考虑启动压力梯度的低渗透油藏污染井压裂增产新模型

根据单一启动压力梯度的低渗透油藏直井产能公式,分别考虑污染区与未污染区压裂后的渗透率和相应的启动压力梯度变化,建立分区考虑启动压力梯度的低渗透油藏污染井压裂增产新模型。结果表明:污染区内外的启动压力梯度差别较大,考虑污染区内外不同启动压力梯度的低渗透油藏污染井产能预测模型更符合实际情况;考虑污染区内外不同启动压力梯度所计算的产能比没有考虑启动压力梯度的产能要小得多,对于压裂井,启动压力梯度的影响较小。     

低渗透油藏直井体积压裂产能评价新模型

体积压裂在低渗透油藏中应用广泛,产能评价是体积压裂优化设计的基础,对提高体积改造效果有重要意义。基于直井体积压裂的复杂裂缝改造特点及流动特征,将储层划分为三个区域:主裂缝区、改造区和未改造区,结合椭圆流与线性流建立了低渗透油藏直井体积压裂的渗流模型。针对低渗透油藏非线性渗流特征,推导出了低渗透油藏直井体积压裂三区耦合产能公式,产能公式计算出来的结果与现场数据对比误差小于6%。依据鄂尔多斯盆地某特低渗透油藏的基本参数,绘制了在不同影响因素下的产能曲线,分析了主裂缝导流能力、改造区体积大小、基质渗透率对产能的影响,结果表明:产能随主裂缝导流能力的增大而提高,生产压差越大提高速率越快;储层压裂改造体积越大,产能越高,但主缝长达到一定值后增产效果不明显;压裂缝与储层条件必须匹配才能达到最佳的增产效果。     

考虑动边界影响的低渗透油藏反九点水力压裂注采井网数值模拟研究

考虑低渗透地层中因启动压力梯度存在而产生动边界的影响,利用CMG三维三相黑油油藏数值模拟器对开发低渗透油藏的正方形反九点水力压裂注采井网进行了精确的数值模拟。数值模拟结果表明:相对于达西渗流模式等压面足够光滑、整个油藏区块均参与流动,低渗透油藏启动压力梯度为0.2 MPa/m下的等压面(油藏初始压力)空间分布有较大间断性,在远离注水井和生产井的部分区域仍保持了油藏的初始状态,该区域还未参与到油藏的渗流系统中;地层中存在随时间变化的动边界,会降低油田注水的油藏波及体积和原油采出程度。由饱和度的三维空间分布图可以看出:达西渗流模式下的压裂注水效果较好,油水分布比较集中,界面清晰,更接近于活塞式水驱油;而启动压力梯度的存在会使压裂注水井驱油效果变差,油水存在较大的油水混合渗流区域,油水分布比较分散,属于典型的非活塞式水驱油。由绘制的油田开发特征曲线可以得出:启动压力梯度越大,累计产油量越小,累计产油量随时间上升越慢,生产井含水上升越快,日产油量越低;启动压力梯度对低渗透油藏压裂注水开发效果影响显著。     

低渗透双重介质垂直裂缝井产能分析

针对低渗透双重介质地层进行水力压裂后形成的有限导流垂直裂缝,结合沃伦-鲁特模型,利用质量守恒和椭圆流法建立了低渗透双重介质油藏椭圆流数学模型,并应用拉普拉斯变换,求得了低渗透双重介质有限导流垂直裂缝井无因次产量表达式。运用Stefest数值反演,绘制了无因次产量随时间变化的双对数特征曲线图,对影响低渗透双重介质油藏有限导流垂直裂缝井井底压力动态的诸多影响因素进行了分析。分析结果表明,随着生产时间推移,启动压力梯度对产能影响越来越显著。     

低渗透油藏考虑压裂的合理注采井距研究

基于点源点汇渗流理论,推导了低渗透油藏考虑压裂措施的注采井间压力梯度分布方程,结合启动压力梯度 与低渗透油藏渗透率关系式提出了合理注采井距计算方法,并结合低渗透油藏实例,进行了注采井间压力梯度影响因 素分析,得到了低渗透油藏合理注采井距理论图版,验证了该方法的可靠性。结果表明：在渗透率、注采压差和压裂裂 缝长度一定的情况下,存在合理的注采井距,且合理井距随渗透率、注采压差和裂缝半长的增加而增大;认为采取压裂 等增产措施,有利于建立起有效的驱替压力系统,能较大幅度地提高合理注采井距。推导出的考虑压裂的注采井间压 力梯度表达式能够较准确地反映真实地层驱替压力系统,研究结果对合理开发低渗透油藏具有一定的实际意义。     

垂直裂缝井开发低渗透气藏产能方程求解新方法

为更加有效地表征气藏压裂后地层流体渗流规律的变化,得到预测更接近实际的产能动态方程,进而得到更加准确的绝对无阻流量值。基于稳定流理论,根据低渗透气藏压裂后气井的渗流特征,引入椭圆坐标的拉梅系数;并采用椭圆积分方法重新推导、建立了考虑启动压力梯度影响的低渗透气藏垂直裂缝井的产能动态预测方程。研究结果表明:气体渗流中启动压力梯度是一种附加阻力,其越大气井产量越低;裂缝导流能力越强、裂缝越长,整个渗流过程总压降越小,气井产量越高。低渗透气藏压裂设计中,当裂缝达到极限导流能力后,限制低渗透气藏产量的重要因素之一是椭圆渗流能力的大小,此时增加裂缝长度对增产更有效。某压裂气井实例计算得绝对无阻流量值与试井结果的相对误差为2.8%。     

超低渗透油藏渗流特征及提高采收率方向

为提高超低渗透油藏单井产量,深入研究了超低渗透油藏渗流特征,认为建立注水渗流条件下的有效驱替是关键,综合多种测试手段和岩心室内实验结果,定量描述了启动压力梯度和压力敏感系数的非线性变化规律,建立了超低渗透油藏考虑应力敏感和启动压力梯度的渗流模型,研究并试验了以小井距、小水量、超前注水、前置酸加砂压裂、多级加砂压裂、水力射孔射流压裂为主体的开发技术,有效地改善了平面和剖面渗流条件,为规模开发超低渗透油藏提供了新途径。     

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。     

低渗透油藏水平井流入动态及影响因素

对低渗透油藏渗流规律不符合达西定律,普遍存在启动压力的特点,建立了低渗透油藏水平井油气两相渗流的数学模型,为水平井流入动态关系（IPR）曲线在低渗透油藏的应用提供了理论依据;分析了启动压力梯度、边界压力、边界半径、直线段斜率和截距等因素对水平井IPR曲线的影响程度。研究表明：对于低渗透油藏,相同井底流压时,启动压力梯度越小,水平井产量越大;边界压力越大,水平井产量越大;边界半径越小,水平井产量越大;直线段斜率越大,水平井产量越大;直线段截距越大,水平井产量越大。     

用逐步稳态替换法确定低渗油藏合理井距

以杨清立提出的非线性渗流连续模型及最新试验数据为基础,利用逐步稳态替换法确定低渗透油藏的合理井距,分析启动压力梯度和驱动压差对合理井距的影响.结果表明:启动压力梯度对合理井距有较大影响,启动压力梯度越大,合理井距越小;启动压力梯度较小时,增大驱动压差可以增大注采井距;启动压力梯度较大时,驱动压差的影响不大,需要采取压裂...     

大庆敖南特低渗油层非达西渗流压裂水平井优化技术

为了反映特低渗透油层基质-裂缝-水平井耦合流动的非达西渗流规律,完善非达西渗流条件下压裂水平井非定常渗流产能预测方法,建立完整的数学模型。对大庆敖南油田压裂水平井进行了优化设计数值模拟研究,研究了裂缝长度、裂缝条数、裂缝分布、水平井长度、裂缝间距、裂缝导流能力等对压裂水平井开发效果的影响,揭示了整体压裂基质-裂缝耦合两相流动开采变化规律。该模型物理概念清晰,模型先进,计算结果与试验和矿厂动态数据变化规律相符和吻合,可有效指导现场进行水平井压裂优化设计。     

葡南扶余油层非达西渗流有效驱动理论

为了模拟研究注水井、油井间驱替半径和合理井距。在室内实验和低渗透非线性渗流理论的研究基础上,建立反映真实的低速非达西流动全过程的渗流数学模型和具有启动压力梯度的非达西渗流有效驱动理论,以及压裂条件下有效驱动半径为核心的特低渗透条件下有效动用理论公式,推导出了低渗透油层驱替压力预测方法的新公式。并以扶杨油层试验区333区块为例,进行模拟计算,得出葡333区块合理注采压差界限,该计算结果并得到了试验和矿厂动态数据的证实。     

低渗透油层压裂五点井网两相流动理论分析

在低渗透油层整体压裂基质-裂缝耦合的三区物理模型基础上,建立了考虑启动压力梯度的基质非达西渗流、基质-裂缝椭球流动、裂缝内非线性流动的三区耦合的理论模型,推导出了低渗透油层五点井网的整体压裂两相渗流数学模型. 对五点压裂开采井网的产量影响因素进行了分析,揭示了整体压裂基质-裂缝耦合两相流动开采变化规律.     

特低渗油藏考虑启动压力梯度的物理模拟及数值模拟方法

从流体在低渗透多孔介质中的渗流机理出发,通过室内基础实验和基础理论研究,以及物理模拟和数值模拟方法,运用流体边界层理论,分析了由于启动压力梯度的存在而使得低渗储层产生非达西渗流的机理和规律,建立了描述低渗油气非达西渗流模型,并对特低渗长庆油田某区块一个菱形反九点注采井网进行了实例模拟计算。结果表明,启动压力梯度的存在不但降低了低渗透、特低渗透油田的开发指标,而且还增加了开采难度。增大注入率、缩小井距可以在某种程度上降低启动压力梯度的不利影响。     

体积压裂致密油藏注水吞吐产能影响因素

致密油藏储层致密,地层压力系数一般较低,开发非常困难,而注水吞吐对补充油层压力和实现稳产具有明显优势.针对体积压裂致密油藏,采用嵌入式离散裂缝模型描述复杂体积压裂缝网,建立考虑应力敏感和启动压力梯度的致密油藏油水两相渗流模型,并采用有限体积法建立相应的数值求解方法.通过数值模拟方法模拟了12个吞吐轮次下单个压裂段致密油藏的开采过程,分析了基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发产能的影响.研究结果表明:当基质渗透率、微裂缝渗透率和微裂缝密度升高时,基质中含水饱和度波及范围变大,累积采油量显著升高;水力裂缝渗透率升高对基质含水饱和度分布影响不大,但累积采油量明显上升,而当水力裂缝上升到一定程度时,累积采油量上升幅度变小.可见基质和裂缝性质对致密油藏注水吞吐开发效果均有显著的影响.     

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。     

稠油油藏注聚主要影响因素实验研究

针对渤海典型稠油油藏的非均质特征,建立内置微电极二维纵向非均质物理模型。通过含油饱和度测量技术进行了稠油油藏注聚主要影响因素实验研究,考察了油藏纵向非均质性、注入速度、注入黏度对聚驱剩余油分布规律及开采效果的影响。实验结果表明:对于纵向非均质稠油油藏,随着渗透率级差增加,注聚效果变差,剩余油主要富集在中、低渗透层。提高注入速度等同提高了注采压差。当压力梯度大于中、低渗透层启动压力梯度以后,才能动用中、低渗透层油。为了增加中、低渗透油层的动用程度,可以考虑适当缩小井距或者通过封堵高渗层,提高中、低渗层注采压差。对于非均质严重的稠油油藏,考虑到油层的实际条件,单纯靠增加体系黏度不能满足流度控制需要,必须通过调、堵等措施才能达到流度控制的目的。     

基于数值模拟的径向井压裂布孔方案

目前多径向井压裂的裂缝形态尚无合适的评价指标,缺乏针布孔方案设计的理论依据,限制了该技术的发展。结合某低渗稠油油藏实际参数相应的地层模型,分析不同布孔方案下裂缝形态的变化规律,并提出"最大缝控面积"理论作为布孔方案优化的依据;在明确裂缝形态的基础上进行产能模拟,并对"最大缝控面积"理论进行验证。结果表明,多径向井压裂可形成沿各径向井扩展的主裂缝;多径向井应沿水平最大主应力方向对称布孔,且在水平面内应均匀分布;优化后的布孔方案为四径向井所形成的裂缝正交且与水平最大主应力方向呈45°夹角。研究结论为现场径向井压裂联合蒸汽吞吐技术开采低渗稠油油藏提供理论依据,对该技术的推广应用具有重要的指导意义。     

启动压力其实并不存在

低渗透储层存在许多研究误区,启动压力梯度便是其一。低渗透储层孔隙欠发育,渗透率低,产能也较低,压力在其中的传播速度较慢,施以压力梯度之后,产量的响应需要较长时间。实验过程将微弱的流量误认为是0,因而导致了启动压力梯度的实验假象。实测的启动压力梯度数值太高,对油气生产没有任何指导意义。中高渗透储层没有启动压力梯度,低渗透储层也不应该有。固体和流体都不存在启动压力,油气也不可能存在。     

肇源南油田直井缝网压裂技术政策论证

致密油藏主要开发方式为缝网压裂,缝网压裂与常规压裂相比,其可行性和施工规模等都有很大的不同;因此缝网压裂技术政策的论证迫在眉睫。从岩石矿物成分、脆性指数、天然裂缝发育程度、压裂液及施工工艺等角度分析肇源南油田缝网压裂的可行性,通过Lord Kelvin点源函数分析直井底压力分布函数,进行直井与压裂井有效驱替系统论证。通过与启动压力梯度对比,确定了直井、压裂井的极限井距。论证肇源南直井缝网压裂规模,确定肇源南油田直井缝网横向波及宽度在60 m左右,单段施工规模必须大于1 500 m~3才能获得较好的改造效果。研究结果为缝网压裂在肇源南油田大面积推广提供了技术指导。