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在低渗透气藏开发过程中,一方面,天然气渗流遵循“先高后低”,“先好后差”的这种“循序渐进”的自然渗流规律,另一方面,人为关井恢复测压时间短,所测试的当前地层压力值偏低(未稳定),从而造成笼统地应用压降法计算的气藏地质储量误差较大,开发初期计算结果与后期相比偏小许多,本文在讨论压降法计片气藏地质储量的理论和原理的基础上,研究了低渗透气藏天然气的流量特征,结合实例计算,分析了低渗透气藏压降储量曲线的特点,认识到按照普通气藏压降储量计算方法并不适合低渗透气藏,从而提出了正确应用压降法确定低渗透气藏地质储量的新手段,进一步完善了压降法计算气藏地质储量的理论,尤其对落实低渗透气藏动态储量起到重要作用。 相似文献
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采用脉冲注烃方式提高低渗透裂缝性灰岩油藏采收率实验研究 总被引:4,自引:0,他引:4
低渗透裂缝油藏直接注气容易产生气窜,采收率不高,使用实际岩心进行人工造缝,在长岩心中分别进行衰竭式开发、直接注烃气驱实验、注水实验和脉冲注气实验。细管试验表明,即使在破裂压力下注烃气也达不到混相,衰竭式开发可获得16.81%的采收率;直接注烃气比衰竭式提高采收率20.17%;脉冲注气比衰竭式提高采收率35.04%,脉冲注气驱油效果比直接驱油好得多,是值得选用的开发方式。 相似文献
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低渗透气藏地层压力监测技术 总被引:1,自引:0,他引:1
“压力是气田开发的灵魂”,如何准确获取气田的目前地层压力,是靖边气田开发的主要难题之一。一方面,由于靖边气田储层具有低渗透、低丰度、大面积、薄储层、非均质性强,开发井距大(一般大于2.5km)的特征,气井关井后压力恢复时间很长,压力恢复稳定往往需要几个月以上的时间;另一方面,近年来,气田日产气量居高不下,很难有区块关井等测压时机,这些均给气田目前地层压力的求取带来了困难。如何针对这种低渗透气藏,在确保生产任务的前提下,采用尽可能少的监测工作量,满足开发研究的需要,是气藏开发工作必须解决的问题。针对靖边气田的地质特征,通过多年的不断研究和总结,逐渐形成了以建立观察井网、设立定点测压井、结合少量压力恢复试井和区块整体关井测压等配套技术,来获取气藏目前地层压力。 相似文献
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低渗透气藏地层压力监测技术 总被引:6,自引:3,他引:3
“压力是气田开发的灵魂”,而如何准确获取气田的目前地层压力,是靖边气田开发的主要难题之一。一方面,由于靖边气田储层具有低渗透、低丰度、大面积、薄储层、非均质性强,开发井距大(一般大于2.5 km)的特征,气井关井后压力恢复时间很长,压力恢复稳定往往需要几个月以上的时间;另一方面,近年来,气田日产气量居高不下,很难有区块关井等测压时机,这些均给气田目前地层压力的求取带来了困难。对这类低渗透气藏而言,在确保生产任务的前提下,采用尽可能少的监测工作量,满足开发研究的需要,这是气藏开发工作必须解决的问题。针对靖边气田的地质特征,通过多年的不断研究和总结,逐渐形成了以建立观察井网、设立定点测压井、结合少量压恢试井和区块整体关井测压等配套技术,以获取气藏的目前地层压力。 相似文献
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用Duhamel原理推导出利用早期段资料同地层压力,再利用该压力作为控制点,有关双对数图上进行匹配,从而示出地层参数,解决了气井压力发电在流速大,相太变化和非达西效应等因素引起的曲线变异而无法用常规方法解释的矛盾。经实例分析,可减少关井时间130小时以上,有一定的实用性和经济效益。 相似文献
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低渗透气藏提高采收率方法研究现状及发展趋势 总被引:7,自引:4,他引:3
通过调研,总结了优化布井方式和压裂技术、高低压分输技术、完善采气工艺、钻特殊井、地震振动法、电渗法六种提高低渗透气藏采收率的方法。在此基础上,指出了每种方法目前存在的问题及解决方法。阐述了低渗透气藏提高采收率方法的发展趋势和方向,对该类气藏开发及提高采收率具有重要意义。 相似文献
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要想增加低渗透储层的石油储量和产量,就要更加准确地确定低渗透储层的原油采收率。由于水动力模型复杂,在估算原油采收率和对开采层采取重大处理方案时,运用水动力模型并不总是有效,而运用原油采收率统计模型却非常成功。但是,大多数统计模型都建立在油层渗透率为0.8μm2,平均值大于0.15μm2的油田开发资料的基础上;少数模型渗透率平均值少于0.05μm2,渗透率变化范围为0.1~0.2μm2,甚至在渗透率为0.005μm2的情况下,当原油粘度大于9mPa·s、井网密度大于30ha/井时,可以得到0.3以上的原油采收率,它超过了油田开发中同… 相似文献
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在油气田对低渗透天然气储量经济评价中,主要运用内部收益率、净现值、净年值、投资回收期等技术经济指标。通过运用技术经济的基本原理,结合天然气的产能建设投资、销售收入和生产成本费用等实际情况,建立了低渗透气藏储量初始经济产量的评价模型,随机测试了相关数据,得到内部收益率与单井日产量、井深之间的关系数据。运用SPSS软件对这些数据进行多元线性回归,建立了内部收益率与单井日产量、井深之间的数学模型,为低渗透气藏储量经济评价提供一种简便的方法。同时,针对影响内部收益率还有很多因素的情况做了敏感性分析,得出了天然气价格为最敏感因素的结论。 相似文献
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在低渗透气藏开发过程中,由于启动压力梯度、应力敏感的存在,使得气体的渗流不符合经典的达西定律。在考虑启动压力梯度、应力敏感和滑脱效应的综合影响基础上,对气体的流速方程进行了修正,并结合渗流力学基本原理得到修正的低渗透气井产能方程。应用修正产能公式对某气田的实际数据进行了计算,得到如下结论:应力敏感的存在将使气井的产能大幅度下降,最大可下降14%;启动压力梯度的存在将使气井的产能下降,不过下降幅度较小;由于气体黏度远小于油,故低渗透气井中应力敏感对产能的影响比启动压力梯度的影响要大;黏度越大启动压力梯度对产能的影响越大。建议低渗透气藏开发中必须充分考虑应力敏感的影响。 相似文献
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低渗透油藏弹性采收率计算方法研究 总被引:5,自引:1,他引:4
低渗透油藏存在启动压力梯度,常规计算弹性采收率的方法不适用此类油藏.为了确定启动压力梯度影响下的弹性采收率,结合不稳定渗流理论和非线性渗流理论分析方法,确定了极限泄油半径.导出了弹性采收率的计算公式.研究结果表明,考虑启动压力梯度后,极限泄油半径内弹性采收率仅为常规方法计算值的1/3;弹性采收率与启动压力梯度和泄油半径成反比.该方法计算的低渗透油藏弹性采收率较常规计算方法准确,值得推广借鉴. 相似文献
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低渗透油藏渗流启动压力理论计算方法 总被引:7,自引:1,他引:6
油层中流体必须克服一定压力后才能流动,这种压力即为流体渗流时的启动压力。本文从流变学原理出发,推导出低渗透油藏流体渗流启动压力的理论计算公式。该方法计算简便,易于科技人员掌握使用,从而为油田开发部署提供一定依据。 相似文献
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原油可采储量中难采储量引起了开发的特别关注,其中首先包括低渗透储层的原油产量。低渗透储量包括:1)渗透率小于0.05μm^2的标准低渗透层;2)泥质低渗透储层;3)低产低渗透储层;4)排油量少的低渗透储层。俄罗斯低渗透储层的储量达数百亿t,其中大部分已投入开发,其原油采收率是平均采收率地1/3 ̄1/2。目前30%多的可采储量位于渗透率低于0.05μm^2的储层中(其中西西伯利亚占80%),至200 相似文献
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低渗透油田的开发方式 总被引:7,自引:1,他引:6
低渗透油田一般天然能量小,弹性采收率平均仅1.27%,溶解气采收率也只有13.9%,所以需要采用早期注水、保持的开发方式,才能获得较高的开采速度和最张采收率。但对于性能量较大和异常高压油田,可适当推迟注水时间、尽量增加无水采油量,以改善油田总的开发效果,注气对原油性质较好的爸渗透油田有较大的优越性。在天然气储量资源比较丰富的地区应积极开发现场工业试验。 相似文献
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本文提出了一种计算气藏动态储量的新方法。使用该方法计算渗透性差、非均质性强的气藏的动态储量,具有较高的准确性。 相似文献
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一个新的低渗透气藏气井产能预测公式 总被引:8,自引:0,他引:8
低渗透气藏普遍具有低孔、低渗、高含水饱和度的特点,因而往往具有较高的启动压力梯度。目前,在进行低渗透气井产能预测时,多采用常规气藏的产能预测公式,启动压力梯度被忽略,导致预测结果与生产实际存在较大误差。通过大量文献的调研,确认低渗透气藏中启动压力梯度确实存在,并且已逐渐成为产能预测中一个不容忽视的重要影响因素。为此,文章基于对低渗透气藏渗流机理的分析和研究,利用Forchheimer由实验提出的描述气体渗流的压降二次方程,同时考虑启动压力梯度的影响,推导出了适合低渗透气藏的气井产能预测公式,并对其进行了实例计算分析,认为低渗透气藏产能预测中必须考虑启动压力梯度的影响,得到了进行产能预测时一些必要参数的获取方法。 相似文献