越大,定产量生产所需压差越大,压差变化幅度也越大;裂缝对地层的穿透程度只影响水平井各流态出现的时间,穿透程度越大,相应流态出现的时间便越晚;同时,只有当裂缝的间距达到一定距离时才能出现第一径向流,且间距越大,第一径向流持续的时间越长.     

致密油藏体积压裂水平井变窜流系数模型研究

水平井结合水力压裂技术已经成为高效开发致密油藏的有效手段。该文针对水平井经过压裂后在主裂缝周围形成的微裂缝密度随着到主裂缝的距离递减变化的特点,基于双重介质模型建立了窜流系数随着到主裂缝距离变化的体积压裂水平井线性流动模型,通过引入Airy函数及Laplace变换求得了模型的解析解,运用Stehfest数值反演技术得到了在实空间中的解,最后对定产量生产时的井底压力动态及定井底流压生产时的产能动态进行了分析。研究结果表明:井底压力及产能动态曲线可分为4个流动阶段,基质形状假设为球形及柱状对结果影响不大;窜流系数最大值越大,总系统线性流就发生得越早,双线性流阶段无因次产能就越大;窜流系数最小值越大,双线性流发生的时间越早,而且持续的时间越长,总系统线性流阶段无因次产能越大。研究结果可为致密油藏压力及产能动态的合理分析提供科学依据。     

低渗透油藏中水平井两相渗流分析

大量实验表明，在低渗透多孔介质中，渗流不再符合线性达西定律，而具有启动压力梯度，本文从Buckley-Leverret不混溶两相渗流驱替理论出发，考虑启动压力梯度的影响，对水平井两相渗流进行分析，得到了椭球形边水油藏中水平井定产时的压力分布公式和定压生产时的产量公式，以及饱和度分布公式。经图示分析得出结论：启动压力梯度不仅增大油藏的生产压差，而且使油藏的无水采收率和水驱采收率减少；增大注入量可以降低启动压力梯度对两相渗流的不利影响，从而提高水驱采收率，因此开发含启动压力梯度油藏，应小井距，大流量，大压差进行注水开发；水平井的两相渗流解析解为数值模拟中水平井的处理提供很好的方法。     

分段变密度射孔水平井底水入流规律研究

分段变密度射孔是目前水平井开发底水油藏非常重要的一类完井方式,而底水脊进模型的分析计算是进行完井优化的理论基础。该文以分段和变密度两类射孔方式下的水平井为研究对象,在稳态产能模型的基础上,结合活塞式驱油原理,建立了精细考虑每个孔眼中的流体流动、井筒压降及避射段影响的底水脊进模型,刻画水脊形态,研究底水突破模式。研究结果表明改变沿井筒方向上射孔密度的分布,可以调节入流剖面形状,跟段密的射孔类型能使入流剖面较均匀,可以用来延长底水突破时间;而水平井筒上布置避射段,单个生产段的底水突破模式与单个水平井类似,并可以进行出水层段的封堵。     

压裂水平井裂缝变质量入流与油藏渗流耦合模型研究

综合考虑了水平井筒完井段生产、各条裂缝长度不等、导流能力不同、间距不等、与水平井筒夹角不等以及关于井筒非对称等因素对产量的影响,建立了压裂水平井裂缝分段入流、水平井筒分段入流与油藏渗流的耦合模型.通过实例计算,揭示了水平井筒完井段及裂缝段的入流和压力分布规律,并对各裂缝的产量进行了敏感性分析.结果表明,在裂缝与井筒交点附近,裂缝入流存在局部极大值,且生产压差最大;裂缝之间的水平井筒完井段入流速度存在极大值,在裂缝与井筒交点处压力变化幅度剧增;裂缝半长对外裂缝产量影响程度深,对內裂缝的影响相反.     

低渗透岩心渗流过程压力传播特征研究

深入认识低渗透储层的渗流特征,对如何经济有效开发低渗透油田具有重要指导意义。应用1米长露头岩心渗流模拟系统,研究了低渗透岩心单相渗流过程、恒压水驱油过程中压力动态传播特征,克服了短岩心模拟过程中产生的端面效应,较真实的反映了低渗透储层的渗流特征。低渗透长岩心单相水渗流实验表明,低渗透储层由于应力敏感效应导致渗透率沿渗流方向降低。储层渗透率并非常数,而是孔隙流体压力的函数。低渗透储层内部压力分布呈非线性特征,生产压差越大,岩心内部压力分布的非线性程度增强。压力损失因应力敏感效应主要消耗在生产井近井地带,越靠近生产井,压力分布的非线性程度越明显。恒压水驱油过程中,渗流阻力主要损失在油水两相区。在油水前缘到达各测压点之前,其压力逐渐下降,油水前缘通过该点后,其压力逐渐上升。     

矩形区域内多点多线源汇流动分析及应用

复杂源汇边界矩形区域的流动是工程领域中的典型问题。通过椭圆函数保角变换,矩形区域变为全平面空间,一部分源汇变成无限大圆形边界,另一部分被组合在一起置于圆的中心。再利用全平面空间中圆形边界到圆心组合汇流动的分析,得到原问题的解析解。该方法应用于石油工程,解决了水平井网渗流问题,得到了渗流压力分布和井的产量,并给出了流线分布图。考虑了纵向和横向井距及水平井长度等因素的影响,随水平井长度增加,水平井产量增加,但面积波及系数下降,同时主流线与水平井的交点向水平井端点靠近。该方法对于相关工程问题具有普遍适用性。     

三重介质分支水平井试井分析

基于裂缝向井底供液,存在溶洞和裂缝、基岩和裂缝之间的窜流的三重介质模型,建立了这类介质的水平分支井数学模型,并利用源函数和Laplace变换,结合泊松叠加公式和贝塞尔函数积分等方法,解得了分支水平井在拉普拉斯空间下的井底压力解,绘制了三重介质分支水平井试井曲线.指出三重介质分支水平井完整的试井曲线存在八个流动阶段.溶洞和裂缝间的窜流系数主要影响第一下凹段出现时间的早晚,而基岩和裂缝间的窜流系数影响第二个下凹段;溶洞的弹性储容比影响两个下凹的深浅,裂缝的弹性储容比只影响第一个下凹深浅.双重介质只出现一个下凹段,而三重介质出现两个下凹段.     

黄河宁蒙河段2014~2015年度凌情特性分析

在对黄河宁夏、内蒙古河段实地查勘、巡测基础上,对凌汛实测资料进行了分析。黄河宁蒙河段2014~2015年凌情具有流凌日期偏晚,流凌时间短,首封日期接近常年、封冻速度快、河段呈分段封冻,最大封冻长度短、槽蓄水增量时空分布不均,未出现凌峰流量等特点。形成本年度凌情特点的主要原因是封、开河过程中受气温及海勃湾水利枢纽调控等综合因素影响作用。     

水平井井筒内压力产量变化规律研究

对水平井生产系统进行分析,必然涉及到井筒中的流动问题,过去人们不考虑水平井井筒中的压降,这给水平井的生产系统分析带来较大的误差。本文考虑井筒摩擦和加速度对井筒压降的影响,同时考虑地层渗流和水平井筒流动,建立了水平井井筒流动与地层流动耦合的数学模型,以此获得了计算水平井井筒压降和产量分布的表达式,实例计算和分析了海上油藏一口水平井井筒的压力和产量变化规律。本文的研究为水平井的生产系统分析提供了理论基础。     

悬浮液调剖剂在油层中渗滤特征研究

论文根据质量守恒建立了固相颗粒运移和沉淀动态方程,通过求解得到悬浮液浓度分布和颗粒滞留量分布关系,研究结果表明,颗粒型调剖剂的沿程浓度逐渐降低,随注入时间增加,同一位置上的调剖剂浓度逐渐升高,多孔介质对固相颗粒的渗滤作用,颗粒滞留主要集中在近井周围。岩石渗透率时变动态模型表明,岩石渗透率比其孔隙度的变化幅度大得多,颗粒型堵剂其少量的滞留即可改变岩石渗透率。相同注入量条件下,随注入速度增加悬浮液浓度增加,同时渗透率降低程度增加,提高注入速度有利于将颗粒挤入到多孔介质较深部位。调剖过程中的注入压力动态主要取决调剖地层系数,随注入速度增加,注入压力逐渐回升,但不同注入速度下注入压力的回升速度不同,对于较高的注入压力,调剖剂很容易提前启动中低渗透层,因此注入速度的选择应在注入设备工作条件下,以油层破裂压力为限制,保证注入压力缓速回升。     

Investigation and Application on Gas-Drive Development in Ultra-low Permeability Reservoirs

To select a proper displacement medium with the purpose of developing ultra-low permeability reservoirs both effectively and economically, three kinds of gases, including CO2, NG and N2, are studied through physical modeling and numerical simulation under the specified reservoir conditions. The results indicate that the oil recovery through water injection is relatively low in ultra-low permeability reservoirs, where the water breaks through early and the water cut rises rapidly. Gas injection can enhance the production, of which the gas-drive efficiency depends on the injection pressure and the gas itself. CO2 is proved to be the best one after comprehensive consideration of the recovery speed, the overall recovery efficiency and the time needed for gas to break through. The pressure of CO2 injection in the field experiments is lower, compared with that of water-drive. The injectivity index of CO2 is 7.2 times as high as that of water, and the oil production of the test well group increases by about 4 t/d.     

畦灌施肥模式对土壤水氮时空分布的影响

对冬小麦生长期施用尿素条件下不同畦灌施肥模式的土壤水和氮时空分布状况及变化趋势开展研究,评价作物有效根系层土壤水氮沿畦长空间分布均匀性,探讨适宜的畦灌施肥模式。结果表明,畦灌施肥模式差异对作物有效根系层土壤水分沿畦长空间分布状况及其分布均匀性的影响较小,而对土壤氮素的影响较为明显。基于入畦单宽流量4L.s-1.m-1和在灌溉全程内均匀施肥的畦灌施肥模式,可在返青水和扬花水灌后2d作物有效根系层内形成较佳的土壤水氮空间分布状态及其分布均匀性,该效果对返青水可延续到灌后10d。采用较大流量和全程施肥的畦灌施肥模式,可为作物高效吸收利用水肥提供相对均布的土壤水氮状态。     

井筒环雾流传热模型及其在深水气井水合物生成风险分析中的应用

该文采用Hewitt流型判别法,表明深水含水气井测试时井筒内多为环雾流,考虑了气核与液膜间速度及热力学性质差异,建立了环雾流传热模型,与南海某深水气井实测数据对比,模型预测误差在5%以内。计算表明,忽略含水影响的气体单相模型在含水量大于0.1%时,泥线以上井筒压力和温度预测误差均超过10%,应用该研究建立的环雾流模型则可以得到更准确的结果。含水会使泥线以上一定范围内井段井筒温度显著降低,压力损失增大。产气量较低时,含水量对水合物生成风险基本无影响;产气量较高时,含水量会使得水合物生成区域下界下移,水合物生成区域增大,并使过冷度增大,更容易诱导水合物生成,水合物生成风险增大,需要增加水合物抑制剂用量,并加深注入位置。产水会使无水合物生成所对应的临界产气量增大,需要调整水合物抑制剂用量和注入位置。     

Dual-porosity model of rate transient analysis for horizontal well in tight gas reservoirs with consideration of threshold pressure gradient

Most researches of the threshold pressure gradient in tight gas reservoirs are experimental and mainly focus on the transient pressure response, without paying much attention to the transient rate decline. This paper establishes a dual-porosity rate transient decline model for the horizontal well with consideration of the threshold pressure gradient, which represents the non-Darcy flow in a fracture system. The solution is obtained by employing the Laplace transform and the orthogonal transform. The bi-logarithmic type curves of the dimensionless production rate and derivative are plotted by the Stehfest numerical inversion method. Seven different flow regimes are identified and the effects of the influence factors such as the threshold pressure gradient, the elastic storativity ratio, and the cross flow coefficient are discussed. The presented research could interpret the production behavior more accurately and effectively for tight gas reservoirs.     

EFFECT OF A MOVING BOUNDARY ON THE FLUID TRANSIENT FLOW IN LOW PERMEABILITY RESERVOIRS

In a low permeability reservoir, the existence of a moving boundary is considered in the study of the transient porous flow with threshold pressure gradient. The transmission of the moving boundary directly indicates the size of the drainage area as well as the apparent influences on the pressure behavior. The nonlinear transient flow mathematical model in which the threshold pressure gradient and the moving boundary are incorporated is solved by advanced mathematical methods. This paper presents some new analytical solutions describing the pressure distribution at a constant rate and the production decline in a constant pressure production with the boundary propagation. It is shown that the greater the threshold pressure gradient, the slower the transmission of the moving boundary, the larger the pressure loss will be, and there is no radial flow in the middle and later phases of the wellface pressure for a well at a constant rate. We have the the maximum moving boundary at a specific drawdown pressure for a low permeability reservoir. The greater the threshold pressure gradient, the smaller the maximum moving boundary distance, the quicker the production decline for a well in a constant pressure production will be. The type curve charts for the modern well test analysis and the rate transient analysis with a moving boundary are obtained and the field test and the production data are interpreted as examples to illustrate how to use our new results.