基于Hiles and Mott渗流模型的有界储层产量递减模型

根据油气井实际生产过程中普遍存在近似先定产降压、再定压降产的生产特征,开展在有界储层拟稳态阶段改用定压生产模式的产量递减模型研究,为明确油气井产量递减的渗流机理提供一种新的理论依据。依托Hiles and Mott模型,通过理论推导建立了有界储层在拟稳态阶段定压生产的产量递减模型。结果表明：该模型形式上与Arps递减模型具有一致性,但相比Arps产量递减模型,该模型更具一般性,即当Hiles and Mott指数为1时,流体渗流遵循达西定律,拟稳态阶段改变生产方式为定压生产情况下,油气井产量递减遵行指数递减;当Hiles and Mott指数在0.5～1区间时,流体渗流表现为高速非达西渗流,递减模型为幂律递减;当Hiles and Mott指数为0.5时,遵行直线递减模型;当Hiles and Mott指数大于1时,流体渗流为非达西低速渗流条件下,产量递减模型转化为双曲递减模型,并且用Arps形式表征的3个参数之间具有非线性相关性,且满足质量守恒定律,特别是当Hiles and Mott指数趋于无限大时,油气井产量递减模型无限接近于Arps递减模型的调和递减。这就为有界储层采用Arps...     

影响产量递减因素研究

从地层流体渗流机理入手，结合油气水三相渗流时产量积分表达式，系统分析了综合含水、地层压力、生产压差、水驱状况、采油方式、气油比、剖面动用对产量的影响，建立了自然递减率多因素计算模型。从而可以量化评价各项技术政策，提高制定技术政策的合理性和科学性。     

文南油田自然递减影响因素与控制对策

通过与国内外同类油藏比较,从数值模拟、室内实验、公式推导、经济评价、理论递减等多方面、多角度对自然递减的构成从增大因素和减缓因素分别进行了剖析,阐明了影响文南油田自然递减的主要因素,论证了文南油田合理的产量结构及措施结构,提出了控制文南油田自然递减的对策。     

低渗透储层产量递减模型的渗流机理及应用

从相对渗透率曲线和物质平衡原理出发,根据不同的相对渗透率形态推导出注采平衡条件下Arps广义递减模型,即指数型、双曲型和调和型产量递减方程,分析了广义模型简化为常规模型的条件,指出油相相对渗透率曲线特性对产量递减类型和递减模型参数的重要影响。实际应用结果表明,Arps广义模型能有效描述低渗透油田的产量递减规律。油相相对渗透率曲线形态决定产量递减类型,油相相对渗透率递减越快,产量递减率越大。     

直线递减期累计产量新模型的建立与应用——以靖安油田五里湾开发区为例

为解决广义Arps递减理论在直线递减期累计产量和技术可采储量公式精度有限的问题,经严格的数学推导建立了评价单元直线递减期累计产量预测和可采储量评价新模型。新模型应用初始稳定日产量和初始日递减率、极限递减生产时间或初始月递减率及初始年递减率等较易获取的参数来计算初始产量和可采储量,具有易于操作,简便实用的特点;并在靖安油田五里湾开发区应用,与老模型相比效果明显。新模型不仅是对Arps递减理论的完善和补充,也具有很好的实用性和较高的理论价值。     

新型油田产量递减模型的建立与应用

迄今为止,对于递减阶段的油田产量预测来说,国内外主要使用的是经典的Arps递减模型,尤其是Arps指数递减模型。但是,Arps递减模型对俄罗斯萨马特洛尔和罗马什金油田并不适用,这两个油田的产量和生产时间数据在半对数坐标系上并不是直线关系,而是曲线关系。基于对概率统计中正态分布的研究,建立了新型的油田产量递减模型。通过萨马特洛尔和罗马什金油田的实际应用,表明本文提出的新型递减模型是正确的,而且要比Arps递减模型更具有代表性。     

姬塬油田G60区聚合物微球渗流机理研究

姬塬油田G60区2017年开始聚合物微球调驱,随着注入时间的延长,调驱效果逐渐变差,主要是注入端注水压力上升速度加快,采出端见效率下降,自然递减加大。针对以上问题开展了聚合物微球渗流机理研究,提出优化参数的方案,达到控水稳油、高效开发的目标。     

稠油油藏自然递减率研究与应用

目前常用的计算产量递减率的方法中,Arps公式不能反映不同含水阶段油气藏递减规律,理论方法太理想化,考虑的影响因素太少。针对这些问题,通过数值模拟方法开展研究工作,对各因素进行敏感性和显著性分析,再结合数学方法,最终建立了渤海稠油油藏不同含水阶段自然递减率多因素递减模型。结果表明,运用此模型可以对不同含水阶段的自然递减率进行定量分析,计算结果基本符合油藏实际。所研究的成果丰富了目前递减规律理论研究方法,对今后的稠油油藏递减规律理论研究和油田实际生产均具有一定指导意义。     

页岩气分段压裂水平井产量递减快速预测新模型——以涪陵页岩气田为例

随着涪陵页岩气田的全面开发,对页岩气井的生产动态、生产特征、开发评价的深入分析成为目前亟待解决的问题.针对常规和非常规页岩气藏的生产动态,学者们提出了不同的经典递减曲线分析方法对其进行评价.这些方法从经验到半经验和理论,均有特定的假设条件并具有局限性,不具备普遍性.通过利用实际生产数据发现的递减规律,建立了一套新的产量...     

递减曲线和增长曲线结合预测油田调整效果——以飞雁滩油田三采区为例

预测油田调整后的产量变化,是评价调整效果的重要手段之一。为了快速、准确地预测油田调整后的产量,文章结合递减曲线和增长曲线的优点,利用Arps双曲递减曲线预测油田调整前正在递减的产量,利用Weibull增长曲线预测油田调整后产量的变化,对飞雁滩油田三采效果进行了预测,并与其他预测结果对比分析,认为该方法预测结果可信度较高,且具有简单易行、人为因素影响小的特点。     

天然裂缝性碳酸盐岩封闭油藏产量递减规律研究及应用

建立了天然裂缝性碳酸盐岩封闭油藏渗流模型。考虑了封闭油藏定井底压力和变井底压力两种不同的内边界情形,并采用Laplace变换和Duhamel原理对数学模型进行了求解,得到了天然裂缝性碳酸盐岩封闭油藏的递减曲线,在曲线上产量出现两个明显的递减阶段和两个相对平缓的递减阶段,讨论了窜流系数和裂缝弹性储容比对天然裂缝性油藏递减曲线的影响。实例表明,实际产量资料与理论递减曲线的拟合可确定地层参数,预测产量变化。     

基于大数据分析的海上多层油田精细开发实践——以渤海L油田为例

针对常规数据分析方法自动化与智能化程度低,难以满足海上油田开发规律深度挖掘的需求,基于标准化数据平台建设和大数据程序开发,在渤海L油田开展了大规模、多专业和复杂生产规律下的油田开发数据的高效分析和应用。结果表明,通过油井生产数据参数相关性分析和产液规律数据挖掘,可完成油井产液能力影响因素分析;综合储层物性与注采动态等多专业数据,可完成不同井区平面及纵向注水状况分析;结合油藏大数据体构建与机器学习方法,可完成优势产能潜力区域筛选。研究成果直接应用于油田实际措施优选与方案优化后,达到了提高油田精细开发效果的目的。     

孤岛油田采油工程入井液对地层伤害因素的研究

开发作业过程中，各种采油工程入井液进入油层后，由于入井液与油层固有的岩石和所含流体性质不配伍，或由于压差、温度等条件的改变，造成了对油气层的伤害。对采油工程入井液伤害油层的主要因素(矿化度、pH值、表面张力、固相颗粒尺寸、固相颗粒含量等)进行了试验研究；对现场采油工程入井液和室内配制的低伤害入井液的综合伤害率进行了评价，得到了各种因素对地层损害的影响规律，提出了避免或减轻入井液伤害储层的对策。     

碳酸盐岩气藏出水特征分析——以华北油田苏4气藏为例

气藏出水是气藏开发过程中的重要问题之一。碳酸盐岩气藏出水可分为凝析水产出与地层水产出两种类型,具有开采井段出水、纵向水窜和气-水界面上升3种方式,其中地层水产出严重影响天然气的正常开采。碳酸盐岩气藏虽然具有统一的压力系统,但由于碳酸盐岩储集层受构造活动和成岩作用的改造,其孔隙发育具有较强的非均质性。华北油田苏4气藏形成了3个次生孔隙带,因而各井区之间气-水界面变化很大,形成了较宽且不稳定的气-水过渡带,在开发中应严格控制产能,避免地层水的大量产出。     

水驱油田含水上升规律和递减规律研究

含水上升规律和递减规律是水驱油田的主要规律,但目前对于两者的内在联系及含水上升规律的主要影响因素还未认识清楚.根据相对渗透率曲线和分流量方程,从理论上揭示了水驱油田含水上升率的变化规律及其影响因素,同时研究了在定产液量的条件下含水上升率和递减率的关系.结果表明:含水上升率通常随可采储量采出程度先凹形上升后转凸形上升,上升到峰值后开始下降,先凸形下降后转凹形下降,转折点的含水上升率及对应的可采储量采出程度和含水率由水油流度比、水相指数和油相指数3个参数确定;在定产液量的条件下,含水上升率和递减率的变化规律一致.认清含水上升规律和递减规律,可以更准确地预测水驱油田的开发指标.     

塔河油田含氮天然气回注安全性及经济性研究

塔河油田随着注氮开采的进行,其采出气氮含量不断上升,天然气热值不达标,故有必要开展含氮天然气回注的安全性及经济性研究。从含氮天然气对注气井腐蚀速率、含氮天然气爆炸极限和含氮天然气临界氧比例等3个方面讨论了含氮天然气回注的安全性,并进一步分析了含氮天然气注气工艺和变压吸附制氮注氮工艺的能耗。结果表明:塔河油田含氮天然气中的氧对注气井无腐蚀危险;在注气压力下,含氮天然气爆炸极限范围极窄,含氮天然气中氧含量远低于临界氧比例,回注无爆炸危险,含氮天然气回注安全性较高。工艺能耗对比结果表明,含氮天然气回注工艺所需能耗仅为变压吸附制氮注氮工艺的三分之一,具有更好的经济性。      

板桥地区凝析油气藏气液两相渗流机理及水驱特征

板桥地区板2油组为典型的凝析油气藏,其流体渗流机理及水驱特征复杂,致使开发调整工作难度较大。通过开展气液两相渗流实验,认为伴有相变过程的气液两相流体随着流动状态和压力的变化而发生相变和相间质量传递,流体的挥发与气液流动速度、状态以及压力有一定的关系,压力降低有利于液体挥发产生气体。实验表明降压注水开采过程中,当压力低于临界饱和压力时,气泡成为原油流动的阻力,合适的注水时机为压力降到泡点压力的87%以上。此外,气体作用的强弱对剩余油的形成与分布具有明显的影响。     

基于物质平衡修正的页岩气藏压裂水平井产量递减分析方法

基于压裂水平井非结构PEBI网格,引入尘气模型建立了综合考虑页岩气藏吸附/解吸、扩散和达西流的运移数学模型,结合控制体有限差分法和全隐式法推导了页岩气藏无限导流压裂水平井产量递减数学模型,并考虑了页岩吸附/解吸作用修正Blasingame现代产量递减分析方法中的物质平衡拟时间,将该方法扩展到页岩气藏,计算获得了页岩气藏无限导流压裂水平井Blasingame产量递减典型曲线。结果表明:与物质平衡修正后的产量递减曲线相比,修正前的页岩气藏无限导流压裂水平井产量递减曲线值偏小,并且边界拟稳定流出现的时间更早,计算出的单井控制储量偏小;页岩气藏无限导流压裂水平井Blasingame产量递减典型曲线可划分为早期裂缝线性流、早期径向流、复合线性流以及拟稳定流4个流动阶段;页岩吸附/解吸作用对产量递减典型曲线有显著影响,其中Langmuir压力对其影响是非线性的,而Langmuir体积对其影响为线性的。     

夹层对不同韵律底水油藏开发效果的影响机理——以苏丹H油田为例

以苏丹块状底水油藏H油田为原型,运用数值模拟方法建立了正韵律、反韵律、复合正韵律和复合反韵律底水油藏的数值模型,研究了不同夹层半径、厚度及分布条件下各种韵律油藏的开发效果,并提出了相应的开发技术对策。结果表明,对不同韵律底水油藏,含夹层油藏的开发效果均得到不同程度的改善,控水效果随着夹层半径的增大而变好;夹层厚度对开发效果影响不大,低含水期正韵律底水油藏和中高含水期反韵律底水油藏控水效果相对较好;夹层分布在距离油水界面较近或存在多夹层情况下开发效果好;剩余油主要分布在夹层之间和夹层下部。不同韵律底水油藏的开发策略主要为充分利用隔夹层优化射孔,结合垂向与水平渗透率之比控制采油速度和适时实施人工夹层等减缓底水锥进速度。H油田开发实践表明,充分利用隔夹层优化射孔并部署加密水平井能取得较好的开发效果。     

天然气中微量铜元素富集研究

天然气中微量元素的超微性决定了其只有通过浓集方可达到检测水平。为探索天然气中微量元素的富集制样方法,实现天然气中微量元素的有效检测,结合目前地气测量方法和研究思路,通过对捕集液的优选、影响因素的探究及富集制样方法的优化对天然气中微量铜元素的富集检测方法进行了有益的探索,研究发现:1硝酸和王水对Cu元素均有较好的捕集效果,其中质量分数为5%的硝酸对Cu元素捕集效果最好且最稳定;2加热赶酸再定容处理可以避免出现由于稀释而导致元素浓度低于仪器检测限的问题,使得分析误差变小,精密度提高;3室内三级吸收法能够有效实现Cu元素的稳定富集,小通气量、低速、长循环时间的方法有利于提高天然气中Cu元素的提取效果。