底水凝析气藏见水时间预测新方法

底水锥进在凝析气藏开采过程中广泛存在,目前常用的底水凝析气藏见水时间预测模型主要是基于常规气藏提出,现场应用困难。针对该问题,对凝析气藏水侵动态进行理论研究,基于气相水平径向流和半球形向心流相结合的底水锥进物理模型,以渗流理论为基础,综合考虑表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用的影响,建立了水锥顶点的运动方程,结合相应的产能公式推导出底水凝析气藏见水时间预测模型。实例分析表明,凝析气藏开发过程较常规气藏更为复杂;利用模型预测的见水时间更接近实际;表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用均会导致见水时间缩短;随着气层厚度增加,气井见水越晚,随着产气量增加,见水时间呈现出先快后慢的递减趋势。研究成果对深入分析表皮效应、气相非达西效应和反凝析作用对凝析气藏底水锥进的影响,预测底水凝析气藏的见水时间有一定的指导意义。     

低渗透底水气藏压裂气井见水时间预测

通过建立平面径向流和半球面向心流相结合的压裂气井水锥计算模型,推导出低渗透底水气藏压裂气井见水时间计算公式,并结合数值模型模拟分析,证实了对于打开程度较低的压裂气井,裂缝的存在延缓了气井的底水锥进,见水时间延迟,并且裂缝半长越长,这种效果越明显。将该见水时间公式应用于中国石化所辖的某低渗透底水气藏YS1井的计算结果表明,压裂后气井的见水时间明显延长,无水采收率提高。     

底水气藏见水时间预测方法

基于多孔介质中流体质点的渗流规律,对底水气藏双重不完善井的水锥突破时间进行了研究,通过数学推导,得到了水锥突破时间计算公式,该公式考虑了气藏打开程度、气水流度比、原始束缚水饱和度、残余气饱和度等影响因素。实例分析表明,底水气藏的一口生产井以定产量生产,在其它条件不变的情况下,其见水时间与气藏打开程度呈不对称凸型曲线关系。     

一种预测底水油藏水锥动态及见水时间的新方法

底水油藏开发面临的核心问题是底水的锥进,准确预测底水油藏油井的见水时间,并采取相应的措施,可以延长油井的无水采油期,提高油井的累计产油量和采出程度。文中基于流体在多孔介质中的渗流规律,对底水油藏双重不完善井的水锥突破时间进行了研究。通过数学推导,得到了底水油藏油井水锥突破时间的计算公式,该公式考虑了油水流度比,原始束缚水饱和度,残余油饱和度等影响因素,并与其他底水油藏见水时间的公式进行了对比。实例分析表明,新的底水油藏油井见水时间公式的预测值较准确,并且与李传亮公式的结果较为接近,为预测底水油藏油井的见水时间提供了借鉴和指导。     

底水油藏水锥动态模拟及见水时间预测

基于底水油藏具有两种渗流模型的假设,即射孔段上部为水平径向流动,射孔段下部为半球状向心流动,推导出油井见水前离井轴任一半径在任一时刻的水锥高度的隐式函数,由此可确定底水的突破时间和不同时刻水锥的剖面形态。通过实例计算与实际结果的比较,见水时间的预测误差小于5%.     

裂缝性底水气藏气井水侵模式及见水时间预测

底水供给充足,裂缝系统发育使得裂缝性底水气藏在开采过程中极易形成水窜,造成该类型气藏采收率较低.在前人总结的裂缝性底水气藏气井水侵模式的基础上,针对裂缝性底水气藏非均质性强的特点,提出了该类型气藏见水时间预测方法.在研究过程中,将裂缝性储层抽象成为渗透率突变概念地质模型,定义渗透率突变系数和区域半径比来表征储层裂缝发育...     

边水气藏气井见水时间预测方法

基于多孔介质流体质点的渗流规律,对具有近似直线供给边界的边水气藏见水时间的预测方法进行研究.通过数学推导,得到了边水气藏水舌突破时间的计算公式.该公式考虑了气水流度比、原始束缚水饱和度、残余气饱和度、气井距边水的距离等影响因素,并进行了实例分析.结果表明,利用该公式进行边水气藏气井见水时间预测是可行的,具有一定的实用性.     

非达西渗流边水气藏水平井见水时间预测

对边水气藏水平井的见水时间进行合理预测,有利于气藏的合理开发和更好地进行气藏评估。在目前的预测模型中,一般都假设地层中气体渗流为达西流动,但对于高产水平井,地层中流体渗流的非达西效应对见水时间的影响不可忽略。为研究更加符合实际生产情况的边水气藏水平井见水时间,在多孔介质流体质点渗流规律研究的基础上,采用椭球型水平井渗流模型,综合考虑了高产水平井气体渗流非达西流动效应、水平井距初始气水界面距离、水平段长度和气井产量等因素对见水时间的影响,推导出了具有近似直线供给边界的边水气藏见水时间的预测公式。对某一具体水平井见水时间进行了实例计算,并分析了相关影响因素。由计算结果可知,边水突破时间随着水平段长度的增加而变长;见水时间随着气井产量的增大而减小,且减小的速度逐渐变快;与未考虑气体非达西效应的气井见水时间预测公式相比,本文公式计算精度更高,更符合实际生产情况。该研究成果对科学、高效地开发边水气藏具有指导作用。     

底水气藏水锥控制技术

底水气藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进,最大程度地延长气井无水采气期和控制底水均匀驱替,以达到提高底水气藏开发效果的目的。利用压差控制、水锥控制、井下气液分离技术来控制底水的锥进,气井含水得到了有效控制,从而达到了控制底水锥进、抑制含水上升的目的,取得显著效果。     

底水气藏气井动态模拟研究

使用锥进模型对鹿水气藏气井动态进行了模拟研究。通过对采气速度、气层有效厚度、水体大小、垂直渗透率与水平渗透率比值、水平渗透率、气井打开程度等参数进行敏感性分析,研究了它们对鹿水气藏开发效果的影响,为有效开发鹿水气藏提供了依据。     

塔里木盆地沙雅隆起轮台凝析气藏气井见水时间预测

轮台气藏是位于塔里木盆地沙雅隆起雅克拉断凸东段的底水凝析气藏,气藏投入开发后气井见水严重,预测气井见水时间对开发有重要指导意义。基于Sobocinaki-Cornelius方法,利用已见水井数据,校正无因次锥高与无因次时间的相关关系式。通过校正后的关系式,计算已见水井L5井的见水时间与实际见水时间的误差为9.24%;计算出未见水井L2井见水时间为12年,并对该结果合理性做了分析。     

带隔板底水油藏水平井见水时间预测方法

底水脊进是底水油藏水平井开发过程中经常遇到的重要问题,准确地预测底水脊进的时间对于底水油藏合理开发至关重要。针对带隔板底水油藏水平井,基于油水两相渗流理论及流体在多孔介质中的流动规律,建立物理模型,并利用镜像反映和势叠加原理得到底水油藏水平井势分布,推导了带隔板底水油藏水平井见水时间公式。实例计算结果表明,该公式计算结果与实际见水时间相对误差为5.39%,隔板的存在大大延缓了水平井底水脊进的时间,且随着隔板半径增大和避水高度的增加,见水时间越长;水平井见水时间随着水平井段长度的减小和产油量的增大而缩短。该研究对于带隔板底水油藏中水平井段长度和避水高度的设计以及油藏合理开发具有一定指导意义。     

边水凝析气藏高产井见水时间预测新模型

凝析气藏见水时间预测模型考虑反凝析作用,但忽略了高产井近井区域非达西效应的影响,造成见水时间预测产生偏差。针对该问题,运用气水两相渗流力学理论,综合考虑气相非达西效应和反凝析作用的影响,得到边水凝析气藏高产井见水时间预测新模型。研究结果表明：预测边水凝析气藏高产井见水时间需考虑气相非达西效应和反凝析作用的影响,两者均会导致气体流速增大,见水时间变早。将新模型应用于A气田S45、AT11-6H、AT11-4井和AT11-2井,其计算结果相对误差小于8%,相比常用计算模型,精度提高了18.10%~39.34%,计算结果与现场实际数据吻合度高。研究成果对深入分析反凝析作用和气相非达西效应对凝析气藏边水推进的影响,预测边水凝析气藏的见水时间有重要的指导意义。     

底水气藏高速非达西渗流临界产量的一种确定方式

底水气藏开发过程中容易产生井底见水的现象,会给气藏的顺利开采带来极大的困难,所以确定气井的临界产量十分重要。一般临界产量计算公式是在达西渗流规律的基础上建立的,但近井地带渗流速度较大,非达西渗流是不可忽略的。针对真实气体高速非达西渗流特征,引用Forchheime渗流方程,建立底水气藏临界产量计算模型,采用四阶龙格-库塔法进行求解,并编制计算程序。计算气井在非达西渗流下的临界产量和水锥形状,给气藏动态分析提供了重要依据。     

带隔板底水油藏油井见水时间预报公式

本提出了带隔板底水油藏油井见水时间的理论预报公式，它在底水油藏的生产管理中将起到十分重要的指导作用。     

预测无隔板底水油藏油井见水时间的修正式

针对无隔板底水油藏在开发过程中存在底水锥进的问题。文章基于这一原理,对已知无隔板底水油藏中油井见水时间预测公式进行了修正。修正后的公式更能准确地预测见水时间,并通过鄂尔多斯盆地砂岩底水油藏某油井的实际计算,其预测见水时间与实际见水时间的相对误差仅为617％     

考虑储层倾角和水侵的边水气藏见水时间预测研究

目前的边水气藏见水时间预测都忽略储层倾角及水侵对水运移的影响,只考虑水质点舌进,故造成预测的见水时间与实际见水时间有较大差异。为了更准确地预测气井见水时间,基于物质平衡方程及多孔介质流体渗流理论,同时考虑储层倾角及水侵的影响,以质点流动驱动压力和沿倾角方向的重力为依据,将储层水的运移分为水侵阶段和舌进阶段,建立了带倾角边水气藏见水时间预测模型。利用该模型分析了储层倾角及水侵对见水时间的影响,结果发现:水侵速度与水侵时间呈反比;舌进时间随储层倾角增大先增长后缩短,两者之间呈复杂非线性关系。实例应用表明,利用新建模型预测的见水时间与实际见水时间更加接近,表明预测边水气藏见水时间时应该考虑储层倾角和水侵的影响。该预测模型为深入研究带倾角气藏边水推进机理、预测见水时间提供了理论依据,对边水气藏的开发管理具有指导意义。      

考虑启动压力梯度的低渗底水气藏见水时间预测

由于存在启动压力梯度,低渗透底水气藏中的水锥动态不同于常规底水气藏,因而利用常规预测公式计算气井见水时间,其计算结果肯定与真实情况有偏差。建立了底水气藏的水锥过程模型:气井钻开部分气层,射孔段为平面径向流,射孔段以下为平面径向流和半球面向心流的组合。依照该模型,假设储层水平、均质、等厚且具有各向同性,水以活塞方式驱气,气、水的密度和黏度均为常数,气水界面内外的压力梯度相同,忽略重力和毛管力。在此假设条件下,推导出了考虑启动压力梯度的低渗透底水气藏气井见水时间预测公式。将该公式与Sobocinski-Cornelius方法进行了实例计算对比,发现该公式计算的见水时间更接近于实测值;且利用推导出的预测公式计算的见水时间随着启动压力梯度的增加不断缩短,这符合定产量生产条件下,启动压力梯度越大则井底压力越小,底水与井底之间的压差越大,从而更容易发生底水锥进的实际情况。      

底水油藏多分支井见水时间影响因素

在多分支井开发底水油藏的过程中,油井见水是不可避免的,而见水后对含水率的控制十分困难,因此延长见水时间极其重要。但目前针对多分支井见水规律的研究却是空白。利用数值模拟方法,得到见水时间与相关参数之间的关系,为调整参数延长见水时间提供理论依据。实验结果表明,见水时间与多分支井避水高度、单井控制面积、井下夹层、油藏水平渗透率及多分支井的分支长度、分支角度和分支数目等参数成正相关性;而与生产压差、产液量、油藏垂向渗透率和油水粘度比等参数之间成负相关性。对鱼骨井与辐射式多分支井开发的底水油藏水脊形态的研究表明:鱼骨井主要见水点为主井筒与分支交会处,水体呈与分支形态相关的山脊状向上推进,因此分支与主井筒的交会处是须重点防范底水突进的位置;而辐射式多分支井的井跟比井趾处见水要早,第1见水点为分支的交会点,而且是点状见水,然后迅速变为面状见水,水体呈与分支形态相关的山脊状向上推进,因此与鱼骨井不同,井跟处是须重点防范底水突进的位置。     

低渗透无隔板底水油藏油井见水时间预测

基于底水锥进和低渗透非达西渗流原理,推导出了低渗透无隔板底水油藏油井见水时间的预报公式。通过鄂尔多斯盆地砂岩底水油藏某油井的实际计算,其预测见水时间与实际见水时间的相对误差仅为6.47%.