低渗气藏多层合采层间干扰系数的确定

对低渗气藏,为达到工业气流,常采用多层合采的方法。气藏多层合采层间干扰系数的计算,目前还没有合理的方法。根据气井多层合采物理模型,利用气井二项式产能公式及井筒压力计算模型建立了气井层间干扰系数的计算方法。实例计算了低渗气藏Y的16口气井的层间干扰系数,并进行了线性回归,得到气井层间干扰系数与层间跨度、测井KH差、生产压差的一个经验公式。利用该经验公式得到了低渗气藏Y的不同层的层间干扰系数,并采用面积加权平均,得到了Y气藏的干扰系数,得出Y气藏可多层合采的结论。该方法为低渗气藏开发方案的合理制定提供了重要依据。     

新场气田蓬莱镇组气藏整体增压开采方案研究

新场蓬莱镇组气藏为一浅层中型整装砂岩气藏,经过9年多规模开发已处于开发中后期低压阶段,受管网压力制约,气藏产量递减迅速,稳产困难,为维持气藏稳产,在气藏可采储量研究基础上,采用ReO软件对气藏生产系统进行建模并进行了21种增压开采方案优化模拟,研究表明气藏以川孝161、163、156三个井区为单元进行整体增压开采可以维持气藏稳产,较自然开采可多采出天然气2. 344 7×108m3,气藏单井平均采收率可提高8. 26%,气藏进行整体增压开采不仅能较快收回全部投资,而且能获得较好开发效益。关键词     

四川白马庙气田蓬莱镇组气藏储层综合描述

利用波阻抗和伽马反演相结合的方法 ,在四川白马庙气藏较好地识别出渗透性砂岩 ,对渗透性砂岩在三维空间中的展布规律进行了深入探讨 ,同时结合沉积微相、砂层的测井对比和地震属性综合解释等方面的研究 ,从另一个方面与储层反演结果相互验证 ,增加了认识的可信度。在此基础上提出了开发井位布署建议 ,并取得了较好的钻探效果。     

利用采油速度干扰系数评价油藏层间干扰

多层油藏合采时,层间地层压力将自动平衡,会导致注水开采阶段合采各层水淹程度及水驱动态特征具有较大的层间差异,降低了注水油藏的整体采收率。因此,需实时评价层间干扰,并制定合理的井网加密及层系细分调整方案,以提高储量动用的均衡程度。针对多层油藏注水开发中后期的层间矛盾,以开发过程中层间压力及水淹程度的变化差异为基础,利用油藏工程及数值模拟方法建立评价储量动用层间均衡程度的影响因素图,以油藏整体均衡动用为目标,分析注采过程中水淹及压力的层间变化差异对整体开发效果的影响规律。采油速度能够同时体现产能大小及储量动用程度,借鉴产量层间干扰系数的定义,建立了采油速度层间干扰系数的计算方法。结果表明,利用采油速度层间干扰系数能够更加合理地评价合采各层的均衡动用程度,并为制定层系细分界限提供定量依据。     

大段合采油井层间干扰主控因素研究

针对大段合采油井储层层间非均质性严重的问题,开展了层间干扰研究,确定层间干扰的主控因素。结合现 场试油实践,以层间干扰系数作为定量评价层间干扰程度的指标,对部分井的产能测试结果进行了分析,发现流压、生 产压差、含水率等因素均可对层间干扰程度造成影响。收集油田数据资料,计算了渗透率级差、厚度级差、层数、地层 压力系数级差、生产压差级差、平均黏度、孔隙度级差、流压级差等因素。采用复相关系数法对影响因素进行了初筛 选,根据基于熵权的灰色关联分析法计算了筛选后因素与层间干扰系数间的关联度,确定出层间干扰的主控因素,分 别为渗透率级差、层数、静压系数级差、合测含水率、生产压差级差和流压级差。     

白马庙气田蓬莱镇组气藏储层特征研究

白马庙蓬莱镇气藏属构造背景上的岩性气藏,也是以次生溶孔为主的致密砂岩体次生气藏。气藏具有近常规孔隙型和非常规裂缝-孔隙型两类储层,总体上具孔径小、喉道小、孔喉配位数小、宏观缝少、微裂缝发育、孔隙结构复杂、连通性差的特征。从砂岩储集特征的研究入手,分析了气井产能差异的根本原因,提出了提高气井产能的相应对策、建议。研究表明:气藏砂体规模小但砂体多且相互叠置;单层产能低但多层射开可积少成多。因此在精细地质评价基础上,采取多气层打开、分层压裂改造、分层测试和多层合采的方法可提高气井产能。     

新场气田须二气藏单井气水层识别模型研究

川西新场气田须二气藏为典型的低渗致密碎屑岩气藏,由于地质条件复杂,储层非均质性严重,气水分布十分复
杂,束缚水含量较高,气层、气水同层电阻率界限模糊不清,测井解释往往造成很大误判。针对这一难点,应用基于粒子群
算法（PSO）的核主成分分析与支持向量机（KPCA–SVM）模型进行气水层识别。模型先通过核主成分分析（KPCA）进行
非线性属性变量提取,再将提取的属性变量作为支持向量机（SVM）的输入变量,在识别过程中利用粒子群算法（PSO）寻
优,最终实现气水层识别。将模型应用于新场气田须二气藏气水层识别,识别结果符合研究区的实际情况。     

层间干扰实质与再认识

受各储层段岩性、物性以及开采过程中各层段地层压力与流体物性差异等因素影响,多层油藏在采用合注合采开发时,始终存在层与层之间相互制约和干扰的问题。不恰当的注水开发模式会导致各层吸水能力、出油状况及水淹程度差异加剧,生产动态上表现出较大的层间矛盾,从而影响各层段和油藏整体的均衡动用及最终采收率。目前定义的多种层间干扰系数能定量表征层间干扰现象,但其物理内涵与实际注水开发渗流过程不符。针对前期层间干扰研究存在的不足,以海上某油田典型多层油藏X为例,结合室内实验方法、油藏工程方法和数值模拟方法,剖析了多层合采早期实验测试及理论研究中存在层间干扰的根源和实质,确定了分段测试与整体测试之间表现出的层间干扰实质是油藏压力场与渗流场的非均衡性所致,并基于层间干扰实质研究成果,建立了考虑层间干扰的油井产能计算新方法。实例应用结果表明,基于层间干扰实质的层间矛盾定量评价及油井产能计算新方法更符合油藏实际情况,为多层油藏合注合采产能的预测及降低层间干扰对实际生产效果影响的策略制定提供了理论依据。     

合采井层间干扰现象数学模拟研究

海上油田多为大段合采,层间干扰现象较为严重,为了正确评价这一现象,基于渗流力学理论,建立了考虑层数、厚度、渗透率、孔隙度、黏度、地层压力、供给半径和相渗数据等因素的层间干扰评价数学模型,模型考虑了层间非均质性、启动压力梯度、井筒连通、以及液量转移4个方面的层间干扰机理。利用数学模型,计算了实际井合采时的各层产能和全井产能、分采时的各层产能和全井产能以及层间干扰系数,对合采和分采条件下的产能进行分析。研究结果表明,渗透率级差、测试工作制度、所处含水阶段、静压及其他,对层间干扰的贡献比例分别为50%、25%、15%、10%。层间干扰主要受层间非均质性的控制,在进行层系组合时,若渗透率级差小于4,则可保证层间干扰系数小于0.6;若渗透率级差小于10,则可保证层间干扰系数小于0.6。     

层系间窜流的诊断分析

系统地研究了检验报废井层系间窜流的测井方法,运用弹性不稳定渗流理论,建立了报废井层系间窜流的渗流数学模型,根据油田现场实际情况,对模型进行了适当的简化,运用杜哈美原理得到模型的解析解,并首次提出了层系间窜流量的计算方法,为便于油田现场应用,在微机Windows环境下开发和编制了层系间窜流解释和分析软件,并对大庆油田杏2－3－23井（报废井）和对应的更新井杏2－3－更23井的现场测试结果进行了计算和解释分析,所得结果和结论在油田得到了较好的验证,说明该方法及其软件具有一定的实用性。     

多光束点光源干涉的研究

运用光的干涉理论，分别讨论了点光源在平板厚度不均匀情况下的光强分布、条纹及特征,分析了多光束干涉对光强分布和条纹的影响，并推导出测量平板楔角的一种新方法。     

新场气田上沙溪庙组下部气藏沉积微相研究

以区域构造和陆相沉积为地质背景，利用层序地层学有关原理，对川西新场地区２０余口井的岩芯、测井和部分地震合成记录进行单井和联井的研究表明：该区上沙溪庙组下部砂岩沉积具完整的河流相沉积相序，自下而上为正韵律序列“二元结构”，河流砂体发育带是气藏的主产层，河流相点坝侧积体是油气富集的重要相带，不同的沉积微相是致密非均质性的宏观特征的反映。     

川西坳陷孝泉-丰谷构造带须家河组气藏成藏机制研究

据彭县须家河组地表剖面、岩芯观察和常规物性、压汞参数、铸体薄片等测试资料 ,统计约 2 0 0 0多个数据及油气显示资料 ,确认该区天然气属非常规致密储层气藏领域。针对成藏条件较为复杂和气藏特征零乱的特点 ,对储集、圈闭条件在油气生成、运移、聚集和保存等过程中相互配置的独特成藏机制进行了初步研究。须家河组气藏属于高压 -超高压气藏 ;气藏发育在油气主要生成期时运移条件良好的储集体中 ;须下组合为一具活跃地层水的似层状气藏 ,局部显示不规则特征 ;须上组合则表现为区域上不太规则的非层状储集体 ,局部仍属含水似层状气藏。总体看 ,气藏强烈依赖于裂缝的存在 ;气藏形态不受现今构造形态的严格控制 ;地腹储集体含气规模与砂体发育规模有正相关性     

川西坳陷蓬莱镇组沉积体系时空配置规律

利用14条露头剖面和部分钻井岩芯、测井及地震剖面资料,从川西坳陷蓬莱镇组中划分出冲积扇、河流、三角洲、扇三角洲、湖泊和湖底扇6种沉积体系,并对各沉积体系的主要特征进行了较为详细的描述,分析和总结、归纳了各沉积体系的时空展布规律及其与湖泊扩张、收缩的响应关系     

佳县-子洲地区太原组砂体成因及对储层的影响

按砂体的沉积特征和成因,可将鄂尔多斯盆地东部佳县—子洲地区的太原组砂体分为潮汐沟道砂体、河道砂体和潮下砂坝砂体三类。不同成因的砂体,在结构组分、构造、测井曲线和展布形态等方面均有较大的差异,这些特征又明显地影响后期成岩作用类型和强度,从而控制着储层的孔隙类型、物性、分布等特征。研究表明,最有利于储层形成与演化的砂体为潮汐沟道砂体,高的成分和结构成熟度导致胶结作用较强,压实和溶解作用表现不明显,使砂体内保留有相对多的粒间孔和高岭石晶间孔,物性也较好;这类砂体多呈条带状分布于太2时的中、南部地区,该区块的太2段亦是今后重点勘探的区块。河道砂体和潮下砂坝砂体的沉积特征决定了它们的储集性能不及潮汐沟道砂体,且分布局限,属于较差的储集砂体类型。     

临清坳陷德古2井油气成藏时期分析

德古2井包裹体分析表明,油气进入德古2井圈闭的时间是在沙三段一馆陶组沉积时期,天然气组分分析表明,在烃源岩的低熟和成熟阶段早期,油气就开始运移、聚集于德古2井圈闭,德古2井烃类气体主要来自于班型干酪根的早期裂解气。天然气碳同位素分析表现出低熟的煤成气特征,天然气成熟度Ro约为0.8%。石炭系一二叠系和奥陶系储层差,石炭系一二叠系煤系地层生排烃能力低,是德古2井获低产气流的主要原因。     

罗家寨气田飞仙关组储层测井评价

罗家寨气田由罗家寨构造和磙子坪构造组成,是四川东北部地区的主力气田,三叠系飞仙关组是四川盆地继石炭系后最优质的接替储层,在勘探初期对该构造就采用先进设备获得了大量优良的常规和成像测井资料,基于这些测井资料,对罗家寨气田的储层划分标准、流体性质判别和单井产能预测等方面进行了深入分析,认为：罗家寨气田飞仙关组储层为白云岩溶孔-溶洞型鲕滩储层,储集空间包括多种孔隙喉道、溶洞和裂缝,罗家寨构造属孔隙型储层,磙子坪构造为裂缝-孔隙型储层。为罗家寨气田进一步的开发提供了依据。     

川西拗陷压实规律研究

利用川西拗陷各井声波测井资料分别制作了泥岩、砂岩的压实曲线,统计了部分井压力系数与层位的关系,通过这些资料的综合分析,总结出了川西拗陷的压实规律。研究认为,川西拗陷在纵向上存在四个压实阶段,即快速压实阶段、正常压实阶段、过渡阶段、欠压实阶段;川西拗陷从北向南,各压实层段顶界深度有逐渐增大趋势;上三叠统的砂岩与泥岩存在类似的异常高压现象;不同压实阶段,油气分布特征不同,但气藏主要存在于过渡带和欠压实带。