改进的低渗透底水气藏压裂井见水时间预测公式

 低渗透底水气藏中的气井在实际生产中需通过压裂改造获得工业产能, 预测压裂井见水时间对合理开发该类气藏具有重要指导意义。针对低渗透底水气藏压裂井的渗流特征, 将渗流场划分为射孔段及其下部两个部分, 以稳态渗流理论为基础, 分别建立了符合各区渗流状态的产能方程, 结合水锥顶点的运动方程建立了低渗透底水气藏压裂井见水时间预测公式。实例计算表明, 压裂井能显著延缓气井见水时间, 利用本方法计算的见水时间更接近实际。敏感性分析表明, 随气藏打开程度增加, 气井见水时间先增大后减小; 增大裂缝半长及裂缝导流能力都将延缓气井见水, 但增加幅度逐渐降低, 存在最优值。     

非达西效应对低渗气藏见水时间的影响

大量实验研究证实低渗透气藏中存在渗流的非线性和流态的多变性,流体渗流不仅需要克服启动压力梯度,同时气体渗流还要受制于应力敏感效应的影响.针对这种气藏的非达西渗流特征,推导了同时考虑启动压力梯度和应力敏感效应的低渗透底水气藏见水时间预测公式,并以某低渗透底水气藏为例,研究了启动压力梯度和应力敏感效应对见水时间的影响.研究结果表明,启动压力梯度和应力敏感效应对低渗透底水气藏的见水时间有显著影响,考虑启动压力梯度和应力敏感效应的低渗透底水气藏见水时间预测公式对此类气藏见水时间的研究具有一定的指导意义.     

底水气藏水平井见水时间研究

 底水脊进是底水气藏水平井气藏工程研究中遇到的最大问题。利用镜像反映和势的叠加原理得到底水气藏水平井势分布,导出考虑地层各向异性的水平井产能公式、水平井见水时间公式、底水脊进时任意时刻水脊高度的公式。计算结果表明,底水水平井产能受水平井位置和地层各向异性影响,减小水平井与底水的距离能增加水平井产量;垂向渗透率越大的地层更利于底水驱气藏水平井产能的提高。水平井见水时间主要受水平井位置的影响,水平井离底水距离越近,见水时间越长。投产后底水先以较缓慢的速度上升,到后期上升迅速。实例分析表明,该方法对底水气藏水平井气藏工程设计和理论研究具有一定的指导意义。     

强底水油藏水平井见水时间及水锥动态研究

底水锥进是影响底水油藏水平井开发效果的重要因素,其中水锥形态和水锥突破时间是底水锥进的关键参数。基于底水油藏水平井下部为半圆柱状向心流的假设,推导出水平井见水前在任一时刻的水锥高度隐函数,进一步确定了底水油藏水平井的水锥突破时间和不同时刻水锥形态。结果表明,水锥突破时间主要与避水高度、水平段长度正相关,与水平井初期产量反相关,且随着时间的延长,水锥半径越来越大。将计算结果与渤海油田底水油藏一口水平井生产实例进行比较,两者误差在10%以内。     

考虑井筒压降的底水油藏水平井见水时间研究

为了明确水平井筒内流动对出水时机的影响,基于油藏渗流与井筒管流耦合方法,研究了考虑井筒压降的底水油藏水平井见水时间,分析了见水时间随水平井产量、水平井筒长度等因素的变化规律.研究结果表明:受井筒压降作用,从水平井趾端到跟端,油藏向水平井筒流入量逐渐增大,与不考虑压降模型相比,见水时间提前;提高水平井产量使见水时间提前,水平井产量超过20 m3/d时,见水时间计算中忽略井筒压降将造成明显误差,产量越高,误差越大;水平井长度增加,见水时间推迟,水平井长度超过400 m时,井筒压降对见水时间产生明显影响,使见水时间随长度变化速度减慢,水平井长度超过2 000 m后,受压降作用,见水时间不再随长度变化.实际生产条件下,井筒压降对见水时间作用显著,底水油藏开发决策中应考虑其影响.     

变形介质稠油油藏底水突破时间预测方法

目前稠油油藏底水锥进没有考虑介质变形、幂律特征、启动压力梯度等问题,基于稠油油藏的渗流特征及储集层介质的压力敏感性等特点,推导出了考虑多因素影响的稠油油藏底水突破时间预测数学模型。分析了幂律指数、介质变形系数、启动压力梯度及产量对底水突破时间的影响。研究表明：随着启动压力梯度的增加,井底压力降低,底水与井底之间的压力差越大,底水突破时间提前;幂律指数的大小也影响底水的锥进,幂律指数越大,底水突破时间延长;介质变形系数越大,底水突破越早;油井见水时间随着产量的增加而提前。对于介质变形油藏而言,生产井存在最优的生产压差,在实际生产设计中应考虑变形介质的具体特点进行优化设计,尽量延长油井无水采油期。     

考虑非达西效应的底水气藏见水时间预测方法

底水锥进是底水气藏在开发过程中遇到的一个重要问题,准确地预测底水锥进的时间对实际生产具有重要意义。对于底水气藏的高产气井,井底周围的表皮效应和气体高速非达西流动对气井的产能和见水时间都有很大影响。基于多孔介质中流体质点的渗流规律,综合考虑了气体非达西效应、表皮系数、打开程度以及日产气量等因素对见水时间的影响,推导出了底水气藏高产气井的见水时间预测公式。通过实例计算,并与其他方法比较,表明考虑了表皮效应和气体非达西效应的气井见水时间公式与朱圣举公式计算结果相近,相对误差为20.3%,该公式具有较好的实用性。     

碳酸盐岩缝洞型油藏可视化物理模型底水驱替研究

缝洞型碳酸盐岩油藏由于非均质严重,流体流动规律复杂。本文结合油藏实际地层条件,利用天然露头岩心设计并制作出可视化裂缝网络模型和裂缝溶洞模型。考察了不同底水压力梯度下各种模型见水特征。分析了不同模型中剩余油分布特征。实验结果表明:裂缝网络模型无水采油期短,油井见水后,含水率上升很快。与裂缝网络模型相比,裂缝溶洞模型的无水采油期较长。此外,两种模型中的剩余油也存在较大差别。裂缝网络模型中的剩余油以水平裂缝中未波及油为主,而裂缝溶洞模型剩余油则以阁楼油和绕流油为主。     

考虑反凝析的边水凝析气藏见水时间预测新方法

边水凝析气藏开发过程中,地层压力下降至露点压力后,凝析油析出。以往气井见水时间预测通常忽略了凝析油析出的影响,因此造成预测结果与实际结果有较大差异。为了更好地开发边水凝析气藏,准确预测见水时间,需考虑凝析油影响。基于多孔介质流体质点渗流规律,考虑反凝析油的影响,推导了近似直线供给边界的边水凝析气藏见水时间预测新公式。实例应用表明对边水凝析气藏见水时间预测时必须考虑凝析油的影响。预测新公式为深入研究边水推进机理,控制见水时间提供了理论依据,对边水凝析气藏生产管理具有重要的指导意义。     

底水油藏水平井最优避水高度及合理长度的研究

底水锥进是开发底水油藏时遇到的最大问题,制约着水平井的有效开发.应用Green函数和源函数法对底水油藏水平井的压力分布进行了半解析求解,推导了见水时间和临界产量公式.通过实例计算分析了避水高度和水平井段长度对见水时间和临界产量的影响,确定了底水油藏水平井的最优避水高度和水平井段合理长度.该方法对提高水平井的开采效果和节约开采成本具有一定的理论指导意义.     

裂缝性低渗透气藏垂直裂缝井产能分析

利用椭圆流动模型和质量守恒法,建立并求解了考虑启动压力梯度影响的裂缝性低渗透气藏有限导流垂直裂缝井不稳定渗流的数学模型。绘制了产能动态曲线,同时分析了启动压力梯度、裂缝导流能力、弹性储能比和窜流系数对产能动态曲线的影响。分析结果表明:裂缝性低渗透气藏有限导流垂直裂缝井产能动态曲线可以划分为裂缝流动阶段、窜流阶段和总的系统径向流动阶段。启动压力梯度越大,产能越低;裂缝导流能力越大,产能越高;弹性储能比越大,产能越高;窜流系数越大,发生窜流的时间越早。这对深入认识裂缝性低渗透气藏有限导流垂直裂缝井的生产动态具有重要意义。     

常规底水油藏水锥高度计算方法研究

基于静力学原理和地下流体的运动规律方程,建立了底水油藏水锥体侧斜面为曲线情况下的水锥高度模型.该模型定量地描述了水锥高度与产量、油层厚度、井径向距离以及油层渗透率、原油黏度等因素之间的关系,根据该模型可求出最大水锥高度、不同径向距离处水锥高度、无水临界产量.同时建立了底水油藏水锥高度模型的求解方法:假定油相流动为平面径向流并不考虑油相非达西流动,可以求出模型的解析解;假定油相流动为球面向心流以及考虑油相非达西流动时,只能求出模型的数值解.同时结合矿场实例分析了水锥特征,为底水油藏开发提供了参考依据.     

基于树状分形网络的裂缝性气藏试井模型

针对裂缝性气藏试井渗流问题，基于树状分形网络对径向流动模拟的优越性，使用树状分形网络模拟气藏裂缝系统，并将树状分形网络嵌入到气藏中，提出了基于树状分形网络的裂缝性气藏试井模型，计算出试井模型的流动动态特征典型曲线，分析了长度比、直径比、分叉角度、总分叉级数和分叉级数对拟压力动态特征的影响，长度比、分叉角度和分叉级数主要影响动态特征典型曲线中基质系统向裂缝系统窜流阶段，总分叉级数主要影响总系统径向流阶段，直径比影响除井筒储集阶段外的所有阶段。结果表明，树状分形网络能够很好地模拟裂缝性气藏的渗流特征。     

裂缝-孔隙型双重介质气藏开发影响分析

为了研究裂缝孔隙型双重介质气藏开发特征,建立了考虑应力敏感、气体滑脱效应和高速非达西流的裂缝孔隙型双重介质气藏渗流模型,通过数值模拟分析了不同渗流效应对气井生产的影响。结果表明,当窜流系数大于等于10^-6时,双重介质气藏与等效均质气藏的生产特征基本一致,此时可以运用分析均质气藏的方法和理论来研究双重介质气藏。气井生产早期,应力敏感对井底压降和稳产期的变化规律影响不大;气井生产中后期,应力敏感作用增强;窜流系数越小,应力敏感对井底压降的影响越早表现出来,对稳产期的影响也就越大。气井生产初期,高速非达西渗流对井底压降影响很小,气井生产中后期,高速非达西渗流对井底压降的影响增大;窜流系数越小,高速非达西渗流效应影响越早显现出来,对井底压降和稳产期的影响也就越大。裂缝孔隙型双重介质气藏虽然存在气体滑脱效应,但由于储层及井底压力相对较高,气体滑脱效应对裂缝孔隙型双重介质气藏气井生产的影响很小。     

边水气藏高产气井见水时间预测方法

基于多孔介质流体质点渗流规律,考虑高产气井近井地带非达西效应,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。考虑气体非达西效应、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,并通过数学推导,得到高产气井边水气藏水舌突破时间的计算公式。应用表明,该公式考虑了气体非达西效应,与未考虑气体非达西效应的气井见水时间预测方法相比,预测时间更符合实际情况,对现场生产管理具有重要现实指导意义。     

考虑水平段长度与储层倾角的边水气藏见水时间预测新模型

目前,广泛应用于边水气藏见水时间的计算模型主要是基于直井且忽略储层倾角推导而来,未综合考虑水平井水平段长度与储层倾角对计算模型的影响,随着气藏开发中水平井应用的不断增多,地层复杂性不断增大,现有模型的计算结果必然误差较大。针对这一问题,基于流体力学和气水两相渗流理论,在考虑水平段长度、储层倾角等因素的情况下,利用水平井渗流模型得到压力场分布,通过舌进速度反演见水时间,推导出倾斜地层条件下边水气藏水平井见水时间预测新模型,并进行了敏感性分析。现场实例计算分析表明,新模型的计算结果相对误差小于10%,相比于常用计算模型,精度提高了20%~29%。敏感性分析表明,见水时间与水平段长度呈线性关系,水平段长度每增加10 m,见水时间增加230 d;见水时间与储层倾角基本属二次抛物线关系,储层倾角小于5°时影响并不显著,在储层倾角大于5°时见水时间增长迅速。研究成果对于边水气藏水平井的高效开发与合理配产具有一定的指导意义。     

苏里格气田盒8气藏气水层测井识别研究

鄂尔多斯盆地苏里格气田盒8气藏为弹性驱动的河流相低效气藏,储层非均质性强,在开发中普遍见水.根据试采情况将气藏储层分为气层、水层、气水层三类,开展气、水层的测井识别研究.以区内26口井50个射孔层段各层的试油结果作为依据,选出了700个样本点作为判识建模的标本,以声波时差和中子孔隙度等8个原始测井值作为判识变量组合,采用模糊判别分析,建立了各层的判识模型.回判结果表明,模型对气层精度达到97%,水层为89%,气水层为94%.利用未参加建模的出水井射孔段对模型进行验证,判识结果基本符合实际情况,模型具有较高精度.     

白节滩气田缝洞系统开发动态及气水关系分析

四川盆地下二叠统茅口组气藏为裂缝——溶洞型碳酸盐岩有水气藏,碳酸盐岩基质极其致密,裂缝溶洞空间分布及其气水关系具有高度非均质性．通过对白节滩气田各缝洞系统开发动态及气水关系的分析,阐明了储层非均质性是导致缝洞系统内气水关系复杂的主要原因,对见水井常采用排水找气的方式进行开采,以提高气藏的采收率．同时对其他类似碳酸盐岩缝洞型有水气藏的开发具有一定参考价值．     

考虑高速紊流的含CO2火山岩气藏数值模拟

针对火山岩气藏裂缝发育,裂缝内极易形成高速非达西紊流,而常规气藏的单一介质、达西渗流理论不适用于此类气藏的问题,通过对含CO2火山岩气藏流态实验分析,根据渗流力学基本原理,建立了考虑天然气高速非达西紊流渗流特征的双重介质气、水两相渗流数学模型。模型中气体渗流符合Forchheimer二项式方程,并采用有限差分方法对模型进行求解。利用长岭气田实际单井资料进行数值模拟研究表明:考虑裂缝高速紊流,稳产时间变短,预测期末采出程度降低;生产压差越大,高速紊流影响增加,压差达到8.9 MPa后,影响幅度降低;考虑生产压差6.65 MPa时,预测期末采出程度降低1.17%。因此,裂缝性火山岩气藏开发须考虑高速紊流的影响。     

底水油藏水平井合理位置的确定方法研究

底水油藏中水平井的合理位置是确保水平井高产稳产、延长无水采油期的关键所在。利用镜像反映及势函数的叠加原理,在获得底水油藏中任意一点的势函数后,得到了底水油藏中水平井底势差和水平井的产量方程,由此研究影响水平井产量、临界产量及见水时间的因素,通过研究获得了底水油藏中水平井的合理位置,为水平井开采底水油藏的优化设计提供了理论基础。