低渗透油田井距与动用储量百分数关系研究

低渗透油藏开发中,油水渗流时的启动压力现象普遍存在,在开发过程中必须依据油藏的油水启动压力梯度规律来确定合理的注采井距。将启动压力梯度规律与渗流理论相结合,确定了井距与动用储层渗透率下限的关系及井距与动用储量百分数的关系,从而有效指导井网加密调整工作,可为低渗透油田开发确定合理井网密度提供理论依据。     

存在启动压力梯度时的合理注采井距确定

由于流体在低渗透油藏中渗流存在启动压力梯度,在确定低渗透油藏合理注采井距时如何考虑启动压力梯度的影响,是提高低渗透油藏开发效果的主要研究内容之一。根据等产量一源一汇渗流理论,获得了注采单元主流线中点处的最大压力梯度计算式,结合启动压力梯度与渗透率的关系建立了低渗透油藏合理注采井距的确定方法,得到不同渗透率和注采压差下合理注采井距理论图版。实例应用结果表明,所述方法简单实用,分析结果与油田实际情况基本一致。     

低渗透稠油油藏水平井极限动用范围

低渗透稠油储层具有明显的启动压力梯度,油藏储量动用受到更多条件的限制。基于低渗稠油油藏基本渗流特征,首先通过稳定逐次逼近法分析衰竭开发不稳定渗流过程,得到考虑启动压力梯度影响的直井渗流方程基本解;在此基础上,利用保角变换方法,建立考虑启动压力梯度影响下水平井在三维空间上的压力分布和驱替压力梯度分布计算模型;根据油藏开发的要求,提出考虑启动压力梯度影响时衰竭开发方式下水平井储量极限动用范围的确定方法,包括平面上的极限动用半径和垂向上的极限动用厚度。基于实际油田参数计算和分析表明,水平井在水平平面上的极限动用半径较大,而在垂向平面上的极限动用厚度较小;只有同时考虑水平井在水平平面和垂向平面上的极限动用范围,才能合理部署水平井开发井位,提高油藏储量动用程度。     

考虑启动压力梯度的面积井网极限井距计算

低渗透储层具有低孔、低渗特征,其孔隙结构异常复杂,表现出非达西渗流,存在启动压力梯度现象。本文在归纳总结启动压力梯度的表现形式基础上,得出启动压力梯度应综合反应储层和流体特性,即应与流度存在相应的关系。并选取某油田盐膏层间低渗透致密岩心,通过实验研究,得出了启动压力梯度与流度之间的关系式。在考虑启动压力梯度情况下,推导出直井、水平井极限井距计算公式,研究直井极限井距与渗透率、生产压差之间的关系。并通过控制变量法,研究了水平井长度、岩石渗透率、流体粘度、生产压差对水平井极限井距的影响,得出相应的图版。且在研究单口直井、水平井极限井距的基础上,扩展到不同类型井网组合井距的计算。最后通过实例结果验证,此方法简单、实用,对确定低渗透储层合理井网井距具有重要的指导意义。     

低渗透非均质砂岩油藏启动压力梯度研究

理论推导与室内实验相结合,建立了低渗透非均质砂岩油藏启动压力梯度确定方法。首先借助油藏流场与电场相似的原理,推导了非均质砂岩油藏启动压力梯度计算公式。其次基于稳定流实验方法,建立了非均质砂岩油藏启动压力梯度测试方法。结果表明:低渗透非均质砂岩油藏的启动压力梯度确定遵循两个等效原则。平面非均质油藏的启动压力梯度等于各级渗透率段的启动压力梯度关于长度的加权平均;纵向非均质油藏的启动压力梯度等于各渗透率层的启动压力梯度关于渗透率与渗流面积乘积的加权平均。研究成果可用于有效指导低渗透非均质砂岩油藏的合理井距确定,促进该类油藏的高效开发。     

低渗透油藏启动压力梯度新算法及应用

针对目前大多数低渗透油层的渗流研究都是通过岩芯驱替实验得到渗透率与启动压力梯度的关系,不仅费时费工,而且考虑的因素比较单一的问题。通过对中国西部某低渗油田不同渗透率岩芯室内驱替实验,从流体在低渗透多孔介质渗流机理出发,对实验数据进行处理和回归分析,建立了新的物理模型,提出了一种求解启动压力梯度的新方法,得到求解低渗透油藏启动压力梯度数学模型。由数学模型可以得到启动压力梯度的主要影响因素是驱动压力梯度、流体的流度,启动压力梯度与前者成正比关系,与后者成反比关系。利用求解启动压力梯度的数学模型,结合低渗透油田实际,研究了启动压力梯度对单井产量、极限注采井距和含水上升率的影响。     

低渗透疏松油藏注水井试井分析

 低渗透疏松油藏由于渗透率较低,存在一定的启动压力梯度,且由于储层岩石胶结疏松,存在中等-较强的应力敏感性,导致原油渗流速度很慢,难以获得充足资料对储层做出合理的解释,油井试井效果难以取得满意的效果,而低渗透油藏注水井试井可以很好地解决这个难题。综合考虑流度比、启动压力梯度、应力敏感性等的影响,建立了低渗透疏松油藏注水井低速非达西渗流有效井径试井的数学模型。由于所建模型具有强非线性,采用稳定的有限差分格式利用Newton-Raphson 迭代法求得数值解,进一步研究了压力动态特征及其影响因素,绘制了用于实际资料拟合分析的典型试井曲线。     

考虑应力敏感性的低渗透油藏注水井试井分析

低渗透油藏由于渗透率低及存在启动压力梯度,油在地层中传播压力速度很慢,难以获得足够资料对储层做出合理的解释,油井试井效果不佳,而低渗透油藏注水井试井可以很好地解决这个难题。综合考虑启动压力梯度、应力敏感性、流度比等的影响,建立了低渗透油藏注水井低速非达西渗流有效井径试井的数学模型。鉴于该模型的强非线性,采用稳定的有限差分格式利用Newton-Raphson迭代法求得数值解,进一步研究了压力动态特征及影响因素,绘制了用于实际资料拟合分析的典型试井曲线。     

海上低渗透油藏非线性渗流渗透率下限实验研究

应力敏感对储层的损害具有不可逆性,启动压力梯度导致油藏中出现不流动区;因此,界定海上低渗透油藏非线性渗流的渗透率下限对制定高效开发技术政策至关重要。分别选取珠江口盆地东部10块和17块典型低渗透岩芯开展应力敏感实验和启动压力梯度实验研究。通过实验结果分析,分别建立了应力敏感、启动压力梯度与油藏岩石渗透率的关系模型,定量表征了海上低渗透油藏非线性渗流特征。选用油藏实际参数,模拟计算应力敏感和启动压力梯度对产能的影响,界定了珠江口盆地东部低渗透油藏应力敏感渗透率下限为10×10-3μm2,启动压力梯度下限38×10-3μm2,以此指导南海东部低渗透油藏合理开发技术政策制定,从而为提高油田开发效果奠定了基础。     

薄层低品位油藏孔隙结构及渗流特征

薄层低品位油藏的油层厚度比较薄、埋藏比较深、渗透率比较低、储量丰度低、开采难度大。通过物理模拟实验研究了薄层低品位油藏的孔隙结构特征、两相渗流规律、启动压力梯度和岩石压缩性的变化规律,重点分析了不同渗透率毛管压力曲线的变化、不同渗透率相对渗透率曲线的变化规律、启动压力梯度对储层物性的影响、流动系数之间的关系、围压与渗透率之间的变化规律等。结果表明,薄层低品位油藏的孔隙结构及渗流特征与中高渗油藏有很大不同,启动压力梯度和压力敏感性影响很大,必须选择合理的注采压差和注采井距,建立有效的驱替压差,才能克服启动压力梯度和压力敏感性的不利影响,改善开发效果。     

考虑压力敏感效应和启动压力梯度的低渗透气藏水平井产能研究

低渗透气藏由于普遍具有低孔、低渗的特征,导致其气水渗流具有非线性特征和流态的多变形,进而储层流体的渗流不再遵循经典的达西定律。结合岩石本体有效应力相关理论,在前人的基础上,推导了低渗透气藏水平井产能公式,该公式综合考虑了压力敏感效应和启动压力梯度的影响,更加接近于实际气藏,更能准确的对低渗透气藏水平井产能进行评价。实例计算表明:在低渗透气藏水平井产能分析中,必须考虑压力敏感效应和启动压力梯度;且随着压力敏感系数和启动压力梯度的增大,水平井产量降低。水平井产能随着生产压差的增大而增大,但气井产能指数却是先快速上升,然后再缓慢降低。因此对于低渗透气井而言,存在一个生产压差的最优值。     

层间非均质砾岩油藏水驱油模拟实验

针对砾岩油藏层间非均质性强,开采过程中层间矛盾突出,剖面动用差异大,油藏整体采收率低的特点,以新
疆油田七区克上组砾岩油藏为例,开展了不同非均质程度模型恒压水驱油实验。结果表明：同一组并联水驱油实验
中,渗透率越高的岩芯越先启动,含水率上升越快,无水采收率越低,驱油效率越高;层间渗透率级差越大模型驱油效
率越低,与高渗岩芯相对渗透率级差大于8 的岩芯并联驱替不能启动;粗砂岩和含砾粗砂岩等单模态或双模态孔隙结
构岩芯驱油效率较高,砂砾岩和砾岩等复模态孔隙结构岩芯驱油效率较低;增大并联模型驱替压差后中低渗岩芯驱油
效率增大,含水率上升速度加快。     

低渗碳酸盐岩稠油油藏热采渗流特征研究-以叙利亚O油田为例

叙利亚O油田Sh油藏是典型的低渗碳酸盐岩稠油油藏;该油藏具有渗透率较低,原油黏度高的特点,国内外对低渗碳酸盐岩稠油渗流特征的系统研究较少。为此,针对Sh油藏为例开展了低渗碳酸盐岩稠油油藏的渗流特征研究,采用非稳态法对比分析了低渗碳酸盐岩稠油油藏与高渗砂岩稠油油藏渗流特征差异性。应用"压差-流量"的方法进行驱替实验,测量了不同温度下地点压力梯度的变化特征。采用解析法计算了不同开采阶段温度剖面沿垂直水平井方向的变化规律,建立了变启动压力梯度渗流模式;并通过在数值模拟中考虑启动压力梯度,对比研究了水平井热采与冷采的开发效果差异。研究结果表明,Sh油藏高黏原油呈假塑性流型特征,加热能够显著改善地下渗流能力、提高驱替效率,水平井渗流过程呈现变启动压力梯度深流模式,热采能够显著增加鞋油半径。研究为确定热采有效动用条件与界限、论证合理井网井距奠定了基础。     

考虑启动压力梯度的致密气藏压裂井产能分析

通过室内实验和数值模拟方法,探讨致密砂岩气藏启动压裂梯度的现象及其对产能的影响。对影响产能的多参数进行敏感性分析和优化。实验测试表明,DLK致密砂岩气藏存在动压力梯度,储层渗透率增加,启动压力梯度减小,二者呈指数关系变化,并绘制形成了启动压力梯度和渗透率的关系图版。建立了考虑启动压力梯度的两相三维渗流数学模型。通过产量拟合计算表明,储层的渗透率、裂缝长度、生产压差是影响压后效果的关键因素。启动压力梯度虽然存在但是对产能的影响较小。     

考虑启动压力梯度的致密气藏压裂井产能分析

本文通过室内实验和数值模拟方法,探讨致密砂岩气藏启动压裂梯度的现象及其对产能的影响,对影响产能的多参数进行敏感性分析和优化。实验测试表明,DLK致密砂岩气藏存在动压力梯度,储层渗透率增加,启动压力梯度减小,二者呈指数关系变化,并绘制形成了启动压力梯度和渗透率的关系图版。本文建立了考虑启动压力梯度的两相三维渗流数学模型,通过产量拟合计算表明,储层的渗透率、裂缝长度、生产压差是影响压后效果的关键因素,启动压力梯度虽然存在但是对产能的影响较小。     

封闭油藏注水开发阶段注采比计算新方法

目前的阶段注采比计算方法只考虑了地层压力或含水率等单个因素的影响,而实际开发中,注采比的大小受
油藏压力、含水率、累积水油比等多因素的影响。针对这一问题,利用累积注水量与累积产油量的半对数关系式,结合
封闭油藏物质平衡方程,推导了阶段注采比与累积产油量、地层压力和含水率的关系式。再利用累积产油量与含水饱
和度的关系式、两种不同相对渗透率与含水饱和度的关系式,推导了两种阶段注采比的计算关系式。最后,实例计算
结果表明：研究的计算方法可用于封闭油藏注水开发的阶段注采比计算与预测。     

纳米尺度页岩储层的气体流动行为分析

理论分析及矿场实践表明,页岩气藏采用传统渗流模型预测的产量总是比实际产量低,经典的达西渗流定律
不再具有适应性,需要建立能准确描述页岩介质气体流动行为的数学模型。目前针对页岩气藏的渗流模型基本都是
对传统黏性流动的校正或者在黏性流动模型上简单的附加分子流动项,忽略了黏性流与分子流中间流态的问题。考
虑页岩介质中可能存在不同流态,建立了描述页岩气藏的流动分析模型。计算结果表明：页岩储层的孔隙越小、气体
分子摩尔质量越小、地层压力越低,气体流动越倾向表现为微观流态,表观渗透率与达西渗透率的比值越大。模型可
解释页岩气藏生产时实际产量高于达西模型预测产量,该研究对于指导页岩气藏生产具有重要的指导意义。     

变形介质低渗透油藏油井真实产能计算与分析

基于变形介质带启动压力梯度低渗透油藏稳定渗流理论,研究了低渗透油井增产措施后稳定生产的真实压力分布与产能分析方法.研究结果表明低渗透油藏油井渗流场的真实压力分布具有分区域特征;在具有变形介质特征的低渗透油藏中,油井的产能随启动压力梯度和介质变形系数增大而降低,随增产激活半径和激活系数的增大而增加,随生产压差的增大而增加;同时油井产能指数随生产压差增大呈非单调增曲线,因此对于低渗透油井生产而言,存在合理生产压差与最小生产压差.同时,沿用同一思路对超低渗透油藏开发的有效途径进行了探讨.认为提高增产激活半径是显著提高超低渗透油藏产能的有效方法.理论计算结果表明,只有在增产激活半径大于60m(渗透率越低,该值越大)时油井的产能才会得到大幅度提高.因此,寻求深穿透的油井改造措施或采用水平井开采技术,将是超低渗透油藏开发的有效方法.     

稠油相对渗透率实验中管线死体积校正方法

稠油相对渗透率曲线是稠油油藏开发动态预测过程的重要基础数据,稠油相对渗透率实验测量过程中的误差
将会给油田开发分析传递错误信息。在稠油油藏相渗实验过程中,由于实验温度高,出口端计量管线长,系统死体积
较大,死体积孔隙中水驱油规律和死体积校正方法会对实验结果产生重要影响。在常规实验管线中进行的水驱油实
验发现,死体积管线中的原油不能全部被驱替出来,且管线中存在油水两相流动过程。油水黏度越高、驱替速度越快,
则管线中的原油采出程度越低;实验过程还存在压力测量和体积计量不同步现象,产出流体体积计量滞后于压力测
量。采用简单扣除管线孔隙体积来处理死体积的常规方法会使产油量计量产生较大误差,导致实验结果偏离真实流
动情况,对此给出了相应的校正方法。     

低渗透油藏油井产能预测新方法

为了准确预测低渗透油藏油井的产能,基于达西公式,考虑高压和低压状态下油藏流体性质以及启动压力梯度对渗流规律的影响,推导了新的低渗透油藏油井组合型产能预测模型。给出了极限井底流压和产量拐点的求解方法,分析了启动压力梯度、流体性质等因素对低渗透油藏油井产能的影响。将新模型与现有模型的预测结果进行了对比,并用实测数据进行了验证。结果表明,新模型预测出的流入动态关系更接近于实测数据,准确度较高,能用于工程计算。