非均质各向异性对地层渗流及油井产能的影响

非均质和各向异性对油藏内渗流及油井产能有明显影响。假设各向异性地层被间断面分隔成具有不同渗透率的非均质区域,利用坐标变换和镜像原理得到非均质各向异性地层渗流流动的解析解,给出了渗流特征和油藏工程分析。通过分析得出：一般情况下各向异性地层中的井点与其镜像井相对于间断面呈非对称分布,等压线在各区域内部呈椭圆形分布,但在间断面附近呈不规则分布。当相邻区域渗透率小于井所在区域渗透率时,各向异性强度越大,间断面与渗透率最大主方向夹角越大,则井控制面积越小,产量越小;反之亦然。当间断面与渗透率最大主方向夹角较大时,应适当加大井位到间断面的距离,以便增加单井的控制面积和产量;当间断面与渗透率最大主方向夹角较小时,应适当缩小井位到间断面的距离,以便提高间断面附近地质储量动用程度和最终采收率。     

各向异性油藏水平井渗流和产能分析

用拟三维方法分析了各向异性油藏的渗透率主值、主方向和油藏边界对水平井渗流的影响 ,给出了各向异性油藏内水平井渗流的压力场、流场分布及产量的解析解。结果表明 ,水平井的控制储量和产能由水平井方位、各向异性渗透率主值及主方向共同决定。计算产能时不仅要考虑边界点到井位的距离 ,还必须考虑边界点所处的位置。水平井与最大渗透率方向之间夹角越大及各向异性越强 ,则水平井的控制储量和产能越大。水平井筒中的流量分布及水平井所在直线上的压力分布既不受水平井方位的影响 ,也不受渗透率各向异性的影响。当油藏的水平方向尺度远大于其厚度时 ,水平方向渗透率对产能的影响明显大于垂向渗透率。水平井偏离地层的垂向中心位置越远 ,且水平井长度 (相对于地层厚度 )越小 ,水平井的产能越小。各向异性渗透率介质中的等压线不与流线相互正交     

各向异性油藏水平井渗流和产能分析

用拟三维方法分析了各向异性油藏的渗透率主值、主方向和油藏边界对水平井渗流的影响，给出了各向异性油藏内水平井渗流的压力场、流场分布及产量的解析解。结果表明，水平井的控制储量和产能由水平井方位、各向异性渗透率主值及主方向共同决定。计算产能时不仅要考虑边界占到井位的距离，还必须考虑边界点所处的位置。水平井与最大渗透率方向之间夹角越大及各向异性越强，则水平井的控制储量和产能越大。水平井筒中的流量分布及水平井所在直线上的压力分布既不受水平井方位的影响，也不受渗透率各向异性的影响。当油藏的水平方向迟度远大于其厚度时，水平方向渗透率对产能的影响明显大于垂向渗透率。水平井偏离地层的垂向中心位置越远，且水平井长度（相对于地层厚度）越小，水平井的产能越小。各向异性渗透率介质中的等压线不与流线相互正交。     

裂缝性油气藏压裂水平井试井分析

利用Green函数源函数法,通过镜像映射和叠加原理得到裂缝性油气藏水平井多段压裂改造后地层中任意一点的压力解。首先推导顶底封闭四周无限大、盒状及定压条件下单条裂缝生产时地层中任意一点在拉氏空间的压力计算公式,并假设水平井井筒无限导流,进一步建立水平井多段压裂改造后井底压力求解方法。基于Stehfest数值反演得到考虑井筒存储和表皮系数影响的水平井井底压力解。对不同边界条件下井底压力及压力导数的双对数曲线进行分析,并分析压裂裂缝参数对井底压力响应的影响。结果表明:压裂水平井存在压裂裂缝线性流、压裂裂缝径向流、地层线性流、系统径向流及边界影响五种流动阶段;同时由于油藏为双重介质油藏,所以还存在基质系统向裂缝系统的窜流;裂缝条数越多,生产相同的时间时井底无因次压降越小,但当压力波传到边界后裂缝条数不再对流动造成明显影响;裂缝半长会影响压裂裂缝径向流出现的时间及地层线性流之前的压降,且压裂裂缝越长,压裂裂缝径向流出现的时间越晚,生产相同的时间所需要的无因次压降越小;裂缝间距会影响裂缝径向流结束的时间,且缝距越小,裂缝径向流持续的时间越短。现场应用结果证明了模型的正确性。     

裂缝性油气藏压裂水平井试井分析

利用Green函数源函数法,通过镜像映射和叠加原理得到裂缝性油气藏水平井多段压裂改造后地层中任意一点的压力解。首先推导顶底封闭四周无限大、盒状及定压条件下单条裂缝生产时地层中任意一点在拉氏空间的压力计算公式,并假设水平井井筒无限导流,进一步建立水平井多段压裂改造后井底压力求解方法。基于Stehfest数值反演得到考虑井筒存储和表皮系数影响的水平井井底压力解。对不同边界条件下井底压力及压力导数的双对数曲线进行分析,并分析压裂裂缝参数对井底压力响应的影响。结果表明:压裂水平井存在压裂裂缝线性流、压裂裂缝径向流、地层线性流、系统径向流及边界影响五种流动阶段;同时由于油藏为双重介质油藏,所以还存在基质系统向裂缝系统的窜流;裂缝条数越多,生产相同的时间时井底无因次压降越小,但当压力波传到边界后裂缝条数不再对流动造成明显影响;裂缝半长会影响压裂裂缝径向流出现的时间及地层线性流之前的压降,且压裂裂缝越长,压裂裂缝径向流出现的时间越晚,生产相同的时间所需要的无因次压降越小;裂缝间距会影响裂缝径向流结束的时间,且缝距越小,裂缝径向流持续的时间越短。现场应用结果证明了模型的正确性。     

应力敏感储层拟稳态流动产能分析

考虑应力敏感和井底脱气的影响,推导了外边界封闭油藏在拟稳态流动阶段的产能方程。实例计算结果表明:在相同的生产压差下,应力敏感油藏单井产能向压力轴弯曲;产能比常规Vogel方程低考虑脱气影响时,油井存在极限生产压差。当实际生产压差高于极限生产压差时,增大生产压差,油井产能反而减小;而常规Vogel方程不存在这种现象。渗透率伤害系数越大,曲线弯曲越早,弯曲度越大,极限井底压力也逐渐增大。地层压力下降后产能曲线弯曲程度下降,表明地层压力下降后应力敏感对产能的影响逐步降低。当平均地层压力下降到一定程度后,极限井底压力消失。     

各向异性油藏水平井线性井网渗流场分析

为了直观地反映各向异性油藏水平井线性井网地层压力分布及流体运动轨迹的特点,建立了各向异性油藏水平井不稳定渗流的数学模型,利用源汇理论、Newman乘积法及压降叠加原理获得了各向异性油藏水平井井网不稳定渗流地层压力公式,给出了流线生成方法,研究了水平井线性井网渗流场分布规律。结果表明:储层各向异性和生产时间对水平井线性井网渗流场影响较大。在不同的各向异性强度下存在着不同的最佳井排距,使水驱波及效率和水平井的产能达到最大。生产时间越长,则压力传播范围越广,采出程度越高。利用本文方法产生的流场图能够为各向异性油藏水平井开发井网设计、剩余油分析及注入方案的优化提供科学依据。     

幂律型稠油在压敏油藏中的压力及产能研究

为了解决已有的压敏油藏压力及油井产能计算方程无法考虑幂律型稠油的问题,基于压敏油藏以及具有幂律型稠油油藏的渗流理论,推导了压敏油藏中幂律型稠油油藏压力分布和产能方程,并通过实例进行了验证.对压力分布特征及影响油井产能的因素进行了分析.结果表明,稠油幂律性对压力分布影响明显,同时,由于压降漏斗的存在,渗透率在生产井附近也呈漏斗状分布.地层原油的幂律指数越小,压敏指数越大,生产井产能越低.压敏油藏的生产井存在最优生产压差,在实际生产中应予以考虑.     

断块油藏水平井与直井组合井网渗流解析解及其应用

通过坐标转换,将渗透率各向异性断块油藏转换为等价的各向同性断块油藏,分析水平井与直井组合井网及断层边界的变化;基于保角变换方法计算断块油藏水平井和直井组合井网势的分布,并研究组合井网在地层中的流线分布;建立渗透率各向异性断块油藏水平井与直井组合井网的产能计算公式.结果表明:断块油藏部署水平井与直井组合井网时,主流线与水平井的交点位于水平井两端点之间,并随水平井距断层距离的减小而向水平井中心点靠近;组合井网产能公式计算误差小于常用的水平井产能计算公式的,与实际生产数据吻合较好.     

基于渗透率张量的各向异性油藏两相渗流数值模拟

针对油藏中存在的渗透率各向异性问题,建立全渗透率张量的油水两相渗流数学模型,利用有限元方法在空间域上进行离散,采用隐式差分格式在时间域上离散,得到地层中不同位置处的压力和含水饱和度变化规律。结果表明:各向异性油藏中的注水前缘与各向同性油藏有明显不同,主要沿渗透率主值较大的方向推进;渗透率主值较大方向与注采井连线夹角较小,注入水推进较快,生产井见水较早;注入水前缘的前进方向和速度受各向异性地带渗透率主轴方向和渗透率主值的影响,各区域内注入水沿渗透率主值较大的方向驱替速度较快。     

考虑启动压力的层状油藏开发指标计算方法

目前大多数开发指标预测方法适用于中高渗油田,并没有考虑启动压力的影响。在多层非活塞式水驱油藏模
型的基础上,考虑启动压力的影响,推导出了一套定液量生产时的开发指标计算方法。该方法可以反映多层合采时不
同渗透率层的有效生产压差不同;低渗层因启动压力大,供液能力低甚至不供液的问题。通过油田实例进行了验证,
结果表明：多层合采时,由于油水渗流阻力的变化,随着生产的进行,生产压差逐渐减小,高渗透层的产液比例越来越
大,层间干扰加剧。该方法准确反映了实际油藏的生产特征,可以用于提液等措施的效果预测。     

高地层倾角油藏高低部位油井液量配比研究

在高倾角断块油藏中,受重力作用影响,高、低部位油井开发效果差异大。运用物理模拟实验分析了地层倾角对高、低部位油井开发效果的影响,推导了考虑均衡驱替的水驱断块倾角油藏高、低部位油井产液量配比计算方法,并通过与数值模拟结果对比,验证了油井产液量配比计算方法的准确性。研究发现：随着储层倾角的增加,高部位流线变少、水驱波及区域变小、采出程度变低。随着储层倾角增加,达到均衡动用所需的油井产液量配比(高部位油井产液量与低部位油井产液量比)增加。在相同储层倾角的情况下,随着原油密度和注水强度增加,倾角对达到均衡驱替所需的油井产液量配比的影响变弱,油井产液量配比降低。该研究对高倾角断块油藏均衡开发具有指导意义。     

致密砂岩油藏流体赋存特征及有效动用研究

利用核磁共振和离心仪,研究了不同渗透率致密岩芯流体的赋存特征。研究表明：致密油藏流体可流动的喉
道半径下限值为0.05 µm;岩芯中纳米级喉道所控制的流体百分数随着岩芯渗透率降低而急剧上升,而纳米级喉道所
控制的可动流体体积随渗透率的减小呈逐渐增加趋势;微米级喉道所控制的流体和可动流体百分数随岩芯渗透率降
低而急剧下降,亚微米级喉道所控制的流体和可动流体百分数随岩芯渗透率降低而先增加后减小,呈抛物线变化趋
势。在此基础上,利用油藏数值模拟方法,通过研究分段压裂水平井不同井型组合不同开采方式对致密油藏有效动用
的影响,得到分段压裂水平井采用注CO2 补充能量开发效果最好,采用注水补充能量开发效果一般,衰竭开采的效果
最差。     

非均质储层纳微米聚合物颗粒体系驱油实验研究

为了深入揭示低渗透储层非均质性对聚合物颗粒分散体系驱油效果的影响,采用平板填砂模型和岩芯串、并
联组合实验技术,对纳微米聚合物颗粒分散体系进行了非均质驱油实验研究,并分析了纵向、横向非均质性和渗透率
级差对驱油效果的影响。平板填砂模型模拟实验结果表明,聚合物颗粒分散体系对改善储层纵向非均质性效果更明
显,在纵向非均质模型中提高的采收率比横向非均质模型高9.83%。岩芯组合模拟实验结果表明,随着渗透率级差增
加,聚合物颗粒分散体系提高串、并联岩芯组合模型的采收率均逐渐增大,在相近渗透率级差变化情况下,聚合物分散
体系提高串联岩芯组合模型的采收率增幅为6.65%,而提高并联岩芯组合模型的采收率增幅为9.48%;渗透率级差越
大,高、低渗岩芯的分流量相差越大,聚合物颗粒分散体系调驱后,高渗岩芯的分流量降低,低渗岩芯的分流量增大。     

泌阳凹陷王集油田Ⅲ断块油层特征及控制因素

目的 探讨相带变化频繁、地表水作用活跃、存在多套油气系统和测井响应复杂的断块油层特征及其控制因素。方法 从地质、测井及多参数判别等方面，对王集油田核桃园组核三段的高、低电阻率断块油层、高电阻率水层进行了综合分析与研究。结果 断块区的油水分布受断层、沉积微相、储层性质、地层水等因素的共同控制，相对高电阻率油层主要分布于构造部位较高和封闭性较好的分流河道砂体中，低电阻率油层主要分布于分流河道砂体边缘部位或断层附近，高电阻率水层主要分布于断层附近。结论 只有掌握了高、低电阻率油、水层的特征、成因及富集规律，才能比较准确地识别断块油层。     

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。     

特高含水期非均质油层动用状况评价方法

特高含水期水驱油藏层间、井间动用程度差异大,需要通过注采系统调整与结构调整等挖潜措施提高薄差油
层的动用程度。基于采收率与波及系数、驱油效率的关系式,引入了驱油效率系数这一概念,用于描述多层非均质油
藏的动用状况,并建立了多层非均质油藏小层驱油效率系数与采收率的关系式,结合数值模拟结果,计算了每个小层
的驱油效率系数。通过分析压裂、堵水、细分注水等结构调整措施前后的驱油效率系数累积分布曲线形态、驱油效率
系数平均值与变异程度的变化,反映油层间动用程度的差异及高低。结果表明,措施后驱油效率系数累积分布曲线向
右偏移、斜率变大、驱油效率系数的变异程度变小、平均值变大,说明非均质油层的动用程度和动用不均匀状况得到明
显改善,实现了对油层动用程度的定量分析。为特高含水期非均质油层动用状况评价提供了一种新方法和理论依据。     

致密油藏多级压裂水平井数值模拟及应用

随着越来越多致密油藏投入开发,致密油藏开发已经成为国内外的热点。建立了多级压裂水平井渗流数学模
型,编制了三维三相致密砂岩非线性渗流数值模拟模型。利用成熟商业软件对开发的新模型进行了验证。对实际生
产井进行了历史拟合,对裂缝导流能力、改造区域规模、改造区域渗透率、非线性系数、初始压力等参数进行了分析。
结果表明：开发的新模型能够对致密油藏多级压裂水平井进行有效地模拟,并反映致密油藏渗流的非线性特征。适当
增加裂缝导流能力、增大改造区域、改造区域渗透率能够减小近井周围流动阻力,增大产能,而非线性系数增加了流体
流动阻力,减小了产能。     

低渗透油藏井间储量动用状况分析新方法

油藏启动压力梯度对油藏的储层动用有着很大的影响,启动压力梯度越大储层越难动用。从低渗透油藏流体
渗流机理上出发,采用现场早期束缚水条件下单相渗流的生产动态数据及试井解释资料,利用试井方法求得研究区的
启动压力梯度,并建立启动压力梯度与渗透率的关系。分析典型反九点井组内注水井与采油井井间的驱动压力梯度
变化特点,据此确定井间储层物性与储量动用关系。通过对比实际储层的渗透率值与所得到的储层流体启动所需渗
透率值的大小,从而判断储层内流体是否流动。该方法采用定量分析低渗透油藏井间储量动用状况,为同类油藏确定
井间剩余油分布提供了参考。     

高邮凹陷花庄地区阜三段断块—岩性油藏成藏特征研究

通过对高邮凹陷花庄地区阜三段油藏特征的研究,指出阜三段地层为三角洲沉积,主要储集砂体类型有水下分流河道、前缘席状砂和远砂坝,分布稳定,具有较高的孔隙度和渗透率;良好的储集砂体、下伏阜二段烃源岩、复杂的断裂体系和断块（鼻）构造、阜三段内泥岩和上覆阜四段大套泥岩盖层等是本区有力的成藏条件;油藏以断层控制为主,储层物性和岩浆活动为辅,油藏类型有3类,即断块（鼻）油气藏,断块遮挡油气藏、断层-岩性油藏。